Titre Ier
RÉsiliation des contrats de concession d’Énergie hydraulique et attribution de droits rÉels sur les ouvrages et les installations hydrauliques de plus de 4 500 kilowatts

Article 1er
Résiliation des contrats de concession d’énergie hydraulique d’une puissance installée supérieure à 4,5 mégawatts

Adopté par la commission avec modifications

L’article 1er prévoit la résiliation des contrats de concession d’énergie hydraulique de plus de 4 500 kilowatts afin d’appliquer aux installations concernées par ces contrats le nouveau régime juridique de gestion et d’exploitation prévu par la proposition de loi. Ce nouveau régime doit permettre de clore les deux précontentieux de la Commission européenne portant sur le régime concessif actuel.

le droit en vigueur
1. Les caractéristiques du régime concessif applicable aux installations hydrauliques

Le premier alinéa de l’article L. 511-1 du code de l’énergie dispose que l’exploitation de la force motrice de l’eau nécessite une concession ou une autorisation de l’État. Cette disposition a été introduite en droit par la loi du 16 octobre 1919 relative à l’utilisation de l’énergie hydraulique.

L’article L. 511-5 du même code précise le régime applicable selon la puissance de l’installation :

– les installations hydrauliques dont la puissance est inférieure ou égale à 4 500 kilowatts (kW) sont exploitées sous le régime de l’autorisation ;

– les installations dont la puissance excède 4 500 kW sont exploitées sous le régime de la concession.

Les usines implantées sur le domaine public maritime ou en zone économique exclusive, à l’exception des usines marémotrices, sont dispensées de ces deux régimes.

C’est donc sous le régime de la concession que les grands barrages hydroélectriques actuellement en service ont été construits, pour le compte de l’État.

Les exploitants des concessions hydroélectriques

On compte aujourd’hui 340 concessions environ, qui représentent 90 % de la puissance hydroélectrique installée en France. Les trois principaux opérateurs de ces concessions sont EDF (70 % de la production hydroélectrique nationale), la Compagnie nationale du Rhône (25 %) et la Société hydroélectrique du Midi [SHEM] (3 %). EDF est une société anonyme dont le capital est détenu à 100 % par l’État en application de la loi. La CNR est détenue majoritairement par des personnes publiques (33,2 % par la Caisse des dépôts et 16,83 % par des collectivités territoriales) et par Engie. La SHEM est une filiale du groupe Engie. Au sein d’Engie, entreprise à capitaux majoritairement privés, l’État détient 23,64 % du capital et 34,13 % des droits de vote, ainsi qu’une action spécifique ([1]).

Le reste des capacités installées (environ 750 MW et 70 concessions) correspond essentiellement à des concessions internationales ou à des installations détenues par de petits concessionnaires, généralement sous statut de droit privé.

Source : rapport de la mission d’information sur les modes de gestion et d’exploitation des installations hydroélectriques

Ces contrats de concession, dont la durée ne peut excéder 75 ans ([2]), arrivent progressivement à échéance. Fin 2022, on comptait déjà 38 concessions échues, et la Cour des comptes estimait alors que ce nombre devrait atteindre 61 au 31 décembre 2025, en continuant à augmenter rapidement ensuite ([3]).

Échéances des concessions hydroélectriques

Source : Cour des comptes, d’après la direction générale de l’énergie et du climat

Pour les concessions déjà échues, le troisième alinéa de l’article L. 521-16 du code de l’énergie permet la prorogation de la concession aux conditions antérieures, jusqu’au moment où est délivrée la nouvelle concession. La « prorogation aux conditions antérieures » signifie que l’exploitant ne peut réaliser aucun investissement substantiel dans la concession et qui n’aurait pas été prévu dans le cahier des charges initial du projet. Ce régime de prorogation, appelé « régime des délais glissants », a donc été instauré dans l’attente de trouver une solution permettant de ne pas mettre en concurrence ces concessions.

Des concessions dont la modification substantielle ou le renouvellement devraient faire l’objet d’une mise en concurrence

L’article L. 1121-1 du code de la commande publique (CCP) définit un contrat de concession comme « un contrat par lequel une ou plusieurs autorités concédantes […] confient l’exécution de travaux ou la gestion d’un service à un ou plusieurs opérateurs économiques, à qui est transféré un risque lié à l’exploitation de l’ouvrage ou du service, en contrepartie soit du droit d’exploiter l’ouvrage ou le service qui fait l’objet du contrat, soit de ce droit assorti d’un prix ».

Transposant les dispositions de la directive 2014/23/UE en droit français, dite directive « Concessions » ([4]), l’article L. 3121-1 du même code pose le principe d’une procédure de publicité et de mise en concurrence pour choisir un concessionnaire. Le dernier alinéa de l’article L. 521-1 du code de l’énergie prévoit, quant à lui, que les dispositions du code de la commande publique relatives aux concessions s’appliquent aux contrats de concession d’énergie hydraulique.

En l’état actuel du droit, les contrats de concession devraient donc être remis en concurrence à leur échéance, mais aussi en cas de modification substantielle non prévue dans le contrat initial de la concession. Ainsi, le premier alinéa de l’article L. 511-6-1 code de l’énergie n’autorise les augmentations de puissance d’installations concédées que lorsque les modifications que cela implique sur le contrat de concession initial « ne sont pas substantielles ou sont de faible montant ».

Outre ces règles relatives à la commande publique, le marché de la production d’électricité est, par ailleurs, ouvert à la concurrence depuis 1996 ([5]).

Or, la France refuse aujourd’hui la remise en concurrence de ses concessions hydroélectriques, refus unanimement soutenu par la représentation nationale.

Les raisons de ce refus ont été largement détaillées dans le rapport d’information sur les modes de gestion et d’exploitation des installations hydroélectriques de vos rapporteurs : elles ne seront pas, à nouveau, exposées dans le détail ici ([6]). Il peut simplement être rappelé que, parmi les raisons invoquées, figuraient notamment la nécessaire préservation d’un fonctionnement des installations hydroélectriques par vallée et bassin, l’attention à porter à la conciliation entre les différents usages de l’eau, le caractère stratégique de ces ouvrages, nécessitant un haut niveau de sûreté et de sécurité, ou encore les enjeux sociaux, incluant des risques de perte d’expertise et de savoir-faire en cas de changement de concessionnaire.

L’impasse juridique dans laquelle se trouvent ces concessions hydrauliques, pour lesquelles la mise en concurrence est refusée, empêche tout investissement et tout développement de nouveaux projets de la part des exploitants historiques.

deux procédures précontentieuses ont été lancées par la Commission européenne concernant les concessions hydroélectriques françaises

Le régime d’exploitation des installations hydroélectriques françaises fait l’objet de différends avec la Commission européenne depuis plus de vingt ans.

Dès 2003, la France avait fait l’objet d’une première procédure d’infraction déclenchée par la direction générale de la concurrence (DG COMP) de la Commission européenne en raison du maintien d’un droit de préférence au profit du concessionnaire sortant dans la législation nationale. La procédure avait été close en 2005, notamment grâce à la suppression, en droit national, de ce droit de préférence par la loi n° 2006-1172 sur l’eau et les milieux aquatiques.

Aujourd’hui, deux procédures précontentieuses visent la France, qui concernent ses concessions hydroélectriques.

La première, à l’initiative de la DG COMP, date de 2015. Elle se fonde sur les articles 102 et 106 du Traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (TFUE), qui prohibent l’octroi ou le maintien d’une position dominante sur le marché. Il est reproché à la France l’octroi et le maintien, au profit d’EDF, de la majeure partie des concessions hydroélectriques françaises sur le territoire métropolitain, en l’absence de toute mise en concurrence.

La seconde, à l’initiative de la direction générale du marché intérieur, de l’industrie, de l’entrepreneuriat et des PME (DG GROW), date de 2019. Elle concerne plus spécifiquement le régime des concessions hydroélectriques et se fonde sur les articles 49 et 56 du TFUE, qui prohibent toute restriction à la liberté d’établissement et à la libre prestation de services, ainsi que sur la directive « Concessions » de 2014. Il est reproché à la France l’absence de mise en concurrence des concessions hydrauliques arrivées à échéance, la possibilité – existante dans le code de l’énergie, mais jamais utilisée – de prolonger une concession lorsque la réalisation de travaux nécessaires à l’atteinte des objectifs de politique énergétique de la France l’exige ([7]), ainsi que l’octroi de certaines concessions dans les années 2010 sans mise en concurrence.

La mise en demeure de 2019 concernait non seulement la France, mais aussi sept autres États-membres : le Portugal, l’Italie, l’Autriche, l’Allemagne, la Pologne, la Suède et le Royaume-Uni. Toutefois, seule la procédure à l’encontre de la France est encore ouverte à ce jour.

Le dispositif proposé

L’article premier de la proposition de loi prévoit la résiliation des contrats de concession d’énergie hydraulique de plus de 4,5 mégawatts (MW), dans les conditions décrites aux articles suivants de la proposition de loi.

Cette résiliation concerne tous les contrats de concession de plus de 4,5 MW en vigueur au moment de la publication de la loi, non encore échus ou bien échus et prorogés sous le régime des « délais glissants ».

Elle ne concerne pas les concessions dites « autorisables », dont la situation est singulière. Une loi de 1980 ([8]) a en effet relevé le seuil au-delà duquel les installations hydroélectriques doivent être exploitées sous le régime de la concession de 0,5 MW à 4,5 MW. En vertu du principe de non-rétroactivité de la loi, cette disposition ne s’est pas appliquée aux contrats de concession en cours : cela explique l’existence, à ce jour, d’une soixantaine de concessions « autorisables », dont la puissance est comprise entre 0,5 MW et 4,5 MW. Les rapporteurs proposent que la situation de ces concessions « autorisables » fasse l’objet d’un véhicule législatif dédié.

La résiliation des contrats de concession applicables aux installations hydrauliques de plus de 4,5 MW est un prérequis indispensable pour appliquer un nouveau régime à celles-ci, dont les grandes lignes ont fait l’objet d’un accord de principe entre le Gouvernement français et la Commission européenne fin août 2025 ([9]).

Le détail de ce nouveau régime d’exploitation est décrit dans les commentaires des autres articles de la proposition de loi. Ce régime prévoit :

– le passage d’un régime de concession à un régime d’autorisation, nouveau et distinct de celui applicable aux installations hydrauliques d’une puissance inférieure ou égale à 4,5 MW (voir le commentaire de l’article 7) ;

– le maintien de la propriété des installations à l’État avec l’attribution d’un droit réel à l’exploitant sur les installations concernées, assorti d’un droit d’occupation domaniale (voir le commentaire de l’article 2) ;

– la refonte de la fiscalité et du régime des redevances applicables à ces installations (voir le commentaire de l’article 8) ;

– la création d’un régime de contreparties applicable à EDF, qui devra mettre à disposition, contre rémunération, une capacité virtuelle de production hydroélectrique auprès de tiers pendant vingt ans (voir le commentaire de l’article 12).

Les modifications apportÉes par la commission

La commission a adopté l’amendement rédactionnel CE127 de la rapporteure.

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Article 2
Création d’un régime de droit réel associé à un droit d’occupation domaniale pour les installations hydrauliques de plus de 4,5 MW précédemment concédées

Adopté par la commission avec modifications

L’article 2 crée un nouveau régime de droit réel, assorti d’un droit d’occupation domaniale, pour les titulaires des contrats de concessions hydrauliques de plus de 4,5 MW qui sont résiliés en application de l’article 1er de la proposition de loi. Ce nouveau régime permet de maintenir la propriété de l’État sur ces installations hydrauliques, tout en permettant à l’exploitant d’en jouir et d’effectuer de nouveaux investissements liés à celles-ci.

le droit en vigueur

Bien qu’il s’agisse d’un dispositif juridique sui generis, le régime de droit réel assorti d’un droit d’occupation domaniale, créé à l’article 2 de la proposition de loi, présente des similitudes avec des régimes juridiques déjà existants.

Le bail emphytéotique de droit commun

Le bail emphytéotique de droit commun est décrit aux articles L. 451-1 à L. 451-13 du code rural et de la pêche maritime (CRPM). Ce type de bail, conclu pour un bien immeuble, pour une longue durée (18 à 99 ans), confère au preneur un droit réel sur le bien. Ce droit réel peut notamment être cédé ou faire l’objet d’une hypothèque ; un changement de destination peut être opéré. Cependant, la conclusion d’un bail emphytéotique est également assortie de garanties encadrant l’utilisation du droit réel sur le bien immeuble concerné : par exemple, l’article L. 451-7 du même code dispose que « le preneur ne peut opérer dans le fonds aucun changement qui en diminue la valeur ».

En contrepartie de l’octroi de ce droit, une redevance est payée par le preneur au bailleur.

Le bail emphytéotique administratif

Des baux emphytéotiques administratifs (BEA) peuvent être conclus par certaines personnes publiques pour l’occupation de leur domaine public. Ces baux présentent des garanties plus strictes sur les droits octroyés au preneur par rapport à un bail emphytéotique de droit commun, en particulier pour tenir compte des impératifs propres à la domanialité publique.

Les BEA constituent un aménagement aux principes d’inaliénabilité et d’imprescriptibilité du domaine public. C’est la loi n° 88-13 du 5 janvier 1988 du 5 janvier 1988 d’amélioration de la décentralisation qui a autorisé la conclusion de tels baux.

L’article L. 2341-1 du code général de la propriété des personnes publiques (CG3P) autorise la conclusion d’un BEA pour un bien immobilier appartenant à l’État, à CCI France ou à une chambre de commerce et d’industrie. La conclusion d’un tel bail n’est cependant possible que pour des objets strictement limités, à savoir la restauration, la réparation ou la mise en valeur dudit bien. Parmi les garanties prévues dans le cadre d’un tel bail, figurent en particulier :

– la possibilité de céder les droits résultant du bail uniquement avec l’agrément de la personne publique propriétaire et à une personne subrogée au preneur pour l’exercice des droits et des obligations découlant de ce bail ;

– l’hypothèque n’est possible « qu’en vue de garantir des emprunts contractés par le preneur pour financer la réalisation des obligations qu’il tient du bail » et le contrat afférent doit être approuvé par la personne publique ;

– si les constructions réalisées dans le cadre du bail peuvent donner lieu à des contrats de crédit-bail, de tels contrats doivent comporter des clauses permettant de préserver les exigences du service public.

La loi n° 2009-179 du 17 février 2009 pour l’accélération des programmes de construction et d’investissements publics et privés autorise également la conclusion d’un BEA, pour un bien immobilier appartenant à l’État ou à ses établissements publics, afin de réaliser des logements sociaux.

Les collectivités, leurs établissements publics et leurs groupements peuvent conclure des BEA en application des articles L. 1311-2 à L. 1311-4 du code général des collectivités territoriales (CGCT). L’article L. 1311-2 du CGCT dispose qu’un bien immobilier appartenant à une collectivité peut faire l’objet d’un tel bail « en vue de la réalisation d’une opération d’intérêt général relevant de sa compétence ou en vue de l’affectation à une association cultuelle d’un édifice du culte ouvert au public ». Des garanties proches de celles prévues par le CG3P pour les baux emphytéotiques administratifs conclus par l’État sont prévues.

Afin de bien distinguer le bail emphytéotique administratif d’un contrat de la commande publique, et pour éviter toute requalification du premier en un tel contrat, soumis à des obligations de publicité et de mise en concurrence, le deuxième alinéa du I de l’article L. 2341-1 du CG3P et le troisième alinéa de l’article L. 1311‑2 du CGCT disposent tous deux qu’un BEA ne peut avoir pour objet l’exécution de travaux, la livraison de fournitures, la prestation de services ou la gestion d’une mission de service public, avec une contrepartie économique qui peut prendre la forme d’un prix ou d’un droit d’exploitation. Autrement dit, le BEA ne doit pas avoir pour objet de répondre à un besoin de l’État.

Le BEA fait l’objet du paiement d’une redevance par le preneur. Le dernier alinéa du I de l’article L. 2341-1 du CG3P dispose que le preneur peut se libérer du paiement de celle-ci d’avance, pour tout ou partie de la durée du bail.

Plus généralement, L’occupation du domaine de l’État est soumise à autorisation

L’occupation du domaine public nécessite de disposer d’une autorisation, en application de l’article L. 2122-1 du CG3P.

L’article L. 2122-6 du même code dispose que le titulaire d’une autorisation d’occuper le domaine public dispose d’un droit réel sur les ouvrages, constructions et installations à caractère immobilier qu’il réalise pour l’exercice d’une activité autorisée par ce titre, sauf prescription contraire de celui-ci. La durée de l’autorisation est fixée par le titre d’occupation et ne peut excéder 70 ans.

Les articles suivants du CG3P décrivent les obligations particulières qui s’appliquent à l’utilisation du domaine public et qui présentent certaines similitudes avec celles appliquées dans le cadre de la conclusion d’un BEA.

Tout comme pour le BEA, il est prévu le paiement d’une redevance en contrepartie de l’occupation ou de l’utilisation du domaine public ([10]).

Le dispositif proposé

Les installations hydrauliques de plus de 4,5 MW aujourd’hui exploitées sous le régime de la concession appartiennent à l’État. Leur passage en régime d’autorisation, tel que prévu à l’article 7 de la proposition de loi, conduit nécessairement à s’interroger sur ce qu’il devra advenir de cette propriété.

Les rapporteurs avaient rappelé, dans leur rapport d’information sur le mode de gestion et d’exploitation des ouvrages hydroélectriques, qu’ils souhaitaient pouvoir maintenir la propriété publique des ouvrages lors du passage en régime d’autorisation, tout en évitant un risque de requalification en contrat de la commande publique.

Ainsi, l’article 2 crée un nouveau régime ad hoc de droit réel, assorti d’un droit d’occupation domaniale, attribué aux exploitants actuels des concessions en vigueur et résiliées par l’article 1er, afin qu’ils puissent poursuivre l’exploitation des ouvrages et des installations hydrauliques concernés, sans nécessité pour l’État de leur céder la propriété de ceux-ci.

Ce régime s’appliquera à toutes les concessions hydrauliques de plus de 4,5 MW actuellement en vigueur, à condition que le concessionnaire signe la convention permettant d’attribuer ces droits (voir commentaire de l’article 5). Il concerne également les concessions situées dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental.

Le droit réel est indissociable du droit d’occupation domaniale lors de son attribution, de sa cession éventuelle (voir le 2° du II), de la conclusion de la convention permettant son attribution (voir le commentaire de l’article 5), ainsi que pour déterminer le montant de la contrepartie financière dont l’exploitant doit s’acquitter en échange de ce droit (voir le commentaire de l’article 4).

Ce régime ne s’appliquera pas aux nouvelles installations hydroélectriques qui seraient construites en site vierge.

Ces nouvelles installations seront la propriété de l’exploitant, qui devra disposer des autorisations requises en application de l’article 7 de la proposition de loi. Si ces nouvelles installations sont implantées sur le domaine public, l’exploitant devra disposer d’une autorisation d’occuper le domaine public, dans les conditions de droit commun.

Le premier alinéa du I de l’article 2 rappelle que ce nouveau régime de droit réel, assorti d’un droit d’occupation domaniale, contribue à ce que l’exploitation des ouvrages hydroélectriques concernés soit conciliée avec un certain nombre de raisons impérieuses d’intérêt général (RIIG) ([11]) – sûreté, sécurité d’approvisionnement en électricité, gestion équilibre de la ressource en eau, protection de la ressource en eau, efficience de l’exploitation de l’énergie hydraulique – tout en garantissant l’accès de tiers à des capacités électriques présentant des caractéristiques de flexibilité proches de celle de l’énergie hydraulique, grâce au mécanisme de contreparties prévu à l’article 12 de la proposition de loi. La combinaison de ces RIIG et de ce mécanisme de contreparties permet de justifier l’attribution prioritaire aux exploitants actuels du droit réel et du droit d’occupation domaniale.

Les droits ainsi attribués le sont pour une durée de 70 ans. Ils feront l’objet d’une contrepartie financière (voir le commentaire des articles 4 et 5).

Les alinéas 2 à 4 de l’article 2 définissent précisément l’objet du droit réel, à savoir la jouissance des ouvrages et des installations existants et le droit d’en réaliser d’autres s’ils en constituent une extension, dès lors qu’ils prennent appui sur ces derniers ou que leur exploitation est indissociable de ceux-ci. Le même régime juridique que celui des installations existantes s’applique à ces nouvelles réalisations : elles sont la propriété de l’État et font l’objet d’un droit réel. Le titulaire du droit réel devra toutefois disposer des autorisations requises, notamment au titre du code de l’environnement et du code de l’énergie.

Chaque installation (avec les ouvrages attenants) fera l’objet d’un droit réel : il n’y a pas un seul et unique droit réel attribué pour l’ensemble des installations et des ouvrages que détient chaque concessionnaire. En revanche, lors de la signature de la convention attribuant ces droits réels, le concessionnaire ne pourra pas choisir de conserver certaines installations et de se séparer d’autres : l’attribution de l’ensemble des droits réels correspondant aux ouvrages et installations du concessionnaire se fera « en bloc » (voir le commentaire de l’article 5).

Le II de l’article 2 précise les spécificités du droit réel.

Le 1° du II précise sous quelles conditions les ouvrages peuvent être modifiés et dispose, en particulier, que le titulaire de ce droit réel doit garantir l’intégrité des ouvrages et des installations.

Il est notamment précisé que le titulaire doit garantir l’intégrité des ouvrages et des installations, mais qu’il n’est pas tenu de les reconstruire en cas de destruction par cas fortuit, par force majeure, par l’effet de vices antérieurs à l’attribution du droit réel ou en cas de destruction imposée par l’État. Il ne peut pas détruire ni réclamer aucune indemnité lorsqu’il opère des améliorations ou des constructions qui augmentent la valeur du bien.

Ces dispositions ont donc pour objet de garantir l’intégrité du domaine, tout en laissant au titulaire la liberté – et non l’obligation – de procéder à des investissements sur les installations.

Pour ce qui concerne les baux emphytéotiques administratifs, la doctrine, mentionnant une jurisprudence de la cour administrative d’appel de Paris, relève qu’un tel bail qui « ne précise pas la nature des travaux de rénovation à entreprendre ni les modalités de leur réalisation et dont les clauses relatives aux charges et conditions du bail se bornent à veiller à l’affectation et à la conservation en bon état d’entretien du domaine n’est ni un marché ni une concession de travaux » ([12]).

Le 2° du II permet, sur demande de l’exploitant et avec l’accord de l’État, de céder le droit réel. Une telle cession pourrait notamment avoir lieu pour optimiser le fonctionnement de certaines chaînes hydrauliques, tout en favorisant la gestion de la ressource en eau.

Le 3° du II précise que le droit réel est susceptible d’hypothèque ou de donner lieu à la conclusion d’un contrat de crédit-bail uniquement avec l’approbation de l’État et à la condition de financer la réalisation ou l’amélioration des ouvrages et installations concernés par le droit réel (ces conditions étant donc cumulatives). Il peut être relevé que l’article L. 511-10 du code de l’énergie prévoit déjà aujourd’hui, pour les installations hydrauliques, que « les droits résultant de la concession ou de l’autorisation sont susceptibles d’hypothèques ».

Le 4° du II prévoit que seuls les créanciers hypothécaires peuvent procéder à des mesures conservatoires ou d’exécution sur le droit réel.

Le 5° du II dispose que toute transmission du droit réel en raison d’une fusion, d’une absorption ou d’une scission de société ou tout changement de contrôle du titulaire doit être approuvé par l’État. Il peut être rappelé à ce propos, s’agissant des trois principaux concessionnaires, qu’aujourd’hui EDF est une entreprise entièrement détenue par l’État, qu’en vertu de la loi la CNR est à capitaux majoritairement publics, et que l’État détient une action spécifique au capital d’Engie (voir le commentaire de l’article 1er).

Par ailleurs, le premier alinéa du II rappelle que l’attribution du droit réel ne saurait répondre à un besoin de l’État, afin de bien le distinguer de la définition d’un contrat de la commande publique. Cette mention est indispensable pour garantir la robustesse juridique de ce nouveau régime de droit réel sui generis.

Elle garantit la distinction entre ce régime de droit réel et un contrat de la commande publique.

Le III de l’article 2 oblige le titulaire d’un droit réel à détenir l’autorisation applicable aux installations, ouvrages, travaux et activités qui ont des impacts ou présentent des dangers pour le milieu aquatique et la ressource en eau (Iota, voir le commentaire de l’article 7). Par contre, il n’est pas obligé de détenir l’autorisation d’utilisation de l’énergie hydraulique prévue au titre du code de l’énergie : autrement dit, il dispose de la liberté d’exploiter ou non ses ouvrages. Cette liberté est un élément supplémentaire qui distingue le régime de droit réel de l’article 2 d’un contrat de la commande publique.

Le IV oblige le titulaire d’un droit réel à respecter les obligations en matière de navigation fluviale applicables sur le Rhin.

Le V autorise ce même titulaire à bénéficier de la garantie décennale des constructeurs.

Enfin, le VI de l’article 2 prévoit la compétence, en premier et en dernier ressort, du Conseil d’État pour connaître des recours juridictionnels formés contre l’ensemble des actes pris en application du titre Ier de la loi.

Les modifications apportÉes par la commission

La commission a adopté l’amendement rédactionnel CE121 de la rapporteure.

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Article 3
Rachat par l’État des droits fondés en titre

Article adopté sans modification

L’article 3 définit les modalités d’extinction des droits fondés en titre. Lorsqu’il en existe, les droits fondés en titre des concessions résiliées sont rachetés par l’État, ce qui entraîne leur extinction. Le cas échéant, la valeur de ces droits est ajoutée à l’indemnité de résiliation.

le droit en vigueur

Les droits fondés en titre constituent des droits d’exploitation de l’énergie hydraulique, légalement établis antérieurement à 1789. Ce sont des droits d’usage de l’eau particuliers, exonérés de procédure d’autorisation ou de renouvellement. Les droits fondés en titre sont des droits exclusivement attachés à des ouvrages pour l’usage des moulins, des étangs ou l’irrigation. Ils sont reconnus par la jurisprudence administrative comme des droits réels, attachés à l’ouvrage et non à la personne de son titulaire.

Ces droits se caractérisent par leur pérennité : ils ne sont pas soumis au régime de l’autorisation ou de la concession prévu pour les installations postérieures, et subsistent tant que l’ouvrage conserve sa consistance légale et fonctionnelle. Leur existence et leur étendue doivent toutefois être établies par le titulaire, la charge de la preuve lui incombant intégralement.

Dans le cadre des concessions hydroélectriques, les droits fondés en titre peuvent coexister avec le régime concessif lorsque l’ouvrage concédé repose, en tout ou partie, sur un droit d’eau préexistant. En pratique, ces droits sont alors susceptibles d’être mentionnés dans le cahier des charges de la concession, sans que cette mention n’ait, par elle-même, d’effet constitutif.

Dès la loi du 8 avril 1898 sur le régime des eaux, dont les dispositions ont été reprises à l’article L. 215-10 du code de l’environnement, le législateur a admis que les droits fondés en titre puissent être modifiés ou supprimés par simple décision administrative, sans que cette suppression ouvre nécessairement droit à indemnisation.

Il en résulte que les droits fondés en titre ne sauraient être assimilés à un droit de propriété au sens constitutionnel, dès lors qu’ils peuvent être remis en cause par une mesure administrative légalement prise au titre de la police de l’eau, sans indemnisation systématique du titulaire, sous réserve du respect du principe de proportionnalité.

Le dispositif proposé

L’article 3 de la proposition de loi vise à sécuriser le traitement des droits fondés en titre dans le cadre des résiliations anticipées de concessions hydroélectriques prévues par l’article 1er – ce qui limite son application aux seules concessions de plus de 4,5 MW concernées.

Le I de l’article prévoit que, lorsque le cahier des charges du contrat de concession mentionne l’existence de droits fondés en titre, ces droits sont acquis par l’État à l’occasion de la résiliation. La valeur de ces droits est alors intégrée dans l’évaluation de l’indemnité de résiliation anticipée prévue à l’article 4 de la présente proposition de loi.

À l’inverse, lorsque le cahier des charges ne mentionne pas l’existence de tels droits, aucune indemnité ne peut être versée à ce titre, ce qui vise à limiter les risques de revendications a posteriori.

Le II de l’article prévoit que l’acquisition des droits fondés en titre par l’État entraîne leur extinction sans délai. Il s’agit d’une extinction de plein droit, qui ne nécessite pas de caractériser une disparition matérielle de l’ouvrage ou une modification de sa consistance.

Le dispositif vise ainsi à prévenir toute résurgence de droits fondés en titre après la résiliation d’une concession hydroélectrique et à clarifier définitivement la situation juridique des ouvrages concernés.

La position de la commission

La Commission a adopté cet article, sur lequel aucun amendement n’a été déposé.

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Article 4
Modalités d’évaluation de l’indemnité de résiliation et de la contrepartie financière des droits réels et d’occupation domaniale

Adopté par la commission avec modifications

L’article 4 fixe les modalités d’évaluation, par une expertise indépendante, de l’indemnité de résiliation due au titre des concessions résiliées non encore échues et de la contrepartie des droits attribués en application de l’article 2 de la loi.

L’avis conforme de la Commission des participations et des transferts est requis sur le montant de ces indemnités et des contreparties.

le droit en vigueur
1. La fin d’une concession donne lieu à plusieurs opérations financières
  1. Les dépenses inscrites au registre

L’article L. 521-15 du code de l’énergie prévoit la tenue, par le concessionnaire, d’un registre dans lequel il inscrit deux catégories de dépenses effectuées durant la seconde moitié de la période d’exécution du contrat de concession :

– les dépenses liées aux travaux de modernisation, sauf celles correspondant aux travaux qui auraient été nécessaires à la remise en bon état des ouvrages ;

– les dépenses liées aux investissements permettant d’augmenter les capacités de production de l’aménagement.

Il est tenu sous le contrôle de l’autorité administrative, qui agrée les dépenses inscrites à ce registre. Lors du renouvellement de la concession, les dépenses inscrites au registre et agréées qui n’ont pas été amorties sont remboursées par l’État au concessionnaire sortant. Elles seront ensuite imputées à la charge du nouveau concessionnaire.

Un compte dédié pour les concessions prorogées

Pour les concessions échues et prorogées sous le régime des « délais glissants » (voir le commentaire de l’article premier), l’article 73 de la loi n° 2023‑175 du 10 mars 2023 relative à l'accélération de la production d'énergies renouvelables, dite loi « Aper », prévoit la tenue d’un compte dédié sur lequel sont inscrits les investissements effectués après l’échéance de la concession, à l’exclusion de ceux nécessaires à la remise en bon état des ouvrages à l’échéance normale de la concession, de ceux pouvant être inscrits au registre précédemment décrit et de ceux correspondant à des dépenses de maintenance courante ([13]). Ces investissements sont soumis à l’agrément de l’autorité administrative.

Lors du renouvellement de la concession, les dépenses inscrites sur ce compte dédié et non amorties sont directement remboursées par le concessionnaire entrant au concessionnaire sortant.

Le dossier de fin de concession

L’article R. 521-52 du code de l’énergie dispose qu’un dossier de fin de concession doit être remis à l’autorité administrative, au plus tard cinq ans avant la date normale d’échéance de la concession.

Dix-huit mois avant la date normale d’échéance de la concession ou à une autre date fixée par l’autorité administrative, le concessionnaire doit remettre un rapport certifiant le bon état de marche et d’entretien des biens (1° de l’article R. 521-56 du code de l’énergie). L’autorité administrative peut prescrire des mesures pour garantir cette remise en bon état.

À la fin de la concession, un procès-verbal dressant l’état des dépendances de la concession est établi.

La fin d’une concession avant son échéance normale

En droit de la commande publique, la résiliation d’un contrat de concession peut donner lieu au versement d’indemnités.

L’article L. 6 du code de la commande publique dispose ainsi que « lorsque la résiliation intervient pour un motif d'intérêt général, le cocontractant a droit à une indemnisation, sous réserve des stipulations du contrat ». Les articles L. 3136‑1 à L. 3136-10 du même code détaillent les dispositions spécifiquement applicables à la résiliation des contrats de concession et aux modalités d’indemnisation dans le cadre de tels contrats.

La constitution de droits réels sur le domaine de l’état ne peut se faire sans contrepartie

Il a été rappelé, dans le commentaire de l’article 2 de la proposition de loi, que la conclusion d’un bail emphytéotique ou la délivrance d’une autorisation d’occupation du domaine public donne lieu au paiement d’une redevance par le bénéficiaire.

Le Conseil constitutionnel a admis le principe d’une occupation du domaine public constitutive de droits réels, mais en soulignant que les dispositions de l’article 17 de la Déclaration des droits de l’Homme et du citoyen « font obstacle à ce que le domaine public puisse être durablement grevé de droits réels sans contrepartie appropriée » ([14]).

La constitution de droits réels sur le domaine public doit donc faire l’objet d’une contrepartie, d’une part, et celle-ci doit être « appropriée » (et donc adaptée aux enjeux économiques en cause), d’autre part.

lE rôle de la commission des participations et des transferts

La Commission des participations et des transferts (CPT) est une instance indépendante créée en 1986 ([15]). Ses missions et ses modalités de fonctionnement sont désormais décrites aux articles 25 et suivants de l’ordonnance n° 2014-948 du 20 août 2014 relative à la gouvernance et aux opérations sur le capital des sociétés à participation publique.

Elle se compose de sept membres, dont un président, nommés par décret pour cinq ans. Ils sont choisis « en fonction de leur compétence et de leur expérience en matière économique, financière ou juridique ».

Elle est obligatoirement saisie par le ministre chargé de l’économie pour un certain nombre d’opérations, dont la liste figure à l’article 26 de l’ordonnance susmentionnée, emportant le transfert de participations publiques au secteur privé. Le III de ce même article dispose que la CPT peut être saisie par la même autorité « de toute autre opération de cession par l’État ainsi que sur toute opération d’acquisition par l’État ».

L’article 27 détaille les procédures d’évaluation appliquées par cette commission. Il est également précisé qu’elle peut demander aux commissaires aux comptes des entreprises concernées des renseignements complémentaires. Les évaluations et avis de la commission sont rendus publics à l’issue de l’opération de transfert.

Le dispositif proposé

La résiliation des contrats de concession hydraulique de plus de 4,5 MW en application de l’article 1er de la présente proposition de loi et l’attribution d’un droit réel, assorti d’un droit d’occupation domaniale, au profit de l’ancien concessionnaire en application de son article 2, conduisent à des flux financiers croisés entre l’État et les exploitants, qu’il convient d’évaluer avec précision afin, d’une part, de garantir une contrepartie financière adaptée à ces droits, et, d’autre part, d’éviter la requalification de certains versements en aide d’État au titre du droit de l’Union européenne. Ainsi, l’article 4 prévoit :

– de confier l’évaluation de l’indemnité de résiliation des contrats de concession et de la contrepartie financière des droits attribués en application de l’article 2 à un ou plusieurs experts indépendants, désignés par l’État sur avis conforme de la Commission de régulation de l’énergie (I de l’article) ;

– de saisir pour avis conforme la Commission des participations et des transferts de cette évaluation (II de l’article).

La saisine d’un ou plusieurs experts indépendants, puis de la CPT, permettra de garantir une évaluation objective, indépendante et fiable des montants concernés.

L’évaluation de l’indemnité de résiliation et de la contrepartie financière des droits attribués au concessionnaire sortant par une expertise indépendante

Pour ce qui concerne l’évaluation des indemnités de résiliation dues aux anciens exploitants des concessions (1° du I), il est précisé qu’elles seront déterminées sur la base des prévisions de flux de trésorerie auxquels l’exploitation des concessions aurait donné lieu. Sont également pris en compte :

– les dépenses inscrites, en deuxième moitié de concession, au registre mentionné à l’article L. 521-16 du code de l’énergie (voir I) ou éligibles à cette inscription et agréées par l’autorité administrative, et pour lesquelles la part non amortie aurait fait l’objet, lors de l’échéance normale de la concession, d’un remboursement par l’État reporté ensuite sur le droit d’entrée du nouveau concessionnaire ;

– le cas échéant, la valeur des droits fondés en titre lorsqu’ils existent, au prorata de la puissance maximale brute de l’installation (voir commentaire de l’article 3) ;

– lorsqu’un dossier de fin de concession a été déposé, les investissements nécessaires à la remise en état des biens qui n’ont pas été réalisés. Dans ce cas, ces investissements sont déduits du montant de l’indemnité de résiliation.

Il est précisé qu’aucune indemnité ne sera versée pour les concessions exploitées sous le régime des délais glissants, ces concessions ayant dépassé le terme normal du contrat de concession. Il apparaît toutefois souhaitable de faire évoluer cette disposition, afin de clarifier le fait que les dépenses non amorties inscrites au registre ouvrent droit à une indemnisation pour ces concessions.

