Code de l'énergie
Section 1 : L'autorisation d'exploiter
1° Installations utilisant l'énergie radiative du soleil : 12 mégawatts ;
2° Installations utilisant l'énergie mécanique du vent : 30 mégawatts ;
3° Installations utilisant, à titre principal, l'énergie dégagée par la combustion ou l'explosion de matières non fossiles d'origine animale ou végétale : 12 mégawatts ;
4° Installations utilisant, à titre principal, l'énergie dégagée par la combustion ou l'explosion de biogaz : 12 mégawatts ;
5° Installations utilisant l'énergie des nappes aquifères ou des roches souterraines : 12 mégawatts ;
6° Installations qui valorisent des déchets ménagers ou assimilés, à l'exception des installations utilisant le biogaz : 12 mégawatts ;
7° Installations utilisant, à titre principal, des combustibles fossiles : 4,5 mégawatts.
Pour la détermination de ces seuils, la puissance à prendre en compte est, pour les installations de production disposant d'un même point de livraison unique aux réseaux publics d'électricité, la somme de leurs puissances installées. Pour l'application de la présente section, la puissance installée d'une installation de production est définie comme la somme des puissances unitaires maximales des machines électrogènes susceptibles de fonctionner simultanément dans un même établissement, identifié par son numéro d'identité au répertoire national des entreprises et des établissements défini par les articles R. 123-220 et suivants du code de commerce.
Pour l'application de l'article L. 311-6, la puissance installée d'une installation de production d'électricité utilisant des sources d'énergies renouvelables est égale, par type d'énergie renouvelable utilisé, au cumul des puissances actives maximales produites dans un même établissement et :
1° Injectées, directement ou indirectement, sur les réseaux publics d'électricité ;
2° Utilisées pour le fonctionnement des auxiliaires de l'installation de production concernée ;
3° Le cas échéant, utilisées pour la consommation propre du producteur concerné.
Pour l'application du 3° de l'article R. 311-2, le pétitionnaire précise la valeur des différentes puissances mentionnées au présent article.
1° Injectées, directement ou indirectement, sur les réseaux publics d'électricité ;
2° Utilisées pour le fonctionnement des auxiliaires de l'installation de production concernée ;
3° Le cas échéant, utilisées pour la consommation propre du producteur concerné.
Pour l'application du 3° de l'article R. 311-2, le pétitionnaire précise la valeur des différentes puissances mentionnées au présent article.
Elle comporte :
1° S'il s'agit d'une personne physique, ses nom, prénom et domicile ou, s'il s'agit d'une personne morale, sa dénomination ou sa raison sociale, sa forme juridique, l'adresse de son siège social, ainsi que la qualité du signataire de la demande ;
2° Une note précisant les capacités techniques, économiques et financières du pétitionnaire ;
3° Les caractéristiques principales de l'installation de production, précisant au moins la capacité de production, les énergies primaires et les techniques de production utilisées, les rendements énergétiques, ainsi que les durées de fonctionnement (base, semi-base ou pointe) ;
4° La localisation de l'installation de production, ainsi que le numéro d'identité de l'établissement considéré au répertoire national des entreprises et des établissements ; une installation dont l'emprise s'étend sur plusieurs départements est réputée située dans le département où se situe son point de raccordement ;
5° Une note relative à l'incidence du projet sur la sécurité et la sûreté des réseaux publics d'électricité, et des installations et équipements qui leur sont associés, et établie notamment au regard des prescriptions prévues à l'article L. 342-5 ;
6° Une note relative à l'application de la législation sociale dans l'établissement ;
7° Une note exposant l'intérêt que présente le site pour la production électrique et une liste commentée des dispositions environnementales susceptibles d'être applicables sur le site ;
8° La copie, s'il y a lieu, du récépissé mentionné à l'article R. * 423-3 du code de l'urbanisme.
La demande précise également, pour information, la ou les destinations prévues de l'électricité produite, à savoir, notamment, soit l'utilisation pour les besoins propres du producteur, soit la vente à des consommateurs finals, soit à la société EDF ou à une entreprise locale de distribution, dans le cadre d'appels d'offres, de l'obligation d'achat ou de relations contractuelles autres.
Le ministre chargé de l'énergie accuse réception de la demande. Sous réserve des secrets protégés par la loi, il procède à la publication, par extraits, au Journal officiel de la République française, des principales caractéristiques de la demande, relatives à la capacité de production, aux énergies primaires et aux techniques de production utilisées, ainsi qu'à la localisation de l'installation.
