Énergie et climat — Texte n° 1908
Amendement N° CE328 (Non soutenu)
Publié le 18 juin 2019 par : M. Thiébaut.
Projet de loi N° 1908 relatif à l'énergie et au climat
Après l'article 6
Le titre IV du livre IV du code de l’énergie est complété par un chapitre VII ainsi rédigé :
« Chapitre VII
« Les dispositions particulières relatives à la vente d’hydrogène renouvelable et de méthane de synthèse
« Art. L. 447‑1. – Les dispositions particulières relatives à la vente d’hydrogène ou de méthane de synthèse dans le cadre de l’obligation d’achat prévue au présent chapitre concernent les deux catégories suivantes :
« 1° L’hydrogène renouvelable : hydrogène produit à partir d’une source d’énergie renouvelable définie au point a de l’article 2 de la directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables et modifiant puis abrogeant les directives 2001/77/CE et 2003/30/CE ;
« 2° Le méthane de synthèse renouvelable : méthane de synthèse produit à partir de source d’énergie renouvelable, tels que définis au 1° du présent article, combinée à du dioxyde de carbone biogénique, atmosphérique ou fatal. La vente d’hydrogène ou de méthane de synthèse dans le cadre de l’obligation d’achat prévue au présent chapitre n’est pas soumise à autorisation de fourniture.
« Art. L. 447‑2. – Sous réserve de la nécessité de préserver le bon fonctionnement des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel, tout producteur d’hydrogène ou de méthane de synthèse peut conclure avec un fournisseur de gaz naturel un contrat de vente d’hydrogène ou de méthane de synthèse produit sur le territoire national suivant des modalités précisées par décret en Conseil d’État.
« Les surcoûts éventuels qui en résultent pour le fournisseur font l’objet d’une compensation.
« L’autorité administrative désigne, par une procédure transparente, un acheteur en dernier recours tenu de conclure un contrat d’achat d’hydrogène avec tout producteur d’hydrogène qui en fait la demande. Si la procédure s’avère infructueuse, l’autorité administrative désigne l’acheteur en dernier recours de son choix.
« Art. L. 447‑3. – Il est institué un dispositif de garantie d’origine de l’hydrogène renouvelable et du méthane de synthèse.
« Art. L. 447‑4. – Sont fixés par voie réglementaire, après avis de la Commission de régulation de l’énergie :
« 1° Les conditions d’achat de l’hydrogène ou du méthane de synthèse ;
« 2° La définition des installations de production qui peuvent bénéficier de l’obligation d’achat de l’hydrogène ou de méthane de synthèse ;
« 3° Les obligations qui s’imposent aux producteurs bénéficiant de l’obligation d’achat ;
« 4° Le dispositif de garantie d’origine pour l’hydrogène ou le méthane de synthèse ;
« 5° La procédure de désignation de l’acheteur de dernier recours ;
« 6° Les mécanismes de compensation.
« Art. L. 447‑5. – I. – Lorsque les capacités de production d’hydrogène renouvelable et de méthane de synthèse ne répondent pas aux objectifs chiffrés de la programmation pluriannuelle de l’énergie, notamment ceux concernant les techniques de production et la localisation géographique des installations, l’autorité administrative peut recourir à une procédure d’appel d’offres.
« II. – Sous réserve des articles L. 2224‑32 et L. 2224‑33 du code général des collectivités territoriales, toute personne exploitant ou désirant construire et exploiter une unité de production, installée sur le territoire d’un État membre de l’Union européenne ou, dans le cadre de l’exécution d’accords internationaux, sur le territoire de tout autre État, peut participer à l’appel d’offres.
« III. – Les candidats retenus désignés par l’autorité administrative bénéficient, selon les modalités définies par l’appel d’offres, d’un contrat d’achat pour l’hydrogène ou le méthane de synthèse. L’acheteur de l’hydrogène ou du méthane de synthèse est un fournisseur de gaz naturel titulaire de l’autorisation administrative mentionnée à l’article L. 443‑1 ou l’acheteur de dernier recours mentionné à l’article L. 447‑2. L’achat de l’hydrogène ou du méthane de synthèse s’effectue au prix résultant de l’appel d’offres. Les surcoûts éventuels qui en résultent pour le fournisseur font l’objet d’une compensation.