S’agissant de l’évaluation de la contrepartie financière des droits attribués en application du I (2° du I), son montant sera évalué selon les méthodes objectives couramment pratiquées en matière de cession totale ou partielle d’actifs de société. La création d’une redevance domaniale est également prévue à l’article L. 543-2 du code de l’énergie, voir le commentaire de l’article 8).

Il est précisé que l’évaluation réalisée en application du 1° et du 2° du I peut prendre la forme non pas d’un montant unique, mais d’une fourchette de prix.

Une fois désignés, le ou les experts indépendants disposeront d’un délai de quatre mois pour réaliser leur évaluation. Ce délai peut être prolongé de deux mois sur décision des ministres chargés de l’économie et de l’énergie. Les experts remettent leurs rapports d’évaluation à ces mêmes ministres.

L’intervention de la commission des participations et des transferts

Le II de l’article 4 prévoit que les ministres chargés de l’économie et de l’énergie notifient les rapports d’évaluation des experts à la CPT. L’avis conforme de la Commission sur les montants proposés est requis, ce qui signifie que son avis sur les montants de l’indemnité de résiliation et de la contrepartie financière lie l’État.

Elle dispose, pour rendre son avis, d’un délai de trois mois, qui peut être prolongé de deux mois sur décision des ministres chargés de l’économie et de l’énergie.

L’avis de la CPT sera rendu public une fois que le paiement de l’indemnité de résiliation et de la contrepartie financière aura été effectué (voir commentaire de l’article 5).

L’obligation, pour les concessionnaires sortants, de transmettre toute information utile aux experts et à la commission des participations et des transferts

Le III de l’article 4 dispose que les titulaires des concessions doivent transmettre toute information utile aux experts indépendants et à la CPT pour l’accomplissement de leur mission d’évaluation. À défaut, le ministre chargé de l’énergie pourra :

– utiliser les pouvoirs d’enquête et de contrôle prévus aux articles L. 142‑20 à L. 142-36 du code de l’énergie (en particulier, habilitation de fonctionnaires et agents publics pour mener les enquêtes nécessaires, installations et locaux auxquels ceux-ci ont accès, modalités de visite et de saisie de documents, modalités de notification des décisions aux intéressés et publication éventuelle au Journal officiel, etc.) ;

– prononcer des sanctions financières, dont le montant sera fixé en fonction de la puissance électrique cumulée des installations concernées par la demande et qui ne pourront excéder 20 000 €/MW.

Les modifications apportÉes par la commission

La Commission a adopté l’amendement CE142, qui prévoit que les rapports des experts indépendants sont notifiés par les ministres chargés de l’économie et de l’énergie à la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Il permet également à la Commission des participations et des transferts (CPT) de solliciter la CRE lors de son analyse de l’évaluation effectuée par les experts. Le régulateur devra alors lui fournir toute information nécessaire à l’élaboration de son avis.

Outre une correction rédactionnelle, l’amendement CE104 de la rapporteure, également adopté par la Commission, porte de trois à quatre mois le délai à l’issue duquel la CPT doit rendre son avis, compte tenu de l’importante charge de travail que demande l’élaboration de celui-ci. Ce délai sera toujours reconductible de deux mois sur décision des ministres chargés de l’économie et de l’énergie.

Enfin, la Commission a adopté les amendements rédactionnels CE88 et CE89 de la rapporteure.

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Article 5
Établissement d’une convention pour la résiliation des concessions hydrauliques et l’attribution des droits réels et d’occupation domaniale

Adopté par la commission avec modifications

L’article 5 prévoit les modalités formelles de résiliation des concessions hydrauliques, en application de l’article 1er, et d’attribution des droits réels et d’occupation domaniale, en application de l’article 2. Elles consisteront en la signature d’une convention pour chaque exploitant, portant sur l’ensemble de ses installations concédées de plus de 4,5 MW.

La résiliation prendra effet le premier jour du mois suivant le versement des sommes dues au titre de cette convention.

L’article 5 prévoit également les modalités selon lesquelles ces conventions pourront faire l’objet d’avenants.

le droit en vigueur

La résiliation d’un grand nombre de concessions hydrauliques existantes, en vue d’exploiter les installations concernées sous le nouveau régime prévu par la présente proposition de loi, est une situation sans précédent en droit.

En tout état de cause, la résiliation d’une concession, tout comme l’attribution d’un droit réel et d’un droit d’occupation domaniale, nécessitent d’être formalisées.

Le dispositif proposé

L’article 5 détaille les modalités pratiques de résiliation des concessions en application de l’article 1er et d’attribution des droits mentionnés à l’article 2 de la proposition de loi.

Un projet de convention, portant sur l’ensemble des concessions de plus de 4,5 MW exploitées par un même concessionnaire, sera adressé par les ministres chargés de l’économie et de l’énergie à chaque exploitant d’une concession hydraulique de plus de 4,5 MW, résiliée en application de l’article 1er (I de l’article). Ce projet indiquera :

– les modalités de résiliation des concessions existantes et le montant de l’indemnité de résiliation associée, sur la base de l’évaluation indépendante de cette indemnité validée par la Commission des participations et des transferts ;

– les modalités d’attribution du droit réel, assorti du droit d’occupation domaniale, au profit de l’ancien concessionnaire. Cela inclut la liste des terrains, ouvrages et installations concernés et le montant de la contrepartie financière associée, déterminée dans les mêmes conditions (expertise indépendante et avis conforme de la CPT). Les terrains concernés devront notamment être précisés, car si le droit réel ne porte pas sur les terrains, il est nécessairement assorti d’un droit d’occupation domaniale (ce qui nécessite donc de définir le périmètre concerné).

Chaque concessionnaire dispose de deux mois pour signer la convention, la signature valant acceptation de celle-ci, après avoir présenté ses observations éventuelles (II de l’article). Ce délai peut être prolongé de deux mois à sa demande, sous réserve de l’accord des ministres chargés de l’économie et de l’énergie.

La convention concernant l’ensemble des installations détenues par le concessionnaire, il ne peut donc qu’accepter ou refuser « en bloc » les modalités proposées. Cela signifie qu’il ne peut pas choisir de conserver uniquement l’exploitation de certaines de ses exploitations hydrauliques – par exemple, les plus rentables – et refuser de reprendre l’exploitation d’autres – par exemple, des installations déficitaires.

L’exploitant dispose ensuite de deux mois à compter de la signature pour verser à l’État la somme due au titre des droits réels et d’occupation domaniale, dans le cas où la différence entre le montant de ces droits et l’indemnité de résiliation est positive (III de l’article).

Pour les concessionnaires qui exploitaient moins de 100 MW de capacités concédées d’une puissance installée supérieure à 4,5 MW, le délai maximal pour signer le projet de convention est porté à six mois et celui pour payer les sommes dues à l’État à quatre mois.

La convention – et donc la résiliation de la concession existante et l’attribution des droits – prend effet le premier jour du mois suivant celui au cours duquel l’exploitant verse la somme due (IV de l’article).

Le premier alinéa du V de l’article 5 prévoit le régime fiscal applicable à la convention, en précisant que les conventions ne donnent lieu à la perception d’aucun droit, nature ou taxe, notamment à aucun droit de publicité foncière. Ce type de clause trouve fréquemment à s’appliquer lors d’opérations de ce type : elle permet de garantir que l’intégralité de l’indemnité de résiliation sera versée à son bénéficiaire et que la valorisation de cette indemnité ne sera pas remise en cause par l’application d’une fiscalité sur la transaction.

Le second alinéa du V précise que l’octroi de l’indemnité de résiliation et l’attribution des droits ne sont pas soumis à l’article L. 181-15 du code de l’environnement. Ce dernier dispose, au deuxième alinéa, que la prolongation ou le renouvellement d’une autorisation environnementale est soumis à la délivrance d’une nouvelle autorisation lorsqu’il comporte « une modification substantielle du projet autorisé ou en cas de changement substantiel dans les circonstances de fait ». Or l’article 16 de la proposition de loi prévoit un régime transitoire d’autorisation environnementale, d’une durée maximale de vingt ans, au cours de laquelle des prescriptions environnementales pourront être imposées. De plus, les dispositions relatives à l’évaluation environnementale seront applicables lors de la procédure de délivrance de la nouvelle autorisation environnementale (voir le commentaire de l’article 7).

Enfin, le VI prévoit que la convention unique peut faire l’objet d’avenants pour actualiser la liste des ouvrages concernés, en particulier pour tenir compte :

– de la réalisation de nouveaux ouvrages ou installations dans le cadre du droit réel mentionné à l’article 2, c’est-à-dire ceux constituant l’extension des ouvrages et installations existants, dès lors qu’ils prennent appui sur ces derniers ou que leur exploitation est indissociable de ceux-ci ;

– de la cession éventuelle du droit réel sur tout ou partie des ouvrages initialement recensés dans la convention.

Les modifications apportÉes par la commission

La commission a adopté les amendements rédactionnels CE85 et CE105 de la rapporteure.

Elle a également adopté l’amendement CE122 de la rapporteure, qui permet de préciser que la prolongation du délai pour signer le projet de convention se fait à la demande de l’exploitant, mais que ce sont bien les ministres chargés de l’économie et de l’énergie qui décident d’octroyer ou non ce délai supplémentaire.

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Article 6
Procédure applicable en cas de refus de l’ancien concessionnaire de bénéficier du droit réel et du droit d’occupation domaniale sur ses installations

Adopté par la commission avec modifications

L’article 6 prévoit que, lorsque le concessionnaire refuse de signer la convention mentionnée à l’article 5 de la proposition de loi et qu’il refuse donc de bénéficier d’un droit réel assorti d’un droit d’occupation domaniale sur ses installations, ces droits sont attribués, à l’issue d’une procédure de sélection préalable, selon les modalités prévues par le code général de la propriété des personnes publiques.

Si la procédure de sélection s’avère infructueuse, à l’échéance du contrat de concession, le site de cette dernière devra être remis en état.

le droit en vigueur

Les dispositions de l’article 6 viennent compléter celles de l’article 5, visant à préciser les modalités applicables en cas de refus de l’exploitant sortant de signer la convention prévoyant l’attribution d’un droit réel et d’un droit d’occupation domaniale ainsi que de l’indemnité de résiliation.

L’article 6 faisant référence aux règles applicables pour l’attribution d’un titre d’occupation du domaine public, celles-ci seront brièvement rappelées.

L’article L. 2122-1-1 du code général de la propriété des personnes publiques (CG3P) dispose que « sauf dispositions législatives contraires, lorsque le titre mentionné à l’article L. 2122-1 permet à son titulaire d’occuper ou d’utiliser le domaine public en vue d’une exploitation économique, l’autorité compétente organise librement une procédure de sélection préalable présentant toutes les garanties d’impartialité et de transparence, et comportant des mesures de publicité permettant aux candidats potentiels de se manifester. ».

En règle générale, l’autorisation d’occuper le domaine public pour une activité économique est donc soumise à une procédure de sélection préalable, qui diffère des règles de mise en concurrence, plus strictes, imposées pour la passation de contrats relevant de la commande publique.

Plusieurs dispositions législatives dispensent d’une telle procédure de sélection préalable ([16]), par exemple :

– lorsque l’opération concernée s’insère dans un projet plus global donnant lieu à une procédure présentant les mêmes caractéristiques ;

– lorsqu’une première procédure de sélection s’est révélée infructueuse ou qu’une publicité suffisante pour permettre la manifestation d’un intérêt pertinent est demeurée sans réponse ;

– lorsque les caractéristiques particulières de la dépendance, notamment géographiques, physiques, techniques ou fonctionnelles, ses conditions particulières d’occupation ou d’utilisation, ou les spécificités de son affectation le justifient au regard de l’exercice de l’activité économique projetée ;

– lorsque ce titre d’occupation du domaine public est destiné à l’installation et à l’exploitation d’un réseau de communications électroniques ouvert au public.

Même lorsque l’État reçoit une manifestation d’intérêt spontanée pour l’occupation du domaine public, il doit s’assurer, « par une publicité suffisante, de toute autre manifestation d’intérêt concurrente » ([17]).

Le dispositif proposé

L’article 6 détaille la procédure applicable lorsque le concessionnaire refuse de signer le projet de convention lui permettant de bénéficier à la fois de l’indemnité de résiliation et des droits réels et d’occupation domaniale pour ses ouvrages et les installations hydroélectriques concédées.

Il est alors prévu que le droit réel et le droit d’occupation domaniale concernés soient attribués selon les règles de droit commun applicables en matière d’occupation du domaine public. Une procédure de sélection préalable, présentant toutes les garanties d’impartialité et de transparence, aura donc lieu, en application de l’article L. 2122-1-1 précité du CG3P. Cette procédure portera sur l’ensemble des ouvrages exploités par l’ancien concessionnaire, qui seront donc, comme à l’article 5, attribués « en bloc » à un nouvel exploitant.

L’ancien concessionnaire n’est pas autorisé à participer à cette procédure de sélection préalable, dès lors qu’il aura refusé le projet de convention.

Le contrat de concession est résilié lorsque le nouveau titulaire des droits aura obtenu l’autorisation environnementale requise au titre du code de l’environnement et qu’il aura payé la contrepartie financière liée à l’attribution du droit réel et du droit d’occupation domaniale. En conséquence, il sera nécessaire d’anticiper, dans le calcul de l’indemnité de résiliation effectué par les experts, cette situation où le droit réel et le droit d’occupation domaniale sont attribués à un autre exploitant que le concessionnaire sortant. En effet, dans ce cas, ce dernier poursuivra l’exploitation de ses installations jusqu’à l’attribution de l’autorisation environnementale au titulaire du droit réel.

L’ancien concessionnaire se verra verser son indemnité de résiliation par l’État dans les soixante jours suivant la date de résiliation de la concession.

Si la procédure de sélection préalable s’avère infructueuse et que le contrat de concession arrive à échéance, le IV de l’article 6 prévoit, à condition que l’autorité administrative ait notifié au concessionnaire l’infructuosité définitive de la procédure de sélection préalable, que cette autorité puisse exiger la remise en état du site de la concession afin qu’aucune atteinte à la gestion équilibrée de la ressource en eau ne puisse être portée. Pour mémoire, la réglementation Iota prévoit aujourd’hui que lorsque les installations soumises à cette réglementation sont définitivement arrêtées, l’exploitant ou, à défaut, le propriétaire « remet le site dans un état tel qu’aucune atteinte ne puisse être portée à l’objectif de gestion équilibrée de la ressource en eau » (article L. 214-3-1 du code de l’environnement). La rédaction prévue à l’article 6 ne pose qu’une simple faculté d’ordonner la remise en état du site et non une obligation, l’État pouvant choisir de maintenir l’ouvrage pour un autre usage que la production hydroélectrique.

Si cette remise en état engendre des frais supplémentaires à ceux contractuellement prévus par le cahier des charges lors de la restitution du site, ceux‑ci seront pris en charge par l’État.

Les modifications apportÉes par la commission

La commission a adopté les amendements rédactionnels CE86 et CE87 de la rapporteure.

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Titre II
Création d’un régime d’autorisation de l’utilisation de l’énergie hydraulique pour les installations de plus de 4 500 kilowatts

Article 7
(articles L. 511-1 à L. 511-2, L. 511-4 à L. 511-8, L. 531-2, L. 531-6, L. 541-1 à L. 541-4 [nouveaux], L. 542-1 à L. 542-10 [nouveaux] du code de l’énergie et articles L. 181-2 à L. 181-3, L. 181-23, L. 181-28-2-1 à L. 181-28-2-5 [nouveaux], L. 214-5 du code de l’environnement, 1963 du code général des impôts, L. 551-1 du code de la justice administrative, L. 2124-7-1 du code général de la propriété des personnes publiques et L. 4311-2 du code des transports)
Nouveau régime d’autorisation d’exploiter les installations hydroélectriques d’une puissance supérieure à 4,5 mégawatts

Article adopté avec modifications

L’article 7 crée un nouveau régime d’autorisation à exploiter les installations hydroélectriques dont la puissance excède les 4,5 mégawatts, en remplacement de l’actuel régime concessif.

le droit en vigueur
1. La distinction des régimes juridiques d’exploitation applicables selon la puissance installée

L’hydroélectricité est réglementée par l’État depuis la loi du 16 octobre 1919 relative à l’utilisation de l’énergie hydraulique, qui dispose que « nul ne peut disposer de l’énergie des marées, des lacs et des cours d’eau […] sans une concession ou une autorisation de l’État » (article L. 511-1 du code de l’énergie).

Le cadre juridique applicable est déterminé par la puissance maximale brute (PMB) des installations. D’abord fixé à 150 kilowatts (kW) par la loi du 16 octobre 1919 pour la fourniture d’électricité à des collectivités territoriales et des services publics et à 500 kW pour les autres ouvrages, puis généralisé à 500 kW en 1959, le seuil distinguant les installations autorisées des installations concédées, inscrit à l’article L. 511-5 du code de l’énergie, a été porté à 4,5 mégawatts (MW) par la loi n° 80-531 du 15 juillet 1980 relative aux économies d’énergie et à l’utilisation de la chaleur.

Des régimes spécifiques mais intégrant déjà tout ou partie de la procédure d’autorisation environnementale

Au sein du livre V du code de l’énergie consacré à l’utilisation de l’énergie hydraulique, les ouvrages hydroélectriques dont la puissance excède le seuil de 4,5 MW relèvent du titre II relatif aux installations concédées (articles L. 521‑1 à L. 524-1).

Ce titre prévoit notamment que la concession impose à son titulaire le respect des prescriptions détaillées dans le cahier des charges du contrat (article L. 521-4). Et son article L. 521-1 soumet la passation et l’exécution des contrats de concession aux règles prévues par la troisième partie du code de la commande publique : cela suppose en particulier que la passation du contrat se fasse avec publicité et mise en concurrence (conformément au principe énoncé à l’article L. 3121-1 dudit code).

En parallèle, l’article L. 521-1 précise aussi que les concessions, les autorisations de travaux et les règlements d’eau pris pour leur application doivent respecter les « règles de fond » prévues au titre Ier du livre II (articles L. 210-1 à L. 219-18) du code de l’environnement relatif à l’eau et aux milieux aquatiques et que ces concessions, autorisations de travaux et règlements d’eau valent autorisation au titre de l’article L. 214-1 du même code.

Les articles L. 214‑1 à L. 214-11 du code de l’environnement définissent la réglementation applicable aux installations, ouvrages, travaux et activités (Iota) ayant un impact sur les milieux aquatiques et les usages de la ressource en eau ([18]), ainsi que les exigences particulières en termes de procédure et de prescriptions de l’autorisation Iota mentionnée au I de l’article L. 214-3. Conformément à l’article L. 181-1 du même code, cette autorisation Iota est une des formes de l’autorisation environnementale prévue au chapitre unique du titre VIII du livre Ier dudit code (articles L. 181-1 à L. 181-32).

Les installations hydroélectriques dont la puissance est inférieure ou égale à 4,5 MW relèvent, quant à elles, du titre III du livre V du code de l’énergie (articles L. 531-1 à L. 531‑6), qui définit ce que l’on peut désigner comme le régime d’autorisation de la « petite hydroélectricité ». Néanmoins, sous réserve des quelques dispositions spécifiques énoncées par le titre III, l’article L. 531‑1 dispose que l’octroi de l’autorisation d’exploiter ces installations est « entièrement régi » par les articles L. 214‑1 à L. 214-11 susmentionnés du code de l’environnement (le régime Iota) et par le chapitre unique du titre VIII du livre Ier du même code (relatif à l’autorisation environnementale). Il ajoute que les actes délivrés en application du code de l’environnement (l’autorisation Iota, pour l’essentiel) valent autorisation d’exploiter les installations (si elle a été demandée). Ces autorisations « petite hydroélectricité » doivent ainsi non seulement assurer le respect des intérêts protégés par la règlementation Iota, mais leur délivrance est soumise à l’obtention d’une autorisation Iota et à la procédure de l’autorisation environnementale dont elle relève, notamment à l’évaluation environnementale du projet de construction ou d’exploitation, dans les conditions et selon les modalités prévues par les articles L. 122-1 et suivants du code de l’environnement.

En dépit d’une distinction claire des régimes applicables selon que la puissance de l’installation est supérieure ou inférieure ou égale au seuil fixé par l’article L. 511-5 du code de l’énergie, quelques situations dérogatoires perdurent :

– l’une est pérenne, liée à l’objet de l’installation. L’article L. 511‑2 dispose que lorsque la production d’électricité est accessoire à leur usage principal (la navigation notamment), les ouvrages relevant de la nomenclature Iota sont bien autorisés en application des articles L. 214-1 et suivants du code de l’environnement (autorisation Iota), mais sont dispensés du régime d'autorisation de la petite hydroélectricité défini à l'article L. 531-1 du code de l’énergie ;

– d’autres sont temporaires, héritages d’une législation qui a sensiblement évolué depuis un siècle. C’est notamment le cas des installations hydroélectriques comprises entre 0,5 et 4,5 MW qui étaient exploitées sous concession avant le relèvement du seuil de puissance opéré par la loi du 15 juillet 1980. Elles sont restées sous le régime concessif – en application du principe de non-rétroactivité des lois et des règlements et des principes généraux du droit des contrats – mais seulement jusqu’à l’échéance de leurs contrats de concession respectifs, à l’issue desquels elles ont vocation à être exploitées sous le régime d’autorisation de la petite hydroélectricité.

Les rapporteurs espèrent qu’un prochain texte de loi traite de ces concessions dites « autorisables. En attendant, elles ne font pas partie des concessions résiliées par l’article 1er de la proposition de loi (voir son commentaire) et ne sont pas concernées par le nouveau régime d’autorisation d’exploiter des installations de plus de 4,5 MW.

On peut également évoquer le cas inverse des installations de plus de 4,5 MW qui étaient sous autorisation préfectorale avant l’adoption de la loi du 16 octobre 1919 relative à l’utilisation de l’énergie hydraulique et sont restées depuis sous ce régime. En l’absence de contrat de concession, elles ne seront pas résiliées en application de l’article 1er (voir les commentaires des articles 1er et 16), mais elles devraient, en toute logique, solliciter la nouvelle autorisation « grande hydroélectricité » lorsque leur titre arrivera à son terme.

Le dispositif proposé

L’exposé des motifs de la proposition de loi rappelle le contexte de cette réforme, à savoir l’exigence, posée par le droit européen et retranscrit dans le droit français de la commande publique, d’une remise en concurrence des concessions arrivées à échéance et la volonté de la France de conserver ses exploitants historiques au regard des enjeux nationaux et locaux que représentent les ouvrages hydroélectriques – enjeux rappelés à l’article 2 (sécurité du système électrique, sûreté pour les ouvrages et les riverains, gestion équilibrée de la ressource en eau).

Un accord a été trouvé fin juillet 2025 entre le Gouvernement français et la Commission européenne pour sortir de cette impasse, à l’origine d’un précontentieux engagé par cette dernière depuis 2019, et du gel de tout investissement ambitieux dans le développement des capacités hydroélectriques nationales. Cet accord se fonde sur trois piliers : la résiliation des concessions et l’attribution d’un droit réel et d’un droit d’occupation domaniale sur les installations hydrauliques, la substitution d’un régime d’autorisation à l’actuel régime concessif et la mise en place de compensations, en contrepartie notamment de la reconnaissance d’un droit de priorité accordé aux anciens concessionnaires.

Le I du présent article 7 décrit le second pilier de ce triptyque : le nouveau régime d’autorisation à exploiter l’énergie hydraulique qui remplacerait le régime concessif défini par le titre II du livre V du code de l’énergie.

Toutefois, s’il prévoit des dispositions particulières tenant compte des enjeux et spécificités de la « grande hydroélectricité », ce nouveau régime d’autorisation découle d’abord du régime de l’autorisation environnementale applicable aux installations, ouvrages, travaux et activités relevant de la loi sur l’eau (Iota), auquel le II du présent article apporte certaines adaptations pour intégrer la nouvelle autorisation « grande hydroélectricité ».

le nouveau régime d’autorisation à exploiter l’énergie hydraulique

Si l’article L. 511-5 du code de l’énergie distingue toujours les régimes applicables aux installations hydrauliques selon un seuil de puissance fixé à 4,5 MW, le e du 1° du I du présent article substitue aux actuels contrats de concession une « autorisation d’utilisation de l’énergie hydraulique », dont les modalités sont définies par le nouveau titre IV du livre V du code de l’énergie, introduit par le 4° du même 1°.

La clarification du seuil de puissance et de ses évolutions

Le premier alinéa de l’article L. 511-5 précise que cette nouvelle autorisation s’appliquerait aux installations dont la puissance excède 4,5 MW mais qui ont aussi « pour objet principal la production d’énergie », en miroir de l’exception figurant à l’article L. 511-2 précédemment mentionné.

Le même article L. 511-5 est complété pour définir la puissance maximale brute d’une station de transfert d’énergie par pompage (Step) afin de tenir compte de ses spécificités de fonctionnement. En effet, une Step dite « pure » ne dérive aucun cours d’eau : sa puissance maximale brute (PMB), actuellement définie par le dernier alinéa de l’article comme « le produit de la hauteur de chute par le débit maximum de la dérivation par l’intensité de la pesanteur », serait donc de 0 MW ([19]). Il apparaît donc plus logique, pour les Step, de considérer la hauteur de chute effective : leur puissance correspondrait ainsi au « produit de la hauteur de chute par le débit maximum turbiné ».

Le f du 1° du I clarifie l’article L. 511-6 qui encadre l’augmentation de puissance d’une installation autorisée selon le régime de la petite hydroélectricité et en tire les conséquences sur le régime juridique applicable. Il réaffirme que cette augmentation de puissance peut être autorisée dans les conditions prévues pour les installations soumises aux articles L. 214-1 et suivants du code de l’environnement (l’autorisation Iota), et que l’installation continue de relever du régime d’exploitation défini par les articles L. 531-1 et suivants (le régime « petite hydroélectricité ») si le renforcement la maintient en-deçà du seuil des 4,5 MW, mais également si la puissance résultante dépasse pour la première fois ce seuil, dans la limite de 25 % au-delà des 4,5 MW (à savoir jusqu’à 5,625 MW). Cette exception existe déjà dans le droit actuel, le f du 1° précisant seulement qu’elle est maintenue même en cas de prolongation ou de renouvellement de l’autorisation. Ce n’est donc qu’à l’occasion d’une nouvelle augmentation de puissance qu’un changement de régime d’autorisation s’opérera.

La suppression des mentions, articles et parties du code de l’énergie relatifs aux concessions hydrauliques

Le f du 1° précité supprime en revanche l’application, au changement de régime en cas d’augmentation de puissance d’une installation autorisée, de la procédure fixée à la troisième partie du code de la commande publique (la mise en concurrence qui prévaut pour l’attribution d’une concession, voir le I).

De même, le g du 1° abroge les articles L. 511-6-1 et L. 511‑6‑2 qui encadrent aujourd’hui les augmentations de puissance des installations concédées – notamment au regard des limites posées par le code de la commande publique et des exigences de la directive du 26 février 2014, dite directive « Concession » ([20]). En effet, seuls deux cas sont aujourd’hui admis sans remise en concurrence de la concession : le premier lorsque l’augmentation de puissance n’a qu’un impact peu substantiel sur le contrat ou de faible montant (article L. 511-6-1) et le second en cas de menace grave sur la sécurité de l’approvisionnement en électricité (article L. 511-6‑2). Dans ce dernier cas toutefois, l’augmentation de puissance n’est autorisée qu’à titre temporaire et doit rester proportionnée à la gravité de la menace. L’abrogation de ces deux articles découle de la suppression du régime concessif pour l’exploitation future des installations de grande puissance, mais elle lèvera, ce faisant, une contrainte importante pour les futurs projets d’augmentation de puissance, qui ne dépendront plus que de la modification de l’autorisation Iota valant autorisation d’exploiter mentionnée à l’article L. 541-1 du code de l’énergie (voir infra) qui leur a été accordée.

On note par ailleurs que l’abrogation simultanée de l’article L. 511-8, qui précise que l’augmentation de puissance n’est accordée aux installations autorisées que dans la mesure où elle ne porte pas atteinte à la sûreté et à la sécurité des ouvrages, ne l’exonère pas du respect de l’ensemble – plus large – des intérêts protégés par le code de l’environnement conformément à la règlementation Iota qui s’applique aussi aux travaux. Cette abrogation est aussi sans conséquence pour les installations de plus de 4,5 MW, ces enjeux s’inscrivant parmi les intérêts prioritaires protégés par le nouveau régime d’autorisation d’exploiter (voir infra).

Sont également abrogés :

– par le i du 1° du I, le chapitre III du titre Ier du livre V du code de l’énergie (articles L. 513‑1 à L. 513-4) qui définit le domaine public hydroélectrique concédé et organise sa protection juridique spécifique (sanctions applicables, agents compétents et procédure). L’article 10 de la présente proposition de loi propose, en parallèle, de renforcer les sanctions applicables aux manquements des producteurs d’électricité, dont les hydrauliciens (voir son commentaire) ;

– par le 2° du I, le titre II du livre V consacré aux installations hydrauliques concédées. Sont ainsi abrogés non seulement la procédure applicable aux concessions – en particulier la soumission de la passation et de l’exécution des contrats de concession au code de la commande publique, dont le principe de la remise en concurrence des concessions à renouveler, la définition d’un cahier des charges (articles L. 521-4 à L. 521-6), le dispositif des « délais glissants » qui, depuis l’ordonnance n° 2016-518 ([21]), a permis de proroger les concessions arrivant à échéance après 2016 jusqu’à la délivrance d’une nouvelle concession (article L. 521‑16), mais aussi les chapitres II, relatif aux réserves d’énergie, et III, traitant des redevances proportionnelles, qui génèrent des recettes financières importantes pour les collectivités territoriales et l’État mais seront remplacées par la nouvelle fiscalité définie à l’article 8 de la proposition de loi (voir son commentaire), ainsi que le chapitre IV concernant l’information des collectivités territoriales et des habitants riverains sur l’exécution de la concession, qui est repris à l’article 9 (voir son commentaire).

Avec l’abrogation du titre II du livre V disparaîtront également les dispositifs introduits ces dernières années pour aménager l’obligation de remise en concurrence des concessions, voire tenter de l’éviter, qu’il s’agisse de l’hypothèse d’une prolongation contre travaux (article L. 521-16-3 – toute tentative en ce sens ayant été refusée par la Commission européenne), du regroupement de concessions « formant une chaîne d’aménagement hydrauliquement liée », de la méthode des barycentres, qui permet d’aligner les dates d’échéance (articles L. 521‑16-1 et 2), ou de la création d’un nouvel objet juridique, les « sociétés d’économie mixte hydroélectriques » (articles L. 521-18 à L. 521-20), dont aucune n’a été créée depuis leur définition par la loi n° 2015‑992. ([22])

Des échanges d’installations entre exploitants d’une même vallée pour « optimiser le fonctionnement des chaînes hydrauliques » resteront néanmoins possibles, à la demande du titulaire du droit réel et avec l’agrément de l’État, en vertu du 2° du II de l’article 2 (voir son commentaire) ; et les collectivités pourront encore aménager et exploiter des installations hydrauliques autorisées, directement ou via des sociétés d’économie mixte, comme c’est déjà le cas.

Les a à c et d du 1° du I du présent article 7 opèrent d’autres coordinations en supprimant les références aux concessions hydrauliques dans l’intitulé du titre Ier du livre V du code de l’énergie, aux articles L. 511-1 et L. 511-2 (a à c), à l’article L. 511-7 (h du 1°) et à l’article L. 531-2 (b du 3° du I).

L’article 22 de la présente proposition de loi, qui précise les modalités de son entrée en vigueur, maintient néanmoins l’application des dispositions abrogées à certaines situations (voir son commentaire).

Le d du 1° du I supprime, par ailleurs, l’article L. 511-3, devenu redondant avec l’article L. 511-2 modifié.

Enfin, le a du 3° du I du présent article 7 précise que le titre III du livre V du code de l’énergie s’applique aux installations « de moins de 4 500 kilowatts », afin de distinguer clairement le régime de la petite hydroélectricité de l’autorisation définie par le nouveau titre IV pour la grande hydroélectricité.

La définition d’un nouveau régime d’autorisation à exploiter les installations hydroélectriques de plus de 4,5 MW

Le 4° du I de l’article 7 ajoute un titre IV au livre V du code de l’énergie qui définit l’objet, le cadre, la procédure, l’objet et les attendus du nouveau « régime d’autorisation d’utilisation de l’énergie hydraulique » remplaçant le régime concessif actuel.

Le chapitre premier énonce l’objet et les obligations découlant de cette nouvelle autorisation

Dans le nouveau régime d’autorisation, il n’est plus question de cahiers des charges et autres prescriptions détaillées. Les articles L. 541-1 à L. 541‑4 donnent néanmoins un cadre à la nouvelle autorisation : celle-ci se fonde désormais directement sur les règles de fond et de procédure de l’autorisation Iota, complétées de quelques exigences supplémentaires reflétant les enjeux spécifiques à la grande hydroélectricité.

Le nouvel article L. 541-1 précise ainsi que :

– l’exploitation des « installations mentionnées au premier alinéa de l’article L. 511-5 » (à savoir celles dont la puissance excède 4,5 MW) et les travaux associés à cette exploitation ou à leur développement sont soumis à la section 1 du chapitre IV du titre Ier du livre II du code de l’environnement, c’est-à-dire au régime de l’autorisation Iota défini par les articles L. 214-1 et suivants ;

– la délivrance de cette autorisation Iota est soumise à ces articles L. 214‑1 et suivants, ainsi qu’aux dispositions du chapitre unique du titre VIII du livre 1er du même code relatives à l’autorisation environnementale (dont la réalisation d’une évaluation environnementale), « sous réserve des dispositions particulières » du nouveau titre IV. Le II du présent article 7 apporte en parallèle quelques modifications et compléments au chapitre unique du titre VIII pour intégrer les spécificités du nouveau régime de la grande hydroélectricité dans le code de l’environnement (voir le B suivant).

L’article L. 541-1 définit par ailleurs l’objet principal de cette nouvelle autorisation, qui doit permettre l’exploitation d’ouvrages ou d’installations utilisant l’énergie hydraulique. Elle pourra néanmoins permettre d’autres usages ou affectations et devra mentionner les « conventions et obligations afférentes dont l’exploitant assure le respect ». Cette mention permet d’inclure les conventions régissant le service de la navigation fluviale sur le Rhin ou le Grand canal d’Alsace, mentionnées dans le nouvel article L. 181-28-24 introduit dans le code de l’environnement.

Si le respect des prescriptions afférentes à l’autorisation environnementale, et à l’autorisation Iota en particulier (voir le B suivant) s’imposera de lui-même, l’article L. 541-1 ajoute que la nouvelle autorisation « grande hydroélectricité » ne pourra être accordée que si les mesures qu’elle comporte répondent à trois (autres) exigences essentielles :

– le respect des objectifs de la politique énergétique, mentionnés aux articles introductifs du code de l’énergie (L. 100-1 A à L. 100-4).

De même que l’attribution d’un droit réel sur les ouvrages, prévue par l’article 2 (alinéa 3) de la présente proposition de loi, ne pourra avoir pour objet de confier à son bénéficiaire l’exécution de travaux ou la mise en œuvre d’une mission de service public, l’octroi de l’autorisation « grande hydroélectricité » ne pourra obliger son titulaire à réaliser des investissements dans le développement de son parc qu’il n’aurait pas décidés lui-même et ce, même s’ils contribuaient à la mise en œuvre des objectifs de la politique énergétique nationale. On peut néanmoins considérer que le titulaire de l’autorisation sera tenu de ne pas agir, ou de ne pas négliger d’agir, à l’encontre des objectifs de la politique énergétique nationale : serait, par exemple, contraire à cette exigence le fait de laisser les installations hydroélectriques se dégrader et moins produire (ou moins contribuer à la sécurité du système électrique) faute d’une maintenance suffisante. Ce premier critère implique donc des investissements de maintenance à la hauteur des enjeux.

Il s’agit, au demeurant, d’une des exigences posées par l’autorisation Iota de droit commun, puisque, en vertu du 4° du I de l’article L. 214-4 du code de l’environnement, l’autorisation peut être modifiée, voire abrogée, « lorsque les ouvrages ou installations […] ne font plus l’objet d’un entretien régulier » ;

– le respect des dispositions en matière de sûreté (qui vise à prévenir les actes malveillants, telle une cyber-attaque) et de sécurité civile (qui traite des moyens de prévenir des risques accidentels, comme une rupture de barrage, par exemple) ;

– le respect des enjeux de la navigation intérieure et maritime (notamment les enjeux de libre accès des voies navigables et d’écoulement des eaux).