1° Installations utilisant l'énergie radiative du soleil : 50 mégawatts ;
2° Installations utilisant l'énergie mécanique du vent : 50 mégawatts ;
3° Installations utilisant, à titre principal, l'énergie dégagée par la combustion ou l'explosion de matières non fossiles d'origine animale ou végétale : 50 mégawatts ;
4° Installations utilisant, à titre principal, l'énergie dégagée par la combustion ou l'explosion de biogaz : 50 mégawatts ;
5° Installations utilisant l'énergie des nappes aquifères ou des roches souterraines : 50 mégawatts ;
6° Installations qui valorisent des déchets ménagers ou assimilés, à l'exception des installations utilisant le biogaz : 50 mégawatts ;
7° Installations utilisant l'énergie houlomotrice, hydrothermique ou hydrocinétique implantées sur le domaine public maritime : 50 mégawatts ;
8° Installations utilisant, à titre principal, du gaz naturel : 20 mégawatts ;
9° Installations utilisant, à titre principal, d'autres combustibles fossiles que le gaz naturel et le charbon : 10 mégawatts.
1° Installations utilisant l'énergie radiative du soleil : 50 mégawatts ;
2° Installations utilisant l'énergie mécanique du vent : 50 mégawatts ;
3° Installations utilisant, à titre principal, l'énergie dégagée par la combustion ou l'explosion de matières non fossiles d'origine animale ou végétale : 50 mégawatts ;
4° Installations utilisant, à titre principal, l'énergie dégagée par la combustion ou l'explosion de biogaz : 50 mégawatts ;
5° Installations utilisant l'énergie des nappes aquifères ou des roches souterraines : 50 mégawatts ;
6° Installations qui valorisent des déchets ménagers ou assimilés, à l'exception des installations utilisant le biogaz : 50 mégawatts ;
7° Installations utilisant l'énergie houlomotrice, hydrothermique ou hydrocinétique implantées sur le domaine public maritime : 50 mégawatts ;
8° Installations utilisant, à titre principal, du gaz naturel : 20 mégawatts ;
9° Installations utilisant, à titre principal, d'autres combustibles fossiles que le gaz naturel et le charbon : 10 mégawatts ;
10° Les installations de production d'électricité en mer utilisant l'énergie mécanique du vent ayant fait l'objet d'une procédure de mise en concurrence prévue à l'article L. 311-10 : 1 gigawatt ;
11° Les autres installations de production d'électricité utilisant des énergies renouvelables ayant fait l'objet d'une procédure de mise en concurrence prévue à l'article L. 311-10 : 300 mégawatts.
1° Installations utilisant l'énergie radiative du soleil : 50 mégawatts ;
2° Installations utilisant l'énergie mécanique du vent : 50 mégawatts ;
3° Installations utilisant, à titre principal, l'énergie dégagée par la combustion ou l'explosion de matières non fossiles d'origine animale ou végétale : 50 mégawatts ;
4° Installations utilisant, à titre principal, l'énergie dégagée par la combustion ou l'explosion de biogaz : 50 mégawatts ;
5° Installations utilisant l'énergie des nappes aquifères ou des roches souterraines : 50 mégawatts ;
6° Installations qui valorisent des déchets ménagers ou assimilés, à l'exception des installations utilisant le biogaz : 50 mégawatts ;
7° Installations utilisant l'énergie houlomotrice, hydrothermique ou hydrocinétique implantées sur le domaine public maritime : 50 mégawatts ;
8° Installations utilisant, à titre principal, du gaz naturel : 20 mégawatts ;
9° Installations utilisant, à titre principal, d'autres combustibles fossiles que le gaz naturel et le charbon : 10 mégawatts ;
10° Les installations de production d'électricité en mer utilisant l'énergie mécanique du vent : 1 gigawatt.
1° Injectées, directement ou indirectement, sur les réseaux publics d'électricité ;
2° Utilisées pour le fonctionnement des auxiliaires de l'installation de production concernée ;
3° Le cas échéant, utilisées pour la consommation propre du producteur concerné.
L'autorisation d'exploiter précise les conditions dans lesquelles l'installation de production devra être exploitée.
Le silence gardé pendant plus de quatre mois par le ministre chargé de l'énergie sur la demande d'autorisation vaut décision de rejet. Le refus d'autorisation est motivé.