« IV. – Pour examiner, au titre de la recevabilité ou de la sélection, les offres soumises, l’autorité administrative se fonde notamment sur les critères suivants :
« 1° Le prix de l’hydrogène ou du méthane de synthèse ;
« 2° La sécurité et la sûreté des réseaux de gaz naturel, des installations et des équipements associés ;
« 3° Les capacités techniques, économiques et financières du candidat ;
« 4° Le choix des sites, l’occupation des sols et l’utilisation du domaine public ;
« 5° L’efficacité énergétique ;
« 6° La compatibilité avec les principes et les missions de service public, notamment avec les objectifs de programmation pluriannuelle de l’énergie et la protection de l’environnement ;
« 7° Dans une mesure limitée, à titre de critère de sélection, la part du capital détenue par les habitants résidant à proximité du projet de production d’hydrogène ou de méthane de synthèse ou par les collectivités territoriales ou leurs groupements sur le territoire desquels le projet doit être implanté par les sociétés porteuses du projet, qu’elles soient régies par le livre II du code de commerce, par les articles L. 1521‑1 et suivants du code général des collectivités territoriales ou par la loi n° 47‑1775 du 10 septembre 1947 portant statut de la coopération, ainsi que la part du capital proposée à ces habitants, collectivités ou groupements.
« V. – Les modalités de l’appel d’offres, notamment la pondération du critère de sélection mentionné au 7° du IV, sont définies par décret en Conseil d’État. »
Exposé sommaire :
Le Plan de déploiement de l’hydrogène pour la transition énergétique présenté le 1er juin 2018 par le ministre d’État ainsi que la présentation de la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) présentée le 27 novembre 2018 par le président de la République, constituent une feuille de route pour l’établissement d’un cadre législatif et réglementaire permettant l’essor de l’hydrogène renouvelable ou décarboné, notamment produit par l’électrolyse de l’eau à partir d’électricité de source renouvelable, et des usages.
Cette feuille de route est en totale cohérence avec l’objectif de 10 % de gaz renouvelable à l’horizon 2030 fixé dans la loi du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte. Ce plan a donc la vocation de se traduire dans la prochaine Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) pour la période 2019 à 2023, puis 2024 à 2028.
La nature de l’hydrogène en tant que vecteur énergétique ainsi que l’ambition de ces objectifs justifient de donner toute sa place à l’hydrogène renouvelable ou décarboné dans le code de l’énergie. Cependant et comme toutes nouvelles filières qui contribuent aux objectifs environnementaux, la production d’hydrogène renouvelable représente, au moins dans un premier temps, un surcoût par rapport aux productions conventionnelles.
Il est proposé de mettre en place à l’instar des énergies renouvelables en général, et biogaz en particulier, un cadre législatif et réglementaire incitatif qui permet de valoriser à son juste niveau les externalités positives en termes environnementaux et en termes d’indépendance énergétique que représente la production d’hydrogène renouvelable ou décarboné, notamment par électrolyse.
Afin que toutes les voies de valorisation de l’hydrogène renouvelable ou décarboné puissent être accompagnées, notamment la voie de l’injection dans les réseaux de gaz naturel, il est crucial que les dispositifs envisagés intègrent le méthane de synthèse produit à partir de cet hydrogène renouvelable ou décarboné. En effet, conformément aux contraintes techniques mises en avant par les opérateurs d’infrastructures gazières dans leur rapport intermédiaire sur l’injection d’hydrogène dans les réseaux de gaz naturel, remis au Ministère de la Transition écologique et solidaire en décembre 2018, l’injection directe d’hydrogène dans les infrastructures gazières n’est pas toujours envisageable.
Dans les cas où l’injection directe de l’hydrogène ne serait pas possible, il faut alors passer par la voie méthanation qui permet d’obtenir du méthane de synthèse compatible avec les infrastructures gazières existantes.
Dès aujourd’hui, la voie de l’injection permet de sécuriser le modèle économique des projets ayant pour finalité principale la production d’hydrogène renouvelable ou décarboné pour l’industrie ou la mobilité. En effet, ainsi que l’a démontré un rapport remis à la Commission européenne en juin 2017 (Study on early business cases for h2 in energy storage and more broadly power to h2 applications), les volumes d’hydrogène pour les usages industrie ou mobilité risquent d’être insuffisants à court terme ou avec une montée en puissance progressive, faisant peser une incertitude sur les volumes valorisables pour un site de production d’hydrogène.
La voie de l’injection dans les réseaux de gaz naturel permet donc de sécuriser les débouchés à court terme. Elle permet, également, d’envisager des sites de plus grandes tailles, à même de générer des effets d’échelle plus intéressants sur les coûts de production et ce, dès le lancement de la filière.
Le présent amendement propose donc de rajouter au titre IV du livre IV du code de l’énergie un chapitre sur les dispositions particulières relatives à la vente d’hydrogène produit par électrolyse ou de méthane de synthèse. Cette proposition est inspirée de la législation en vigueur pour la vente de biogaz en reprenant la structure du chapitre VI existant sur : « Les dispositions particulières relatives à la vente de biogaz ». Ainsi, les cinq articles proposés (L. 447‑1 à L. 447‑5) s’inscrivent parallèlement aux articles L. 446‑1 à L. 446‑5 de ce chapitre VI. Ces dispositions devront pouvoir s’appliquer à l’injection directe de l’hydrogène dans les réseaux et, a fortiori, aux usages directs et industriels de l’hydrogène.
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