Ces deux exigences pourraient aussi, le cas échéant, imposer des investissements au titulaire d’une autorisation mentionnée à l’article L. 541-1.

Le dernier alinéa de cet article précise enfin que la protection de ces intérêts devra « [tenir] compte des usages actuels ou futurs de la ressource en eau », visant en particulier les adaptations rendues nécessaires par le changement climatique (jusqu’à l’aménagement des installations hydrauliques elles‑mêmes pour faire face à une hydraulicité plus capricieuse) et les besoins de soutien d’étiage. Ces derniers font déjà partie des prescriptions prévues par la règlementation Iota ([23]) – qui s’imposent, rappelons-le – mais leur réitération ici souligne l’importance de cet enjeu : ces soutiens d’étiage sont plus cruciaux que jamais dans un contexte de plus en plus marqué par de graves crises de sécheresse, et les barrages hydroélectriques jouent un rôle central, tant par les réserves d’eau douce qu’ils stockent que par leur capacité à relâcher des volumes d’eau importants quand cela devient vital.

Ils peuvent également jouer un rôle actif dans la gestion des crues et la prévention des inondations, laquelle fait partie des obligations liées à la navigation. Autant d’enjeux qui fondent certaines des « raisons impérieuses d’intérêt général » invoquées à l’article 2 de la proposition de loi pour justifier la priorité donnée aux exploitants historiques dans l’attribution de droits réels sur ces ouvrages.

Le nouvel article L. 541-2 précise que les modifications qui seraient apportées à l’autorisation pour protéger les intérêts mentionnés à l’article L. 541‑1 ne pourront faire l’objet d’une indemnisation. En tout état de cause, l’exploitant de l’installation ne pourra être indemnisé pour toute autre modification (imposée par l’État ([24])) que si celle-ci fait peser « une charge spéciale et exorbitante ». Cette indemnité pourra alors prendre la forme d’une réduction, pendant au maximum dix ans, de la redevance sur l’utilisation de l’énergie hydraulique qui sera due à l’État conformément au nouvel article L. 543-1 (voir le commentaire de l’article 8).

Une abrogation unilatérale de l’autorisation par l’État sans indemnité sera également possible en se fondant sur les raisons prévues à l’article L. 214-4 du code de l’environnement (le régime Iota s’appliquant entièrement) et il serait logique que cela soit également possible au titre des intérêts mentionnés à l’article L. 541‑1.

En-dehors de ces cas, toute abrogation par l’État devra faire l’objet d’une indemnisation, à l’instar de ce qui est prévu par la jurisprudence pour l’indemnisation du préjudice subi (direct, certain et légitime) à raison de la modification unilatérale d’un acte administratif.

En tout état de cause, le nouvel article L. 541-2 ajoute que « tout refus, abrogation ou modification de l’autorisation doit être motivé auprès du demandeur ou du détenteur de cette autorisation ».

Le nouvel article L. 541-3 écarte également toute indemnisation pour la mise en œuvre des dispositions relatives à la sécurité et à la sûreté des ouvrages, lesquelles sont définies par décret en Conseil d’État et applicables de plein droit aux autorisations en cours.

L’article L. 541-4 prévoit enfin que le titulaire d’une autorisation d’utilisation de l’énergie hydraulique transmet chaque année à l’autorité administrative chargée de son contrôle ([25]) et au ministre chargé de l’énergie les éléments qui permettront de calculer la redevance versée à l’État en vertu de l’article L. 543-1.

L’article L. 541-4 prévoit en outre que, tous les cinq ans au moins, selon une périodicité plus fréquente prévue par l’autorisation ou dans les six mois suivant la demande de l’autorité administrative, le titulaire de l’autorisation lui transmet, ainsi qu’au ministre chargé de l’énergie, un rapport retraçant l’exploitation de ses installations hydroélectriques, notamment au regard des intérêts mentionnés à l’article L. 211-1 du code de l’environnement (à savoir les divers enjeux et priorités de « la gestion équilibrée et durable de la ressource en eau »), mais aussi des objectifs de la politique énergétique nationale définis aux articles L. 100-1 A à L. 100-4 du code de l’énergie. Le rapport ([26]) est établi selon un modèle arrêté par le ministre chargé de l’énergie.

Le chapitre 2 encadre l’occupation et la traversée des propriétés privées par les exploitants des installations autorisées

Eu égard à l’intérêt majeur que présentent les grandes installations hydroélectriques pour la sécurité d’approvisionnement et l’équilibre des systèmes électriques français et européen, ce chapitre reprend, en les complétant, les dispositions de la section 3 du chapitre Ier du titre II du livre V du code de l’énergie relatif aux droits accordés aux concessionnaires d’installations hydroélectriques en matière d’occupation et de traversée de propriétés privées (les actuels articles L. 521-7 à L. 521-14, qui seront abrogés par ailleurs) ([27]).

L’article L. 542-1 dispose ainsi que le titulaire de l’autorisation peut demander à bénéficier d’une déclaration d’utilité publique (DUP) prononcée par l’autorité administrative pour l’exécution des travaux nécessaires à l’établissement, à l’entretien et « à la surveillance » (un ajout) de ses ouvrages et installations. À l’instar de ce que prévoit l’article L. 521-7 aujourd’hui, cette DUP doit être précédée d’une étude d’impact et d’une enquête publique quand le projet s’inscrit dans les cas prévus par l’évaluation environnementale (chapitre II du titre II du livre Ier du code de l’environnement) ou pour la participation du public aux décisions ayant une incidence sur l’environnement (chapitre III). Si la DUP aboutit à une expropriation, il y sera procédé conformément aux dispositions du code de l’expropriation pour cause d’utilité publique.

L’article L. 542-2 ouvre la faculté de mettre en œuvre la procédure des articles L. 522-1 à L. 522-4 du code de l’expropriation pour cause d’utilité publique permettant la « prise de possession immédiate », par le bénéficiaire de la DUP (c'est-à-dire l’exploitant titulaire de l’autorisation), de tous les immeubles bâtis ou non bâtis nécessaires aux travaux visés à l’article L. 542-1. L’article L. 522-1 concerne les travaux de grandes infrastructures comme une autoroute, une ligne de chemin de fer ou un réseau public d’électricité, ou encore les travaux compris dans le périmètre d’une opération d’intérêt national, qui risqueraient d’être retardés par les difficultés tenant à la prise de possession d’un terrain ou d’un immeuble : dans ce cas, un décret en Conseil d’État peut « à titre exceptionnel » autoriser la prise de possession de ces terrains ou immeubles.

Les articles L. 522‑2 à L. 522-4 précisent les modalités de cette procédure.

L’article L. 542-3 adapte au nouveau régime d’autorisation les dispositions de l’actuel article L. 521-8. La déclaration d’utilité publique accordée en vertu de l’article L. 542-1 donne au titulaire de l’autorisation d’exploiter les droits :

– d’occuper des propriétés privées nécessaires à l’établissement, l’exploitation, l’entretien ou la surveillance de certains ouvrages comme des retenues ou prises d’eau ;

– de submerger les berges par le relèvement des plans d’eau ;

– d’instituer différentes servitudes pour la restitution de l’électricité : servitudes d’appui, de passage et d’ébranchage, mais aussi – ce sont des nouveautés – servitudes d’ancrage, d’abattage d’arbres, d’adduction d’eau, de submersion et d’occupation temporaire, en en exemptant (nouvelle précision) les bâtiments, cours et jardins attenant aux habitations.

L’article L. 542-3 maintient aussi le transfert, pour l’exécution des travaux déclarés d’utilité publique, au titulaire d’une autorisation concernant une usine de plus de 10 MW, de l’ensemble des droits et obligations reconnus à l’administration en matière de travaux publics.

L’article L. 542-4 reprend l’article L. 521-9 disposant que ces servitudes s’appliquent dès que la DUP est délivrée, en insistant particulièrement sur les travaux de mise en sécurité.

L’article L. 542-5 adapte, quant à lui, l’article L. 521-10 qui permet au propriétaire d’un terrain occupé de demander au titulaire de l’autorisation de l’acquérir si la durée d’occupation a excédé celle prévue pour les travaux ou si cette occupation a rendu le terrain impropre à la culture.

Les articles L. 542-6, L. 542-7, L. 542-9 et L. 542-10 font de même pour, respectivement, les articles L. 521-11 (droit à indemnisation des propriétaires subissant un préjudice direct, matériel et certain à raison des servitudes instituées), L. 521-12 (notification aux intéressés – propriétaires, titulaires de droits réels, occupants... – et affichage en mairie des travaux déclarés d’utilité publique), L. 521‑14 (indemnisation de l’éviction des droits particuliers à l’eau qui préexistaient à l’affichage de la demande d’autorisation et restitution en nature de l’eau – notamment celle nécessaire à l’irrigation – ou de l’énergie utilisée si ces droits étaient exercés. L’article L. 542-9 étend toutefois la liste des servitudes applicables pour la restitution de l’énergie sous forme d’électricité) et L. 521-13 (renvoi à un décret en Conseil d’État le soin de définir les modalités d’établissement de la DUP, les conditions d’établissement des servitudes n’impliquant pas le recours à l’expropriation et les conditions d’exécution des travaux déclarés d’utilité publique, l’article L. 542-10 ajoutant la définition des modalités d’occupation temporaire pour ces travaux).

L’article L. 542-8 ajoute au droit existant la condition que l’occupation temporaire d’un terrain pour l’exécution de travaux nécessaires à la protection des intérêts mentionnés au 2° de l’article L. 541-1 (sûreté et sécurité civile) soit autorisée par un arrêté du préfet du département.

L’adaptation du cadre général de l’autorisation environnementale

Hormis les quelques spécificités évoquées aux articles L. 541-1 et suivants, la nouvelle autorisation d’exploiter les installations hydroélectriques de plus de 4,5 MW s’inscrit désormais pleinement dans le régime de l’autorisation Iota défini par les articles L. 214‑1 à L. 214-11 du code de l’environnement, et par conséquent dans celui de l’autorisation environnementale, dont l’autorisation Iota est l’une des catégories (à l’instar des autorisations délivrées aux installations classées pour la protection de l’environnement) ([28]).

Le 1° du II du présent article 7 opère néanmoins quelques ajustements dans le régime de l’autorisation environnementale pour y intégrer, en retour, la nouvelle autorisation « grande hydroélectricité » :

– le a complète l’article L. 181-2 d’un 20° afin que l’autorisation environnementale tienne également lieu d’autorisation d’utilisation de l’énergie hydraulique définie à l’article L. 541-1 du code de l’énergie (si le pétitionnaire a explicitement sollicité cette dernière). Dans ce cas, l’instruction et l’octroi de l’autorisation Iota vaudra instruction et octroi de l’autorisation d’exploiter.

On rappelle que le bénéficiaire de l’attribution de droits réels sur les ouvrages existants ne sera pas contraint de solliciter une autorisation d’exploiter, n’étant tenu que d’obtenir une autorisation Iota (cf. le III de l’article 2), nécessaire à tout moment par la nature même d’un barrage. Dans cette hypothèse, le bénéficiaire des droits réels obtiendrait une autorisation avec des prescriptions relatives à la continuité écologique, puisqu’il aura la charge d’un ouvrage installé sur un cours d’eau, mais ne sera pas autorisé à l’exploiter d’un point de vue énergétique. Cela résulte du principe d’indépendance des législations (ici, le code de l’énergie et le code de l’environnement), même si ces autorisations peuvent être regroupées dans l’autorisation environnementale « unique ». Les cas dans lesquels les demandes de ces autorisations seraient découplées devraient cependant rester rares.

En tout état de cause, par construction, l’autorisation d’exploiter ne pourra être demandée qu’à travers une demande d’autorisation Iota.

Ainsi, dans le cas où un bénéficiaire ne solliciterait pas d’autorisation d’exploiter dans un premier temps, il devra relancer la procédure Iota le jour où il voudra également obtenir l’autorisation d’exploiter son installation ;

– le b complète l’article L. 181-3 d’un 8° bis ajoutant à la liste des intérêts et objectifs que l’instruction de l’autorisation environnementale doit prendre en compte (si une autorisation d’exploiter a également été demandée), les exigences spécifiques imposées par l’article L. 541-1 du code de l’énergie aux installations hydroélectriques de grande puissance.

Il est important de souligner que, même s’il n’y a plus de cahier des charges détaillant les obligations des exploitants, au regard des enjeux, il n’y aura de recul ni sur les exigences en matière de sûreté et de sécurité civile (affirmées aux articles L. 541-1 et L. 541‑3 du code de l’énergie), ni sur les exigences relatives à la gestion équilibrée et durable de l’eau, à sa préservation et à sa répartition entre les différents usagers, mentionnées aux articles L. 211-1, L. 211-2 et L. 211‑3 du code de l’environnement. L’article L. 181-3 dispose en effet que l’autorisation environnementale (et par suite, l’autorisation Iota) ne peut être accordée que si les mesures qu’elle comporte assurent la prévention des dangers et inconvénients pour les intérêts protégés par l’article L. 211-1 ; et l’article L. 214-3 présente les prescriptions édictées en application des articles L. 211-2 et L. 211‑3 ([29]) comme un minimum à respecter pour les Iota, l’ensemble de ces dispositions s’imposant désormais directement aux installations hydrauliques de grande puissance ;

– le c supprime le second alinéa de l’article L. 181-23 qui exempte aujourd’hui les concessions hydroélectriques de l’obligation, entre autres, de remettre dans un état « tel qu’aucune atteinte ne puisse être portée aux intérêts protégés à l’article L. 181-3 » le site d’implantation des installations, ouvrages, travaux ou activités lorsque leur exploitation ou leur exécution est définitivement arrêtée. Les titulaires de la nouvelle autorisation seront désormais pleinement soumis aux obligations énoncées à l’article L. 181-23 ;

– le d du 1° du II de l’article 7 introduit, par ailleurs, une sous-section 4° bis dans la section VI du chapitre unique du titre VIII du livre Ier du code de l’environnement, qui traite des dispositions particulières aux « installations, ouvrages, travaux et activités d’utilisation de l’énergie hydraulique dont la puissance excède 4 500 kilowatts ».

Le nouvel article L. 181-28-2-1 prévoit ainsi que le service coordonnateur de l’instruction des demandes d’autorisation environnementale valant autorisation d’exploiter les installations hydroélectriques de plus de 4,5 MW sera le service de l’État chargé de l’énergie – à savoir les DREAL, au lieu des directions départementales du territoire (DDT), qui pilotent l’instruction des demandes d’autorisation « petite hydroélectricité » et continueront à traiter les demandes d’autorisation découplées d’une demande d’exploiter.

Le III de ce même article L. 181-28-2-1 dispose également que les ministres chargés de l’énergie, de l’environnement et des risques technologiques définiront conjointement les règles mettant en œuvre les articles L. 211-2 et L. 211-3, s’agissant des installations hydroélectriques de grande puissance.

L’article L. 181-28-2-2 précise que l’autorisation (l’autorisation environnementale valant autorisation d’exploiter) prendra en compte les capacités techniques et financières que le demandeur entend mettre en œuvre. Cette exigence n’est pas explicitement énoncée dans l’actuel régime législatif de l’autorisation Iota, ni dans celui de la « petite hydroélectricité », mais elle s’appliquait déjà aux concessions, ainsi qu’aux installations de moins de 4,5 MW ([30]), et elle est inscrite dans le régime législatif de l’autorisation ICPE (article L. 181‑27).

L’article L. 181-28-2-2 ajoute que cette autorisation devra mentionner les « propositions d’investissement » du demandeur et les engagements qu’il prend pour conduire son projet dans le respect des intérêts protégés par le régime de la grande hydroélectricité défini à l’article L. 541-1, d’une part, et pour satisfaire aux obligations de remise en état du site lors de sa cessation définitive d’activité prévues à l’article L. 181-23 modifié par le présent article 7 (voir supra), d’autre part. L’évaluation des capacités techniques et financières du demandeur permettra de s’assurer de la capacité de l’exploitant à assurer ces travaux potentiellement lourds.

Si le nouveau régime d’autorisation ne pourra imposer des investissements non liés à la maintenance, à la sécurité et la sûreté, voire à la préservation des intérêts liés à l’eau qu’il protège, les dispositions de l’article L. 181-28-2-2 permettront de connaître les autres projets d’investissements du pétitionnaire et serviront à évaluer plus justement ses capacités techniques et financières. Au demeurant, ces projets d’investissements pourront être, avant toute demande d’autorisation, un critère de sélection des candidats à la reprise de l’exploitation d’un ouvrage, dans le cas où cette exploitation serait mise en concurrence après le refus de l’exploitant historique de reprendre ses concessions ou lors d’une procédure de mise en concurrence pour l’octroi d’un soutien public à la création d’une nouvelle installation.

L’article L. 181-28-2-3 prévoit que l’autorisation (environnementale valant autorisation d’exploiter) concernant une installation hydroélectrique excédant les 4,5 MW devra fixer la durée pour laquelle elle est accordée, sans préciser de durée minimale ou maximale.

Cette durée variera selon les situations, les investissements envisagés qui auront besoin d’être amortis, etc.

L’article L. 181-28-2-4 prévoit un dispositif spécifique aux installations hydroélectriques situées sur le Rhin et le Grand Canal d’Alsace, objets des conventions internationales de 1868 (Convention pour la navigation du Rhin signée à Mannheim) et de 1956 (convention signée entre la République française et la République fédérale allemande) : les titulaires des autorisations (environnementales valant autorisations d’exploiter) devront conclure avec Voies navigables de France (VNF) une convention qui assure la prise en compte des intérêts de la navigation mentionnés au 3° du II de l’article L. 211-1 (et non au 3° du IV du L. 211-3, comme indiqué par erreur). Cette convention permettra l’occupation temporaire des biens affectés au domaine public fluvial français qui contribuent au fonctionnement des installations exploitées par les titulaires ; elle définira les conditions d’entretien, de maintien et d’exploitation desdits biens, lesquelles devront garantir le respect du service de la navigation intérieure (rappelé au nouvel article L. 541-1 du code de l’énergie), ainsi que le respect des accords franco-allemands relatifs à la prévention des inondations. La Commission centrale pour la navigation du Rhin sera informée de la convention, approuvée ensuite par un arrêté des ministres chargés de l’énergie et des transports concomitamment à l’octroi de l’autorisation environnementale.

L’article 15 de la proposition de loi prévoit par ailleurs d’ouvrir la possibilité, pour les concessions hydroélectriques conclues en application de conventions internationales (dont certaines évoquées ici), de se soumettre à la réforme des articles 1er à 5, qui les résilieraient, si les États contractants sont d’accord, pour attribuer ensuite à leurs actuels exploitants des droits réels sur les biens concernés (voir son commentaire). Le nouveau régime d’autorisation « grande hydroélectricité » défini par le présent article 7 s’appliquerait ensuite de plein droit.

L’article L. 181-28-2-5 clôt la nouvelle section IV° bis en renvoyant à un décret en Conseil d’État la fixation de ses modalités d’application.

Enfin, en cohérence avec la substitution du nouveau régime d’autorisation à l’actuel régime concessif, le 2° du II du présent article 7 abroge l’article L. 214‑5 du code de l’environnement précisant que les dispositions relatives aux règlements d’eau des entreprises concédées sont définies à l’article L. 521-2 du code de l’énergie.

Les modifications apportÉes par la commission

La commission a adopté l’article 7, modifié par onze amendements de sa rapporteure Marie-Noëlle Battistel.

Outre des amendements rédactionnels (CE97), de précision textuelle (CE93 et CE98) ou corrigeant des erreurs de référence (CE100 et CE131) :

– l’amendement CE133 complète le nouveau mode de calcul de la puissance maximale brute d’une station de transfert d’énergie par pompage (Step), désormais définie comme « le produit de la hauteur de chute par le débit maximal turbiné par l’intensité de la pesanteur » ;

– l’amendement CE129, qui ajoute à l’article L. 541-2 du code de l’énergie la possibilité d’abroger sans indemnité une autorisation d’exploiter une installation de plus de 4,5 MW si cela s’avère nécessaire pour la protection des intérêts mentionnés à l’article L. 541-1 (outre les raisons prévues à l’article L. 214‑4 du code de l’environnement). Une telle décision devra naturellement être proportionnée à la situation. Par ailleurs, l’État pourra abroger une autorisation pour d’autres raisons, en indemnisant son titulaire suivant les règles applicables à toute modification unilatérale d’un acte administratif ;

– l’amendement CE130 précise les références de la convention du 27 octobre 1956 mentionnée au nouvel article L. 181-28-2-4 du code de l’environnement, à savoir la convention signée entre la France et l’Allemagne sur « l’aménagement du cours supérieur du Rhin entre Bâle et Strasbourg » ;

– enfin, les amendements de coordination CE125, CE128 et CE132 tirent les conséquences de l’abrogation du titre II du livre V du code de l’énergie sur d’autres articles au sein des codes de l’énergie, de la justice administrative (L. 551‑1) et des transports (L. 4311-2), ainsi que dans le code général des impôts (1963) et le code général de la propriété des personnes publiques (L. 2124-7-1).

* *

Article 8
(articles L. 131-7 [nouveau], L. 134-1, L. 134-3, L. 543-1 [nouveau], L. 543-2 [nouveau] et L. 534-3 [nouveau] du code de l’énergie, articles 1379, 1379-0 bis, 1519 F, 1586 et 1609 nonies C du code général des impôts et article L. 4316-3 du code général des transports)
Régime de redevances et de fiscalité applicable aux installations hydroélectriques d’une puissance installée supérieure à 4,5 mégawatts

Adopté par la commission avec modifications

L’article 8 précise le nouveau régime de redevances et de fiscalité applicable aux installations hydroélectriques de plus de 4,5 MW. Cette réforme comporte deux axes :

– d’une part, une hausse de l’imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux applicable à ces installations, afin de stabiliser les recettes perçues par les collectivités territoriales, celles-ci dépendant uniquement de la puissance installée ;

– d’autre part, la refonte des redevances applicables au titre du code de l’énergie, avec l’instauration, d’une part, d’une redevance domaniale, et, d’autre part, d’une redevance sur l’utilisation et le stockage de l’énergie hydraulique, versée au profit de l’État et progressive en fonction des prix de l’électricité.

Cet article précise aussi le rôle de la Commission de régulation de l’énergie dans le calcul des redevances, ainsi que la détermination des revenus de l’exploitant imputables à son activité hydroélectrique.

le droit en vigueur

Les chapitres II et III du titre II du livre V du code de l’énergie définissent le régime de redevances et de réserves en énergie applicable aux concessions hydroélectriques. Le code général des impôts définit quant à lui le tarif de l’imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux (IFER) applicable à ces mêmes concessions.

Les redevances proportionnelles

En application des articles L. 523-1 à L. 523-3 du code de l’énergie, les concessions hydroélectriques sont soumises à une redevance. Les modalités de calcul et d’attribution du produit de cette redevance diffèrent selon que la concession est non encore échue, prorogée sous le régime des délais glissants ou bien en cas de nouvelle concession.

La redevance applicable aux concessions non encore échues

La redevance applicable aux anciennes concessions non encore échues est calculée proportionnellement soit aux nombres de kilowattheures produits, soit aux dividendes ou aux bénéfices répartis. L’article L. 523-1 du code de l’énergie précise que ces deux redevances peuvent éventuellement se cumuler.

Le même article L. 523-1 précise la ventilation du produit de cette redevance entre l’État et les différentes catégories de collectivités territoriales.

Affectation du produit de la redevance versée au titre de l’article L. 523-1 du code de l’énergie

Départements sur le territoire desquels coulent les cours d’eau utilisés	1/6e
Communes sur le territoire desquelles coulent les cours d’eau utilisés	1/6e
État	2/3

Source : Commission des affaires économiques

La répartition entre les différentes communes et les différents départements est faite « proportionnellement à la puissance hydraulique moyenne devenue indisponible dans les limites de chaque département et de chaque commune du fait de l’usine hydroélectrique ».

Les modalités précises du calcul de la redevance sont définies au niveau réglementaire ([31]). L’article R. 523-3 du code de l’énergie dispose que le calcul de la redevance prend notamment en compte le nombre de kilowattheures produits et la valeur d’un indice de prix de production de l’industrie française, publié par l’Insee, relatif au prix de l’électricité vendue aux entreprises consommatrices finales ([32]). Ce même article prévoit par ailleurs que le montant de la redevance ne peut être inférieur à une valeur définie dans le cahier des charges de la concession.

La redevance complémentaire applicable aux concessions en délais glissants

Les concessions hydroélectriques dites en « délais glissants », c’est-à-dire échues mais prorogées en application du troisième alinéa de l’article L. 521-16 du code de l’énergie, sont assujetties à une redevance complémentaire, décrite à l’article L. 523-3 du même code.

Il s’agit d’une redevance proportionnelle aux recettes ou aux bénéfices de la concession. Son produit est ventilé de la même manière que pour la redevance applicable aux nouvelles concessions (voir infra).

Affectation du produit de la redevance versée au titre de l’article L. 523-3 du code de l’énergie

Départements sur le territoire desquels coulent les cours d’eau utilisés	1/3
Groupements de communes sur le territoire desquels coulent les cours d’eau utilisés	1/12e
Commune sur le territoire desquelles coulent les cours d’eau utilisés	1/12e
État	1/2

Source : Commission des affaires économiques

Les règles de répartition au sein de chaque catégorie de collectivités sont identiques à celles mentionnées pour la redevance prévue à l’article L. 523-1 du code de l’énergie, l’article L. 523-3 évoquant toutefois une répartition seulement « éventuelle » entre plusieurs départements. Il est par ailleurs prévu que la redevance affectée aux communes puisse être transférée à un groupement avec l’accord explicite de chacune des communes de ce groupement.

Les modalités de calcul de la redevance sont définies au niveau réglementaire, en particulier à l’article R. 523-5 du code de l’énergie. Le taux de la redevance est fixé à 40 % du bénéfice normatif après impôts.

L’article 127 de la loi n° 2022-1726 du 30 décembre 2022 de finances pour 2023 a introduit de nouvelles dispositions à l’article L. 523-3 du même code. L’avant-dernier alinéa de cet article prévoit ainsi que si la moyenne annuelle des prix de marché de l’électricité dépasse un prix cible, le montant de la redevance perçu sur les bénéfices générés au-delà de ce prix cible est intégralement reversé à l’État ([33]). Ce prix cible est fixé par arrêté, et un prix cible différencié peut être utilisé pour les STEP. Il a été fixé à 100 €/MWh hors STEP ([34]).

La redevance applicable aux nouvelles concessions

L’article L. 523-2 du code de l’énergie définit la redevance applicable à toute nouvelle concession hydroélectrique, y compris lors d’un renouvellement. Elle est proportionnelle aux recettes de la concession. Elle est versée au profit de l’État, qui l’affecte comme suit.

Affectation du produit de la redevance versée au titre de l’article L. 523-2 du code de l’énergie

Départements sur le territoire desquels coulent les cours d’eau utilisés	1/3
Groupements de communes sur le territoire desquels coulent les cours d’eau utilisés	1/12e
Commune sur le territoire desquelles coulent les cours d’eau utilisés	1/12e
État	1/2

Source : Commission des affaires économiques

Le même article L. 523-2 précise que « les recettes résultant de la vente d’électricité sont établies par la valorisation de la production aux prix constatés sur le marché, diminuée, le cas échéant, des achats d’électricité liés aux pompages. Les autres recettes sont déterminées selon des modalités définies par arrêté du ministre chargé de l’énergie ». Il existe un taux plafond de cette redevance pour chaque concession, défini par l’autorité concédante lors de la mise en concurrence.

Au niveau réglementaire, l’article R. 523-4 du code de l’énergie dispose que c’est le cahier des charges qui fixe les modalités précises de calcul de la redevance proportionnelle aux recettes de la concession. L’article L. 523-2 du même code dispose que le taux de la redevance doit être fixé en tenant compte des volumes que le concessionnaire s’engage à céder à travers différents dispositifs et des prix de vente associés, en particulier pour la cession de l’électricité produite à une société contrôlée par l’exploitant, et dans le cadre de certains contrats d’approvisionnement à long terme ou d’approvisionnement de sites électro-intensifs.

Les autres redevances

Le dernier alinéa de l’article R. 4316-2 du code des transports exonère les ouvrages hydroélectriques concédés et leurs ouvrages et équipements annexes de la redevance sur les ouvrages de prise et de rejet d’eau perçue par Voies navigables de France (VNF), également appelée « redevance hydraulique » ([35]).

LEs rÉserves en Énergie

Les réserves en énergie sont définies aux articles L. 522-1 à L. 522-4 du code de l’énergie. Elles s’appliquent aux concessions en cours à la date du 31 décembre 2006, ainsi qu’aux nouvelles concessions dont la création a été décidée par l’autorité administrative avant cette date.

Ce mécanisme consiste en une compensation financière versée par le concessionnaire au département.

Ce dernier peut ensuite rétrocéder cette compensation à divers acteurs, dont la liste est fixée à l’article L. 522-2 du code de l’énergie pour les concessions en cours au 31 décembre 2006 (services publics de l’État et des collectivités, groupements agricoles d’utilité générale, certaines entreprises industrielles ou artisanales contribuant à l’emploi local). Les précisions sur les modalités de calcul des réserves en énergie figurent à l’article R. 522-3 du même code.

Pour les nouvelles concessions décidées avant le 31 décembre 2006, l’article L. 522-1 dudit code renvoie au cahier des charges de la concession le soin de déterminer les réserves en énergie, en précisant que celles-ci ne peuvent priver l’usine hydroélectrique de plus du dixième de l’énergie dont elle dispose en moyenne sur l’année.

L’imposition forfaitaire des entreprises de rÉseaux

L’imposition forfaitaire des entreprises de réseaux (IFER) est définie à l’article 1635-0 quinquies du code général des impôts (CGI). Elle est prélevée au profit de collectivités territoriales ou de leurs établissements publics de coopération intercommunale. Elle s’applique aux entreprises ayant une activité dans le secteur de l’énergie, du transport ferroviaire ou des télécommunications.

Concernant les centrales de production d’énergie électrique d’origine hydraulique, le deuxième alinéa du II de l’article L. 1 519 F du code général des impôts (CGI) fixe le tarif de l’IFER à 3,542 € par kilowatt de puissance électrique installée au 1er janvier de l’année d’imposition. Ce tarif s’applique quel que soit le régime juridique d’exploitation de l’installation (autorisation ou concession), dès lors que la puissance installée de la centrale est supérieure ou égale à 100 kW.

Le II de l’article 1635-0 quinquies du CGI dispose par ailleurs que les montants et les tarifs de l’IFER sont revalorisés chaque année selon le taux prévisionnel d’évolution des prix à la consommation des ménages, hors tabac, fixé par le projet de loi de finances.

Le produit de l’IFER appliquée aux centrales hydrauliques est affecté :

– pour moitié au bloc communal, en application de l’article 1379 du CGI. Le produit de l’IFER est ensuite réparti selon des règles précisées à l’article 1475 du même code. Cette répartition se fait comme les valeurs locatives des ouvrages hydroélectriques, elles-mêmes réparties entre les communes sur le territoire desquelles coulent les cours d’eau utilisés ou existent des ouvrages de génie civil, en fonction de l’importance de ces derniers, de l’existence de retenues d’eau et des indisponibilités de puissance hydraulique constatées du fait de l’usine hydroélectrique ;

– pour moitié au département, en application de l’article 1586 dudit code. Seul le département d’implantation de l’installation hydraulique bénéficie de cette fraction d’IFER.

En 2024, l’IFER sur les barrages hydrauliques, toutes puissances confondues, a rapporté 43 M€ à chacune de ces catégories de collectivités ([36]).

Le dispositif proposÉ

Les dispositions du code de l’énergie relatives aux redevances hydrauliques et aux réserves en énergie sont abrogées à l’article 7 de la proposition de loi. L’article 8 précise les nouvelles redevances et le nouveau barème de l’IFER qui seront applicables à la grande hydroélectricité, c’est-à-dire aux installations de plus de 4,5 MW.

Cette nouvelle fiscalité s’appliquera une fois les concessions résiliées et les droits réels et d’occupation domaniale attribués.

les redevances versÉes À l’État
1. La redevance progressive sur l’énergie hydraulique utilisée pour produire ou stocker de l’électricité

Le I de l’article 8 crée un nouveau régime de redevances dans le code de l’énergie.

L’article L. 543-1 du même code crée une redevance, versée à l’État, applicable à toute installation hydraulique de plus de 4,5 MW située en France hexagonale (hors Corse) utilisant l’énergie hydraulique pour produire ou stocker de l’électricité. Afin d’éviter des flux financiers croisés pour les zones non interconnectées (ZNI) au réseau métropolitain continental, il est prévu que le montant du soutien budgétaire versé à celles-ci au titre de la compensation des charges de service public de l’énergie ([37]) prenne directement en compte les montants dus au titre de cette redevance.

Le II de l’article L. 543-1 en précise les modalités de calcul. Le montant dû est calculé sur une année civile, en appliquant un barème progressif aux résultats nets de l’exploitant liés à sa production hydroélectrique. Le calcul de cette redevance est effectué de la manière suivante :

– le résultat net des installations hydroélectriques de plus de 4,5 MW de l’exploitant, défini comme la différence entre l’ensemble de ses revenus et de ses coûts d’exploitation sur l’année civile concernée, est divisé par la quantité d’énergie qu’il a injectée sur le réseau grâce à ces mêmes installations. Le résultat obtenu est exprimé en €/MWh ;

– il est appliqué à ce résultat en €/MWh un barème progressif, fixé par décret en Conseil d’État, pour chacune des tranches de prix suivantes :

Tranches de prix auxquelles s’applique le barème progressif de la redevance mentionnée à l’article L. 543-1 du code de l’énergie

Tranche de prix 1	de 0 à 30 €/MWh
Tranche de prix 2	de plus de 30 €/MWh à 60 €/MWh
Tranche de prix 3	de plus de 60 €/MWh à 100 €/MWh
Tranche de prix 4	supérieur à 100 €/MWh

Source : Commission des affaires économiques

– le montant ainsi obtenu est ensuite multiplié par la quantité totale d’électricité injectée sur le réseau par l’exploitant grâce à ses installations hydroélectriques de plus de 4,5 MW.

Le III de l’article L. 543-1 du code de l’énergie précise les modalités de calcul des coûts et des revenus de l’exploitant, en particulier pour bien distinguer ceux qui sont liés à son activité hydroélectrique – et qui font l’objet de la redevance – du reste de ses revenus.

Pour identifier ces coûts et ces revenus, il est prévu que l’exploitant tienne une comptabilité appropriée, selon des règles définies par l’exploitant et approuvées par la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Les montants retracés par cette comptabilité, ainsi que les modalités selon lesquelles celle-ci est tenue, seront contrôlés chaque année, aux frais de l’exploitant, par un organisme indépendant désigné par la CRE. Ces dispositions se rapprochent de celles encadrant la définition et le contrôle des revenus d’EDF liés à l’exploitation de ses centrales nucléaires historiques dans le cadre du mécanisme de versement nucléaire universel prévu à l’article 17 de la loi n° 2025-127 du 14 février 2025 de finances pour 2025.

Il est précisé que les règles de cette comptabilité appropriée doivent permettre de bien distinguer les coûts et les revenus liés à l’hydroélectricité de ceux liés à d’autres activités, en particulier lorsqu’une partie de la production hydroélectrique est cédée via des contrats à terme ou en cas de transactions internes entre ses activités. Une méthode d’allocation des transactions réalisées par l’exploitant entre ses différentes activités doit être définie à l’avance.

Chaque exploitant communique sa comptabilité appropriée à la CRE, ainsi qu’au ministre chargé de l’énergie. Le régulateur peut faire contrôler par un organisme indépendant, aux frais de l’exploitant, des aspects spécifiques de celle-ci. Lorsqu’elle identifie une anomalie, la CRE adresse à l’exploitant un avis motivé : l’exploitant dispose alors d’un délai de 60 jours pour présenter ses observations sur celui-ci, avant que la CRE ne rectifie l’anomalie via une décision qu’elle lui notifie.

Pour les exploitants qui détiennent moins de 100 MW de capacités de grande hydroélectricité, il est prévu que les règles de comptabilité appropriée soient directement définies par la CRE. Cela facilitera la tenue de cette comptabilité pour cet exploitant, permettra d’en homogénéiser la définition et en facilitera également le contrôle par la CRE.

Cette nouvelle redevance versée au bénéfice de l’État permettra de tenir compte des variations des prix de l’électricité, et notamment de mieux capter les profits réalisés par les exploitants en période de prix élevés, grâce à la progressivité du barème applicable. Elle permettra aussi que les fluctuations de recettes issues de la redevance liées à ces évolutions de prix, mais aussi à d’autres facteurs comme l’hydraulicité, pèsent uniquement sur l’État, et non sur les collectivités.