La déclaration mentionnée au premier alinéa comporte les mêmes indications et pièces que celles qui sont énumérées à l'article R. 311-2, à l'exception, pour les installations utilisant l'énergie radiative du soleil, du numéro d'identité au répertoire national des entreprises et des établissements mentionné au 4° de cet article.
Le ministre chargé de l'énergie délivre un récépissé dès réception d'un dossier de déclaration complet. Si le ministre constate que l'augmentation de puissance relève du régime de l'autorisation, il informe le déclarant que son dossier sera instruit comme demande d'autorisation.
Elle comporte :
1° S'il s'agit d'une personne physique, ses nom, prénom et domicile ou, s'il s'agit d'une personne morale, sa dénomination ou sa raison sociale, sa forme juridique, l'adresse de son siège social ainsi que la qualité du signataire de la demande ;
2° Une note précisant les capacités techniques, économiques et financières du pétitionnaire ;
3° Les caractéristiques principales de l'installation de production, précisant au moins la capacité de production, les énergies primaires et les techniques de production utilisées, les rendements énergétiques ainsi que les durées de fonctionnement (en base, semi-base ou pointe) et la quantité de gaz à effet de serre émise par cette installation ;
4° La localisation de l'installation de production ;
5° Une note relative à l'efficacité énergétique de l'installation comparée aux meilleures techniques disponibles à un coût économiquement acceptable.
Pour l'application du 3°, le pétitionnaire précise la valeur des différentes puissances définies, selon le cas, à l'article R. 311-3 ou à l'article R. 311-4.
La demande précise également, pour information, la ou les destinations prévues de l'électricité produite, notamment l'utilisation pour les besoins propres du producteur, la vente à des consommateurs finals ou à des clients, à la société EDF ou à une entreprise locale de distribution, dans le cadre d'appels d'offres, du dispositif d'obligation d'achat ou d'autres relations contractuelles.
Nota
Elle comporte :
1° S'il s'agit d'une personne physique, ses nom, prénom et domicile ou, s'il s'agit d'une personne morale, sa dénomination ou sa raison sociale, sa forme juridique, l'adresse de son siège social ainsi que la qualité du signataire de la demande ;
2° Une note précisant les capacités techniques, économiques et financières du pétitionnaire ;
3° Les caractéristiques principales de l'installation de production, précisant au moins la capacité de production, les énergies primaires et les techniques de production utilisées, les rendements énergétiques ainsi que les durées de fonctionnement (en base, semi-base ou pointe) et la quantité de gaz à effet de serre émise par cette installation ;
4° La localisation de l'installation de production ;
5° Une note relative à l'efficacité énergétique de l'installation comparée aux meilleures techniques disponibles à un coût économiquement acceptable.
Pour l'application du 3°, le pétitionnaire précise la valeur des différentes puissances définies, selon le cas, à l'article R. 311-3 ou à l'article R. 311-4.
La demande précise également, pour information, la ou les destinations prévues de l'électricité produite, notamment l'utilisation pour les besoins propres du producteur, la vente à des consommateurs finals ou à des clients ou la vente dans le cadre d'une procédure de mise en concurrence ou du dispositif d'obligation d'achat.
Nota
Le ministre chargé de l'énergie statue sur la demande dans un délai de quatre mois à compter de sa réception.
Le refus d'autorisation est motivé. Le silence gardé pendant plus de quatre mois par le ministre chargé de l'énergie sur la demande d'autorisation vaut décision de rejet.
L'autorisation d'exploiter précise les conditions dans lesquelles l'installation de production devra être exploitée.
Lorsqu'une installation située en métropole continentale produit de l'électricité à partir de combustibles fossiles et émet des gaz à effet de serre, l'autorisation d'exploiter mentionnée à l'article L. 311-5 restreint le nombre maximal annuel d'heures de fonctionnement équivalentes à pleine puissance, afin de respecter la valeur limite d'émissions de gaz à effet de serre de 2,2 kilotonnes de CO2 équivalents émis annuellement par mégawatt de puissance installée. Pour les installations de cogénération, les émissions considérées sont celles correspondant à la seule production d'électricité.