Il est prévu, au III de l’article 8, qu’un décret en Conseil d’État précise les modalités d’application de ces dispositions, notamment sur la définition des coûts et des revenus à prendre en compte, la comptabilisation des revenus et la transmission de la compatibilité appropriée par les exploitants au ministre chargé de l’énergie.

La modification des missions de la Commission de régulation de l’énergie

Les 1° à 3° du I de l’article 8 complètent les missions de la CRE, afin d’y ajouter celles relatives au calcul de la redevance mentionnée à l’article L. 543-1 du code de l’énergie.

Un nouvel article L. 131-7 est ajouté dans le code de l’énergie (1° du I), précisant que la CRE participe au calcul de la redevance pour la production ou le stockage de l’électricité.

Le 2° du I complète l’article L. 134-1 du même code, qui détaille les règles que la CRE précise par décision au Journal officiel, par un 11° disposant qu’elle doit également préciser la méthode permettant d’établir :

– la comptabilité appropriée des exploitants disposant de moins de 100 MW de capacités de grande hydroélectricité ;

– pour ceux qui disposent de 100 MW ou plus de capacités, les modalités de transmission de la compatibilité appropriée établie par leurs soins.

Enfin, le 3° complète l’article L. 134-3 dudit code, qui précise les dispositions que la CRE doit approuver, par un 10° mentionnant les règles de la comptabilité appropriée pour les exploitants disposant de plus de 100 MW d’installations hydroélectriques.

La redevance d’occupation domaniale

L’article L. 543-2 du code de l’énergie fixe le montant la redevance domaniale due par l’exploitant, en application de l’article L. 2125-1 du code général de la propriété des personnes publiques. Ce montant est fixé à 2 000 € par mégawatt installé et sera réévalué chaque année en fonction de l’indice du coût de la construction (ICC), publié trimestriellement par l’Insee.

Le montant de cette redevance pourra être diminué, voire être nul si l’installation bénéficie par ailleurs d’un soutien public, comme cela pourrait par exemple être le cas pour les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP). De telles dispositions existent déjà dans le cas de l’éolien en mer. Elles permettent d’éviter, d’une part, un double flux financier (l’État perçoit la redevance et verse un soutien) et, d’autre part, de renchérir le tarif proposé par l’exploitant ([38]).

Le IV de l’article 8 précise par ailleurs que les installations de plus de 4,5 MW bénéficiant du nouveau régime d’autorisation d’exploiter l’énergie hydraulique sont dispensées de la redevance hydraulique prévue au 1° de l’article L. 4316-1 du code des transports.

Une stabilisation des recettes pour les collectivitÉs

Le II de l’article 8 modifie le barème de l’IFER applicable aux centrales hydrauliques de plus de 4,5 MW, ainsi que l’affectation du produit de cette imposition entre les différentes catégories de collectivités.

D’une part, le II de l’article L. 1 519 F du CGI est modifié pour fixer le barème de l’IFER pour ces centrales à 7,50 € par kilowatt de puissance électrique installée, soit un peu plus du double du barème actuellement applicable (3° de l’article 8). Le barème applicable à l’IFER pour les centrales hydrauliques d’une puissance inférieure ou égale à 4,5 MW n’est pas modifié.

Les collectivités concernées percevront donc davantage d’IFER que précédemment, mais cesseront de percevoir des réserves en énergie et une partie du produit des redevances prévues aux articles L. 523-1 et suivants du code de l’énergie. Une telle refonte devrait être triplement bénéfique pour les collectivités :

– elle clarifiera les revenus perçus, qui résulteront désormais uniquement de l’IFER et non de trois mécanismes différents ;

– elle stabilisera ces revenus et donnera de la visibilité sur leur évolution, puisque ceux-ci dépendront uniquement de la puissance installée des centrales hydroélectriques, et non des prix de l’électricité ;

– pour les concessions non échues, elle garantira le maintien des recettes perçues par les collectivités au niveau de celles perçues sur la période 2019-2021, soit avant la crise des prix de l’énergie de 2022. La période de référence utilisée pour établir le niveau moyen de recettes perçu par les collectivités est la période 2019-2024, qui inclut donc la crise énergétique, ce qui permet de garantir un tel maintien.

Ainsi, en comparant les recettes perçues grâce au régime actuel et celles perçues grâce au nouveau régime proposé à l’article 8, le Gouvernement a indiqué à vos rapporteurs que le montant annuel moyen global perçu par les collectivités :

– s’établissait à 150 M€ par an environ sur la période 2019-2024 (en incluant donc la période de crise énergétique) ;

– s’établissait à 105 M€ par an environ sur la période 2019-2021 (donc hors période de crise énergétique) ;

– et s’établira à 150 M€ par an environ après l’entrée en vigueur de l’article 8.

Il peut cependant exister des pertes pour les recettes perçues sur des concessions échues, dans la mesure où celles-ci sont actuellement soumises à une redevance additionnelle spécifique afin de permettre la prorogation de leur exploitation sous le régime des délais glissants. Cette redevance spécifique n’avait pas vocation à être maintenue une fois ce régime abrogé.

La répartition du produit de l’IFER applicable à la grande hydroélectricité reprend celle prévue dans le droit existant pour les redevances applicables aux concessions en délais glissants et aux nouvelles concessions – sans la part affectée à l’État – à savoir :

Affectation du produit de l’ifer
applicable aux centrales hydrauliques de plus de 4,5 MW

Département	2/3
Intercommunalité	1/6e
Communes	1/6e

Source : Commission des affaires économiques

Les articles 1379 (pour les communes), 1379-0 bis (pour les intercommunalités) et 1586 (pour les départements) du CGI sont modifiés pour tirer les conséquences de cette nouvelle affectation. Pour les communes, la règle d’affectation prévue à l’article 1475 du même code demeure applicable.

Les modifications apportÉes par la commission

La Commission des affaires économiques a adopté l’amendement CE146 de la rapporteure. Celui-ci permet de garantir que la fraction d’IFER relative aux installations hydrauliques de plus de 4,5 MW allouée aux communes soit conservée par celles-ci lorsqu’elles sont membres d’un établissement public de coopération intercommunale (EPCI) à fiscalité professionnelle unique.

En l’absence d’une telle précision, ces EPCI auraient mécaniquement perçu cette part communale, ce qui n’est pas l’intention recherchée, l’objectif étant de venir compenser la suppression des anciennes redevances hydrauliques et des réserves en énergie.

Par ailleurs, pour les quelques rares communes qui ne sont rattachées à aucun EPCI, le III de l’amendement permet d’allouer à celles-ci la part de l’IFER qui est censée revenir aux EPCI à fiscalité propre.

L’amendement CE112 de la rapporteure, adopté par la Commission, clarifie la rédaction des dispositions encadrant les modalités de tenue de la comptabilité appropriée par l’exploitant, selon qu’il possède plus ou moins de 100 MW de capacités hydroélectriques installées dont la puissance dépasse 4,5 mégawatts.

Elle a également adopté les deux amendements CE116 et CE148, qui codifient le III et le IV de l’article 8, respectivement à l’article L. 543-3 (nouveau) du code de l’énergie et à l’article L. 4316-3 du code des transports, s’agissant de dispositions d’application pérenne.

Enfin, la Commission a adopté les amendements rédactionnels CE91, CE109, CE113, CE145 et CE117 de la rapporteure.

La rapporteure souhaiterait par ailleurs que puisse être prise en compte une réflexion, au cours de la navette parlementaire, sur l’affectation d’une fraction des recettes liées aux installations hydrauliques au bénéfice des établissements publics territoriaux de bassin.

* *

Article 9
(article L. 541-1 du code de l’énergie [nouveau])
Création d’un comité de suivi

Article adopté avec modifications

L’article 9 prévoit les modalités d’association des collectivités territoriales et des habitants riverains au suivi des installations hydroélectriques de plus de 4,5 mégawatts.

le droit en vigueur

Partant du constat que les collectivités territoriales et, plus largement, les riverains disposent de moyens très limités pour faire valoir leur point de vue sur l’exécution des concessions hydrauliques et sur la gestion des usages de l’eau, votre rapporteure a déposé, lors de l’examen en commission de la loi du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte ([39]), un amendement ayant permis l’introduction de l’article L. 524-1 du code de l’énergie, instaurant des instances locales de dialogue et de concertation.

Afin de faciliter l’information des collectivités territoriales et des habitants riverains, cet article prévoit la création, par le préfet de département, d’un comité de suivi de l’exécution de la concession et de la gestion des usages de l’eau, lequel doit être consulté par le concessionnaire préalablement à toute décision de nature à modifier les conditions d’exploitation des ouvrages et à produire un impact significatif sur les usages de l’eau.

Ce comité tend à assurer une représentation équilibrée des parties prenantes. Outre le concessionnaire, il réunit des représentants de l’État et des établissements publics concernés, des collectivités territoriales et de leurs groupements, des habitants riverains ou des associations représentatives d’usagers de l’eau.

La création d’un tel comité est obligatoire pour les concessions dont la puissance excède 1 000 mégawatts initialement, puis 500 mégawatts depuis la loi climat et résilience du 22 août 2021 ([40]), et dont le concessionnaire n'est pas une société d’économie mixte hydroélectrique (SEMH, voir l’article 7).

Pour les concessions situées dans le périmètre des commissions locales de l’eau, qui sont prévues à l'article L. 212-4 du code de l’environnement, ces dernières assurent le rôle du comité de suivi.

La commission locale de l’eau, chargée de l’élaboration et du suivi de l’application du schéma d'aménagement et de gestion des eaux, qui est prévue à l’article L. 212-4 du code de l’environnement, tient lieu, lorsqu’elle existe, de comité de suivi de l’exécution de la concession et de la gestion des usages de l’eau.

Cette disposition permet de mieux associer les collectivités territoriales à la gestion des usages de l’eau et de renforcer le contrôle public sur le patrimoine commun que constitue le parc hydroélectrique français.

Le dispositif proposé

L’article 9 de la présente proposition de loi précise les modalités d’association des collectivités territoriales et des habitants riverains au suivi des installations hydroélectriques de plus de 4,5 mégawatts en reprenant les dispositions, prévues à l’article L. 524-1 du code de l’énergie, qui étaient jusqu’à présent applicables aux concessions hydroélectriques.

Est ainsi introduit, au sein du titre IV du livre V du code de l’énergie, un chapitre IV, intitulé « Participation des collectivités riveraines », qui se compose d’un unique article L. 544-1.

Celui-ci prévoit que le préfet de département a la faculté de créer un comité de suivi, d’information et de concertation pour toutes les installations hydroélectriques de plus de 4,5 mégawatts afin de faciliter l’information des collectivités territoriales et des habitants riverains.

Comme cela était prévu à l’article L. 524-1 du code de l’énergie, sa création est obligatoire pour les installations de plus de 500 mégawatts. Les fonctions de ce comité peuvent également être exercées par une commission locale de l’eau, prévue à l’article L. 212‑4 du code de l’environnement, si elle existe.

De manière analogue, ce comité doit être consulté par le concessionnaire préalablement à toute décision de nature à modifier les conditions d’exploitation des ouvrages et à produire un impact significatif sur les usages de l’eau.

Enfin, sa composition comprend également des représentants de l’État et des établissements publics concernés, du titulaire de l’autorisation, des collectivités territoriales et de leurs groupements, des habitants riverains ou des associations représentatives d’usagers de l’eau, ainsi que des associations de défense de l’environnement. Les modifications apportÉes par la commission

L’article 9 a été adopté par la commission, modifié par l’amendement CE4 qui prévoit la publicité de l’avis rendu par le comité et l’obligation, pour le titulaire de l’autorisation, de motiver toute décision prise en contradiction avec cet avis.

* *

Article 10
(articles L. 142-30 à L. 142-33, L. 142-35, L. 142-37 à L. 142-38, L. 311-14, L. 512-1, L. 512-3 à L. 512-4 du code de l’énergie)
Adaptation du régime des sanctions pénales spécifiques aux installations hydroélectriques

Article adopté avec modification

L’article 10 adapte le régime des sanctions pénales spécifiques aux installations hydroélectriques, en tirant notamment les conséquences de la suppression du régime concessif. Il renforce également l’ensemble des sanctions applicables, tant pénales qu’administratives, dans le secteur de la production électrique, voire gazière.

le droit en vigueur

Le chapitre II du titre Ier du livre V du code de l’énergie (articles L. 512-1 à L. 512-4) définit les sanctions applicables en cas de manquement aux obligations légales et réglementaires s’imposant aux installations hydroélectriques.

Des sanctions pénales spécifiques

L’article L. 512-1 du code de l’énergie définit différents manquements et fixe les sanctions correspondantes, en distinguant selon qu’il s’agit de concessions ou d’installations sous autorisation (voir le commentaire de l’article 7).

Pour l’application de cet article, les concessions d’une puissance inférieure à 4 500 kilowatts, dites concessions « autorisables », sont assimilées à des entreprises hydrauliques autorisées.

Installation relevant du régime concessif	I. Le fait d'exploiter une installation hydraulique placée sous le régime de la concession sans être titulaire d'un contrat de concession	1 an de prison et 150 000 € d’amende
	II. Le fait de ne pas se conformer à une mise en demeure édictée en application de l'article L. 142‑31 ou de l'article L. 311-15 (voir le B)	1 an de prison et 75 000 € d’amende
	III. Le fait pour le concessionnaire de ne pas respecter les obligations prévues aux articles L. 511-7, L. 521-4, L. 521-5 ou L. 521-6 ([41]) et aux dispositions réglementaires prises pour leur application, lorsque ce non-respect a pour effet de porter une atteinte grave à la santé ou à la sécurité des personnes ou aux milieux aquatiques	2 ans de prison et 75 000 € d'amende
Installation sous autorisation	IV. Le non-respect par le titulaire de l’autorisation des obligations prévues aux articles L. 214‑1 à L. 214-11 du code de l’environnement (à savoir le régime d’autorisation applicable aux installations, ouvrages, travaux et activités – Iota – ayant un impact sur les milieux aquatiques et les usages de la ressource en eau), et par les dispositions réglementaires prises pour leur application	Sanctions prévues aux articles L. 173-1 et suivants du code de l’environnement : fixées, selon les violations, à 1 an de prison et 75 000 € d’amende ou à 2 ans de prison et 100 000 € d’amende.

Source : article L. 512-1 du code de l’énergie et commission des affaires économiques.

L’article L. 512-2 prévoit qu’en cas de condamnation pour exploitation sans titre d’une concession, le tribunal fixe le délai imparti à l’exploitant pour faire cesser l’irrégularité ou mettre en conformité l’installation irrégulière et peut assortir cette injonction d’une astreinte d’un montant maximum de 300 € par jour de retard.

Bien que le chapitre II du titre Ier du livre V ne le rappelle pas, cet article est complété :

– par l’article L. 311-16, qui punit le fait d'exploiter une installation de production d'électricité (toutes filières confondues) sans être titulaire de l'autorisation d’exploiter mentionnée à l’article L. 311-5 du code de l’énergie d'un an d'emprisonnement et de 150 000 € d'amende ;

– et par les articles L. 142-37 et L. 142-38 du code de l’énergie, applicables à tout le secteur électrique et gazier.

L’article L. 142-37 désigne les personnes qualifiées pour la recherche et la constatation des infractions (à savoir, outre les officiers et agents de police judiciaire, les fonctionnaires et agents publics habilités par le ministre chargé de l'énergie et assermentés) et décrit la procédure à suivre (établissement de procès-verbaux, dont une copie est remise à l’intéressé, information préalable du procureur de la République).

Quant à l’article L. 142-38, il sanctionne le fait de s’opposer à l’exercice des fonctions de ces fonctionnaires et agents, ou de refuser de leur communiquer certaines informations, par six mois de prison et 7 500 € d’amende.

Des sanctions administratives de droit commun

L’article L. 512-3 du code de l’énergie dispose que l’autorité administrative peut prononcer des sanctions administratives lorsque les manquements constatés ne font pas l’objet des poursuites pénales prévues à l’article L. 512-1. Ces sanctions sont celles définies :

– à l’article L. 142-31 du code de l’énergie, qui s’applique à tout le secteur électrique et gazier et prévoit la mise en demeure, par l’autorité administrative, de l’auteur du manquement de se mettre en conformité dans un délai déterminé. À défaut, l’autorité administrative peut prononcer à son encontre une sanction pécuniaire, le retrait ou la suspension de l’autorisation d’exploiter ;

– à l’article L. 311-14 du même code, qui s’applique à tout le secteur électrique et suspend le contrat d’achat de l’énergie produite passé avec Électricité de France, une entreprise locale de distribution ou un organisme agréé si l'autorité administrative constate qu'une installation n'est pas régulièrement autorisée ou concédée ou que l'exploitant ne respecte pas les prescriptions définies par l'autorisation ou la concession ou ne prend pas les mesures nécessaires pour garantir un débit minimal dans le cours d’eau qu’il utilise (article L. 214-18) ;

– à l’article L. 311-15, applicable à tous les manquements aux règles régissant l’activité de production d’électricité et aux prescriptions s’imposant à son exercice, qui ajoute aux sanctions prévues par les deux articles précédents la possibilité, dans certains cas, de prononcer une sanction pécuniaire déterminée en fonction de la puissance maximale de l’installation, dans la limite d’un plafond de 100 000 € par mégawatt.

Le prononcé de ces sanctions administratives se fait dans le respect de la procédure et des garanties prévues aux articles L. 142-30 et L. 142-33 à L. 142-36, qui prévoient en particulier un constat dressé par les fonctionnaires et agents habilités à procéder à des enquêtes, l’établissement de procès-verbaux des manquements, avec notification des sanctions maximales encourues aux personnes concernées, une procédure contradictoire et la possibilité de se faire assister pour consulter le dossier et présenter ses observations, la non-rétroactivité des sanctions pour « des faits remontant à plus de trois ans s'il n'a été fait aucun acte tendant à leur recherche, leur constatation ou leur sanction » (article L. 142-35) et la motivation des décisions (article L. 142-36).

Même s’il n’est pas explicitement mentionné par l’article L. 512-3, l’administration considère que l’article L. 142-32 s’applique dans la mesure où il précise les limites de la sanction pécuniaire prévue à l’article L. 142‑31.

L’article L. 142-32 plafonne le montant de cette sanction à :

– 3 % du chiffre d'affaires hors taxes (CA HT) lors du dernier exercice clos (ou 100 000 € en cas d’impossibilité de déterminer le plafond), porté à 5 % (ou 250 000 €) en cas de nouvelle violation de la même obligation, dans le cas d'un manquement aux obligations de transmission d’informations prévues aux articles L. 142-1 et L. 142-4 ;

– pour les autres manquements, 8 % du CA HT lors du dernier exercice clos (ou 150 000 €), porté à 10 % (ou 375 000 €) en cas de nouvelle violation de la même obligation.

Le dispositif proposÉ

Le présent article 10 adapte le régime des sanctions pénales spécifiques aux installations hydroélectriques. Il renforce également l’ensemble des sanctions applicables, tant pénales qu’administratives, dans le secteur de la production électrique, voire gazière.

l’adaptation du rÉgime des sanctions pÉnales propres aux installations hydroÉlectriques

La deuxième partie de l’article 10 adapte les dispositions relatives aux sanctions pénales applicables aux installations hydroélectriques pour tenir compte de la suppression du régime concessif et de la définition d’un nouveau régime d’obligations :

– la sanction d’une exploitation sans autorisation étant déjà prévue par l’article L. 311-16, le a du 9° abroge le I de l’article L. 512‑1 relatif aux exploitations sans contrat de concession.

Par ailleurs, dans le III du même article L. 512-1, le c du 9° substitue :

– d’une part, les mots : « titulaire d’une autorisation mentionnée à l’article L. 541-1 » (grande hydroélectricité) au mot : « concessionnaire » ;

– d’autre part, aux obligations définies dans plusieurs articles du titre II du livre V du code de l’énergie consacré aux concessions hydrauliques, les obligations relatives à la sûreté et à la sécurité des ouvrages définies dans le nouvel article L. 541-3 (voir le commentaire de l’article 7 de la proposition de loi) et les obligations de remise en état du site en cas de cessation définitive de l’activité et d’information de l’administration de cette cessation prévue à l’article L. 214-3-1 du code de l’environnement.

Quant au d du 9°, il propose de réécrire le IV de l’article L. 512-1 pour clarifier et confirmer l’application aux titulaires des deux types d’autorisation d’exploiter une installation hydroélectrique des sanctions pénales définies par le code de l’environnement (c'est-à-dire les articles L. 173-1 à L. 173-13 précités).

Le dispositif proposé supprime aussi le V de l’article L. 512‑1, qui traite les concessions de puissance inférieure ou égale à 4,5 MW comme des entreprises hydrauliques autorisées pour l’application de cet article. Pour éviter un « vide juridique », il est nécessaire de préciser explicitement (à l’article 22) que cette disposition continuera à s’appliquer aux concessions dites « autorisables » dans la mesure où elles ne sont pas concernées par la présente réforme et qu’en l’état du droit, elles poursuivront leur activité sous le régime concessif.

Les 9° à 10° du présent article 10 proposent également de relever les plafonds des sanctions pénales, parfois pour les seules infractions à la nouvelle autorisation « grande hydroélectricité » et le plus souvent pour les deux types d’autorisations d’exploiter l’énergie hydraulique :

– s’agissant des sanctions définies à l’article L. 512-1, le b du 9° double la peine de prison encourue et porte l’amende de 75 000 € à 100 000 € pour le fait de ne pas répondre à la mise en demeure de se mettre en conformité, mentionnée au II. Le c du 9° fait de même avec l’amende prévue au III pour le non-respect des obligations relatives à la sûreté ou la sécurité des ouvrages, entre autres.

Ces nouveaux plafonds sont alignés sur les niveaux de peine et les montants d’amende prévus par le code de l’environnement, en conséquence du choix d’inscrire pleinement le nouveau régime dans celui de l’autorisation environnementale (voir le commentaire de l’article 7) ;

– s’agissant de l’astreinte pénale définie à l’article L. 512-2, le c du 10° majore son montant, de 300 € aujourd’hui à 4 500 €, en cohérence avec le montant proposé pour la nouvelle astreinte administrative créée à l’article L. 142-31 (voir le B suivant). Le a rend cette astreinte applicable à tous les cas faisant l’objet d’une sanction pénale prévus par l’article L. 512-1.

Parallèlement, le 7° du présent article 10 double aussi le plafond de l’amende prévue à l’article L. 142-38, applicable à tout le secteur électrique, en cas d’opposition aux fonctionnaires et agents habilités à rechercher et constater les infractions, qui passe donc de 7 500 € à 15 000 €.

Le 6° à l’article L. 142-37 supprime une référence superflue aux concessions hydrauliques et gazières, qui restent incluses dans les notions de « secteurs de l’électricité [et] du gaz » également mentionnées par cet article.

Le renforcement des sanctions administratives applicables À l’ensemble du secteur électrique

Le début de l’article 10 de la présente proposition de loi apporte différentes modifications aux articles L. 142-30 à L. 142-36, qui définissent les sanctions administratives, et les procédures afférentes, concernant l’ensemble du secteur gazier et électrique, dont le secteur hydroélectrique.

À partir du constat, émanant des services de l’État, que le dispositif existant s’avère parfois insuffisamment dissuasif pour les grands barrages, plusieurs évolutions visent à renforcer les sanctions :

– en complétant la liste des instruments à la disposition de l’administration. Le b du 2° ajoute ainsi, à l’article L. 142-31, trois nouveaux instruments de police administrative, repris des sanctions administratives de droit commun prévues aux articles L. 171‑7 et L. 171-8 du code de l’environnement :

● la consignation entre les mains d'un comptable public d’une somme correspondant au montant des travaux ou opérations à réaliser pour se mettre en conformité, cette somme bénéficiant d'un privilège de même rang que celui prévu à l'article 1920 du code général des impôts (nouveau 3° du I de l’article L. 142-31) ;

● le paiement des mesures auxquelles l’autorité compétente fait procéder d’office, en lieu et place de la personne mise en demeure et « à ses frais », notamment en utilisant les sommes consignées pour régler les dépenses engagées (nouveau 4° du I) ;

● une astreinte journalière (nouveau II), au plus égale à 4 500 €, en plus du paiement de ces mesures et du retrait ou de la suspension de l’autorisation d’exploiter. Cette astreinte sera applicable à compter de la notification de la décision la fixant et jusqu'à satisfaction de ces mesures et proportionnée à la gravité des manquements constatés. Elle bénéficiera aussi d'un privilège de même rang que celui prévu à l'article 1920 du code général des impôts.

Le a du 2° corrige, par ailleurs, une formulation inappropriée dans la première phrase de l’article L. 142-31, puisque, au stade de la mise en demeure, l’administration ne fait que constater les manquements et non les sanctionner ;

– en supprimant (3°), à la première phrase de l’article L. 142-32, la limitation apportée à la sanction pécuniaire prévue au 1° de l’article L. 142-31, « qui peut être prononcée si le manquement n'est pas constitutif d'une infraction pénale ». Cette formulation interdit en effet de mettre aujourd’hui en œuvre une sanction administrative quand le manquement est passible de sanction pénale. Or la règle du non bis in idem ne proscrit pas l’engagement de poursuites administratives et pénales, mais le cumul de sanctions dont la finalité est la même ou dont la nature est identique.

Au demeurant, le rappel à l’article L. 142-32 du principe de la proportionnalité de la sanction pécuniaire « à la gravité du manquement, à la situation de l'intéressé, à l'ampleur du dommage et aux avantages qui en sont tirés » doit permettre d’écarter les risques d’abus.

Le b du 11° procède à la même modification à l’article L. 512-3, en supprimant la limite actuellement posée au prononcé des sanctions administratives (« lorsque les manquements constatés aux obligations du présent livre ou aux dispositions réglementaires prises pour leur application ne font pas l'objet des poursuites pénales prévues à l'article ») ;

– en supprimant (5°) le délai prescriptif prévu au second alinéa de l’article L. 142-35, qui dispose que « l’autorité administrative ne peut être saisie de faits remontant à plus de trois ans s'il n'a été fait aucun acte tendant à leur recherche, leur constatation ou leur sanction ». Les services ministériels soulignent en effet que ce délai est un sérieux obstacle au prononcé de sanctions, car les manquements ne sont pas toujours rapidement connus de l’administration dans le secteur hydroélectrique (mais une telle observation vaut pour d’autres secteurs énergétiques) et ce, alors que les durées d’autorisation peuvent être longues, espaçant fortement les rendez-vous de contrôle.

Les exploitants auditionnés par les rapporteurs n’ont émis aucune réserve sur cette évolution, ni, d’ailleurs, sur aucun autre point de la réforme des sanctions proposée par l’article 10 ;

– sans remettre en cause le principe de proportionnalité des sanctions rappelé à l’article L. 142-32, le c du 11° définit des plafonds, pour la sanction pécuniaire prévue à l’article L. 142–31, plus adaptés à l’hydroélectricité. Cette sanction sera déterminée « en fonction de la puissance électrique de l'installation » (au lieu du chiffre d’affaires de l’exploitant, mentionné par l’article L. 142-32) et ne pourra excéder 20 000 € par mégawatt (au lieu d’un plafond global de 150 000 € si le chiffre d’affaires n’est pas connu), porté à 45 000 € par mégawatt en cas de nouvelle violation de la même obligation.

Le même c du 11° complète le dispositif des sanctions administratives applicables à l’hydroélectricité, en précisant que les dispositions du code de l’environnement relatives aux sanctions administratives (articles L. 171-7 et L. 171-8 susmentionnés) s’appliqueront aux titulaires des deux types d’autorisation prévus par l’article L. 511-5 du code de l’énergie.

Parallèlement, deux modifications proposées par l’article 10 de la présente proposition de loi tirent les conséquences de contentieux liés à des ouvrages hydroélectriques et s’appliqueront à d’autres situations : le b du 1° et le 4° suppriment, au deuxième alinéa de l’article L. 142-30 et à l’article L. 142-33, la mention que les observations présentées par des personnes mises en cause dans un procès-verbal de manquement, après avoir été mises en mesure de consulter leur dossier, seront « écrites ou orales ».

Les services ministériels ont effet signalé le cas d’une sanction annulée par le juge, sur un dossier relatif à l’hydroélectricité, parce que l’autorité administrative n’avait pas indiqué que les observations pouvaient se faire également à l’oral.

Le a du 1° clarifie par ailleurs le fait que la communication des procès-verbaux à l’autorité administrative ne concerne que les manquements ou les sanctions portant sur des activités de transport ou de stockage de CO2, mais que l’établissement de procès-verbaux de manquement et la notification aux personnes concernées des sanctions maximales encourues s’imposent à tous les manquements mentionnés par l’article L. 142-30.

Quant aux a et b du 8°, ils tirent les conséquences de la disparition du régime concessif en supprimant les références qui y sont faites dans l’article L. 311‑14.

Le 12° de l’article 10 supprime, pour sa part, l’article L. 512-4, qui précise le régime de sanctions applicable à la concession de la Compagnie nationale du Rhône (CNR). Dans les faits, le droit actuel continuera à s’appliquer dans la mesure où cette concession n’est pas concernée par la réforme portée par la présente proposition de loi (voir le commentaire de l’article 14), mais la mention, à l’article 22, du fait qu’elle restera régie par les dispositions législatives qui lui sont applicables dans leur rédaction antérieure à la loi qui serait adoptée suffit à compenser la suppression de l’article L. 512-4 (voir le commentaire de l’article 22). A contrario son maintien dans le cadre législatif nouveau créerait une ambiguïté sur le régime à appliquer.

Les modifications apportÉes par la commission

La commission a adopté l’article 10, modifié par un amendement rédactionnel de sa rapporteure (CE102).

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Article 11
(articles L. 4316-4 du code des transports et L. 3113-1 du code général de la propriété des personnes publiques)
Diverses mesures de coordination

Article adopté avec modification

L’article 11 adapte deux dispositifs au changement de régime d’exploitation des actuelles concessions hydroélectriques, maintenant ainsi :

– le reversement à VNF de la part des redevances due à l’État pour les ouvrages hydroélectriques installés sur le domaine public fluvial confié à l’établissement public ;

– l’exclusion d’un transfert de propriété au profit des collectivités territoriales du domaine public fluvial (parties de cours d’eau, canaux, lacs ou plans d’eau) inclus dans le périmètre de ces installations.

le droit en vigueur
1. Le versement À VNF d’une fraction des redevances proportionnelles dues par les concessions hydroÉlectriques

En contrepartie de l’exploitation des installations hydroélectriques qui lui sont confiées, un concessionnaire est assujetti au paiement d’une redevance proportionnelle soit au nombre de kilowattheures produits, soit aux dividendes ou bénéfices répartis, soit aux recettes de la concession, selon les régimes applicables (voir le commentaire de l’article 8 de la présente proposition de loi).

Dans le régime applicable aux anciennes concessions non encore échues, défini à l’article L. 523-1 du code de l’énergie, le produit de cette redevance est ventilé entre l’État et les différentes catégories de collectivités territoriales, à raison des deux-tiers pour le premier, d’un sixième pour les départements et d’un sixième pour les communes sur le territoire desquels ([42]) coule le cours d’eau utilisé par les installations. C’est aussi le régime appliqué à la redevance de base due par les concessions échues mais prorogées « en délais glissants », qui est complétée par une redevance complémentaire décrite à l’article L. 523-3 du même code.

Dans le régime applicable aux nouvelles concessions, la redevance proportionnelle est versée au profit de l’État, qui la répartit comme suit : un tiers pour les départements, un douzième pour les intercommunalités, un douzième pour les communes – s’agissant des collectivités traversées par les cours d’eau utilisés – tandis que le solde – c’est-à-dire la moitié – est conservé par l’État.

L’article L. 4316-4 du code des transports prévoit toutefois que la fraction « non affectée aux collectivités territoriales », c’est-à-dire la part de l’État, des redevances versées en application des articles L. 523-1 et L. 523-2 du code de l’énergie soit reversée à Voies navigables de France (VNF) pour les ouvrages concédés (et leurs ouvrages et équipements annexes) qui sont installés sur le domaine public fluvial confié à l’établissement public.

l’exclusion du transfert, au profit d’une collectivitÉ, de la propriÉtÉ du domaine public fluvial inclus dans le pÉrimÈtre d’une concession hydroÉlectrique

L’article L. 3113-1 du code général de la propriété des personnes publiques autorise les transferts de propriété du domaine public fluvial, par l’État ou une autre personne publique, au profit d’une collectivité territoriale ou d’un groupement de collectivités territoriales, mais exclut cette possibilité pour les parties de cours d’eau, canaux, lacs ou plans d’eau incluses dans le périmètre d’une concession accordée par l’État pour l’utilisation de l’énergie hydraulique.

Le dispositif proposÉ
1. Le maintien des reversements À VNF dans le nouveau rÉgime de redevance due À l’État

Le I de l’article 11 permet de maintenir cette source de revenus pour VNF, en substituant aux redevances proportionnelles définies aux articles L. 523-1 et L. 523-2 du code de l’énergie (qui sont par ailleurs abrogés par l’article 8 de la proposition de loi) la nouvelle redevance prévue par l’article L. 543-1 (introduit par le même article 8). Cette dernière est versée, au profit de l’État, au titre des installations autorisées en application de l’article L. 541-1 (l'autorisation d’exploiter des ouvrages de plus de 4,5 mégawatts (MW) – voir le commentaire de l’article 7).

Les autres paramètres ne changent pas : le reversement ne concerne toujours que les ouvrages installés sur le domaine public fluvial confié à VNF.

La confirmation de l’impossibilitÉ de transfÉrer la propriÉtÉ des cours ou lacs inclus dans le pÉrimÈtre d’un ouvrage hydroÉlectrique autorisÉ de plus de 4,5 MW

Le II de l’article 11 remplace la référence à une concession par la référence à une « autorisation délivrée en application de l’article L. 541-1 du code de l’énergie », maintenant ainsi l’exclusion de tout transfert à une collectivité des parties du domaine public fluvial se trouvant dans le périmètre d’une installation hydroélectrique de plus de 4,5 MW.

Les modifications apportÉes par la commission

La commission a adopté l’article 11, modifié par un amendement rédactionnel de sa rapporteure (CE103).

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Titre III
CrÉation d’un dispositif de mise À disposition du march֤É de produits reprÉsentatifs des actifs hydroÉlectriques

Article 12
(articles L. 131-2 et L. 134-25 du code de l’énergie)
Mise à disposition par EDF de produits représentatifs des actifs hydroélectriques

Article adopté avec modifications

L’article 12 organise un dispositif central de l’accord de principe trouvé entre la France et l’Union européenne pour lever les précontentieux liés à l’exploitation des concessions hydroélectriques.

Il prévoit la mise à disposition par EDF, durant vingt ans, d’une capacité hydroélectrique virtuelle, dans l’objectif de garantir l’ouverture d’au moins 40 % des capacités hydroélectriques françaises à des acteurs autres que cette entreprise. Cette capacité sera de 6 GW pendant les dix premières années de mise en œuvre du dispositif.

L’article décrit les grandes caractéristiques des produits que devra commercialiser EDF pour permettre l’atteinte de cet objectif. Ces produits seront vendus aux enchères sur les marchés spécialisés.

La Commission de régulation de l’énergie sera étroitement associée au dispositif, en particulier concernant la définition des caractéristiques des produits concernés et le déroulement des enchères. Elle remettra au Gouvernement des rapports triennaux sur le dispositif.

Le Gouvernement devra également remettre un rapport à la Commission européenne sur la mise en œuvre du dispositif au bout de cinq ans, de dix ans, puis de dix-neuf ans. Une clause de revoyure à dix ans est prévue, qui offrira la faculté de revoir à la baisse la capacité mise à disposition, en fonction de l’atteinte de l’objectif de 40 % d’ouverture précité.

le droit en vigueur

Les dispositions proposées à l’article 12 sont nouvelles en droit. Elles visent à traduire l’accord de principe trouvé entre le Gouvernement français et la Commission européenne sur la mise à disposition, par EDF, de produits représentatifs d’actifs hydroélectriques à destination de tiers.

Il convient de rappeler que l’un des deux précontentieux ouverts par la Commission européenne contre la France, lancé par la DG COMP, porte sur les supposés octroi et maintien d’une position dominante en faveur d’EDF sur le marché français de l’hydroélectricité, compte tenu du nombre important de concessions que l’entreprise exploite (voir le commentaire de l’article 1er).

Le dispositif proposé à l’article 12 est indispensable pour lever ce précontentieux.

Il est aussi la contrepartie du droit de priorité exceptionnellement accordé aux concessionnaires historiques pour poursuivre l’exploitation des installations qui leur sont confiées, ce droit de priorité étant également justifié par l’existence de raisons impérieuses d’intérêt général (voir le commentaire de l’article 2).