Nota
Le calcul des émissions pour l'atteinte du seuil de 0,55 tonne d'équivalents dioxyde de carbone par mégawattheure et du plafond d'émissions prévus au précédent alinéa tient compte des règles suivantes :
1° Le niveau des émissions est déterminé sur la base du rendement de conception de l'unité de production, à savoir le rendement net à capacité nominale selon les normes pertinentes prévues par l'Organisation internationale de normalisation ;
2° Seules les émissions issues de combustibles fossiles sont comptabilisées ;
3° Les émissions qui ont été vérifiées comme faisant l'objet d'un captage et d'un transport en vue d'un stockage permanent vers un site de stockage géologique de dioxyde de carbone disposant d'un permis en vigueur conformément à l'article 6 de la directive 2009/31/ CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relative au stockage géologique du dioxyde de carbone ne sont pas comptabilisées ;
4° Les émissions issues des gaz de récupération utilisés dans des installations de production d'électricité ne sont pas comptabilisées ;
5° Sans préjudice des méthodes de calcul pouvant être utilisées au titre d'autres réglementations, pour les installations de cogénération, les émissions liées à la production d'électricité sont égales aux émissions totales de l'installation multipliées par la production d'électricité exprimée en mégawattheures et divisées par la somme des productions d'électricité et d'énergie thermique exprimées en mégawattheures.
Les installations visées à l'article R. 311-2 ne sont pas soumises aux dispositions du présent article.
-à 1 kilotonne d'équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée entre le 1er janvier 2022 et le 28 février 2022 ;
-à 0,6 kilotonne d'équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée entre le 1er mars 2022 et le 31 décembre 2022.
A compter du 1er janvier 2023, le plafond d'émissions de gaz à effet de serre mentionné à l'article L. 311-5-3 est fixé à 0,7 kilotonne d'équivalents dioxyde de carbone par an et par mégawatt de puissance électrique installée.
Le calcul des émissions pour l'atteinte du seuil de 0,55 tonne d'équivalents dioxyde de carbone par mégawattheure et du plafond d'émissions prévus au précédent alinéa tient compte des règles suivantes :
1° Le niveau des émissions est déterminé sur la base du rendement de conception de l'unité de production, à savoir le rendement net à capacité nominale selon les normes pertinentes prévues par l'Organisation internationale de normalisation ;
2° Seules les émissions issues de combustibles fossiles sont comptabilisées ;
3° Les émissions qui ont été vérifiées comme faisant l'objet d'un captage et d'un transport en vue d'un stockage permanent vers un site de stockage géologique de dioxyde de carbone disposant d'un permis en vigueur conformément à l'article 6 de la directive 2009/31/ CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relative au stockage géologique du dioxyde de carbone ne sont pas comptabilisées ;
4° Les émissions issues des gaz de récupération utilisés dans des installations de production d'électricité ne sont pas comptabilisées ;
5° Sans préjudice des méthodes de calcul pouvant être utilisées au titre d'autres réglementations, pour les installations de cogénération, les émissions liées à la production d'électricité sont égales aux émissions totales de l'installation multipliées par la production d'électricité exprimée en mégawattheures et divisées par la somme des productions d'électricité et d'énergie thermique exprimées en mégawattheures.
Les installations visées à l'article R. 311-2 ne sont pas soumises aux dispositions du présent article.
-à 1 kilotonne d'équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée entre le 1er janvier 2022 et le 28 février 2022 ;
-à 3,1 kilotonnes d'équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée entre le 1er mars 2022 et le 31 mars 2023 sous réserve de ne pas dépasser 0,6 kilotonne d'équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée entre le 1er mars et le 30 septembre 2022 ;
-à 0,6 kilotonne d'équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée entre le 1er avril et le 31 décembre 2023.
A compter du 1er janvier 2024, le plafond d'émissions de gaz à effet de serre mentionné à l'article L. 311-5-3 est fixé à 0,7 kilotonne d'équivalents dioxyde de carbone par an et par mégawatt de puissance électrique installée.
Le calcul des émissions pour l'atteinte du seuil de 0,55 tonne d'équivalents dioxyde de carbone par mégawattheure et du plafond d'émissions prévus au précédent alinéa tient compte des règles suivantes :
1° Le niveau des émissions est déterminé sur la base du rendement de conception de l'unité de production, à savoir le rendement net à capacité nominale selon les normes pertinentes prévues par l'Organisation internationale de normalisation ;
2° Seules les émissions issues de combustibles fossiles sont comptabilisées ;
3° Les émissions qui ont été vérifiées comme faisant l'objet d'un captage et d'un transport en vue d'un stockage permanent vers un site de stockage géologique de dioxyde de carbone disposant d'un permis en vigueur conformément à l'article 6 de la directive 2009/31/ CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relative au stockage géologique du dioxyde de carbone ne sont pas comptabilisées ;
4° Les émissions issues des gaz de récupération utilisés dans des installations de production d'électricité ne sont pas comptabilisées ;
5° Sans préjudice des méthodes de calcul pouvant être utilisées au titre d'autres réglementations, pour les installations de cogénération, les émissions liées à la production d'électricité sont égales aux émissions totales de l'installation multipliées par la production d'électricité exprimée en mégawattheures et divisées par la somme des productions d'électricité et d'énergie thermique exprimées en mégawattheures.
Les installations visées à l'article R. 311-2 ne sont pas soumises aux dispositions du présent article.
L'obligation de compensation mentionnée à l'article 36 de la loi 2022-1158 du 16 août 2022 portant mesures d'urgence pour la protection du pouvoir d'achat porte sur les émissions de gaz à effet de serre résultant de l'activité des installations mentionnées au présent article, au-delà de 0,6 kilotonne d'équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée entre le 1er mars 2022 et le 31 décembre 2022, ainsi que les émissions au-delà de 0,7 kilotonne entre le 1er janvier 2023 et le 31 décembre 2023.
- à 1 kilotonne d'équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée entre le 1er janvier 2022 et le 28 février 2022 ;
- à 3,1 kilotonnes d'équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée entre le 1er mars 2022 et le 31 mars 2023 sous réserve de ne pas dépasser 0,6 kilotonne d'équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée entre le 1er mars et le 30 septembre 2022 ;
- 1,8 kilotonnes d'équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée entre le 1er avril 2023 et le 31 décembre 2024 ;
A compter du 1er janvier 2025, le plafond d'émissions de gaz à effet de serre mentionné à l'article L. 311-5-3 est fixé à 0,7 kilotonne d'équivalents dioxyde de carbone par an et par mégawatt de puissance électrique installée.
Le calcul des émissions pour l'atteinte du seuil de 0,55 tonne d'équivalents dioxyde de carbone par mégawattheure et du plafond d'émissions prévus au précédent alinéa tient compte des règles suivantes :
1° Le niveau des émissions est déterminé sur la base du rendement de conception de l'unité de production, à savoir le rendement net à capacité nominale selon les normes pertinentes prévues par l'Organisation internationale de normalisation ;
2° Seules les émissions issues de combustibles fossiles sont comptabilisées ;
3° Les émissions qui ont été vérifiées comme faisant l'objet d'un captage et d'un transport en vue d'un stockage permanent vers un site de stockage géologique de dioxyde de carbone disposant d'un permis en vigueur conformément à l'article 6 de la directive 2009/31/ CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relative au stockage géologique du dioxyde de carbone ne sont pas comptabilisées ;
4° Les émissions issues des gaz de récupération utilisés dans des installations de production d'électricité ne sont pas comptabilisées ;
5° Sans préjudice des méthodes de calcul pouvant être utilisées au titre d'autres réglementations, pour les installations de cogénération, les émissions liées à la production d'électricité sont égales aux émissions totales de l'installation multipliées par la production d'électricité exprimée en mégawattheures et divisées par la somme des productions d'électricité et d'énergie thermique exprimées en mégawattheures.
Les installations visées à l'article R. 311-2 ne sont pas soumises aux dispositions du présent article.
L'obligation de compensation mentionnée à l'article 36 de la loi n° 2022-1158 du 16 août 2022 portant mesures d'urgence pour la protection du pouvoir d'achat porte :
- sur les émissions de gaz à effet de serre résultant de l'activité des installations mentionnées au présent article, au-delà de 0,6 kilotonne d'équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée entre le 1er mars 2022 et le 31 décembre 2022 ;
- les émissions au-delà de 0,7 kilotonne entre le 1er janvier 2023 et le 31 décembre 2023 ;
- les émissions au-delà de 0,7 kilotonne entre le 1er janvier 2024 et le 31 décembre 2024.
II.-Avant le 31 mai 2023, l'exploitant transmet à l'autorité compétente une déclaration portant sur les émissions résultant de l'activité de son installation entre le 1er mars 2022 et le 31 mars 2023.