Peu de temps après la publication du rapport d’information des rapporteurs sur les modes de gestion et d’exploitation des installations hydroélectriques, la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) a lancé une consultation publique sur l’intérêt, pour les acteurs du marché de l’électricité, de produits représentatifs de différents types de centrales hydroélectriques ([43]). Les dispositions proposées à l’article 12 tiennent compte des résultats de cette consultation.

Le dispositif proposÉ
1. La mise À disposition de capacitÉs hydroÉlectriques virtuelles par EDF
  1. La mise à disposition d’une capacité hydroélectrique virtuelle par EDF

L’accord de principe trouvé avec la Commission européenne repose sur l’accès, pour des tiers et au bénéfice final des consommateurs, à des capacités hydroélectriques « virtuelles » mises à disposition par EDF. Une telle mesure permet d’ouvrir davantage le marché et l’accès à la flexibilité offerte par l’exploitation de l’hydroélectricité.

Le II de l’article 12 traduit donc les termes de l’accord trouvé sur ce point. Il fixe un objectif d’ouverture d’au moins 40 % des capacités hydroélectriques installées en France ([44]). La cible des 40 % reprend un critère retenu par la jurisprudence européenne et particulièrement par la décision de la Commission européenne du 10 septembre 2021 instituant des mesures spécifiques pour remédier aux effets anticoncurrentiels dans le cas de la procédure d’infraction n° 2003/4428 relative à l’extraction du lignite grec.

Afin de permettre l’atteinte de cet objectif, il est prévu qu’EDF mette à disposition de tiers, pendant vingt ans, une capacité hydroélectrique virtuelle. Ce mécanisme de contrepartie prendra effet à compter de la date de résiliation de ses concessions hydroélectriques de plus de 4,5 MW, en application de l’article 1er et en conséquence de l’attribution de droits réels et d’occupation domaniale sur ces installations (voir le commentaire de l’article 5).

Pour atteindre cet objectif de 40 %, il est prévu de fixer la capacité hydroélectrique virtuelle mise à disposition à 6 GW pendant les dix premières années, afin de donner une perspective stable aux différents acteurs économiques, cette capacité pouvant ensuite évoluer dans les conditions prévues au VII de l’article 12 (voir C du présent II).

La puissance hydroélectrique actuellement en service en France (zones non interconnectées comprises) s’élève à 26,2 GW, dont 21,1 GW dans le périmètre d’EDF et 5,1 GW exploités par d’autres acteurs. La somme de ces 5,1 GW de capacités physiques et des 6 GW virtuels mis à disposition sur le marché représentera un total de 11,1 GW, soit 42 % de la puissance hydroélectrique de la France à ce jour.

Conséquences de la mise à disposition de 6 GW de capacités hydroélectriques virtuelles sur l’ouverture du marché hydroélectrique à d’autres acteurs qu’EDF

Périmètre	Total tous acteurs	Total EDF	Total hors EDF	Total hors EDF + 6 GW de capacités virtuelles	Part des capacités ouvertes à des acteurs autres qu’EDF en incluant les 6 GW de capacités virtuelles
Capacités installées dans l’Hexagone (GW)	25,7	20,7	5,0	11,0	42,8 %
Capacités installées en France, en incluant les zones non interconnectées (GW)	26,2	21,1	5,1	11,1	42,2 %

Source : Direction générale de l’énergie et du climat, janvier 2026.

Fixer le volume de capacités à mettre à disposition à un niveau un peu supérieur au seuil des 40 % donne une marge de manœuvre à EDF pour développer son parc dans les prochaines années, tout en respectant l’accord conclu avec la Commission européenne.

La mise aux enchères de la capacité virtuelle selon différents types de produits de marché

Le III de l’article 12 précise les modalités de mise à disposition de ces capacités hydroélectriques virtuelles.

Il est ainsi prévu qu’EDF commercialise différents types de produits et de sous‑produits de marché lors d’enchères concurrentielles. Il s’agit d’une différence majeure par rapport au mécanisme de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (Arenh), qui a conduit à figer le prix d’une partie de l’électricité d’origine nucléaire d’EDF sans jamais tenir compte de l’évolution des coûts de production réels de l’opérateur.

Afin d’en garantir la transparence, ces enchères se dérouleront sur les places de marché standard ou sur des marchés organisés pour échanger le type de produits concerné.

En revanche, les produits ainsi mis aux enchères ne donnent aucun droit à l’acheteur sur l’exploitation des installations hydroélectriques et c’est en cela que ces capacités sont qualifiées de « virtuelles ». Il s’agit d’une garantie majeure : aucun des produits dont la commercialisation est prévue à l’article 12, y compris ceux avec partage de risques (voir infra), ne peut conduire à donner à l’acheteur « la main » sur les ouvrages, ni à obliger EDF à faire fonctionner tel ou tel barrage. Les engagements pris dans les contrats de vente de ces produits par EDF ne pourront pas non plus contraindre cette entreprise publique à une exploitation qui irait à l’encontre des intérêts mentionnés par l’article L. 541-1 du code de l’énergie que sont, notamment, le bon fonctionnement du système électrique, la sécurité des ouvrages et le respect de la gestion équilibrée et durable de la ressource en eau (voir le commentaire de l’article 7).

Il est également précisé que la commercialisation de ces produits doit permettre à EDF de continuer à optimiser l’exploitation de ses ouvrages comme cette entreprise le fait aujourd’hui, en fonction des signaux de marché, et ce, afin de préserver le bon fonctionnement du système électrique. Grâce à sa flexibilité et à sa grande pilotabilité, le parc hydroélectrique est en effet un outil central de la régulation de ce système ; cette régulation permet de compléter la production des autres filières électriques quand celle-ci est insuffisante, mais aussi d’absorber leurs excédents de production, contribuant ainsi à stabiliser la fréquence dans les réseaux publics et à éviter surtension et prix négatifs.

Afin de respecter les termes de l’accord de principe entre la France et la Commission européenne, le IV de l’article 12 encadre les types de produits commercialisés par EDF via ce mécanisme d’enchères concurrentielles. La capacité de 6 GW sera répartie entre les différentes catégories de produits présentées dans le tableau ci-dessous. Une partie de ces produits permet d’accéder à la flexibilité offerte par les installations hydroélectriques et, parmi ceux-ci, certains prévoient un partage de risques entre l’exploitant et l’acheteur.

Principes que doivent respecter les produits commercialisés par edf dans le cadre du mécanisme de contrepartie de l’article 12

Part de la capacité mise à disposition (et équivalent en puissance)	Caractéristiques des produits associés	Répartition et détail des produits concernés au sein de chaque grande catégorie de produits
1/4 (1,5 GW)	Reproduisant un profil de production correspondant à des installations au fil de l’eau et éclusées (non flexible)
3/4 (4,5 GW)	Reflétant la flexibilité offerte par des installations de lac ou des STEP	1/6e (0,75 GW) : Produits sans partage de risques
		1/3 (1,5 GW) : Produits avec partage de risques
		1/2 (2,25 GW) : Produits permettant de répondre à des besoins de flexibilité moins fins que les deux premiers

Source : Commission des affaires économiques

S’agissant des produits qui doivent refléter la flexibilité offerte par certaines installations hydroélectriques, le premier alinéa du V précise qu’ils doivent offrir des caractéristiques de flexibilité supérieures aux produits de marché standards existant avant le 31 juillet 2025, afin d’assurer que ces futurs produits présentent un intérêt supplémentaire pour les acheteurs potentiels par rapport aux produits déjà disponibles sur le marché. Cela se traduira par une offre de produits proposant des durées de contrat, des périodicités et des conditions de livraison (volumes de capacités mobilisables, délais de prévenance, etc.) diversifiées, avec la possibilité pour l’acquéreur de faire varier en cours de contrat certains de ces éléments (notamment le niveau de puissance et le moment précis de la livraison).

Le 1° du V se réfère à des profils de production ou de stockage qui ressemblent à ceux d’une installation de lac ou d’une station de transfert d’énergie par pompage (STEP), mais aucun des produits commercialisés, quelles que soient sa catégorie ou ses caractéristiques, ne sera lié à l’exploitation d’une installation physique précise.

Au mieux, certains (2° du V) répliqueront la capacité agrégée d’un ensemble d’installations hydroélectriques, réunies par exemple par typologies (STEP, lac et leurs sous-catégories), en incluant les aléas qui pourraient perturber leur exploitation. D’autres pourraient être simplement « adossés » à l’ensemble du parc hydroélectrique d’EDF. Sur ces mêmes produits, qui incluent un partage de risques, il s’agit, par exemple, de prendre en compte les aléas pesant sur la production hydroélectrique (une période de faible hydraulicité notamment), pouvant conduire à revoir à la baisse les volumes de productible livrable. L’acquéreur de ce type de produits achètera donc un volume d’électricité dont la livraison est considérée comme possible sur la durée de son contrat, par exemple en fonction des apports hydrauliques des lacs sur les installations prises en référence par ce contrat – volume qui pourrait varier selon les circonstances ou dont la livraison pourrait être reportée du fait de la moindre disponibilité temporaire du parc d’ouvrages concernés. Par exemple, toujours en prenant l’exemple d’un produit reflétant la capacité agrégée d’un ensemble de lacs, si les livraisons possibles d’électricité ont été calculées pour chaque mois, cela pourrait se traduire par, d’un côté, un rationnement de ces livraisons les mois où les apports hydrauliques sont réduits en raison de faibles pluies et, de l’autre, la possibilité de demander un volume plus important les mois où les apports hydrauliques sont supérieurs.

Un partage de risques entre acquéreur et exploitant n’est pas envisagé pour les autres types de produits au regard des compétences techniques nécessaires pour en gérer la complexité, ce qui dissuaderait voire exclurait la plupart des acquéreurs potentiels. Par ailleurs, plus un produit intègre des éléments incertains, moins il a de valeur sur le marché. Outre les produits mentionnés au 1° du V, ceux mentionnés au 3° du V, qui doivent permettre de répondre à des besoins de flexibilité moins fins que les autres catégories de produits flexibles, ne feront pas non plus l’objet d’un partage de risques.

Le 3° du IV précise que lorsque les enchères sont infructueuses, les volumes de productible qui n’ont pas pu être vendus seront ajoutés aux volumes ultérieurement mis aux enchères pour le même type de produit. Toutefois, le Gouvernement et la Commission de régulation de l’énergie (CRE) veilleront à ce que les produits proposés soient suffisamment attractifs pour éviter des enchères infructueuses.

Enfin, le dernier alinéa du V précise que les produits proposés sur les marchés pourront définir à l’avance des contraintes à la livraison du productible, en termes de puissance maximale (ou minimale) et d’énergie maximale (ou minimale) ([45]) pouvant être livrées pendant des périodes prédéfinies, ces périodes ne pouvant excéder le mois. Ces contraintes devront être cohérentes avec les profils de production et de livraison des types d’installations hydroélectriques auxquels les produits se réfèrent. Elles seront définies au moment de la commercialisation du produit, fixes pour les produits sans partage de risque ou régulièrement révisées pour les produits avec partage de risque.

Les modalités de définition des produits et les règles de leur mise en vente sur le marché

La définition des produits et des sous-produits, des modalités de mise en vente et des paramètres des enchères fait intervenir la Commission de régulation de l’énergie (CRE) et le Gouvernement (VI du présent article 12). L’association étroite du régulateur à cette définition est un point d’importance pour la Commission européenne.

Le rapport de la Commission de régulation de l’énergie

Trois mois après l’entrée en vigueur de la loi, la CRE devra consulter les acteurs de marché puis remettre un rapport au Gouvernement. Ce rapport proposera les grands principes devant guider :

– la définition des produits et des éventuels sous-produits commercialisés par EDF et leur répartition, dans le respect des volumes et proportions mentionnés dans le tableau supra ;

– leur calendrier de mise en vente sur le marché.

Les propositions que peut faire la CRE au Gouvernement sur les principes guidant la définition des produits et des sous-produits

Le VI de l’article 12 précise les propositions que la CRE peut formuler sur les grands principes définissant les produits et les sous-produits. Elle peut formuler des propositions :

– sur les durées des périodes de livraison. Une période de livraison est la période (par exemple un mois, un trimestre…) durant laquelle l’énergie achetée aux enchères est livrée ;

– sur les sous-périodes de nomination et les délais de nomination : pour les produits flexibles, il est en effet nécessaire d’encadrer la possibilité, pour l’acquéreur, de répartir l’énergie achetée au sein de différentes sous-périodes de livraison. C’est l’objet du délai de nomination, qui correspond à la durée minimale qui sépare la demande du profil de production souhaité par l’acheteur et sa livraison par EDF au sein de ces sous-périodes. Les délais de nomination seront encadrés en amont des enchères. Si la période de livraison est le premier trimestre de l’année, le délai de nomination pourrait par exemple être fixé à un peu moins d’un mois : l’acheteur devrait ainsi décider le premier lundi de décembre de la répartition des volumes achetés entre les différents mois (ces derniers correspondent donc aux sous-périodes de livraison) de ce trimestre ;

– sur les éventuelles contraintes de livraison en puissance et en énergie maximale et minimale, qui viendront encadrer les possibilités de nomination qui viennent d’être décrites ;

– sur les produits donnant lieu à un partage de risques, la nature et la méthode de caractérisation de ces risques.

Le rapport doit également préciser les modalités envisagées par la CRE pour approuver les paramètres des enchères.

Ce rapport sera rendu public, sous réserve du secret des affaires.

La publication d’un arrêté ministériel définissant les caractéristiques détaillées des produits et des sous-produits et leur répartition

Après transmission du rapport de la CRE, un arrêté du ministre chargé de l’énergie, pris lui-même après avis de la CRE et de l’Autorité de la concurrence, fixera les caractéristiques détaillées de produits et des sous-produits, ainsi que leur répartition. Cette répartition consistera à définir, pour chaque type de capacité mise à disposition par EDF en application du IV de l’article, les types de produits et sous‑produits afférents.

Cet arrêté fixera aussi le délai dans lequel EDF transmet, pour approbation, à la CRE les modalités des enchères.

La définition des modalités des enchères par EDF, sous le contrôle de la CRE

EDF définira les modalités des enchères, mais la CRE les approuvera, en amont de la tenue de celles-ci. Cette approbation est une condition préalable au lancement des enchères. La CRE devra notamment approuver les paramètres suivants :

– la capacité minimale de souscription ;

– le nombre d’enchères. L’énergie mise en vente dans le cadre d’un produit pourra en effet être répartie sur plusieurs enchères différentes avant la période prévue pour sa livraison ;

– le calendrier des enchères ;

– le délai de formulation des offres ;

– les modalités de définition du prix de réserve.

EDF transmettra ces éléments dans le délai fixé par l’arrêté précédemment mentionné. La CRE pourra formuler des objections sur les éléments transmis. Elle pourra également imposer ultérieurement à EDF une modification de ces paramètres sur la base des constats faits dans ses rapports sur la mise en œuvre du dispositif (voir infra).

Le Comité de règlement des différends et des sanctions de la CRE (CoRDiS) pourra sanctionner EDF en cas de manquement aux dispositions de l’article 12 relatives à la définition des paramètres des enchères et à leur approbation (voir le cinquième alinéa du VI du présent article 12, ainsi que le 2° du I du même article, qui complète l’article L. 134-25 du code de l’énergie relatif aux pouvoirs de sanction du CoRDiS).

Plus généralement, le I du présent article 12 complète l’article L. 131-2 du code de l’énergie, qui définit les missions de la CRE, afin d’y ajouter un pouvoir général de surveillance de cette commission sur les transactions effectuées dans le cadre des enchères et sur le déroulement de celles-ci.

La CRE est ainsi au cœur du fonctionnement du dispositif, et à chaque étape, que ce soit pour la définition des produits et des paramètres de leur mise aux enchères, pour l’analyse de l’efficacité de ces caractéristiques et leur ajustement au fil du temps, ou encore pour le contrôle, de manière générale, du respect des objectifs convenus avec la Commission européenne.

deS rapports réguliers sur la mise en œuvre du dispositif et une clause de revoyure à dix ans

L’accord de principe trouvé avec la Commission européenne prévoit un suivi régulier des conséquences de la mise à disposition d’une capacité hydroélectrique virtuelle par EDF, ainsi que la possibilité de faire évoluer celle-ci (VII de l’article 12).

La CRE devra remettre au Gouvernement des rapports à échéance régulière sur la mise en œuvre du dispositif. Un rapport devra ainsi être remis un an après les premières enchères, puis deux ans après celui-ci, puis tous les trois ans jusqu’à la fin du dispositif de mise à disposition. À chaque remise de ce rapport, la CRE pourra :

– imposer à EDF de modifier les paramètres des enchères ;

– proposer au ministre chargé de l’énergie une modification de l’arrêté définissant les caractéristiques des produits et sous-produits, leur répartition ainsi que le délai dans lequel EDF devra transmettre à la CRE les paramètres nécessaires à l’approbation des enchères.

De son côté, le Gouvernement devra transmettre à la Commission européenne un rapport dressant le bilan du dispositif cinq ans, dix ans puis dix-neuf ans après le début de la mise en œuvre de celui-ci, c’est-à-dire lorsque les concessions d’EDF auront été résiliées. Outre l’établissement de ce bilan, chaque rapport dispose de spécificités propres.

Le rapport remis à cinq ans pourra proposer une modification de la capacité de 6 GW initialement mise à disposition à l’issue des dix premières années du dispositif, ainsi qu’une modification de la répartition de celle-ci entre les différents types de produits et sous-produits. Ce rapport devra aussi analyser les conséquences de cette mise à disposition sur la satisfaction des besoins des acteurs du marché en matière d’accès à la flexibilité offerte par le fonctionnement de certaines installations hydroélectriques, l’accès à cette flexibilité étant l’un des objectifs du dispositif.

Le rapport remis à dix ans devra dresser le bilan de l’évolution du marché de l’électricité compte tenu de la mise à disposition de capacités hydroélectriques virtuelles. Ce rapport comportera également une clause de revoyure du dispositif : ainsi, il pourra proposer à la Commission européenne une évolution du volume et de la répartition des capacités, en tenant compte de l’évolution des capacités des différents acteurs du secteur hydraulique vis-à-vis de l’objectif d’ouverture de 40 % de celles‑ci. En particulier, la capacité des 6 GW pourra être modifiée à la baisse par voie réglementaire, après accord de la Commission européenne.

Enfin, le rapport remis au bout de dix-neuf ans, c’est-à-dire un an avant le terme du dispositif de mise à disposition, devra permettre d’engager un échange entre le Gouvernement français et la Commission européenne sur les perspectives de ce dispositif.

Les modifications apportÉes par la commission

La commission a adopté trois amendements, rédactionnels ou corrigeant des erreurs de référence, de la rapporteure (CE84, CE135 et CE139), ainsi que :

– un amendement CE143 de la rapporteure précisant que, selon les produits et la durée du contrat, les acquéreurs pourront choisir la périodicité des livraisons et décider du volume précis à livrer – dans les limites prédéfinies par le contrat au moment de sa commercialisation – ainsi que du moment exact de sa livraison, en respectant un délai préalable à cette livraison, délai qui pourrait être de plus en plus court ;

– un amendement CE144 de la rapporteure allongeant de trois à quatre mois le délai qui est donné à la CRE pour transmettre au Gouvernement son rapport sur les propositions devant notamment guider la définition des produits et le cadre des enchères. L’importance centrale du dispositif de contreparties, son caractère novateur et son équilibre futur justifient qu’on lui laisse davantage de temps ;

– un amendement CE51 de M. Mathias Tavel (LFI-NFP) précisant que le prix de réserve appliqué aux futures enchères ne pourra être « inférieur au coût de production, incluant l’amortissement des capitaux investis » ;

– et un amendement CE147 qui fixe le départ des délais de remise des rapports du Gouvernement à la Commission européennes à la réalisation des premières enchères.

Elle a également adopté les amendements rédactionnels CE84, CE135, et CE139 de la rapporteure.

* *

EXAMEN EN COMMISSION

La commission a examiné, au cours de sa réunion du mercredi 28 janvier 2026, la proposition de loi visant à relancer les investissements dans le secteur de l’hydroélectricité pour contribuer à la transition énergétique (n° 2334) (Mme Marie-Noëlle Battistel et M. Philippe Bolo, rapporteurs).

M. le président Stéphane Travert. Cette proposition de loi transpartisane a été inscrite à l’ordre du jour de la séance du mardi 3 février prochain, après-midi et soir, ainsi que les jours suivants. Elle fait suite au travail de la mission d’information consacrée aux modes de gestion et d’exploitation des installations hydroélectriques, à laquelle tous les groupes avaient été invités à participer et qui avait présenté un rapport très complet le 17 mai dernier. Ce texte de vingt-quatre articles tient compte à la fois des solutions préconisées dans ce rapport et des échanges nombreux qui ont eu lieu avec la Commission européenne quant au statut juridique envisageable pour poursuivre l’exploitation des installations actuellement concédées.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Je remercie tout d’abord le président Travert d’avoir permis l’examen de cette proposition de loi dans des délais restreints.

Je commencerai par quelques éléments de contexte. Si les débats autour de l’hydroélectricité animent notre commission depuis une quinzaine d’années, la présente proposition s’inscrit dans un moment charnière. Elle vise à répondre à une situation devenue au fil du temps juridiquement instable, économiquement bloquante et énergétiquement préjudiciable.

L’hydroélectricité est une composante historique de notre modèle énergétique. Depuis la loi fondatrice de 1919 relative à l’utilisation de l’énergie hydraulique, l’État a organisé le développement de la filière autour d’un régime de concession pour les installations de plus de 4,5 mégawatts (MW) et d’un régime d’autorisation en deçà. Ce cadre a accompagné pendant plus de quatre-vingt-dix ans la constitution d’un parc hydroélectrique de premier plan, composé de plus de 340 concessions et devenu le plus important de l’Union européenne.

Cette énergie constitue un atout majeur pour la décarbonation de notre mix énergétique et pour notre sécurité d’approvisionnement, grâce à sa flexibilité et à ses capacités de pilotage. Au-delà de la production d’électricité, elle contribue à l’économie locale et à la conciliation des différents usages de l’eau : préservation de la ressource, écrêtement des crues, soutien des étiages, irrigation, navigation et activités touristiques associées. Les barrages sont au cœur d’un dialogue local construit dans la durée entre exploitants, collectivités, usagers et services de l’État.

Pourtant, malgré ces atouts largement reconnus, la filière française est confrontée à une situation de blocage structurel. Depuis plus de vingt ans, ce sujet oppose la France à la Commission européenne. Deux précontentieux ont été ouverts : le premier en 2015, relatif à la position d’EDF sur le marché de l’hydroélectricité ; le second en 2019, pour absence de mise en concurrence des concessions échues. Le renouvellement par mise en concurrence est une règle non seulement européenne, mais aussi française ; si elle a d’abord suscité des réticences, elle est désormais presque unanimement admise. Ces procédures font peser sur l’avenir du régime concessif une incertitude juridique durable, qui a eu des conséquences très concrètes : la suspension et le report de nombreux projets de modernisation et d’extension des installations, le gel de plusieurs milliards d’euros d’investissement et une difficulté croissante à adapter le parc aux nouveaux besoins. Cette situation est particulièrement préjudiciable pour les projets structurants comme les stations de transfert d’énergie par pompage (Step).

Ce texte est l’aboutissement de douze années de travaux, engagés en 2013 après que la ministre Delphine Batho, interrogée par mes soins, avait exprimé devant cette commission son opposition à la mise en concurrence des centrales hydroélectriques et appelé à rechercher des solutions alternatives ; j’avais alors lancé une première mission sur le sujet. Après plusieurs tentatives de résolution, l’ultime mission d’information transpartisane, dont Philippe Bolo et moi-même avons été rapporteurs, a formulé le 17 mai 2025 un diagnostic clair : le statu quo n’est plus tenable. Sur la base des garde-fous que nous avons élaborés pour encadrer les évolutions futures du régime juridique de l’hydroélectricité, des échanges nourris ont eu lieu entre le Gouvernement, la Commission européenne et les rapporteurs que nous sommes, avec un postulat de départ ferme : les centrales hydroélectriques françaises ne seront pas mises en concurrence.

Ces discussions ont abouti, à la fin de l’été 2025, à un accord de principe historique, alors que nous sommes dans l’impasse depuis plus de vingt ans. La Commission européenne s’est montrée prête à clore les précontentieux en cours – la première procédure de ce type date de 2003 –, à condition que la France réforme le régime juridique applicable à ses installations hydroélectriques soumises au régime concessif. Je tiens d’ailleurs à remercier le Gouvernement et les services de l’État qui se sont fortement mobilisés sur ce dossier.

Parallèlement, nous avons répondu, au nom de l’ensemble des collègues ayant participé à la mission, à une consultation de la Commission européenne, en contribuant à une enquête d’opportunité sur la modification de la directive « concessions » de 2014. Nous avons demandé que l’hydroélectricité soit exclue de cette directive, et notre démarche a été soutenue par une proposition de résolution européenne adoptée à l’unanimité par la commission des affaires européennes. Toutefois, les délais européens étant particulièrement longs, la révision n’a pas encore abouti.

La présente proposition de loi vise donc à clore les contentieux, à sécuriser l’exploitation par nos opérateurs historiques, à relancer les investissements et à maintenir le patrimoine hydroélectrique dans le giron de l’État ; in fine, il s’agit de traduire dans le droit français l’accord de principe qui a été trouvé avec la Commission européenne.

Cet accord repose sur trois piliers qui structurent l’économie générale du texte. Le premier, c’est le passage du régime concessif au régime d’autorisation. Ce changement profond de cadre juridique vise à sécuriser durablement l’exploitation de nos ouvrages. Ce nouveau régime, qui est décrit à l’article 7 du texte, repose sur des obligations prévues par le code de l’environnement, au titre de la réglementation Iota (installations, ouvrages, travaux et activités), et par le code de l’énergie. Le changement de régime ne s’appliquera pas à la concession du Rhône, exploitée par la Compagnie nationale du Rhône (CNR), qui relève d’une loi spécifique déjà votée et qui devra être traitée séparément lorsqu’elle arrivera à échéance.

Le deuxième pilier permet aux concessionnaires actuels exploitant des installations de plus de 4,5 mégawatts de poursuivre leur activité. Ce maintien est justifié par des raisons impérieuses d’intérêt général que sont la sûreté des ouvrages, la sécurité de l’approvisionnement électrique, la gestion équilibrée de la ressource en eau, la protection de l’environnement et l’efficience de l’exploitation ; dans tous ces domaines, l’expertise des acteurs en place a été reconnue par la Commission européenne. Un tel choix assume une réalité opérationnelle : l’exploitation hydroélectrique repose sur des compétences spécifiques, une connaissance fine des territoires et des ouvrages et une capacité à articuler des usages multiples. Il nous paraissait primordial de préserver le savoir-faire ancestral de nos agents, qui ont d’ailleurs élaboré au fil du temps de précieux carnets d’auscultation sur chaque ouvrage.

Le troisième pilier concerne l’ouverture du marché de l’hydroélectricité, nécessaire pour clore le précontentieux qui a trait à la position dominante d’EDF. Le texte prévoit, à l’article 12, la mise à disposition par EDF de capacités hydroélectriques virtuelles à destination de tiers, qui sera effectuée in fine au bénéfice des consommateurs. Ces capacités, fixées à 6 gigawatts pour les dix premières années, seront mises sur le marché via des enchères concurrentielles, sous le contrôle de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). L’objectif est que 40 % de la capacité nationale – celle d’EDF, mais aussi celle des autres opérateurs – soit accessible à des tiers. Nous savons que cet article suscite des interrogations, mais il est indispensable à l’équilibre global du texte : sans celui-ci, nous resterons dans l’impasse de ces dernières années.

Au-delà de ces trois piliers, nous nous sommes attachés à intégrer les garde-fous identifiés par la mission. Il n’y aura aucune cession des installations : les ouvrages et le foncier demeurent la propriété de l’État. Cette garantie majeure est fondamentale. Un droit réel sera assorti aux droits d’occupation du domaine public pour une durée de soixante-dix ans, afin d’offrir la visibilité nécessaire aux investissements, et une contrepartie financière est évidemment prévue pour les opérateurs.

Ce régime d’autorisation est assorti d’une nouvelle fiscalité applicable aux installations hydroélectriques, prévue à l’article 8. Elle repose, d’une part, sur une augmentation de l’Ifer (imposition forfaitaire sur les entreprises de réseau), qui sera désormais calculée sur la puissance installée afin de garantir des revenus fixes aux collectivités territoriales, indépendamment des aléas de production ou de prix ; et, d’autre part, sur une redevance progressive versée à l’État, en fonction des résultats de l’exploitant. Enfin, l’article 17 garantit le maintien des équipes d’exploitation, la préservation des compétences et l’absence d’incidence sur le statut des salariés des industries électriques et gazières. La continuité du dialogue avec les acteurs locaux sera quant à elle assurée par les comités de suivi prévus à l’article 9.

Cette proposition de loi n’a pas vocation à réécrire l’histoire de l’hydroélectricité française, ni à remettre en cause les fondamentaux de la filière ; elle vise à faire entrer notre parc hydroélectrique dans une nouvelle phase, en levant une incertitude juridique devenue pénalisante, en sécurisant l’exploitation des ouvrages et en permettant la relance massive des investissements attendus. Je tiens à remercier les salariés qui font de l’hydroélectricité une filière d’excellence, les syndicats pour leurs propositions et pour leur combat constant, depuis de nombreuses années, contre la mise en concurrence, ainsi que tous les acteurs de la filière pour leur contribution. Un grand merci, enfin, à nos administratrices pour leur travail précieux.

M. le président Stéphane Travert. Je me joins à vos remerciements.

M. Philippe Bolo, rapporteur. Mme Battistel a brossé un tableau complet de la situation ; je l’en remercie, tout en saluant l’excellent travail que nous avons réalisé ensemble.

Je reviendrai très brièvement sur quelques points essentiels. L’hydroélectricité française se trouve dans une impasse qui dure depuis plus d’une décennie. Cette situation, matérialisée par deux précontentieux relatifs à la position monopolistique d’EDF et à l’absence de mise en concurrence de nos barrages, nous empêche de procéder aux investissements dont cette énergie a besoin.

Grâce au travail de longue haleine entamé dès 2013 par Marie-Noëlle Battistel et au rapport de la mission d’information que nous avons remis en mai 2025, un préaccord a pu être obtenu. Il nous incombe désormais de le valider, afin de confirmer définitivement la levée des précontentieux. Nous avons intégré au texte l’essentiel des orientations que vous aviez validées en adoptant notre rapport transpartisan et consacré deux principes majeurs : l’absence de mise en concurrence des ouvrages et le maintien de la propriété de l’État. Cela démontre que le Parlement, lorsqu’il s’en donne les moyens, peut reprendre la main sur des dossiers stratégiques.

Le vote de ce texte représente une occasion historique pour relancer les investissements dans une énergie qui couvre 13 % de notre production électrique. L’hydroélectricité est un atout stratégique : elle renforce notre souveraineté, contribue à la stabilité de notre réseau grâce à son caractère stockable, et permet une gestion équilibrée de la ressource en eau dans les territoires où les barrages sont implantés.

À travers ses trois axes principaux – la suppression du régime de concession, la création d’un droit nouveau et la mise aux enchères d’un volume de production –, la proposition de loi respecte les principes que nous nous étions fixés. Elle nous permet de conserver la maîtrise de notre hydroélectricité et de relancer l’investissement, tout en préservant les services rendus au réseau et aux territoires.

M. le président Stéphane Travert. Nous en venons aux interventions des orateurs des groupes.

M. Lionel Tivoli (RN). Depuis près d’un siècle, les Français financent des barrages hydroélectriques qui ont assuré l’autosuffisance énergétique de nombreux territoires, façonné nos vallées et garanti la stabilité économique de notre ruralité. Pendant des décennies, le mix énergétique français, fondé sur le nucléaire et sur des énergies pilotables comme l’hydroélectricité, a fait la force et la fierté de notre pays. C’est une énergie fiable, souveraine et réellement écologique.

Pourtant, alors que ce modèle fonctionnait, nos barrages comme nos centrales ont été fragilisés par des directives européennes toujours plus contraignantes, absurdes et éloignées des réalités du terrain. Il aura fallu attendre une commission transpartisane pour qu’un texte propose enfin de sortir du régime des concessions, un an après le rejet de la proposition de loi de notre collègue Nicolas Meizonnet, qui prévoyait exactement le même dispositif. Ce fut un an de perdu, alors que vous auriez pu l’amender.

Le groupe Rassemblement national a bien été le premier à proposer la généralisation du régime d’autorisation pour nos barrages. Nous l’avons fait parce que l’hydroélectricité est la première source d’énergie renouvelable en France, parce qu’elle est pilotable et parce qu’elle sécurise le réseau, loin des illusions des énergies intermittentes que les gouvernements successifs tentent de nous vendre depuis trop longtemps. Dans nos territoires, l’hydroélectricité contribue également à l’approvisionnement en eau potable, à l’irrigation agricole, au tourisme et à la protection contre les sécheresses. Dans les Alpes-Maritimes, la gestion de la sécheresse de 2022 a démontré ce que peut faire un opérateur public expérimenté au service de l’intérêt général, quand il est pleinement maître de ses outils.

Cependant, nos chemins divergent sur un point fondamental. La proposition de loi se soumet une fois de plus aux injonctions de l’Union européenne en imposant la mise à disposition de 40 % de la capacité hydroélectrique française. Concrètement, cela signifie que l’électricité produite par nos barrages, financée par les Français, sera en partie vendue selon les règles du marché, échappant ainsi à la maîtrise nationale. Cela se traduira par moins de contrôle public et, à terme, par des factures plus élevées pour les ménages et les entreprises.

Ce quota n’est pas dicté par les besoins du réseau français ; il nous est imposé par la logique du marché européen. En l’acceptant, vous soumettez notre politique énergétique à une logique concurrentielle qui a déjà fait exploser les prix et qui continuera de le faire. Or, l’énergie n’est pas une marchandise : c’est un outil de souveraineté. Nous avons vécu ce scénario avec l’Arenh (accès régulé à l’électricité nucléaire historique), et voilà que vous reproduisez exactement le même schéma. Nous refusons cette soumission et nous refusons de livrer une énergie stratégique financée par les Français depuis des générations aux règles du marché, lesquelles n’ont jamais protégé ni les consommateurs ni les territoires. La souveraineté énergétique de la France ne se négocie pas à Bruxelles : elle se défend ici, devant la représentation nationale.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. S’agissant d’abord du texte de M. Meizonnet, je peux vous assurer qu’il était très différent du nôtre. Le seul point commun résidait dans le passage du régime concessif au régime d’autorisation. Il intégrait par exemple la CNR. Or, celle-ci repose sur une architecture totalement spécifique qui aurait été dévastée par une telle réforme. En outre, ce texte aurait peut-être permis de lever le contentieux de 2019, mais pas celui de 2015, relatif aux mesures compensatoires que vous venez d’évoquer. En conséquence, nous serions restés bloqués dans la même impasse.

Ce n’est certes pas de gaieté de cœur que nous avons accepté ce compromis avec la Commission européenne, mais c’est le chemin nécessaire pour sortir du blocage. Le volume de 6 gigawatts est raisonnable, car il intègre des produits de nature différente, ce qui module l’effet sur la gestion des ouvrages. Il faut d’ailleurs rappeler qu’une partie de ces volumes est, de fait, déjà mise sur le marché.

M. Jean-Luc Fugit (EPR). L’hydroélectricité est bien plus qu’une simple énergie renouvelable : c’est l’un des piliers stratégiques de notre souveraineté énergétique. En 2024, la France a produit 536 térawattheures (TWh) d’électricité, dont deux tiers sont d’origine nucléaire et un tiers d’origine renouvelable. Au sein de ce dernier tiers, l’hydroélectricité occupe une place majeure ; elle représente entre un sixième et un septième de la production totale. Ces chiffres démontrent que les débats opposant nucléaire et renouvelables sont une perte de temps, puisque notre unique objectif doit être de sortir progressivement de notre forte dépendance aux énergies fossiles. J’en profite d’ailleurs pour rappeler que nous souhaitons la publication, dans les plus brefs délais, de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Elle est indispensable pour donner de la visibilité aux acteurs et pour réaffirmer que la complémentarité entre un socle nucléaire et les renouvelables est à la fois une chance et une fierté pour la France.

L’hydroélectricité, forte de plus de 400 concessions, souffre d’un contentieux vieux de plus de vingt ans entre la Commission européenne et la France, un contentieux qui a gelé les investissements et créé une insécurité juridique. Grâce à votre travail, il s’agit désormais de tourner cette page.