Avant le 30 mars 2024, l'exploitant transmet à l'autorité compétente une déclaration portant sur les émissions résultant de l'activité de son installation entre le 1er avril 2023 et le 31 décembre 2023.
III.-Pour remplir l'obligation de compensation mentionnée à l'article D. 311-7-2, l'exploitant verse dans un fonds ayant pour objet de financer des projets de réduction ou de séquestration de gaz à effet de serre sur le territoire français selon les modalités suivantes :
-avant le 30 juin 2023, il verse un montant libératoire de 40 euros par tonne d'équivalents dioxyde de carbone émises entre le 1er mars 2022 et le 31 mars 2023 à compenser en application de l'article D. 311-7-2, en décomptant le seuil de 0,7 kilotonne des émissions à compenser sur la période du 1er janvier 2023 au 31 mars 2023 ;
-avant le 31 mai 2024, il verse un montant libératoire de 40 euros par tonne d'équivalents dioxyde de carbone émises entre le 1er avril 2023 et le 31 décembre 2023.
L'exploitant justifie du respect de cette obligation en transmettant à l'autorité compétente les certificats de paiement correspondant aux montants dus au titre de la déclaration portant sur ses émissions prévue au II du présent article.
Les frais de gestion du fonds sont à la charge de l'exploitant.
Les projets financés par le fonds doivent être conformes aux dispositions de l'article R. 229-102-1 du code de l'environnement et ne doivent pas avoir d'impact négatif net sur la biodiversité. Les réductions d'émissions reconnues en application du décret n° 2018-1043 du 28 novembre 2018 créant un label " Bas Carbone " sont réputées satisfaire ces conditions.
Les travaux destinés à la mise en œuvre de ces projets ne doivent pas avoir commencé avant le 1er janvier 2020.
IV.-L'exploitant transmet avant le 31 décembre 2022 les modalités de gestion du fonds mentionné au III qui doivent notamment garantir sa pérennité pendant sa durée d'existence. Ces modalités sont approuvées par l'autorité compétente.
V.-Le gestionnaire du fonds mentionné au III transmet au plus tard le 30 juin 2023 un plan pluriannuel de compensation permettant l'utilisation de l'ensemble des sommes versées dans le fonds à cette date dans un délai de 8 ans, dont au moins la moitié doit être utilisée dans un délai de 4 ans. Ce plan est approuvé par l'autorité compétente. Il est complété avant le 30 juin 2024 pour tenir compte des sommes versées en 2024. Ce complément est également approuvé par l'autorité compétente.
Chaque année, avant le 1er juillet et jusqu'à épuisement du fonds, le gestionnaire du fonds transmet une actualisation du plan pluriannuel de compensation. Cette actualisation est approuvée par l'autorité compétente. Il transmet également à l'autorité compétente la liste des projets de réduction ou de séquestration d'émissions de gaz à effet de serre financés par le fonds. Il indique, pour chacun d'eux, la localisation, le secteur d'activité et la nature du projet, la quantité d'émissions concernées, la méthodologie utilisée, l'année de démarrage du projet, les modalités de son financement, ainsi que tous les éléments pertinents permettant d'apprécier l'éligibilité des projets au regard des conditions prévues au III.
Le gestionnaire du fonds fournit à l'autorité compétente les pièces justificatives demandées par cette dernière.
Une convention entre le gestionnaire du fonds et l'autorité compétente peut notamment définir la gouvernance du fonds, les modalités de gestion du fonds ou de sélection des projets, les mécanismes de contrôle de l'usage effectif des fonds.
VI.-Au 1er juillet 2023, si l'exploitant n'a pas justifié du respect de ses obligations de compensation des émissions réalisées entre le 1er mars 2022 et le 31 mars 2023, l'autorité compétente le met en demeure d'y satisfaire dans un délai d'un mois.
Au 1er juillet 2024, si l'exploitant n'a pas justifié du respect de ses obligations de compensation des émissions réalisées entre le 1er avril 2023 et le 31 décembre 2023, l'autorité compétente le met en demeure d'y satisfaire dans un délai d'un mois.
La mise en demeure mentionne la sanction encourue et invite l'exploitant à présenter ses observations écrites. L'autorité administrative peut prolonger d'un mois le délai de la mise en demeure.