Sur le plan juridique, le secteur repose sur une distinction simple entre les installations de plus de 4,5 mégawatts, qui relèvent d’un régime de concession de service public, et celles de puissance inférieure, qui sont soumises à un régime d’autorisation. Cependant, ces concessions, conclues initialement pour soixante-quinze ans, arrivent à échéance ; un certain nombre d’entre elles ont d’ailleurs expiré en 2025. Pour éviter toute rupture d’exploitation, un régime transitoire dit de délais glissants a été instauré, mais il fragilise et paralyse les investissements majeurs attendus dans nos territoires, comme les acteurs de la filière nous le rappellent régulièrement. Il est donc impératif de sortir de cette impasse.

J’ajoute enfin que cette réforme, bien que relativement complexe, a trois mérites majeurs : elle met fin à ce contentieux ancien, lève le blocage des investissements et préserve notre souveraineté énergétique, en maintenant le contrôle d’infrastructures essentielles à notre patrimoine productif. En offrant enfin un cadre stable aux acteurs du secteur, elle permet surtout de relancer l’investissement. Pour l’ensemble de ces raisons, le groupe Ensemble pour la République soutiendra cette proposition de loi.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Effectivement, l’hydroélectricité constitue un pilier stratégique qui garantit l’équilibre de notre système électrique ; nous sommes donc très attachés à ce que sa maîtrise demeure la plus publique possible. Nous sommes tout à fait d’accord avec vous concernant la PPE, que nous attendons tous avec impatience. Nous avons d’ailleurs envoyé un message clair à ce propos : la future PPE devra impérativement intégrer la fin du contentieux européen, afin de permettre la libération des investissements nécessaires au développement des énergies renouvelables. J’espère qu’il sera entendu.

Vous avez par ailleurs très bien résumé les trois avantages majeurs du texte, sur lesquels je ne reviendrai pas. Je vous remercie pour votre soutien.

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). L’État sera-t-il privé du contrôle de ses barrages ? Les investissements seront-ils soumis au bon vouloir des exploitants plutôt qu’à l’intérêt général ? Les prix de l’électricité seront-ils encore plus spéculatifs ? Telles sont les questions que soulève votre texte. Depuis plus de dix ans, la Commission européenne s’attaque au service public de l’hydroélectricité en France ; aujourd’hui, vous lui donnez raison ; mais l’intérêt général du pays ne se marchande pas ! L’hydroélectricité est la première énergie renouvelable de France, indispensable à l’équilibrage du réseau et, plus largement, à la gestion des multiples usages de l’eau. Les barrages sont donc un bien public, et leur exploitation doit répondre exclusivement à des impératifs d’intérêt général.

Votre proposition de loi échoue à remplir ces objectifs. À l’intérêt général, elle préfère l’intérêt des exploitants et les mécanismes de marché. Vous prévoyez l’attribution automatique des droits de l’État aux exploitants actuels pour soixante-dix ans par un nouveau régime d’autorisation, en nous assurant que la Commission européenne et la Cour de justice de l’Union européenne accepteront ces termes. Pourtant, nous n’en avons aucune preuve ; aucun document ne nous a été communiqué et nous sommes priés de vous croire sur parole. Pour éviter une étude d’impact, un chiffrage précis et un avis formel du Conseil d’État, le Gouvernement se cache derrière une proposition de loi qu’il a pourtant largement rédigée, alors même qu’il n’a rien fait, depuis des années, contre la directive « concessions ».

Ce texte n’est pas acceptable. En interdisant à l’État de commander des travaux et des investissements dans les barrages, il abandonne le développement de la filière au bon vouloir des exploitants, qui recherchent uniquement la rentabilité financière. Vous cherchez à vous rassurer derrière les promesses d’EDF, mais vous n’avez manifestement pas écouté son nouveau PDG : alors que l’entreprise annonçait il y a quelque temps vouloir investir 15 milliards d’euros dans l’hydroélectricité, M. Fontana a ramené cette somme à 5 milliards. Nous risquons de subir les conséquences d’investissements insuffisants, réalisés au gré de la rentabilité et non de l’intérêt du pays, au moment où EDF est étranglée par les coûts du nucléaire.

Pire, pour satisfaire la Commission européenne, ce texte contraint EDF à vendre 40 % de son hydroélectricité aux enchères, sous forme de produits qui sont davantage financiers qu’énergétiques, reproduisant le mécanisme délétère de l’Arenh. Alors que le marché de l’électricité conduit déjà à des prix volatils et déconnectés des coûts de production, le texte promet un surcroît de spéculation ; il donne raison à la Commission européenne contre le service public.

Afin d’empêcher l’ouverture à la concurrence, il faut se battre pour réviser la directive européenne, ce que ni les gouvernements de François Hollande, ni ceux d’Emmanuel Macron n’ont fait – il a fallu attendre 2025 pour que notre assemblée demande, à l’unanimité, cette révision. À défaut, une autre solution, robuste juridiquement, existe pour renforcer la maîtrise publique : la quasi-régie, premier pas vers la reconstruction d’un pôle public de l’énergie.

J’ai donc deux questions : quels actes concrets le Gouvernement a-t-il entrepris pour obtenir la révision de la directive ? Et comment pouvez-vous garantir que les investissements auront bien lieu, alors que votre texte prive l’État du pouvoir de les exiger ?

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Votre position a le mérite d’être claire et, si elle va à contre-courant de celle d’une large majorité des exploitants, des syndicats, des citoyens et des parlementaires, elle n’en est pas moins tout à fait respectable.

L’Arenh hydro n’a rien à voir avec l’Arenh nucléaire, ce n’est pas à vous que je vais l’expliquer : grâce à la fixation d’un prix de réserve, EDF ne vendra jamais à perte. D’ailleurs – mais vous le savez aussi –, la résolution du précontentieux relatif à la position dominante d’EDF est subordonnée à ce mécanisme.

S’agissant des investissements, vous avez, comme nous, rencontré les opérateurs. Ils ont des projets, mais ne peuvent pas investir car tout est bloqué. Pourquoi ne lanceraient-ils pas ces projets une fois les contentieux purgés et le cadre juridique sécurisé ? Ils n’ont aucun intérêt à ne pas le faire. Je n’ai aucune inquiétude concernant la concrétisation des investissements.

J’ignore quelles actions ont été entreprises par le Gouvernement pour obtenir la révision de la directive européenne, mais en tout état de cause, il soutient notre proposition de loi, et nous ne baisserons pas les bras. Notons tout de même que notre demande unanime ne date pas de 2014 – c’est la date d’adoption de la directive européenne, laquelle n’est pas révisée tous les ans, mais plutôt tous les dix ans.

M. Karim Benbrahim (SOC). Si l’opposition à la mise en concurrence des installations hydroélectriques fait aujourd’hui l’unanimité, cela n’a pas toujours été une évidence pour tous. Je tiens donc à saluer le travail réalisé par les rapporteurs, et tout particulièrement l’engagement ancien et constant de Marie-Noëlle Battistel sur ce sujet.

Permettez-moi de rappeler tout d’abord le rôle clé de l’hydroélectricité. Le parc français est le plus important de l’Union européenne, un fleuron industriel ayant permis de couvrir près de 17 % de la consommation nationale en 2024. C’est une énergie décarbonée, compétitive, stockable à grande échelle et pilotable, ce qui en fait une composante importante de l’équilibrage de notre système électrique. Ces installations permettent aussi de réguler le débit des cours d’eau et de répondre aux besoins des différents usages – navigation, tourisme, irrigation. C’est dire toute leur importance.

Mais depuis plus de dix ans, les investissements sont bloqués, suspendus au règlement des deux précontentieux ouverts par la Commission européenne. Le statu quo ne saurait donc être une option.

En plaçant les installations hydroélectriques sous un nouveau régime, celui de l’autorisation, le texte permet de s’affranchir de l’obligation de mise en concurrence des concessions hydrauliques. Les concessionnaires actuels pourront poursuivre leur activité, grâce à des droits attribués pour soixante-dix ans et incessibles sans accord préalable de l’État. Nos installations hydroélectriques resteront la propriété de l’État et continueront à être opérées par les acteurs actuels. Aucune autre option viable ne permettrait de conserver le caractère public des installations hydroélectriques sans procéder au démantèlement d’EDF – je pense notamment à l’hypothèse de la quasi-régie.

L’article 12 crée l’obligation de vendre une partie des capacités de production aux enchères. Ce n’est pas un choix idéologique, mais une nécessité pour assurer la conformité de notre système au droit européen, permettre aux concessionnaires actuels de poursuivre leur activité et donner aux acteurs la stabilité dont ils ont besoin. Il ne s’agit pas de créer l’Arenh de l’hydroélectricité : le prix de vente n’est pas figé mais soumis à enchères, et les risques techniques sont partagés, ce qui n’était pas le cas de l’Arenh, qui mettait à disposition un volume d’énergie fixe.

Enfin – et c’est très important –, le texte permet de conserver le personnel en place et ses compétences.

Nous soutiendrons donc cette proposition de loi, qui permet de relancer les investissements dans une filière appelée à jouer un rôle majeur dans notre transition énergétique, mais souhaitons que nos travaux nous permettent de l’améliorer, s’agissant en particulier de l’article 12. S’il est essentiel à la pérennité du dispositif, il gagnerait à protéger davantage les intérêts publics.

M. Philippe Bolo, rapporteur. Je vous remercie d’avoir mis en exergue les éléments importants du texte, qui permettra effectivement d’éviter l’ouverture à la concurrence : les concessionnaires actuels seront maintenus pour soixante-dix ans, grâce à l’attribution d’un droit réel incessible. Le dispositif est donc tout à fait sécurisé. Je répète, non par obstination mais parce que c’est la réalité, que l’article 12 n’a pas vocation à créer l’Arenh de l’hydroélectricité.

Je vous remercie aussi d’avoir rappelé l’importance de conserver les salariés de l’électricien national et des autres exploitants de ressources hydroélectriques, qui disposent, vous l’avez dit, d’un haut niveau d’expertise.

M. Vincent Rolland (DR). La production d’énergie est un pilier de notre souveraineté. L’hydroélectricité représente environ 15 % de notre production. Née à la fin du XIXe siècle, elle a permis le développement de l’industrie dans le fond de nos vallées, au pied des chutes d’eau, où elle était baptisée « houille blanche ». Après la Seconde guerre mondiale, elle connaît un essor remarquable, avec la nationalisation de l’électricité et un programme ambitieux de construction de barrages. Toutefois, deux précontentieux persistants avec la Commission européenne bloquent l’avenir de notre parc hydraulique depuis plusieurs années. Des concessions sont échues, prolongées de manière précaire par des délais glissants, sans visibilité juridique pour les exploitants. Résultat : des investissements retardés, une modernisation freinée et une filière fragilisée.

Le présent texte résout enfin ces contentieux, ouvrant ainsi la voie à de nouveaux investissements. Il prévoit de faire passer les installations de plus de 4,5 mégawatts d’un régime de concession à un régime d’autorisation, tout en maintenant la propriété des ouvrages dans le giron de l’État – c’est important. Il sécurise la continuité d’exploitation des ouvrages dans le cadre d’une évolution juridique nécessaire. Il prévoit également l’ouverture encadrée du marché, via la mise à disposition de capacités hydroélectriques virtuelles par EDF, sous le contrôle de la CRE. Là encore, c’est un compromis cohérent, qui permet une concurrence organisée sans affaiblir EDF, ni désarticuler les chaînes d’ouvrages par vallée. Nous saluons aussi les avancées sur les redevances et les usages partagés de l’eau, dont on parle peu malgré leur importance.

Issu du travail mené par la mission d’information transpartisane consacrée aux modes de gestion et d’exploitation des installations hydroélectriques, ce texte, qui protège notre patrimoine et notre indépendance énergétique, va dans le bon sens. Nous veillerons à ce que les modifications apportées par nos travaux soient pertinentes et ne conduisent pas à de nouveaux contentieux.

Convaincu que l’hydroélectricité restera l’un des piliers de notre souveraineté pour encore de nombreuses décennies, le groupe Droite républicaine soutiendra ce texte. Et je remercie celles et ceux qui, au cours des décennies passées, ont fait de la France un champion mondial de l’électricité, ainsi que nos rapporteurs.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Merci pour votre soutien plein et entier. Nous veillerons à ce que le texte écarte le risque de contentieux – c’est tout son objet –, afin que nous puissions développer cette filière d’excellence.

M. Emmanuel Mandon (Dem). Ce texte vise à faire évoluer une réglementation vieille de plus d’un siècle – un siècle qui a vu l’accélération et l’intensification de nombreux bouleversements, notamment géopolitiques et climatiques. Dans le contexte international actuel, où la question énergétique n’est plus théorique, l’hydroélectricité représente un enjeu de souveraineté et une exigence stratégique pour notre pays. Assurer une production d’électricité fiable et pilotable dans notre territoire est une condition de notre sécurité économique, industrielle et sociale.

Ce texte consacre l’aboutissement d’un travail de longue haleine, dont la qualité mérite d’être saluée. L’hydroélectricité est un pilier historique de notre système électrique, une énergie à la fois renouvelable, pilotable et profondément ancrée dans nos territoires, dont l’importance ne se mesure pas qu’à ses volumes. Or, depuis plus de dix ans, ce secteur stratégique est fragilisé à la fois par un cadre juridique devenu inadapté et par les précontentieux ouverts par la Commission européenne, qui ont installé une forme d’incertitude juridique durable aux effets très concrets, comme le gel ou le report de nombreux investissements, avec les conséquences que l’on sait pour nos territoires et pour la filière.

Ce texte vise précisément à sortir de l’impasse, en proposant une solution juridique éprouvée, destinée à faire entrer notre parc de production hydroélectrique dans une nouvelle ère, ce que nous saluons. Pour toutes ces raisons, le groupe Les Démocrates le soutiendra.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Merci pour votre soutien. Vous avez rappelé les enjeux liés à l’hydroélectricité et la nécessité de relancer cette filière d’excellence : ce texte s’y emploie.

La réunion est suspendue de seize heures vingt à seize heures quarante.

Mme Julie Laernoes (EcoS). Chacun en convient, l’hydroélectricité est une énergie stratégique pour notre pays. Elle représente près de 14 % de notre production électrique, elle est renouvelable et joue déjà un rôle central dans la transition et l’équilibre de notre système électrique. Pourtant, ce secteur est bloqué depuis dix ans, et ce n’est pas uniquement à cause de l’Europe, comme on l’entend trop souvent, ni faute de solutions, mais faute de choix politiques assumés. Une voie existait pourtant : la quasi-régie. C’était l’objet de la proposition de loi déposée par Guillaume Gontard le 1er septembre 2021. Cette solution permettait de répondre aux exigences européennes tout en garantissant le caractère public des barrages, comme le demande une large partie de la représentation nationale. Toutefois, ni l’État, ni les dirigeants d’EDF n’ont voulu s’engager dans cette voie et, à force de reporter, de négocier sans trancher, les gouvernements successifs ont laissé les concessions arriver à échéance, gelant les investissements et paralysant durablement le secteur. Ce sont aujourd’hui nos territoires et la transition énergétique qui en paient le prix.

Je tiens à saluer le travail mené par Marie-Noëlle Battistel et Philippe Bolo. Nous partageons une partie de leurs objectifs : oui, il est urgent de sortir du blocage actuel ; oui, le maintien de nos barrages dans le giron public est essentiel ; et oui, la sécurité des ouvrages, le rôle des collectivités et le savoir-faire des salariés doivent être préservés. Toutefois, le groupe Écologiste et social ne peut soutenir ce texte en l’état. D’abord, le régime d’autorisation assorti d’un droit réel ad hoc n’écarte pas le risque de privatisation. Certes, la propriété publique est garantie à ce stade, mais rien n’empêcherait l’opérateur public de vendre certains ouvrages ou de faire entrer d’autres acteurs au capital à l’avenir. Ensuite, nous sommes opposés à l’Arenh hydro. Contraindre EDF à céder une partie de sa production hydraulique à des concurrents via des capacités virtuelles, c’est reproduire les erreurs de l’Arenh nucléaire que vous avez vous-même dénoncées : céder une rente publique à des acteurs privés. Nous refusons que l’hydroélectricité suive ce chemin et regrettons à nouveau que la solution de la quasi-régie ait été écartée, alors qu’elle garantit la propriété publique des ouvrages, la sécurité juridique, la capacité d’investissement, le maintien du statut des salariés et le respect des règles européennes.

Nous abordons l’examen de ce texte dans un esprit constructif, mais avec une exigence claire : garantir une hydroélectricité publique, juridiquement sécurisée et pleinement au service de la transition écologique.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Nous partageons l’essentiel : la nécessité de débloquer la situation et de maintenir le caractère public de la propriété des ouvrages et du foncier, et l’importance de relancer l’hydroélectricité.

La quasi-régie est une solution que nous avons largement étudiée au fil des années dans le cadre de différentes missions. Pour l’heure, elle ne suscite pas une large adhésion ; votre position est même plutôt isolée, pour plusieurs raisons. Selon vous, cette solution serait sécurisée et garantirait une gestion publique. Je suis moins optimiste que vous, car elle passerait nécessairement par un démantèlement partiel d’EDF. Ne vous en déplaise, pour les salariés et la grande majorité des syndicats, ce n’est pas sans rappeler le projet Hercule. La séparation des activités hydroélectriques du groupe attenterait au modèle intégré et entraînerait une perte de synergie entre la production nucléaire et la production hydroélectrique, pourtant ô combien liées. Cette solution serait aussi très coûteuse pour l’État, qui devrait racheter toutes les concessions actuelles. Aurait-il ensuite les moyens d’investir et de garantir les redevances aux collectivités ? Enfin, ce régime implique une autonomie totale de l’exploitant : il ne peut y avoir aucun transfert ni aucune relation avec EDF. La Commission européenne sera particulièrement vigilante sur ce point.

Vous le voyez, cette solution n’est pas si solide que cela.

M. David Taupiac (LIOT). Mon groupe salue une réforme fondée sur un travail préparatoire solide, incluant de larges consultations, qui vise à moderniser le cadre juridique de l’hydroélectricité tout en préservant l’intérêt général. Le texte lève une incertitude juridique majeure, qui freinait l’investissement dans le parc hydroélectrique depuis des années, tout en apportant une clarification indispensable pour engager la modernisation des installations et éviter la dégradation progressive du parc.

Alors que le dérèglement climatique renforce le caractère stratégique des barrages, nous sommes particulièrement attachés à ce que l’État demeure propriétaire de ces ouvrages. Cette propriété publique garantit que les choix structurants en matière de gestion de l’eau, de sécurité des ouvrages et d’équilibre du système électrique demeureront guidés par l’intérêt général.

Nous accueillons favorablement la création de comités de suivi, d’information et de concertation sur la gestion des usages de l’eau. Alors que les tensions liées au stress hydrique sont vouées à s’accentuer, les instances de dialogue et de partage de l’information sont essentielles, et recourir en priorité à celles existantes, comme les commissions locales de l’eau (CLE), est un choix pertinent.

Le caractère forfaitaire de l’imposition prévue à l’article 8 devrait apporter aux collectivités une bonne visibilité sur les recettes, indépendamment des fluctuations des marchés.

Avec plus de 20 000 emplois concernés, cette réforme revêt aussi un enjeu social et territorial important. Nous veillerons donc, à l’article 17, au maintien des garanties relatives au statut des salariés, qui concourent à la continuité et à la qualité du service public de l’électricité.

À l’article 6, qui porte sur les conventions n’aboutissant pas, une garantie explicite pourrait être apportée afin que la nouvelle procédure de sélection repose sur des conditions d’exploitation substantiellement équivalentes à celles proposées aux concessionnaires concernés avant la résiliation.

Le mécanisme de report des volumes prévu à l’article 12 mérite aussi une attention particulière, afin d’éviter des contraintes opérationnelles et économiques en cas de prix durablement bas.

Enfin, nous saluons l’article 19, qui soutient le développement des Step dans les territoires insulaires et ultramarins, où le potentiel de production d’énergie renouvelable est élevé et appelle des solutions de stockage adaptées mais préservant les espaces naturels.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Je vous remercie pour votre soutien. Nous étions très attachés à la création de comités de suivi des usages de l’eau. En tant que présidente d’une commission locale de l’eau, ce sujet me tient particulièrement à cœur. Il y a dix ou quinze ans, l’hydroélectricité n’était vue que par le prisme de la production ; aujourd’hui, elle est aussi abordée sous l’angle de la gestion de la ressource et de son partage entre les usages. Les CLE ont donc un rôle important à jouer. Si des conventions se révélaient nécessaires, elles pourraient, par exemple, participer à leur élaboration.

Mme Anne-Cécile Violland (HOR). Première source d’électricité renouvelable et deuxième source de production après le nucléaire, l’hydroélectricité occupe une place centrale dans notre mix énergétique et constitue un pilier essentiel de la flexibilité de notre système électrique. À l’heure où la sécurité d’approvisionnement et la stabilité du système électrique sont devenues des enjeux centraux, il est indispensable de donner à cette filière un cadre clair et durable.

Dans les territoires de montagne, l’hydroélectricité est une réalité industrielle ancienne, structurante et profondément intégrée aux équilibres locaux. Les installations hydroélectriques, souvent multifonctionnelles, contribuent à la production d’électricité, à la gestion de l’eau, à la prévention des risques et à l’activité économique. Toutefois, elles supposent des investissements lourds, des compétences spécifiques et une vision de long terme qui ne sont possibles que dans un cadre juridique stable. Or, depuis plus de dix ans, il est incertain. Les précontentieux persistants avec la Commission européenne sur le régime des concessions ont plongé la filière dans une attente prolongée, qui s’est traduite par le report des investissements, une difficulté à engager des travaux de modernisation pourtant nécessaires et une incertitude permanente pour les exploitants, les salariés et les collectivités.

L’accord trouvé le 28 août avec la Commission européenne permet enfin de sortir de l’impasse. Ce texte en assure la traduction législative, dans le prolongement des travaux menés par les rapporteurs, dont je salue l’engagement tout au long des négociations. Il propose une solution pragmatique consistant à faire évoluer le régime des concessions vers un régime d’autorisation, tout en garantissant la continuité de l’exploitation par les opérateurs en place. Ce point est essentiel pour garantir la sécurité des ouvrages et le maintien des compétences et de l’emploi dans les territoires. Le nouveau régime préserve les intérêts fondamentaux de l’État et des collectivités territoriales, et intègre les enjeux de politique énergétique, de sûreté, de sécurité civile et de gestion de la ressource en eau, tout en sécurisant les retombées financières pour les territoires concernés. L’ouverture du marché est encadrée et maîtrisée, conformément à l’accord trouvé avec la Commission, sans remise en cause de la propriété publique des ouvrages et du rôle des opérateurs historiques.

En offrant une réponse juridique claire à un contentieux ancien, ce texte apporte clarté, stabilité et perspectives à une filière stratégique pour notre pays et pour nos territoires, en particulier ceux de montagne. Dans cette période d’instabilité, il permet aussi à EDF de prévoir un investissement de plus de 4 milliards d’euros au cours des dix prochaines années. C’est une réponse pragmatique, fidèle aux travaux parlementaires et attendue par les acteurs économiques, que le groupe Horizons & indépendants soutiendra.

M. Philippe Bolo, rapporteur. Merci pour votre soutien. Grâce au texte, la propriété des ouvrages reste publique et les opérateurs historiques sont maintenus en place. Surtout – et il était essentiel de le rappeler –, l’hydroélectricité est une réalité industrielle ancienne, une activité structurante pour les territoires, tant pour leur activité économique que pour la gestion de l’eau. C’est pourquoi le texte sécurise les retombées financières et le partage de la valeur de l’hydroélectricité au bénéfice des territoires où elle est implantée.

M. Julien Brugerolles (GDR). Je salue le travail de longue haleine de nos rapporteurs – et singulièrement de Marie-Noëlle Battistel – sur cet enjeu essentiel à notre souveraineté énergétique et à l’équilibre de notre mix électrique.

Ce texte vise à solder le contentieux opposant, depuis plus de dix ans, la France et la Commission européenne au sujet de la mise en concurrence des concessions hydroélectriques, à la suite de la libéralisation des marchés nationaux d’électricité engagée depuis 1996 – que les parlementaires communistes, aux côtés des agents d’EDF, ont combattue et continuent de combattre. Il reprend le schéma en trois volets de l’accord de principe trouvé le 28 août entre la Commission et l’État français : il propose de faire basculer l’exploitation de nos ouvrages hydroélectriques d’un régime de concession à un régime d’autorisation, de maintenir les exploitants en place et, en contrepartie, d’instaurer pour vingt ans un mécanisme très contestable de vente par EDF de capacités hydroélectriques virtuelles via des enchères concurrentielles.

Le regroupement des concessions du groupe EDF dans une quasi-régie avait un temps été envisagé : nous y étions opposés compte tenu du risque de filialisation des activités hydroélectriques d’EDF, qui affecterait son optimisation, voire de démembrement du groupe – un risque que nous continuons d’estimer majeur.

La solution retenue par le texte présente, quant à elle, l’avantage de maintenir l’opérateur historique EDF à la tête des grands ouvrages, seul à même d’apporter les garanties suffisantes en matière de stabilité du réseau, de maîtrise des risques sécuritaires et de prise en compte effective de la diversité des usages de la ressource en eau. Nous aurions bien sûr préféré – et de loin –le rétablissement du statut établissement public industriel et commercial (Epic) pour EDF, assorti d’une reconnaissance de l’hydroélectricité comme service d’intérêt économique général. En 2019, les députés communistes et du groupe GDR avaient d’ailleurs déposé, à l’initiative d’Hubert Wulfranc, une proposition de résolution transpartisane en ce sens.

Si la solution retenue n’est donc pas pleinement satisfaisante, s’agissant en particulier des contreparties en termes de volumes de production mis sur le marché, nous avons bien compris qu’elle était la condition sine qua non de l’accord de principe trouvé avec la Commission. Il reste que le mécanisme soulève de graves préoccupations : organiser la concurrence sur des capacités virtuelles revient, de fait, à subventionner une fois de plus les acteurs de marchés, de simples commerciaux de l’électricité sans capacité de production, ce qui induira inévitablement des surcoûts supportés in fine par les usagers. En outre, ce mécanisme risque de nuire à l’optimisation du parc hydroélectrique et n’est pas sans rappeler, bien qu’à plus petite échelle, le scandale de l’Arenh pour le parc nucléaire. Le report des volumes non acquis lors des enchères est d’ailleurs l’outil le plus contestable de ce mécanisme, et j’espère qu’il sera écarté.

Si nous déplorons ce mécanisme, nous apporterons néanmoins notre soutien au texte, qui écarte les risques majeurs liés à une mise en concurrence brutale des concessions.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Merci pour votre soutien. J’entends vos réserves, et nous partageons vos points de vigilance, s’agissant en particulier du report des volumes. Nous travaillons à sécuriser le dispositif : soyez assuré que nous veillons à une répartition des volumes la plus acceptable et la plus absorbable possible. Nous nous serions effectivement bien passés de ces contreparties, mais c’est un effort nécessaire, un point d’équilibre pour garantir la réussite du texte, donc la stabilité de notre système hydroélectrique.

Titre Ier – Résiliation des contrats de concession d’énergie hydraulique et attribution de droits réels sur les ouvrages et les installations hydrauliques de plus de 4 500 kilowatts

Avant l’article 1er

Amendement CE54 de M. Matthias Tavel

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Mon amendement se veut consensuel : si nous sommes en désaccord quant à la façon de procéder, nous partageons tous la volonté d’accroître les capacités hydroélectriques pour produire une énergie décarbonée, renouvelable, pilotable et nécessaire à l’équilibre du réseau. Je regrette un manque de visibilité juridique – c’est la question des contentieux –, mais aussi un manque de visibilité politique, c’est-à-dire l’absence d’une loi de programmation sur l’énergie et le climat – elle n’a pas été adoptée, comme elle aurait dû l’être, il y a plusieurs années – et d’une PPE fixant des objectifs ambitieux de développement de l’hydroélectricité.

C’est pourquoi je propose d’ajouter la mention suivante avant l’article 1er : « La nation se fixe comme objectif le développement des installations hydroélectriques afin d’atteindre une puissance installée d’au moins 28,7 gigawatts en 2035. » Ce chiffre est celui qui figure dans le dernier projet de PPE soumis à la discussion, mais, comme nous ne sommes pas certains que ce texte aboutira avant 2027, autant l’inscrire dès maintenant dans la loi.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Je suis d’accord avec vous : il faut inscrire dans la PPE les évolutions rendues possibles par la fin des précontentieux et les perspectives d’investissement pour la décennie à venir. Nous plaidons vivement en ce sens auprès du Gouvernement. Divers projets sont dans les cartons, prêts à démarrer, et nous pouvons espérer avoir des capacités supplémentaires dans dix ans. Cependant, la proposition de loi n’a pas une visée programmatique mais se concentre sur des dispositions normatives. Je vous demanderai donc de retirer votre amendement ; à défaut, avis défavorable.

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Nous avons eu ce débat à l’occasion du projet de loi relatif à l’accélération de la production d’énergies renouvelables et de la proposition de loi Gremillet : ces textes n’étant pas programmatiques, le bloc central et le Gouvernement nous ont enjoint de ne pas y inscrire d’objectifs chiffrés. Résultat : nous n’avons toujours aucun objectif pour aucune énergie renouvelable. Ça suffit. Le Parlement doit se faire respecter du Gouvernement et écrire noir sur blanc un objectif de développement des installations hydroélectriques – d’autant que l’objectif que je mentionne est précisément issu de documents préparatoires gouvernementaux. Donnons de la visibilité en la matière, car il est vain de l’attendre du Gouvernement.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. J’ai bien noté que vous repreniez un chiffre du Gouvernement ; je pense donc qu’il figurera dans la PPE. Il ne me semble pas cohérent de ne fixer des objectifs que pour l’hydroélectricité dès lors que la programmation doit couvrir l’ensemble des énergies renouvelables.

La commission rejette l’amendement.

Article 1er : Résiliation des contrats de concession d’énergie hydraulique d’une puissance installée supérieure à 4,5 mégawatts

Amendement de suppression CE8 de M. Matthias Tavel

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Nous souhaitons tous que la directive « concessions » soit révisée. Même si cela prend un peu de temps, nous pouvons espérer qu’elle le sera en 2040. Dès lors, je ne vois pas pourquoi nous devrions résilier par anticipation les concessions actuelles, dont certaines courent jusqu’en 2040. Nous proposons de ne pas le faire, le plus simple étant même de maintenir le régime actuel, de se battre pour faire réviser la directive, comme l’Assemblée le souhaite à l’unanimité, et que le Gouvernement applique enfin le mandat que les parlementaires lui ont confié.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Votre amendement revient à supprimer la proposition de loi, puisque le changement de régime que nous proposons implique de résilier les concessions. Je le répète, notre objectif est de sortir des précontentieux européens. Nous espérons tous que la directive sera révisée à l’horizon de 2040 et que l’hydroélectricité en sera exemptée, mais qu’en sera-t-il d’ici là ? Si rien n’est fait, le blocage actuel persistera et il n’y aura pas d’investissements dans les ouvrages. Ce statu quo ne serait acceptable pour personne. Avis défavorable.

La commission rejette l’amendement.

Amendement CE10 de M. Matthias Tavel

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Cet amendement de repli est en parfaite cohérence avec le souhait de notre assemblée – et le vôtre, madame la rapporteure – de faire réviser la directive. Puisqu’il y a des concessions, nous proposons qu’elles aillent jusqu’à leur terme. Ensuite, tant que le problème européen ne sera pas résolu, votre système – ou, idéalement, celui que nous proposons – s’appliquera.

Cette solution offre une sécurité juridique aux contrats qui ont été passés. À cela s’ajoute un argument budgétaire. En effet, la résiliation anticipée des concessions coûtera à l’État – combien ? Est-ce une bonne manière de gérer l’argent public dans la situation budgétaire actuelle, alors que les concessions qui ne sont pas échues ne sont pas concernées par le précontentieux relatif à la mise en concurrence ? Nous avons le temps d’y travailler dans les années à venir.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Nous ne sommes pas favorables à un statu quo. Avis défavorable.

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Quel est le coût estimé des résiliations anticipées ?

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Le texte prévoit que des experts indépendants, désignés après validation de la CRE, estiment la valeur résiduelle au vu de la date d’échéance, du potentiel d’investissement et des conventions locales en cours. C’est sur cette base que les opérateurs recevront des indemnités de résiliation, se verront attribuer un droit réel et, le cas échéant, devront s’acquitter du différentiel. Nous n’en connaissons pas les montants précis à ce stade, même si nous en avons une idée.

La commission rejette l’amendement.

Elle adopte l’amendement rédactionnel CE127 des rapporteurs.

La commission adopte l’article 1er modifié.

Article 2 : Création d’un régime de droit réel associé à un droit d’occupation domaniale pour les installations hydrauliques de plus de 4,5 MW précédemment concédées

Amendement de suppression CE11 de M. Matthias Tavel

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Je regrette que les amendements que nous avons déposés pour débattre du passage à la quasi-régie aient été déclarés irrecevables. En cela, la Constitution bride l’initiative parlementaire. De fait, la discussion est biaisée : le régime que vous proposez est à prendre ou à laisser, sans solution alternative.

Selon nous, le système de la quasi-régie est plus favorable et plus robuste juridiquement – vous l’avez vous-même écrit dans différents rapports, madame la rapporteure. Il est l’exact contraire du projet Hercule, que nous avons combattu, consistant à découper EDF pour privatiser ses activités rentables. La quasi-régie permettrait de reconquérir une maîtrise publique de l’énergie par le biais d’un établissement public dans lequel toutes les activités d’EDF seraient rassemblées. Elle nous prémunirait contre la marchandisation et la privatisation des activités d’EDF, à l’inverse du régime d’autorisation auquel nous sommes opposés. Plus encore, le système de droits réels que vous proposez paraît inédit, pour ne pas dire acrobatique d’un point de vue juridique, et nous doutons qu’il mette un terme au risque de contentieux devant la Cour de justice de l’Union européenne (CJUE).

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Vos amendements ont été jugés irrecevables en application de l’article 40, compte tenu de la charge qui en aurait résulté pour l’État puisque le passage à la quasi-régie impliquerait que celui-ci rachète les droits de fin de concession de l’ensemble des ouvrages. Cela nécessiterait aussi d’intégrer à une quasi-régie globale les ouvrages de la Shem – la Société hydroélectrique du Midi, filiale d’Engie – et de la Compagnie nationale du Rhône, la CNR.

Même si nous indiquons dans le rapport que la quasi-régie peut sembler une voie de sortie solide, elle présente aussi des inconvénients, que j’ai rappelés tout à l’heure, notamment le démantèlement partiel d’EDF et la séparation des activités hydroélectriques, solution qui ne fait absolument pas l’unanimité dans notre assemblée.

Loin d’être acrobatique, le système de droits réels est novateur : il n’a ni les défauts du régime concessif ni ceux du régime d’autorisation, mais garantit la propriété de l’État assortie d’une autorisation qui permet d’exploiter l’ouvrage sur le long terme. Avis défavorable.

M. Philippe Bolo (Dem). Il ne faut pas voter cet amendement pour deux raisons de simple cohérence. D’abord, la résiliation des contrats de concession prévue à l’article 1er impose de doter les barrages hydroélectriques d’un nouveau statut juridique – ce que fait l’article 2. Celui-ci est donc indispensable.

Ensuite, la suppression de l’article 2 bloquerait l’ensemble du système, ce qui serait contradictoire avec l’objectif que vous souhaitiez vous-même inscrire avant l’article 1er, monsieur Tavel.

Mme Valérie Rossi (SOC). Ce texte met enfin en musique un accord trouvé entre la France et la Commission européenne. Les rapporteurs ont montré qu’une autre voie était possible, répondant à un impératif d’intérêt général. Je souhaite saluer leur travail approfondi, qui apporte une réponse pragmatique à une impasse juridique ancienne. Le choix opéré est particulièrement pertinent pour un territoire comme le mien, les Hautes-Alpes, où le barrage de Serre-Ponçon joue un rôle central dans la production électrique mais aussi la sûreté hydraulique, l’irrigation agricole, le tourisme, etc. Je suis donc opposée à cet amendement de suppression.

Mme Sylvie Ferrer (LFI-NFP). Le passage à un régime d’autorisation ne garantit pas la sortie des précontentieux : la Commission européenne pourrait le retoquer. Il ne nous prémunit pas non plus contre la tendance à la privatisation des services publics qui sévit depuis plusieurs décennies – songeons aux autoroutes et à la menace qui a pesé sur ADP, levée par la crise sanitaire. Nous pouvons donc difficilement faire confiance à ce nouveau régime pour mettre fin à la privatisation de nos barrages hydroélectriques.