A l'issue du délai mentionné au premier alinéa du présent VI., le cas échéant prolongé en application du deuxième alinéa, l'autorité compétente peut soit notifier à l'exploitant de l'installation qu'il a rempli son obligation de compensation, soit constater qu'il ne s'est pas conformé à cette obligation. Dans ce dernier cas, elle prononce une amende relative aux émissions non compensées.
Le montant de l'amende administrative est de 100 euros par tonne de gaz à effet de serre émise pour laquelle l'exploitant n'a pas satisfait à son obligation de compensation telle que prévue au premier alinéa du III du présent article.
Le paiement de l'amende ne dispense pas l'exploitant de l'obligation de compenser ses émissions.
Le recouvrement de l'amende est effectué au profit du Trésor public comme en matière de créances étrangères à l'impôt et au domaine.
La décision de sanction peut prévoir sa publication au Journal officiel de la République française.
II.-Avant le 31 mai 2023, l'exploitant transmet à l'autorité compétente une déclaration portant sur les émissions résultant de l'activité de son installation entre le 1er mars 2022 et le 31 mars 2023.
Avant le 31 mai 2024, l'exploitant transmet à l'autorité compétente une déclaration portant sur les émissions résultant de l'activité de son installation entre le 1er avril 2023 et le 31 décembre 2023 ainsi que les émissions entre le 1er janvier 2024 et le 31 mars 2024.
Avant le 30 mars 2025, l'exploitant transmet à l'autorité compétente une déclaration portant sur les émissions résultant de l'activité de son installation entre le 1er avril 2024 et le 31 décembre 2024.
III.-Pour remplir l'obligation de compensation mentionnée à l'article D. 311-7-2, l'exploitant verse dans un fonds ayant pour objet de financer des projets de réduction ou de séquestration de gaz à effet de serre sur le territoire français selon les modalités suivantes :
-avant le 30 juin 2023, il verse un montant libératoire de 40 euros par tonne d'équivalents dioxyde de carbone émises entre le 1er mars 2022 et le 31 mars 2023 à compenser en application de l'article D. 311-7-2, en décomptant le seuil de 0,7 kilotonne des émissions à compenser sur la période du 1er janvier 2023 au 31 mars 2023 ;
-avant le 30 juin 2024, il verse un montant libératoire de 40 euros par tonne d'équivalents dioxyde de carbone à compenser en application de l'article D. 311-7-2, émises entre le 1er avril 2023 et le 31 décembre 2023 en décomptant des émissions à compenser le reliquat éventuel du seuil de 0,7 kilotonne applicable pour l'année 2023 au titre de l'article D. 311-7-2 (5°), et un montant libératoire de 50 euros par tonne d'équivalents dioxyde de carbone à compenser en application de l'article D. 311-7-2, émises entre le 1er janvier 2024 et le 31 mars 2024 en décomptant le seuil de 0,7 kilotonne des émissions à compenser sur la période du 1er janvier 2024 au 31 mars 2024 ;
-avant le 31 mai 2025, il verse un montant libératoire de 50 euros par tonne d'équivalents dioxyde de carbone à compenser en application de l'article D. 311-7-2, émises entre le 1er avril 2024 et le 31 décembre 2024 en décomptant des émissions à compenser le reliquat éventuel du seuil de 0,7 kilotonne applicable pour l'année 2024 au titre de l'article D. 311-7-2 (5°).
L'exploitant justifie du respect de cette obligation en transmettant à l'autorité compétente les certificats de paiement correspondant aux montants dus au titre de la déclaration portant sur ses émissions prévue au II du présent article.
Les frais de gestion du fonds sont à la charge de l'exploitant.
Les projets financés par le fonds doivent être conformes aux dispositions de l'article R. 229-102-1 du code de l'environnement et ne doivent pas avoir d'impact négatif net sur la biodiversité. Les réductions d'émissions reconnues en application du décret n° 2018-1043 du 28 novembre 2018 créant un label " Bas Carbone " sont réputées satisfaire ces conditions.
Les travaux destinés à la mise en œuvre de ces projets ne doivent pas avoir commencé avant le 1er janvier 2020.
IV.-L'exploitant transmet avant le 31 décembre 2022 les modalités de gestion du fonds mentionné au III qui doivent notamment garantir sa pérennité pendant sa durée d'existence. Ces modalités sont approuvées par l'autorité compétente.