M. Jean-Pierre Vigier (DR). Nous attendions depuis longtemps ce texte qui solde les précontentieux avec l’Union européenne et maintient les exploitants en place. Le passage au régime d’autorisation permettra de relancer l’investissement dans les barrages hydroélectriques, particulièrement en montagne ; cela stimulera l’économie et produira des retombées pour les collectivités. Il faut donc bien évidemment s’opposer à cet amendement et laisser le texte aller à son terme.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. L’accord de principe passé avec la Commission européenne est global ; nous nous sommes attachés à répondre à ses différentes dispositions dans la proposition de loi, pour prévenir une invalidation.

Par ailleurs, nous nous sommes attachés à ce que les ouvrages et le foncier restent la propriété de l’État. Nous sommes donc très loin d’une privatisation. Les autoroutes, dont vous avez cité l’exemple, sont sous régime concessif. Or, nous entendons justement quitter ce régime pour n’avoir pas à remettre les concessions en concurrence une fois échues. Avis défavorable.

La commission rejette l’amendement.

Amendement CE2 de Mme Julie Laernoes

Mme Julie Laernoes (EcoS). Nous souhaitons supprimer les dispositions ouvrant à des tiers un libre accès aux capacités hydroélectriques virtuelles, l’Arenh hydro. Elles impliquent en effet la mise à disposition forcée d’une ressource stratégique au profit d’acteurs qui ne participent ni à la gestion du parc hydroélectrique, ni à son entretien, ni à la sécurisation du système électrique. Elles créent une rente injustifiée au bénéfice de certains fournisseurs ou de consommateurs industriels, au détriment des capacités d’investissement dans le parc hydroélectrique et du financement du service public de l’énergie.

De nombreux collègues ont contesté le mécanisme de contreparties prévu à l’article 12, lequel fait l’objet d’amendements de suppression. Dans la même logique, il convient de supprimer la mention de ce mécanisme à l’article 2.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. L’article 12 n’étant pas supprimé à ce stade, je vous demande de retirer votre amendement afin que nous débattions du mécanisme de contreparties en temps utile ; à défaut, j’émettrai un avis défavorable. Notez que gommer la mention du mécanisme à l’article 2 ne supprimerait pas le mécanisme lui-même.

La commission rejette l’amendement.

Amendement CE70 de M. Julien Brugerolles

M. Julien Brugerolles (GDR). Afin de lever toute ambiguïté sur la nature juridique des ouvrages et des installations hydroélectriques concernés, nous proposons de remplacer la mention « associé à un droit d’occupation domaniale » par « relevant du domaine public de l’État ».

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Je comprends et je partage votre intention, mais votre amendement reviendrait à supprimer la mention du droit d’occupation domaniale. Il est au contraire fondamental de la conserver pour bien expliquer que le droit réel trouve à s’appliquer dans le cadre d’une occupation domaniale. Je vous propose de retirer votre amendement et de le retravailler en vue de l’examen en séance.

L’amendement est retiré.

Amendement CE12 de M. Matthias Tavel

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). De nombreuses questions restant en suspens, nous proposons de réduire à vingt ans la durée du régime d’autorisation envisagé.

Vous dites ne pas pouvoir chiffrer le coût de la résiliation anticipée ; j’imagine qu’il en est de même pour le montant de l’acquisition des droits réels par les opérateurs. Or, ni le budget de l’État, ni les finances d’EDF ne permettent de se contenter d’approximations ou de consentir des largesses.

Vous affirmez également qu’un accord a été conclu avec la Commission européenne, mais nous ne l’avons jamais vu. La présidente de notre groupe a demandé à la Présidente de l’Assemblée de soumettre votre proposition de loi au Conseil d’État, mais à notre connaissance, cela n’a pas été fait. Pourquoi ?

Enfin, nous n’avons aucune certitude que la CJUE n’y mettra pas son nez si des concurrents contestent le mécanisme que vous inventez. Normalement, un droit réel est précaire et révocable ; cela ne correspond pas exactement à la durée de soixante-dix ans prévue par le texte.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Comme je l’ai indiqué, des experts indépendants seront chargés d’évaluer les coûts. C’est indispensable, car si le législateur ou l’État les fixaient eux-mêmes, la Commission européenne et des concurrents pourraient le contester.

Nous considérons par ailleurs qu’un droit réel de vingt ans ne donnerait pas suffisamment de visibilité aux opérateurs pour amortir les investissements nécessaires, en particulier pour les projets les plus importants.

Sachez enfin que nous avons demandé que le Conseil d’État soit saisi sur certains articles de la proposition de loi, pour les sécuriser, ce qui a été fait. Nous verrons comment nous pourrons vous transmettre ses avis.

M. Vincent Rolland (DR). En portant la durée des autorisations à vingt ans, vous allez à l’encontre de l’objectif consistant à donner de la visibilité pour investir dans l’outil productif. C’est pourquoi nous voterons contre l’amendement.

La commission rejette l’amendement.

Amendements identiques CE14 de M. Matthias Tavel et CE71 de M. Julien Brugerolles

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Le nouveau régime ne permettra pas à l’État de demander des travaux sur les ouvrages. Alors que le texte est censé favoriser le développement de l’hydroélectricité, l’État n’aura pas les moyens de l’exiger si les exploitants n’y consentent pas et n’en prennent pas l’initiative. C’est un changement majeur par rapport au régime précédent : quand une concession débute – pas après –, l’État lui fixe des objectifs, avec la rémunération associée. Dans le régime d’autorisation, ce ne sera pas possible. Or, la situation financière d’EDF, la pression exercée sur sa direction pour investir à fonds perdu dans le nouveau nucléaire, le fait que les coûts d’investissement soient plus élevés lorsqu’ils sont supportés par une société anonyme que par un établissement public, ainsi que les annonces de M. Fontana, qui évoque 5 milliards d’investissement au lieu des 15 milliards prévus il y a quelques années, nous font craindre que les investissements ne soient pas à la hauteur des espoirs que nous avons tous. Comme l’État n’aura plus la possibilité d’exiger des investissements, nous risquons fort, demain, de n’avoir plus que nos yeux pour pleurer.

M. Julien Brugerolles (GDR). L’alinéa 5 limite la capacité de l’État à imposer des investissements sur les ouvrages. Cela équivaut à lui retirer les moyens d’atteindre ses objectifs en matière de production hydroélectrique. Je souhaite donc que cet alinéa soit supprimé.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Cette disposition peut en effet étonner. C’est toute la différence avec le régime concessif, dans lequel des investissements sont prévus lors de l’établissement du règlement de concession – ce n’est plus possible après. Le revers de la médaille est que les opérateurs des concessions établies il y a soixante-quinze ans demandent des modifications depuis une vingtaine d’années afin d’investir. Je ne vois pas quel opérateur réduirait ses investissements : ils ont des intentions et nous demandent même de pouvoir anticiper le vote de la loi pour commencer à déposer leurs dossiers d’investissement.

L’alinéa 5, qui sécurise juridiquement les opérateurs, permettra de limiter le contentieux. En effet, dès lors qu’un règlement d’autorisation mentionne des services rendus à l’État, nous risquons une requalification en régime concessif. Je rappelle, à toutes fins utiles, que l’État est actionnaire d’EDF et qu’il a tout moyen de glisser deux ou trois mots à son conseil d’administration.

La commission rejette les amendements.

Amendement CE15 de M. Matthias Tavel

Mme Sylvie Ferrer (LFI-NFP). Cet amendement de repli vise à rétablir la possibilité pour l’État de prescrire l’exécution de travaux aux exploitants des barrages. Nous voulons que l’État garde la maîtrise des travaux à réaliser sur les ouvrages hydroélectriques, qui sont stratégiques pour notre réseau électrique. C’est une question de sécurité et de planification énergétique.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Cette disposition entraînerait un risque de requalification en contrat de la commande publique. Avis défavorable.

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Vous dites qu’EDF pourra investir et n’aura pas intérêt à ne pas le faire, et que l’État aura son mot à dire.

On lit dans le rapport de la Cour des comptes intitulé Le modèle économique d’Électricité de France (EDF) : « Dans ses projections financières, EDF prévoyait, sous l’hypothèse d’une solution trouvée au renouvellement des concessions, une relance des investissements dans son parc hydroélectrique, qui atteindraient en cumul 15 milliards d’euros. » M. Fontana a dit en octobre dernier : « Cela va nous permettre d’investir 4,5 milliards d’euros. »

Il y a 10 milliards d’euros d’investissements dans l’hydroélectricité qui ont disparu entre les projections financières sur lesquelles se base le rapport de la Cour des comptes et les propos du président d’EDF. Les projets d’EDF sur le point d’être lancés à hauteur de 4,5 milliards, tout le monde les connaît et tout le monde souhaite qu’ils soient faits – notre collègue Laurent Alexandre pourrait vous parler de celui de Montézic, dans l’Aveyron. Pour le reste, il manque 10 milliards dans les projections d’investissement dans l’hydroélectricité. Dans cet alinéa, on se paie de mots.

La commission rejette l’amendement.

Elle adopte l’amendement rédactionnel CE121 des rapporteurs.

Elle adopte l’article 2 modifié.

Article 3 : Rachat par l’État des droits fondés en titre

La commission adopte l’article 3 non modifié.

Article 4 : Modalités d’évaluation de l’indemnité de résiliation et de la contrepartie financière des droits réels et d’occupation domaniale

Amendement CE88 des rapporteurs

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. C’est un amendement de précision juridique.

La commission adopte l’amendement.

Amendement CE142 des rapporteurs

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Cet amendement de précision vise à rendre la CRE, à laquelle plusieurs missions sont confiées, destinataire des rapports des experts indépendants sur l’évaluation du montant de l’indemnité de résiliation et de la contrepartie financière adossée aux droits réels. Il vise aussi à faire en sorte qu’elle puisse être saisie par la Commission des participations et transferts de l’État (CPT) en cas de besoin, afin d’apporter son expertise. La CRE étant sollicitée pour la désignation des experts pour avis conforme, il nous semble normal qu’elle soit destinataire de cette expertise et mette à profit ses compétences pour aider la CPT.

La commission adopte l’amendement.

Amendement CE104 des rapporteurs

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Outre une clarification rédactionnelle, l’amendement vise à augmenter d’un mois, à sa demande, le délai accordé à la CPT pour rendre son rapport. Un délai de trois mois éventuellement porté à cinq a semblé un peu court compte tenu du nombre d’ouvrages à traiter.

La commission adopte l’amendement.

Elle adopte l’amendement rédactionnel CE89 des rapporteurs.

Elle adopte l’article 4 modifié.

Article 5 : Établissement d’une convention pour la résiliation des concessions hydrauliques et l’attribution des droits réels et d’occupation domaniale

Amendement CE22 de M. Matthias Tavel

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Cet amendement de coordination vise à supprimer le transfert des terrains dans les droits réels, en supprimant les mots « des terrains » à l’alinéa 3, comme vous vous y êtes engagée, madame la rapporteure.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Nous nous sommes demandé s’il fallait supprimer la mention des terrains dans la liste figurant à l’alinéa 3. Vérification faite, nous considérons qu’il faut la conserver. Un droit d’occupation domaniale étant prévu avec le droit réel, il faut bien préciser les terrains concernés par les ouvrages changeant de destination ; mais je vous confirme que le droit réel ne porte pas sur le terrain d’assiette – lequel, au demeurant, n’est pas mentionné dans la définition du droit réel à l’article 2. Demande de retrait ou avis défavorable.

La commission rejette l’amendement.

pAmendement CE85 des rapporteurs

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Il vise à corriger une erreur matérielle.

La commission adopte l’amendement.

Elle adopte successivement les amendements rédactionnels CE122 et CE105 des rapporteurs.

Elle adopte l’article 5 modifié.

Article 6 : Procédure applicable en cas de refus de l’ancien concessionnaire de bénéficier du droit réel et du droit d’occupation domaniale sur ses installations

La commission adopte successivement les amendements rédactionnels CE86 et CE87 des rapporteurs.

Elle adopte l’article 6 modifié.

Titre II – Création d’un régime d’autorisation de l’utilisation de l’énergie hydraulique pour les installations de plus de 4 500 kilowatts

Article 7 (articles L. 511-1 à L. 511-2, L. 511-5 à L. 511-8, L. 531-2, L. 541-1 à L. 541-4 [nouveaux], L. 542-1 à L. 542-10 [nouveaux] du code de l’énergie et articles L. 181-2 à L. 181-3, L. 181-23, L. 181-28-2-1 à L. 181-28-2-5 [nouveaux] et L. 214-5 du code de l’environnement) : Nouveau régime d’autorisation d’exploiter les installations hydroélectriques d’une puissance supérieure à 4,5 mégawatts

La commission adopte l’amendement de coordination CE125 des rapporteurs.

Amendement CE133 des rapporteurs

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Il vise à compléter le texte par la définition de la formule de calcul de la puissance maximale brute d’une Step.

La commission adopte l’amendement.

Amendement CE26 de M. Matthias Tavel

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Je souhaite évoquer brièvement nos amendements à l’article 6 relatifs à la quasi-régie, déclarés irrecevables, qui soulevaient un point particulier que tout le monde doit avoir à l’esprit. Si un exploitant actuel ne souhaite pas demander l’autorisation en droit réel sur un ouvrage, alors une mise en concurrence est prévue. C’est écrit dans la loi. Or, à cette étape, nous n’avons pas de garantie que l’autorisation portera sur l’ensemble du parc et exclura la possibilité de renoncer à un ouvrage qui serait moins intéressant pour l’exploitant.

Concernant l’article 7, notre amendement vise à conserver la rédaction actuelle du code de l’énergie. Dans la réécriture que vous proposez, vous avez fait disparaître l’idée que l’augmentation de puissance d’un ouvrage est accordée sous réserve de ne pas porter atteinte à la sûreté et à la sécurité des ouvrages. C’est sans doute une erreur de réécriture dans le magma du code de l’énergie, mais il nous semble important de conserver la précision selon laquelle l’augmentation de puissance doit respecter la sûreté et la sécurité des ouvrages et ne pas y porter atteinte.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. S’agissant de l’article 6, seuls des blocs sont proposés aux opérateurs, qui ne peuvent refuser tel ou tel ouvrage. La convention est globale ; elle porte sur l’ensemble du parc de chaque opérateur.

L’amendement est satisfait s’agissant des ouvrages soumis à la nouvelle autorisation « grande hydroélectricité », accordée sous réserve de mesures répondant au respect des normes de sécurité, comme prévu à l’article L. 541-1 du code de l’énergie, et susceptible de modification ultérieure pour la protection des intérêts prévue par l’article L. 541-1, conformément à l’article L. 541-2 du même code. Par ailleurs, la nouvelle version de l’article L. 512-1 introduite par l’article 10 du présent texte prévoit que le non-respect des obligations réglementaires en matière de sûreté et de sécurité pourra donner lieu à des sanctions.

Enfin, j’observe que vous n’atteignez pas votre cible. L’article L. 511-6 que vous proposez de modifier ne s’applique qu’aux installations de moins de 4,5 mégawatts autorisées selon le régime de la petite hydroélectricité, en application de l’article L. 531-1. Demande de retrait ou avis défavorable.

L’amendement est retiré.

Amendement CE27 de M. Matthias Tavel

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Il s’agit de maintenir une capacité qui disparaît dans la réécriture que vous proposez : la possibilité, en cas de menace grave sur la sécurité d’approvisionnement en électricité du pays, d’augmenter la puissance des barrages.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Votre dispositif crée des obstacles à l’augmentation de puissance des petites installations, dont la puissance est inférieure à 4,5 mégawatts.

La commission rejette l’amendement.

Amendement CE93 des rapporteurs

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. C’est un amendement de précision juridique.

La commission adopte l’amendement.

Elle adopte l’amendement de coordination CE128 des rapporteurs.

Amendement CE3 de Mme Julie Laernoes

Mme Julie Laernoes (EcoS). À l’heure où nous vivons une véritable régression environnementale, il me paraît important de mentionner explicitement, dans l’article 7, la préservation des milieux aquatiques, le bon état des masses d’eau et le maintien des continuités écologiques, qui sont au cœur de nos politiques et de nos exigences en matière de biodiversité.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. L’amendement est satisfait. La prise en compte des éléments que vous évoquez, auxquels je suis tout à fait attentive et vigilante, est reconnue par le fait que tout demandeur d’une autorisation d’exploiter une station hydroélectrique de plus de 4,5 mégawatts devra obtenir et toujours détenir une autorisation environnementale, plus précisément l’autorisation Iota relative à la protection des divers intérêts liés à l’eau et à sa gestion équilibrée et durable. Demande de retrait ou avis défavorable.

M. Lionel Tivoli (RN). Madame la rapporteure, je suis d’accord avec vous : cet amendement est satisfait. Quand les écologistes parlent d’hydroélectricité, qui est une énergie renouvelable, pilotable et historique, ils veulent toujours plus de normes. Les barrages hydroélectriques doivent déjà veiller à la continuité piscicole et assurer des débits réservés. L’amendement est satisfait, donc inutile.

Mme Sylvie Ferrer (LFI-NFP). Je soutiens l’amendement. La préservation des milieux aquatiques est un engagement qui fait partie de la protection de notre environnement. Dans mon département, la vidange de certains barrages affecte les milieux aquatiques sur plusieurs dizaines, voire plusieurs centaines de kilomètres, le limon venant colmater les frayères. Les ouvrages dont nous parlons sont pour la plupart installés depuis très longtemps. Il convient – nous y sommes très vigilants – de les maintenir en régie publique. De plus, ils ont été construits en ayant des conséquences non négligeables pour l’environnement.

M. Julien Brugerolles (GDR). Je soutiens l’amendement, même si je suis sensible à l’argument de la rapporteure. S’agissant d’un alinéa visant à préciser le respect des conditions d’exploitation des ouvrages, je ne vois pas pourquoi on éliminerait de fait l’enjeu de la préservation des milieux aquatiques et de la continuité écologique des cours d’eau, qui fait partie des conditions d’exploitation, notamment des grands ouvrages.

Mme Julie Laernoes (EcoS). Le Rassemblement national a été explicite sur la notion à la mode de simplification et sur les perceptions inscrites dans la loi pour contourner le droit de l’environnement telles que les raisons d’intérêt public majeur. Il n’y a pas de raison d’exclure la protection de la biodiversité des milieux aquatiques de cet article.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Tout cela figure dans le processus d’obtention de l’autorisation Iota. Madame Ferrer, en cas de manquement de l’entreprise, des sanctions sont prévues à l’article 10 – certes, les dégâts sont faits.

Le contrôle par les CLI (commissions locales d’information) sera effectué par les CLE là où elles existent. Il repose sur un suivi de l’ouvrage hydroélectrique tout au long de sa vie par le parlement local de l’eau, quand il existe. Cette instance, qui comporte des représentants des usagers, fonctionne très bien. Nous avons demandé que, en l’absence de CLE, une commission locale d’information et de suivi, rassemblant les élus des collectivités, les usagers et les associations environnementales, assure ce suivi.

La commission rejette l’amendement.

Amendement CE129 des rapporteurs

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Il vise à préciser que la protection des intérêts mentionnés à l’article L. 541-1 – le respect des objectifs de la politique énergétique nationale, ainsi que des dispositions en matière de sûreté et de sécurité et la prise en compte des usages actuels et futurs de la ressource en eau – justifie également une abrogation sans indemnité de l’autorisation.

La commission adopte l’amendement.

Elle adopte successivement les amendements rédactionnels CE97, CE98 et CE100 des rapporteurs.

Amendement CE130 des rapporteurs

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Cet amendement de précision vise à corriger une erreur de référence concernant la convention signée entre la France et l’Allemagne.

La commission adopte l’amendement.

Elle adopte successivement les amendements rédactionnels CE131 et CE132 des rapporteurs.

Elle adopte l’article 7 modifié.

Article 8 (articles L. 131-7 [nouveau], L. 134-1, L. 134-3, L. 543-1 [nouveau] et L. 543-2 [nouveau] du code de l’énergie et articles 1379, 1379-0 bis, 1519 F et 1586 du code général des impôts) : Régime de redevances et de fiscalité applicable aux installations hydroélectriques d’une puissance installée supérieure à 4,5 mégawatts

La commission adopte successivement les amendements rédactionnels CE91 et CE109 des rapporteurs.

Amendement CE112 des rapporteurs

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Il s’agit de préciser les règles de comptabilité applicables aux exploitants en fonction du total des capacités qu’ils exploitent. Les règles applicables en matière de définition des règles comptables et de transmission de la comptabilité à la CRE dépendent de la taille du parc hydroélectrique. Pour ceux qui détiennent une capacité de grande hydroélectricité inférieure à 100 mégawatts, la méthode de tenue de la comptabilité est établie par la CRE. Ceux qui en détiennent 100 mégawatts ou plus établissent eux-mêmes ces règles et les transmettent pour approbation à la CRE. Dans tous les cas, la comptabilité appropriée doit être transmise à la CRE.

M. Maxime Laisney (LFI-NFP). Je tiens à féliciter les rapporteurs et les gens qui ont aidé à la rédaction de l’article 8 : on tutoie des sommets en matière de tuyauterie fiscale, technique et énergétique ! Moi qui suis devenu, avec notre collègue rapporteur Philippe Bolo, une sorte de spécialiste des prix de l’électricité et des mécanismes inventés pour les réguler, j’avoue l’avoir relu douze fois et ne l’avoir toujours pas compris.

Par ailleurs, j’aimerais savoir si les rapporteurs ont prévu de demander des moyens supplémentaires, dans les discussions budgétaires, pour la CRE, sur laquelle on s’appuie une fois de plus, et à laquelle je souhaite bien du courage pour mettre en œuvre cette espèce de versement nucléaire universel dans lequel il n’y a ni versement ni nucléaire et qui n’est pas universel. Nous n’avons vraiment pas compris à quoi sert l’article 8.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. En vous remerciant pour votre humour, je vous indique que nous avons réitéré auprès du Gouvernement nos demandes d’augmentation des moyens humains de la CRE.

La commission adopte l’amendement.

Elle adopte successivement les amendements rédactionnels CE113 et CE145 des rapporteurs.

Amendement CE116 des rapporteurs

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Il s’agit d’un amendement de codification.

La commission adopte l’amendement.

Elle adopte l’amendement rédactionnel CE117 des rapporteurs.

Amendement CE146 des rapporteurs

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Il s’agit d’un ajustement de fiscalité. Tel qu’il est rédigé, le texte prévoit que l’Ifer (imposition forfaitaire sur les entreprises de réseau) versée par les entreprises de grande hydroélectricité aux EPCI (établissements publics de coopération intercommunale) à fiscalité professionnelle unique échappe aux communes, ce qui n’est pas souhaitable. Il faut adopter le présent amendement pour faire en sorte que la part communale de l’Ifer revienne bien aux communes.

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Nous voterons l’amendement. Nous comprenons de l’article 8 que le prix de vente de l’électricité hydraulique sera libre – certes, il l’est déjà sur le marché – et qu’il ne sera pas encadré, au contraire. Nous comprenons également que vous proposez un barème de taxation, progressif en principe, selon le prix de vente, sans fixer les taux et en adoptant des fourchettes qui dépassent 100 euros le mégawatt, ce qui, compte tenu du coût moyen de la production hydroélectrique, laisse une très grosse marge à l’exploitant.

C’est l’un des points centraux du texte : il ne garantit pas que les revenus de l’hydroélectricité reviendront à l’investissement dans l’hydroélectricité et aux consommateurs. Le versement nucléaire universel ne remédie pas au problème, puisqu’aucun reversement des taxes collectées n’est prévu. En vue de l’examen du texte en séance publique, nous devrions travailler collectivement à l’introduction d’un barème de taxation allant jusqu’à 90 %, voire 100 % au-delà d’un prix donné, pour éviter la privatisation abusive d’une rente tirée des revenus de l’hydroélectricité.

La commission adopte l’amendement.

Amendement CE148 des rapporteurs

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. C’est un amendement de codification.

La commission adopte l’amendement.

Elle adopte l’article 8 modifié.

Article 9 : Création d’un comité de suivi

Amendement CE4 de Mme Julie Laernoes

Mme Julie Laernoes (EcoS). Plusieurs de nos amendements à cet article ont été jugés irrecevables au titre de l’article 40 de la Constitution – nous n’avons pas bien compris pourquoi. Quelle charge crée l’intégration d’associations environnementales dans les comités de suivi ? Je trouve cette décision très étrange.

Le présent amendement n’a pas été censuré au titre de l’article 40, alors que l’on pourrait arguer que rendre public un avis peut engendrer des frais, contrairement à l’intégration d’associations environnementales dans le comité de suivi. Cet amendement vise à assurer la transparence des décisions et le suivi public.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Nous n’avons pas compris non plus pourquoi deux de vos amendements ont été rejetés au titre de l’article 40. Nous avions l’intention de leur donner un avis favorable. Nous verrons ce qu’il en est d’ici l’examen du texte en séance publique. Quoi qu’il en soit, nous donnons un avis favorable à cet amendement. Il importe d’assurer la publicité de l’avis rendu.

La commission adopte l’amendement.

Elle adopte l’article 9 modifié.

Article 10 (articles L. 142-30 à L. 142-33, L. 142-35, L. 142-37 à L. 142-38, L. 311-14, L. 512-1, L. 512-3 à L. 512-4 du code de l’énergie) : Adaptation du régime des sanctions pénales spécifiques aux installations hydroélectriques

Amendement CE57 de M. Matthias Tavel

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Les alinéas 2 à 5 de l’article 10 n’ont aucun rapport avec l’hydroélectricité – ils concernent les sanctions administratives en cas de manquements aux dispositions légales en matière de stockage et de transport de dioxyde de carbone. On se demande bien comment ils sont arrivés dans ce texte. Sans doute est-ce par ce que, malgré le talent et le travail de nos rapporteurs, celui-ci a surtout été écrit par le Gouvernement ?

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Quel respect pour le travail parlementaire ! Ces alinéas clarifieront un point de procédure. Désormais, l’article L. 142-30 du code de l’énergie disposera clairement que seuls les procès-verbaux liés aux manquements lors des activités de transport ou de stockage de CO2 sont communiqués à l’autorité administrative.

Vous prétendez que cette précision n’a pas de lien avec l’objet de la proposition de loi, alors que l’article L. 142-30 du code de l’énergie est l’un des articles fondamentaux de la procédure de sanction administrative applicable aux acteurs globalisés de la grande hydroélectricité. Même si elle n’est pas essentielle, elle permet de tirer les enseignements de contentieux dans l’hydroélectricité qui ont tourné court en raison de la mauvaise rédaction de l’article visé du code de l’énergie, qui traduit mal l’intention originelle du législateur. Avis défavorable.

La commission rejette l’amendement.

Amendement CE28 de M. Matthias Tavel

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Le présent amendement vise à aligner le régime des sanctions applicables dans le champ de l’hydroélectricité sur celui applicable pour les autres installations électriques.

Les installations hydroélectriques sont stratégiques pour le système électrique et importantes du point de vue de l’environnement et de la sécurité. Il n’y a donc pas de raison de réduire les sanctions pour les manquements les concernant.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. L’article L. 142-31 du code de l’énergie prévoit, pour l’ensemble du secteur électrique et gazier, une sanction pécuniaire pouvant représenter, pour les manquements autres que la non-transmission des informations obligatoires, jusqu’à 8 % du chiffre d’affaires hors taxe. Nous proposons ici de le compléter avec des plafonds spécifiques pour le secteur hydroélectrique.

Vous souhaitez supprimer ces plafonds spécifiques, en laissant entendre qu’ils seraient moins exigeants que les autres. Pourtant, si nous les proposons, c’est surtout pour s’adapter aux réalités de la gestion hydroélectrique, en distinguant selon la puissance électrique des installations concernées. Par ailleurs, si le plafond que nous proposons pour le secteur hydroélectrique est fixé en euro par mégawatt plutôt qu’en pourcentage du chiffre d’affaires hors taxes, c’est pour être plus opérationnel. En effet, rares sont les exploitants d’ouvrages hydroélectriques qui tiennent une comptabilité par installation.

La commission rejette l’amendement.

Elle adopte l’amendement rédactionnel CE102 des rapporteurs.

Elle adopte l’article 10 modifié.

Article 11 (articles L. 4316-4 du code des transports et L. 3113-1 du code général de la propriété des personnes publiques) : Diverses mesures de coordination

La commission adopte l’amendement rédactionnel CE103 des rapporteurs.

Elle adopte l’article 11 modifié.

Titre III – Création d’un dispositif de mise à disposition du marché de produits représentatifs des actifs hydroélectriques

Article 12 (articles L. 131-2 et L. 134-25 du code de l’énergie) : Mise à disposition par EDF de produits représentatifs des actifs hydroélectriques

Amendements de suppression CE7 de Mme Julie Laernoes, CE29 de M. Matthias Tavel et CE69 de M. Julien Brugerolles.

Mme Julie Laernoes (EcoS). Le dispositif envisagé à cet article s’apparente à un « Arenh de l’hydroélectricité ». Nous nous y opposons : soit il sera coûteux pour EDF, soit il nuira à l’intérêt général en rendant l’électricité plus chère, et il fera peser les mêmes risques structurels que l’Arenh.

Les articles du présent texte sont très techniques, au point d’être difficiles à lire, parce que vous vous embarquez dans des dispositifs complexes, pour satisfaire les demandes européennes. C’est déjà l’Europe qui avait demandé d’instaurer l’Arenh pour le nucléaire historique. La situation est assez similaire.

En outre, je note que vos arguments en défaveur de la quasi-régie ne sont pas développés dans le rapport d’information sur les modes de gestion et d’exploitation des installations hydroélectriques. Le rapport lui-même n’est d’ailleurs pas entièrement conforme à nos discussions au sein de cette mission d’information.

Nous voulons débloquer la situation. Or, la solution que vous proposez à cet article nous semble très compliquée – l’Arenh hydro est notamment un écueil. Nous demandons donc la suppression de l’article.

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). L’article 12 obligerait EDF à vendre aux enchères l’équivalent de 6 gigawatts de sa production, à titre compensatoire, pour satisfaire aux exigences de la Commission européenne. Même si les modalités prévues sont différentes de celles de l’Arenh, le principe est le même : EDF aurait une position trop importante et il faudrait organiser une concurrence factice. Cela accroîtra la spéculation. Le coût sera supporté soit par EDF, soit par le consommateur, soit par les deux.

Nous sommes radicalement opposés à ces mesures compensatoires et à l’idée que EDF doive abandonner une partie de sa production à ses concurrents. Ce serait mettre en concurrence la vente de l’électricité, plutôt que l’exploitation des barrages.

Notons enfin qu’alors que l’électricité est vendue sur un marché européen, la Commission européenne apprécie la position dominante d’EDF à l’échelle nationale. C’est insupportable ! Ou le marché est européen et la position d’EDF doit être appréciée à l’échelle européenne, ou le marché est national et sa position doit être appréciée à l’échelle nationale. On ne peut pas se faire avoir deux fois par les règles européennes !

M. Julien Brugerolles (GDR). Nous en avons bien conscience que, avec ces amendements de suppression, nous marchons sur une ligne de crête, car cet article reflète l’un des engagements de l’État vis-à-vis de la Commission européenne.

Toutefois, nous refusons cet article, qui tend à subventionner des opérateurs de marché qui n’ont pas de production électrique et se contenteront de spéculer.

Cette mesure crée un risque de désoptimisation du parc électrique, notamment pour la pointe de la demande. Que se passera-t-il si, par exemple à cause d’une sécheresse, les capacités de production hydroélectriques d’EDF sont finalement insuffisantes pour respecter ses engagements auprès des opérateurs ? EDF devra-t-il « turbiner » malgré tout ? Ces situations risquent d’ailleurs de donner lieu à de la spéculation.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Oui, monsieur Brugerolles, cet article est crucial. Il reprend un point central de l’accord avec la Commission européenne, afin de régler l’un des précontentieux ouverts par celle-ci au motif qu’EDF occuperait une position dominante. Si nous supprimons cet article, le statu quo perdurera. Voulons-nous dix années supplémentaires d’incertitude ? Ce n’est pas ce que demandent les acteurs du secteur.

Vous évoquez un « Arenh hydro ». J’ai suffisamment dénoncé l’Arenh, y compris dans l’hémicycle, pour que mon opposition à ce dispositif ne fasse pas de doute. Il est profondément asymétrique et n’est pas du tout sécurisant pour EDF. À une époque, il a contraint cette entreprise à vendre à perte de l’électricité à ses concurrents.

Le dispositif prévu à cet article n’est pas du tout le même. Il ne prévoit pas de prix figé, mais des enchères, avec un prix de réserve, afin d’éviter qu’EDF ne vende à perte. Une clause de revoyure à dix ans permettra de revoir la quantité d’électricité vendue aux enchères à la baisse – je m’opposerai aux amendements tendant à supprimer cette clause, car les capacités de production des ouvrages pourraient être limitées par des phénomènes environnementaux.

En outre, les produits qu’EDF mettra à disposition dans le cadre de cet article permettront à cette entreprise de partager les risques avec les opérateurs – ce n’était pas le cas avec l’Arenh – tout en empêchant ceux-ci de mettre la main, même de manière virtuelle, sur les ouvrages où ils s’approvisionnent. La CRE exercera un contrôle étroit.

Avis défavorable. Ces amendements priveraient le texte de son intérêt.

M. Lionel Tivoli (RN). Nous soutenons ces amendements de suppression.

Alors que ce sont vos partis qui ont voté pour Ursula von der Leyen au Parlement européen, vous nous dites que vous vous seriez bien passés de l’obligation, imposée par la Commission européenne, de mettre sur le marché 40 % de la capacité hydroélectrique française. Celle-ci considère l’électricité comme un bien de consommation, alors que c’est un attribut essentiel de la souveraineté nationale, une condition de notre indépendance, de notre sécurité et de notre prospérité. En acceptant ce cadre, on renonce à piloter librement notre politique énergétique, on affaiblit le contrôle public, on expose notre pays à des choix dictés de l’extérieur.

Mme Sylvie Ferrer (LFI-NFP). Monsieur Tivoli, si, comme vous le dites, le Rassemblement national voit dans l’hydroélectricité un outil stratégique pour notre pays, pourquoi êtes-vous le seul député de votre groupe à le défendre ici ? Il faudrait davantage de cohérence.

Cet article prévoit la privatisation d’une quantité considérable de l’électricité produite par EDF, alors même que les barrages hydroélectriques ont été construits par la puissance publique. Dans mon département, les Hautes-Pyrénées, de nombreux barrages ont été construits à l’après-guerre, notamment par des réfugiés espagnols. Rappelons en outre que de nombreux ouvriers sont morts sur ces chantiers. Pour toutes ces raisons, nos concitoyens sont attachés à ce patrimoine commun.

M. Karim Benbrahim (SOC). Cet article ne correspond pas à un choix idéologique. Nous voulons tous relancer les investissements dans l’hydroélectricité. Si nous voulons protéger les exploitants actuels et éviter le démantèlement d’EDF, une entreprise à laquelle nous sommes attachés, si nous voulons conserver la propriété publique des installations hydroélectriques, au nom des impératifs de sûreté et de souveraineté, nous devons voter contre ces amendements de suppression.

Nous soutiendrons en revanche les amendements des rapporteurs visant à améliorer l’article.

M. Jean-Pierre Vigier (DR). L’article 12 est indispensable. Si nous le supprimons, tout le travail qui a été mené tombera à l’eau et nous retrouverons l’instabilité.

En transcrivant un accord conclu avec la Commission européenne, l’article 12 nous permettra de solder un contentieux avec l’Europe, de protéger les exploitants et de relancer l’investissement dans le secteur hydroélectrique, qui en a bien besoin. Rappelons en outre que l’hydroélectricité a des retombées économiques importantes pour les zones de montagne, qui bénéficient aussi aux collectivités.

M. Jean-Luc Fugit (EPR). Madame Ferrer, vous devriez faire attention avec ce genre de propos. Comme monsieur Tivoli, je suis ici le seul député présent de mon groupe et ce n’est pas parce qu’on est seul que l’on ne peut pas s’exprimer.

S’opposer à l’article 12 revient à s’opposer au cœur même de la proposition de loi, alors que ces dispositions sont fondamentales pour les territoires de montagne et de moyenne montagne. Cela fait longtemps que les ouvrages hydroélectriques doivent être relancés, comme nous le signalons depuis des années. J’ai même été surpris que des amendements de suppression soient déposés.

Nous soutiendrons plusieurs amendements – ceux des rapporteurs, mais aussi des propositions de M. Jean-Pierre Vigier qui nous intéressent particulièrement.

Mme Julie Laernoes (EcoS). Madame la rapporteure, je sais que vous pensez pis que pendre de l’Arenh et nous comprenons tous que l’adoption du dispositif est la condition sine qua non pour que ce montage « passe » auprès de la Commission européenne ; mais c’est sa seule valeur : personne ne prétend qu’il a d’autres mérites. Vous ne pouvez utiliser d’argument d’autorité pour défendre un dispositif dont on connaît les écueils. Je suis donc frustrée que la solution que constituerait une quasi-régie n’ait pas été plus étudiée.

Même si l’article est adopté en commission, avec peut-être quelques garde-fous et améliorations, je crains qu’il n’apparaisse dans l’hémicycle pour ce qu’il est : le point le plus fragile du texte.

M. Philippe Bolo, rapporteur. Nous devons régler deux précontentieux avec la Commission européenne. Le premier, qui concerne l’absence de mise en concurrence pour les concessions arrivées à échéance, sera réglé par les articles 1er et 2. Le second, qui concerne la position dominante d’EDF, sera réglé par cet article.

Si nous ne réglons pas ces deux questions, nous n’arriverons jamais à relancer l’investissement. Évidemment, l’article 12 peut être amélioré. Nous sommes attachés à plusieurs évolutions, concernant notamment les enchères infructueuses et le prix de réserve. Pour les étudier, il faut rejeter ces amendements.

La commission rejette les amendements.

Amendement CE30 de M. Matthias Tavel

M. Maxime Laisney (LFI-NFP). Le projet de vente aux enchères de la production d’EDF a uniquement été élaboré pour plaire à la Commission européenne. Je ne vois pas en quoi il permettra de relever les défis d’approvisionnement en électricité et de gestion de l’eau, que l’exposé des motifs du texte rappelle pourtant très bien.

Les députés pro-nucléaires défendent souvent la complémentarité entre les secteurs nucléaire et hydroélectrique, mais si EDF perd la main sur 6 gigawatts de production des capacités installées, je me demande comment la complémentarité sera possible, d’autant que la modulation du parc nucléaire est amenée à se développer.

Nous proposons de réécrire l’article 12, pour substituer au système d’enchères un contrat pour différence (Contract for Difference, CfD). En effet, ces contrats apporteront la visibilité nécessaire aux acteurs du secteur hydroélectrique, pour relancer les investissements dans ce secteur.

Vous prétendez que la version actuelle de l’article 12 a été imposée par l’Union européenne. Rappelons que si la France a finalement renoncé à instaurer un CfD pour le parc nucléaire, ce n’est pas à cause de la Commission européenne, qui était ouverte à la négociation, mais parce que certains ministres l’ont décidé – contre l’avis des experts de leurs propres administrations, qui jugeaient que le VNU (versement nucléaire universel) serait une catastrophe. On peut négocier plein de choses avec la Commission européenne et l’on n’est pas obligé de faire confiance aux choix du Gouvernement.

Les CfD proposés seraient calculés sur les coûts de production de l’hydroélectricité et intégreraient les investissements. Ils permettraient donc de stabiliser le montant des factures des consommateurs.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Nous ne sommes pas là pour plaire à la Commission européenne ou pour nous y soumettre. Simplement, à l’issue d’un long travail de concertation, nous avons trouvé un chemin d’équilibre pour résoudre les deux précontentieux. Je peux vous dire que le début des négociations n’a pas été facile, au vu de notre refus initial de la mise en concurrence. En outre, le présent texte ne prévoit la mise aux enchères que de 40 % de nos capacités hydroélectriques, alors qu’initialement, c’est la mise aux enchères de la quasi-totalité de nos capacités qui était sur la table.

Oui, madame Laernoes, cet article est le point de fragilité du texte. Vous vous interrogez sur la possibilité qu’il soit adopté dans l’hémicycle – mais on aurait encore plus de mal à trouver une majorité en faveur de la quasi-régie qui, compte tenu de ses nombreuses fragilités, n’est pas une solution miracle pour résoudre les contentieux.

Enfin, concernant cet amendement, les contrats pour différence ne permettraient pas de répondre aux demandes de la Commission européenne. Avis défavorable.

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Le parti macroniste, le parti socialiste et Les Républicains sont cohérents : ils soutiennent la Commission européenne et s’apprêtent à voter pour un dispositif négocié avec celle-ci. Pour notre part, nous nous opposons à l’instauration d’un Arenh de l’hydroélectricité, comme nous nous opposions à un Arenh du nucléaire.

Vous affirmez qu’au départ, la Commission voulait davantage, que ce texte est un moindre mal ; mais le moindre mal, c’est toujours le mal. Notre assemblée s’est exprimée à l’unanimité pour exiger la révision de la directive 2014/23/UE et refuser la mise en concurrence. Elle s’est exprimée plusieurs fois contre le système de l’Arenh ; il n’y a pas de raison de céder à cette exigence de la Commission européenne. Il faut mener cette bataille ; or, les gouvernements successifs, sous messieurs Hollande et Macron, ne l’ont pas menée et vous ne le faites pas non plus.

Pourquoi la Commission européenne exige-t-elle la vente aux enchères de 40 % des capacités hydroélectriques françaises ? Pourquoi pas 30 %, 20 % ou 50 % ? Pourquoi les calculs sont-ils faits à l’échelle nationale et pas à l’échelle européenne ? Il n’y a aucun argument en faveur de ce système, au-delà du dogmatisme de la Commission européenne.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Monsieur Tavel, je ne vous permets pas de dire que nous ne nous battons pas pour modifier la directive. Peut-être ne savez-vous pas ce qui est engagé, malgré votre présence assidue aux auditions de la mission d’information consacrée aux modes de gestion et d’exploitation des installations hydroélectriques.

C’est bien nous qui avons déposé la proposition de résolution visant à préserver les concessions hydroélectriques françaises d’une mise en concurrence, qui a été adoptée à l’unanimité. Et nous avons proposé des contributions à la Commission européenne, dans le cadre de son évaluation de l’opportunité d’une révision de la directive. Nous attendons désormais qu’elle les dépouille. Nous poursuivrons notre cheminement et je vous remercie de respecter notre travail.

La commission rejette l’amendement.

La commission adopte l’amendement de correction CE84 des rapporteurs.

Amendement CE58 de M. Matthias Tavel

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). L’amendement vise à supprimer les mesures compensatoires prévues à l’article 12. Quels arguments justifient la vente aux enchères de 6 gigawatts par EDF, sur le plan énergétique ? Le système énergétique en sera-t-il meilleur, les prix pour le consommateur plus bas, ou l’investissement dans l’hydroélectricité libéré ? Cette mesure applique de manière servile des règles européennes, qui considèrent que tout est marchandise. Pour notre part, nous y sommes opposés et nous ne voulons pas céder.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Cet amendement est contraire aux engagements pris et touche au cœur de la proposition de loi. Avis défavorable.

La commission rejette l’amendement.

Amendements CE33, CE34, CE35 et CE36 de M. Matthias Tavel (discussion commune)

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Selon le texte, la Commission européenne exige qu’EDF vende aux enchères 40 % de ses capacités hydroélectriques, mais je n’ai vu aucun document qui en atteste. Par les amendements de repli CE33, CE34 et CE35, nous proposons de ramener ce taux respectivement à 15 %, 20 % et 30 %. Actuellement, EDF n’est pas en situation de monopole pour la production hydroélectrique. D’autres acteurs existent, tels que la Compagnie nationale du Rhône, qui bénéficie d’une concession jusqu’en 2041, date à partir de laquelle elle est susceptible d’être soumise à votre système. Certains des concurrents d’EDF seraient concernés dès aujourd’hui, par exemple la Shem, dans le Sud-Ouest.

Quant à l’amendement CE36, il tend à reprendre le taux de 40 % ; simplement, 40 % des capacités hydroélectriques françaises, cela représente 5,5 gigawatts, et non 6, contrairement à ce qu’indique le texte.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Vous voulez revoir à la baisse le taux d’ouverture du marché et les volumes cédés – le premier de vos amendements prévoit même une capacité mise à disposition de 0,1 gigawatt ! Cela ne nous permettra pas de lever le contentieux pour sortir de l’impasse ni de relancer l’investissement dans le secteur.

Par ailleurs, nous ne disposons vraisemblablement pas des mêmes chiffres : la puissance hydroélectrique totale en France est de 26,2 gigawatts – et non de 25,6 gigawatts –, soit pour EDF 21,1 gigawatts – et non 20,8 gigawatts. Il est normal que nos calculs diffèrent, puisqu’ils ne se fondent pas sur les mêmes données. Avis défavorable sur ces amendements.

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Sans entrer dans une bataille de chiffres, j’aimerais comprendre sur quel texte européen se fonde le taux de 40 % et pour quelle raison un acteur ne pourrait pas détenir plus de 60 % du marché. S’agit-il d’une directive, d’un règlement, d’un traité ou d’une note bureaucratique de la direction de la concurrence ? Pourquoi fétichiser ce chiffre, comme nous le faisons pour les 3 % de déficit, inventés sur un coin de table ? Il ne répond à aucune cohérence énergétique.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Ce chiffre fait suite à une décision de la Commission européenne du 10 septembre 2021 de clore une procédure contre l’Italie, pour laquelle le taux de 40 % était le critère de base des discussions.

La commission rejette successivement les amendements.

Amendement CE76 de M. Jean-Pierre Vigier

M. Jean-Pierre Vigier (DR). L’accord conclu avec la Commission européenne prévoit l’ouverture d’au moins 40 % des capacités hydroélectriques installées en France à des entreprises autres que EDF. Cette dernière, appelée à mettre aux enchères une partie de ses capacités afin de permettre à des acteurs alternatifs d’accéder à la production hydraulique, ne pourra naturellement pas candidater à ces enchères, conformément à l’esprit du dispositif.

Afin de lever toute ambiguïté et de garantir une application claire, lisible et sécurisée du mécanisme, je propose d’inscrire dans le texte que cette logique s’applique aussi aux filiales et aux sociétés affiliées d’EDF.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Si votre intention est d’empêcher les filiales du groupe EDF d’acheter aux enchères des capacités mises à disposition par l’entreprise-mère, je vous réponds que cela va de soi. Néanmoins, tel que votre amendement est rédigé, on pourrait comprendre que vous voulez intégrer dans le calcul des capacités les volumes produits par les filiales d’EDF. Je vous propose donc de le retirer et d’y retravailler ensemble avant l’examen du texte en séance.

M. Jean-Pierre Vigier (DR). Je vous fais totalement confiance et suis d’accord pour le réécrire afin de lever toute ambiguïté.

L’amendement est retiré.

Amendements CE31 et CE32 de M. Matthias Tavel (discussion commune)

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Votre texte prévoit que le dispositif de mesures compensatoires s’appliquera pour une durée de vingt ans – soit une durée plus longue que pour l’Arenh. Le premier amendement vise donc à la limiter à cinq ans et le deuxième à dix ans.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. La durée inscrite à l’article 12 a fait l’objet de discussions avec la Commission européenne. De plus, la durée que vous proposez est trop limitée pour laisser au dispositif le temps de s’installer et pour que les volumes mis à disposition trouvent preneurs. Avis défavorable.

La commission rejette successivement les amendements.

La commission adopte l’amendement rédactionnel CE135 des rapporteurs.

Amendement CE37 de M. Matthias Tavel

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Cet amendement, sur lequel nous devrions tous tomber d’accord, vise à réserver le produit des enchères perçu par EDF aux activités et aux investissements dans la branche hydraulique, afin de financer le développement de cette énergie – il s’agit d’une proposition formulée par la représentante de la CFDT d’EDF, lors des auditions.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Je trouve logique que les ressources ainsi dégagées profitent à l’hydroélectricité. Toutefois, il n’existe pas de comptabilité spécifique chez EDF et nous ne souhaitons pas segmenter les flux financiers par moyen de production car cela induirait une perte des synergies, tant sur le plan des moyens humains que des investissements. C’est d’ailleurs l’un des arguments que nous opposons au modèle de la quasi-régie. Avis défavorable.

La commission rejette l’amendement.

Amendements CE51 et CE52 de M. Matthias Tavel

M. Maxime Laisney (LFI-NFP). Ces deux amendements visent à introduire un plancher et un plafond dans le prix de réserve qui sera calculé par la CRE – je suis d’ailleurs surpris par cette disposition, que je qualifierais de « soviétique », alors que vous ne cessez de nous expliquer que nous ne pouvons rien réguler parce que nous sommes dans un marché.

Le prix de réserve en dessous duquel l’enchère ne peut avoir lieu doit tenir compte des coûts de production, incluant l’amortissement des capitaux investis. Pour faire un parallèle avec le VNU dans le nucléaire, la CRE fixe un plancher pour définir les différents seuils, qui intègre non seulement les coûts de production du nucléaire mais aussi les investissements dans le parc existant et dans le futur parc. La moindre des choses est qu’EDF ne vende pas en dessous de ses coûts de production.

Nous souhaitons également l’instauration d’un prix plafond, parce que les enchères sont susceptibles d’avoir un effet sur les prix de marché – en périodes de pointe, les négociations pourraient tirer les prix vers le haut. Or, pour l’instant, nous n’avons aucune garantie que cela ne se répercute pas dans le TRVE (tarif réglementé de vente d’électricité), d’autant que ce dernier intègre, depuis le 1er janvier, les prix de marché.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. L’exception n’est pas la règle, mais je suis favorable à l’amendement CE51, qui prévoit que le prix de réserve englobe les coûts de production.

En revanche, je suis défavorable à l’amendement CE52, pour plusieurs raisons. Tout d’abord, la CRE considère que l’instauration d’un prix plafond pourrait entraîner l’application d’un mécanisme d’écrêtement des enchères, ce qui conduirait à éparpiller l’avantage que pourraient présenter, pour les clients des acheteurs, les contrats vendus sur plusieurs années. Ensuite, pourquoi imposer à EDF une limite à la valorisation de ses 6 gigawatts de capacités de production ? Enfin, comment calculer le prix plafond ? Nous risquerions de retomber très vite dans les travers de l’Arenh, avec un prix de vente devenu obsolète, obligeant à vendre à perte. J’émets donc un avis défavorable sur cet amendement.

M. Maxime Laisney (LFI-NFP). Je comprends mal l’argument de la CRE. Un mécanisme d’écrêtement a certes été instauré dans le cadre de l’Arenh, mais c’était parce que le volume d’électricité vendu chaque année par EDF à ce tarif était plafonné à 100 térawattheures : tous les fournisseurs tiers qui ne pouvaient pas se procurer autant d’électricité qu’ils le souhaitaient par le biais de l’Arenh étaient contraints d’en acheter sur les marchés en fin d’année, lorsque les prix étaient très élevés, ce qui se répercutait sur les factures.

Or, l’article 12 prévoit déjà que le volume de capacités hydroélectriques mises à disposition par EDF sera limité à 6 gigawatts. Ce mécanisme ne nous prémunit donc pas contre le risque d’écrêtement.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Convenez au moins qu’en fixant un plafond, nous briderions la capacité d’EDF à vendre à un tarif plus élevé si les conditions le permettaient.

Successivement, la commission adopte l’amendement CE51 et rejette l’amendement CE52.

Amendement CE53 de M. Matthias Tavel

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Je me réjouis que nous ayons inscrit dans le texte le principe d’un prix de vente plancher, qui n’est pas une petite protection pour EDF. Je regrette en revanche que nous n’ayons pas adopté celui d’un prix plafond, qui aurait protégé le consommateur contre toute envolée spéculative des prix de l’électricité.

L’amendement CE53 vise à protéger les personnes soumises au tarif réglementé de vente (dont nous prônons par ailleurs la généralisation), en prévoyant que les prix auxquels se concluront les enchères ne soient pas intégrés dans son calcul. On peut imaginer que des poussées spéculatives fassent s’envoler les enchères à des niveaux totalement déconnectés des coûts de production réels : il serait inacceptable que les consommateurs soumis au tarif réglementé s’en trouvent pénalisés, alors qu’ils ne sont pour rien dans ce mécanisme.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Même si nous partageons votre préoccupation concernant les prix facturés aux consommateurs, j’émets un avis défavorable. Le calcul des TRVE est fondé sur les prix constatés sur l’ensemble des marchés de l’électricité. La CRE, que nous avons interrogée sur ce point, explique ne pas être en mesure d’effectuer ce calcul en isolant les prix des volumes vendus aux enchères, d’autant qu’ils varieront d’un produit et d’une enchère à l’autre.

Par ailleurs, les 6 gigawatts concernés ne seront qu’une goutte d’eau dans la production totale d’électricité (537 térawattheures en 2024), qui sert de base au calcul des TRVE.

M. Maxime Laisney (LFI-NFP). D’une certaine façon, EDF sera deux fois perdante dans cette histoire : d’abord, parce qu’on la force à vendre une partie de sa production aux enchères ; ensuite, parce que le TRVE est conçu pour être contestable, c’est-à-dire pour qu’EDF vende plus cher que ses concurrents. Ces derniers vont ainsi pouvoir lui acheter de l’électricité dans des conditions assez favorables, pour ensuite lui faire une concurrence déloyale – même si la quantité concernée sera peut-être effectivement dérisoire, quoiqu’on ne puisse pas aisément comparer des gigawatts à des térawattheures.

La commission rejette l’amendement.

Amendement CE81 de M. Jean-Luc Fugit

M. Jean-Luc Fugit (EPR). Pour que l’ouverture du marché hydroélectrique soit réelle, la flexibilité associée aux produits commercialisés par EDF, c’est-à-dire leur capacité à s’adapter aux besoins du marché, doit être pleinement transférée aux acquéreurs à l’issue des enchères. Sans cette garantie, le mécanisme risque de rester théorique, privant les nouveaux entrants des outils nécessaires pour contribuer activement à la sécurité d’approvisionnement et à la transition énergétique. En confiant explicitement à la CRE la mission de veiller à ce transfert de flexibilité, nous assurerions la crédibilité du dispositif et le respect de nos engagements européens.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. L’ouverture de 40 % des capacités hydroélectriques françaises à d’autres acteurs qu’EDF est bien une des conditions posées par la Commission européenne pour confirmer son accord. C’est tout l’objet de l’article 12.

La CRE y veillera à chaque stade de la mise en œuvre du dispositif : elle formulera des propositions, donnera son avis sur l’arrêté définissant les paramètres des enchères et contrôlera les modalités des enchères définies par EDF. Un an après les premières enchères, puis tous les trois ans, elle pourra imposer à EDF de faire évoluer ces modalités et proposer à l’État de modifier les paramètres définis dans son arrêté. Le dispositif pourra ainsi être adapté si les mesures apparaissaient insuffisamment opérationnelles. Il n’est donc pas nécessaire de rappeler cette responsabilité conférée à la CRE.

En outre, la rédaction proposée crée une difficulté juridique, car elle ouvre la possibilité de sanctionner EDF sur une base (arrêté) que la CRE n’aura pas définie elle-même. Elle introduit également une ambiguïté en évoquant « la flexibilité associée aux produits de marché commercialisés », alors que l’accord passé avec la Commission européenne, ainsi que la proposition de loi, n’envisagent une telle flexibilité, à des degrés variables, que pour les trois quarts des produits.

Nous pourrions étudier ce point de plus près mais, à ce stade, je vous demande de retirer votre amendement. À défaut, j’y serai défavorable.

M. Jean-Luc Fugit (EPR). Serait-il possible de travailler sur ce point sensible en vue de la séance, auquel cas je serais prêt à retirer mon amendement ? Clarifier le rôle confié à la CRE pour s’assurer de cette flexibilité répondrait à la demande de certains acteurs potentiellement intéressés par la démarche. Il me semble que nous avons le devoir, en tant que législateurs, de définir un cadre suffisamment clair.

M. Lionel Tivoli (RN). Cet amendement pose un problème majeur, puisqu’il vise, si j’ai bien compris, à contraindre la production hydroélectrique afin de satisfaire les engagements pris en matière de volumes mis aux enchères, au bénéfice d’acteurs qui n’exploiteront pas les barrages. Il ne s’agit pas d’une négociation européenne ni d’une surtransposition d’une directive, mais d’un excès de zèle, qui alourdira les contraintes pesant sur les producteurs français sans que rien l’exige. Les décisions de production seront séparées de la responsabilité de l’exploitation, alors même qu’en hydroélectricité, produire, c’est gérer de l’eau, des ouvrages, des vallées et des enjeux de sécurité majeurs. La sécurité hydraulique ne peut pas être pilotée par le marché : seul l’exploitant du barrage a la légitimité nécessaire pour décider, parce que lui seul assure la sûreté de l’installation.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Je suis disposée à retravailler cet amendement d’ici à la séance. En l’état, il existe un risque de permettre aux acquéreurs de prendre la main sur le pilotage de l’ouvrage virtuel et les capacités. Nous devons encadrer très précisément le dispositif.

L’amendement est retiré.

Amendement CE147 des rapporteurs

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Il s’agit de préciser que les délais au terme desquels le Gouvernement remettra ses rapports à la Commission européenne courront à compter de la réalisation des premières enchères.

La commission adopte l’amendement.

Amendement CE119 de M. Jean-Pierre Vigier

M. Jean-Pierre Vigier (DR). La proposition de loi prévoit que la contrepartie demandée à EDF sera réexaminée tous les dix ans. Dans un souci de clarification, je souhaite préciser que cette révision pourra intervenir à la hausse comme à la baisse, en fonction des capacités hydroélectriques dont dispose effectivement EDF à un instant donné. Il ne s’agit ni de durcir ni d’alléger les obligations de l’entreprise, mais de s’assurer que le dispositif reste équilibré, cohérent et fondé sur les capacités réellement installées.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Je comprends votre demande, mais nous tenons à ce que le texte indique explicitement que la capacité virtuelle commercialisée par EDF pourra être modifiée « à la baisse », afin d’afficher l’objectif national d’une relance du parc hydraulique. À défaut, nous craignons que des acquéreurs s’approvisionnent en l’électricité à l’aide de ce dispositif sans pour autant investir dans les outils de production, comme certains l’ont fait avec l’Arenh.

L’objectif du texte étant de relancer les investissements des opérateurs, nous devons conserver la possibilité de baisser les volumes mis à disposition par EDF – y compris, d’ailleurs, dans l’hypothèse où l’évolution de l’hydrologie le nécessiterait. Demande de retrait ; à défaut, avis défavorable.

M. Lionel Tivoli (RN). Avec cet amendement, on ne se contente même plus d’appliquer un accord contestable : « on se couche », purement et simplement. L’alinéa 22 dispose que la capacité mise à disposition peut être révisée par décret au bout de dix ans, mais uniquement à la baisse. Si nous supprimions cette mention, le Gouvernement pourrait augmenter les volumes mis sur le marché avant l’échéance, amputant ainsi sa propre capacité de production. Autrement dit, non contents d’accepter l’accord, nous donnerions à l’État les moyens d’agir contre ses propres intérêts stratégiques. Organiser soi-même l’affaiblissement de sa production énergétique, ce n’est plus de la naïveté : c’est une faute politique.

La commission rejette l’amendement.

Elle adopte l’article 12 modifié.

Titre IV – Dispositions particulières applicables à certaines installations hydroélectriques et dispositions transitoires

Article 13 : Régime particulier applicable à Voies navigables de France

La commission adopte l’article 13 non modifié.

Article 14 : Exclusion de la concession du Rhône du champ d’application de la loi

La commission adopte l’article 14 non modifié.

Article 15 : Le régime particulier des concessions internationales

La commission adopte l’amendement rédactionnel CE134 des rapporteurs.

Elle adopte l’article 15 modifié.

Article 16 : Dispositif transitoire d’autorisation

La commission adopte l’amendement rédactionnel CE107 des rapporteurs.

Amendement CE108 des rapporteurs

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. L’article 16 prévoit un régime d’autorisation transitoire pour l’exploitation des ouvrages faisant actuellement l’objet d’un contrat de concession. Nous proposons d’en supprimer la référence aux installations de plus de 4,5 mégawatts disposant d’une autorisation octroyée avant 1919.

J’ajoute que nous avions initialement souhaité régler dans cette proposition de loi la question des concessions autorisables, mais que cela n’a pas été possible. Nous devrons donc y consacrer un texte spécifique.

La commission adopte l’amendement.

Elle adopte l’amendement rédactionnel CE124 des rapporteurs.

Elle adopte l’article 16 modifié.

Titre V – Autres mesures relatives à l’hydroélectricité

Article 17 : Maintien des dispositions relatives au statut du personnel des industries électriques et gazières

La commission adopte l’article 17 non modifié.

Article 18 : Régime transitoire des concessions inférieures ou égales à 4,5 mégawatts qui sont échues avant l’ordonnance du 29 avril 2016

La commission adopte l’amendement rédactionnel CE136 des rapporteurs.

Elle adopte l’article 18 modifié.

Article 19 : Mesures de simplification pour faciliter le développement des stations de transfert d’énergie par pompage dans les zones non interconnectées

Amendement de suppression CE62 de M. Matthias Tavel

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Je regrette que nos amendements à l’article 17, qui visaient à garantir aux salariés amenés à intervenir sur les barrages qu’ils bénéficieraient bien du statut du personnel des IEG (industries électriques et gazières) pour l’ensemble de leurs activités, aient été déclarés irrecevables. J’espère que nous pourrons y revenir en séance publique, car ces garanties sont très attendues par les organisations syndicales et les salariés de l’hydroélectricité.

L’article 19 prévoit une dérogation à la loi « Littoral » pour la Corse et les outre-mer. Outre le fait que nous sommes très attachés à la protection des littoraux, nous ne pourrions envisager des dérogations que pour des opérations répondant à un objectif d’intérêt général. Or, la loi, telle qu’elle est rédigée, ne respecte pas ce critère, puisqu’elle vise à laisser les mains libres aux exploitants et à leur permettre d’investir à des fins de rentabilité, en obligeant EDF à vendre une partie de sa production aux enchères. On est très loin de l’intérêt général.

M. Philippe Bolo, rapporteur. L’article 19 propose des mesures de simplification qui permettent effectivement de déroger au principe de continuité de l’urbanisation, afin de construire, dans les outre-mer et en Corse, des stations de transfert d’énergie par pompage, qui sont très attendues. De telles dérogations sont déjà prévues par le code de l’urbanisme dans ces territoires pour des installations essentielles non compatibles avec le voisinage de zones habitées, comme les centrales d’assainissement des eaux usées ou les éoliennes. J’émets donc un avis défavorable

La commission rejette l’amendement.

Elle adopte l’amendement rédactionnel CE126 des rapporteurs.

La commission adopte l’article 19 modifié.

Article 20 : Délai de vingt ans pour régulariser les installations de moins de 150 kilowatts

Amendement de suppression CE141 des rapporteurs

M. Philippe Bolo, rapporteur. L’article 20 concerne les concessions autorisables, c’est-à-dire la petite hydroélectricité, alors que la proposition de loi porte essentiellement sur la grande hydroélectricité. Il importe donc de supprimer cet article. Le délai de vingt ans prévu dans le texte nous laissera le loisir de nous intéresser à ce sujet dans un second temps.

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Il est vrai que la proposition de loi brassait initialement de nombreuses questions – ce n’était d’ailleurs peut-être pas la volonté des seuls rapporteurs. Vous évoquez le délai de vingt ans ; je me permets de faire remarquer que certaines concessions devaient elles aussi durer encore près de vingt ans : nous aurions, là aussi, eu le temps de ne pas les abroger. Vous auriez donc pu faire preuve de cohérence en soutenant nos amendements à l’article 1er…

M. Philippe Bolo, rapporteur. À ceci près que les vingt ans en question n’auraient pas permis d’investir dans de nouvelles capacités de production hydroélectrique.

La commission adopte l’amendement.

En conséquence, l’article 20 est supprimé et l’amendement CE1 de Mme Julie Laernoes tombe.

Titre VI – Dispositions finales

Article 21 : Renvoi au règlement

Amendement de suppression CE140 des rapporteurs

M. Philippe Bolo, rapporteur. Comme vous l’aurez constaté, l’article 21 énonce une évidence, qu’il est inutile d’intégrer dans le texte.

La commission adopte l’amendement.

En conséquence, l’article 21 est supprimé.

Article 22 : Entrée en vigueur de la loi

Amendement CE137 des rapporteurs

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. L’amendement vise à clarifier le régime légal applicable aux concessions internationales, selon que les États contractants ont donné ou non leur accord au changement de régime.

La commission adopte l’amendement.

Amendement CE138 des rapporteurs

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Nous souhaitons préciser que le régime légal en vigueur continuera à s’appliquer aux concessions autorisables, dans l’attente d’un nouveau texte.

La commission adopte l’amendement.

Elle adopte l’article 22 modifié.

Article 23 : Remise d’un rapport relatif à l’exclusion des contrats de concession hydroélectriques du champ d’application de la directive européenne « Concessions »

La commission adopte l’article 23 non modifié.

Article 24 : Gage financier

La commission adopte l’article 24 non modifié.

Elle adopte l’ensemble de la proposition de loi modifiée.

Mme Marie-Noëlle Battistel, rapporteure. Je vous remercie de vous être prononcés en faveur de cette avancée pour l’hydroélectricité française. Nous vous donnons rendez-vous la semaine prochaine en séance publique, où nous espérons travailler dans le même état d’esprit.

M. le président Stéphane Travert. Peut-être certains des amendements déclarés irrecevables par la commission des finances pourront-ils alors être examinés.

* *

([1]) Aussi appelée « golden share », une action spécifique permet à l’État de disposer de prérogatives exorbitantes du droit commun sur les décisions liées au capital d’une entreprise dont il est actionnaire, afin de protéger les intérêts essentiels du pays.

([2]) Article L. 521-4 du code de l’énergie.

([4]) Directive 2014/23/UE du Parlement européen et du Conseil du 26 février 2014 sur l’attribution de contrats de concession.

([5]) Directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil du 19 décembre 1996 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité.

([7]) Article L. 521-16-3 du code de l’énergie.

([8]) Loi n° 80-351 du 15 juillet 1980 relative aux économies d’énergie et à l’utilisation de la chaleur.

([10]) Article L. 2125-1 du CG3P.

([11]) En droit de l’Union européenne, les raisons impérieuses d’intérêt général permettent de justifier des restrictions à la liberté d’établissement, à condition que la restriction soit proportionnée aux objectifs poursuivis.

([12]) Dalloz, Répertoire de droit immobilier, « Bail emphytéotique », Jean-Luc Tixier et François Tenailleau et CAA Paris, 4 juillet. 2017, n° 15PA02283).

([13]) Article L. 521-16 du code de l’énergie.

([14]) Décision n° 94-346 DC.

([15]) Loi n° 86-912 du 6 août 1986 relative aux modalités des privatisations.

([16]) Articles L. 2122-1-2 à L. 2122-1-3-1 du CG3P.

([17]) Article L. 2122-1-4 du CG3P.

([18]) Ces installations, ouvrages, travaux et activités sont définis dans une nomenclature, établie par décret en Conseil d'État après avis du Comité national de l'eau (article L. 214-2 du code de l’environnement).

([19]) Comme la Step de Revin, sous autorisation pour une puissance installée de 800 MW, qui a une PMB de 0 MW.

([20]) Directive 2014/23/UE du Parlement européen et du Conseil du 26 février 2014 sur l’attribution de contrats de concession.

([21]) Ordonnance n° 2016-518 du 28 avril 2016 portant diverses modifications du livre V du code de l'énergie.

([22]) Pour une présentation de ces dispositifs, voir le rapport d’information n° 1439 Préserver les barrages hydroélectriques français d’une remise en concurrence : une nécessité pour la transition et la souveraineté énergétiques, de Mme Marie-Noëlle Battistel et Philippe Bolo, mai 2025.

([23]) En effet, l’article 13 de l’arrêté du 11 septembre 2015 qui fixe les prescriptions techniques générales applicables aux Iota relevant de la rubrique 3.1.1.0 de la nomenclature annexée à l’article R. 214-1 du code de l’environnement fait référence aux lâchers d’eau. Des prescriptions individuelles peuvent être prévues dans chaque titre d’autorisation.

([24]) À l’exclusion, notamment, des modifications liées à un projet d’amélioration ou d’augmentation de puissance porté par l’exploitant.

([25]) Cette autorité sera désignée par voie réglementaire. Dans le fonctionnement actuel des concessions, les directions régionales de l’environnement, de l’aménagement et du logement (DREAL), placées sous l’autorité du préfet, sont les services référents chargés du contrôle.

([26]) Dit « rapport d’exploitation annuel » ou REA.

([27]) On relève toutefois que les installations autorisées, aménagées et exploitées directement par les sociétés d’économie mixte ou les collectivités territoriales ou leurs groupements peuvent aussi être déclarées d’utilité publique et bénéficier des mêmes droits que ceux conférés aux concessions par la section 3 citée ci-dessus (article L. 531-6 du code de l’énergie).

([28]) On notera que, parallèlement, le régime de l’autorisation environnementale, défini par le chapitre unique du titre VIII du livre Ier du code de l’environnement, décline diverses règles générales (articles L. 181-1 à L. 181-18) mais aussi quelques dispositions particulières aux Iota (articles L. 181-19 à L. 181-23-1).

([29]) Ces articles renvoient à un décret en Conseil d’État la fixation des règles générales de préservation de la qualité et de répartition des eaux superficielles et souterraines, pour le premier, et de protection des principes de la gestion équilibrée et durable de la ressource en eau, pour le second.

([30]) Sur le fondement du 2° du VI de l’article D. 181-15-1 du code de l’environnement : « 2° Une note justifiant les capacités techniques et financières du pétitionnaire et la durée d'autorisation proposée ».

([31]) Articles R. 523-1 à 5. 523-5 du code de l’énergie.

([33]) Voir l’exposé sommaire de l’amendement n° I-3226 du Gouvernement.

([34]) Arrêté du 10 mai 2023 relatif aux prix cibles mentionnés à l’article L. 523-3 du code de l’énergie.

([35]) 1° de l’article L. 4316-1 et article R. 4316-1 du code des transports.

([37]) Articles L. 121-6 et suivants du code de l’énergie.

([38]) Voir le IV de l’article 58 de la loi n° 2018-727 du 10 août 2018 pour un État au service d’une société de confiance.

([39]) Article 89 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte.

([40]) Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets.

([41]) L’article L. 511-7 définit une procédure spécifique pour l’installation d’équipements complémentaires destinés au turbinage des débits minimaux. L’article L. 521-4 traite du cahier des charges d’une concession, l’article L. 521-5 des conventions ou accords intervenus entre les demandeurs d’une concession et les départements et communes et l’article L. 521-6 des dispositions relatives à la sécurité et à la sûreté des ouvrages concédés définies par décret en Conseil d’État.

([42]) S’agissant des communes mais aussi des départements traversés.

([44]) Cet objectif est calculé toutes capacités confondues, quel que soit le mode d’exploitation (autorisation ou concession) et qu’elles soient situées en métropole ou dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental.

([45]) Les contraintes en puissance permettront de traduire les contraintes techniques propres aux installations sous-jacentes en termes de puissances installées ou d’éventuels débits réservés. Les contraintes en énergie empêcheront des livraisons d’électricité concentrées sur des périodes trop réduites non représentatives du profil de production réel des installations sous-jacentes.

([46]) Ordonnance n° 2021-407 du 8 avril 2021 complétant les missions et les capacités d'intervention de Voies navigables de France (VNF).

([47]) L’article D. 4314-1 du code des transports précise également que le domaine public fluvial de l’État est confié à Voies navigables de France.

([48]) La centrale hydroélectrique de Cusset est exploitée par EDF. EDF exploite aussi les centrales nucléaires situées sur le Rhône. L’exploitation du domaine public fluvial pour la traversée de Lyon est assurée par Voies navigables de France.

([49]) Article 47 du cahier des charges.

([50]) Le rapport n° 4891 de M. Patrick Mignola sur la proposition de loi relative à l’aménagement du Rhône soulignait que « La Commission européenne a confirmé que le projet était conforme au droit européen par l’envoi de la lettre de confort du 20 octobre 2020 ».

([51]) Dont la convention pour la navigation du Rhin de Mannheim du 17 octobre 1868 et la convention franco-allemande du 17 octobre 1956, évoquées au II de l’article 7 de la proposition de loi.

([52]) Article L. 181-1 du code de l’environnement.

([53]) Cette loi oblige à disposer d’une autorisation ou d’une concession pour l’exploitation de l’énergie hydraulique (voir commentaire de l’article 1er).

([54]) Rapport d’information n° 1439 Marie-Noëlle Battistel et Philippe Bolo, Préserver les barrages hydroélectriques français d’une remise en concurrence : une nécessité pour la transition et la souveraineté énergétiques, mai 2025.

([55]) Ordonnance n° 2016-518 du 28 avril 2016 portant diverses modifications du livre V du code de l'énergie.

([56]) Loi n° 86-2 du 3 janvier 1986 relative à l’aménagement, la protection et la mise en valeur du littoral.

([57]) Directive 2014/23/UE du Parlement européen et du Conseil du 26 février 2014 sur l’attribution de contrats de concession.

([58]) Résolution visant à préserver les concessions hydroélectriques françaises d’une mise en concurrence le 16 juin 2025, T.A. n° 143.