V.- Le gestionnaire du fonds mentionné au III transmet au plus tard le 30 juin 2023 un plan pluriannuel de compensation permettant l'utilisation de l'ensemble des sommes versées dans le fonds à cette date. Ce plan est approuvé par l'autorité compétente. Il est complété avant le 30 juin 2024 et le 30 juin 2025 pour tenir compte des sommes versées à ces échéances. Ces compléments sont également approuvés par l'autorité compétente. Le plan de compensation doit permettre l'utilisation des sommes versées dans un délai de 8 ans à compter du 1er juillet de chaque année de versement, dont au moins la moitié doit être utilisée dans un délai de 4 ans.
Puis, chaque année, avant le 1er juillet et jusqu'à épuisement du fonds, le gestionnaire du fonds transmet une actualisation du plan pluriannuel de compensation. Cette actualisation est approuvée par l'autorité compétente. Il transmet également à l'autorité compétente la liste des projets de réduction ou de séquestration d'émissions de gaz à effet de serre financés par le fonds. Il indique, pour chacun d'eux, la localisation, le secteur d'activité et la nature du projet, la quantité d'émissions concernées, la méthodologie utilisée, l'année de démarrage du projet, les modalités de son financement, ainsi que tous les éléments pertinents permettant d'apprécier l'éligibilité des projets au regard des conditions prévues au III.
Le gestionnaire du fonds fournit à l'autorité compétente les pièces justificatives demandées par cette dernière.
Une convention entre le gestionnaire du fonds et l'autorité compétente peut notamment définir la gouvernance du fonds, les modalités de gestion du fonds ou de sélection des projets, les mécanismes de contrôle de l'usage effectif des fonds.
VI.-Au 1er juillet 2023, si l'exploitant n'a pas justifié du respect de ses obligations de compensation des émissions réalisées entre le 1er mars 2022 et le 31 mars 2023, l'autorité compétente le met en demeure d'y satisfaire dans un délai d'un mois.
Au 1er juillet 2024, si l'exploitant n'a pas justifié du respect de son obligation de compensation des émissions réalisées entre le 1er avril 2023 et le 30 mars 2024 consistant dans le versement du montant libératoire prévu au III du présent article et après avoir été invité à présenter ses observations écrites dans un délai de quinze jours, l'autorité compétente le met en demeure d'y satisfaire dans un délai de deux mois.
Au 1er juin 2025, si l'exploitant n'a pas justifié du respect de son obligation de compensation des émissions réalisées entre le 1er avril 2024 et le 31 décembre 2024 consistant dans le versement du montant libératoire prévu au III du présent article et après avoir été invité à présenter ses observations écrites dans un délai de quinze jours, l'autorité compétente le met en demeure d'y satisfaire dans un délai de deux mois.
La mise en demeure mentionne la sanction encourue et invite l'exploitant à présenter ses observations écrites. L'autorité administrative peut prolonger d'un mois le délai de la mise en demeure.
A l'issue des délais mentionnés au premier, second et troisième alinéas du présent VI, le cas échéant prolongé en application du quatrième alinéa, l'autorité compétente peut soit notifier à l'exploitant de l'installation qu'il a rempli son obligation de compensation, soit constater qu'il ne s'est pas conformé à cette obligation. Dans ce dernier cas, elle prononce une amende relative aux émissions non compensées.
Le montant de l'amende administrative est de 100 euros par tonne de gaz à effet de serre émise pour laquelle l'exploitant n'a pas satisfait à son obligation de compensation consistant en le versement du montant libératoire, telle que prévue au III du présent article.
Le paiement de l'amende ne dispense pas l'exploitant de l'obligation de compenser ses émissions.
Le recouvrement de l'amende est effectué au profit du Trésor public comme en matière de créances étrangères à l'impôt et au domaine.
La décision de sanction peut prévoir sa publication au Journal officiel de la République française.
Le ministre chargé de l'énergie statue sur la demande dans un délai de quatre mois à compter de sa réception.
Pour les installations de production d'électricité renouvelable en mer et à la demande du pétitionnaire, des délais supplémentaires peuvent être accordés au-delà du délai total de dix années mentionné à l'alinéa précédent, pour une durée de trois ans renouvelable deux fois.
Nota
Lorsque la demande concerne une installation dont la puissance installée est supérieure à 4,5 mégawatts, il est procédé, dans les conditions prévues à l'article R. 311-2, à la publication des principales caractéristiques de la demande telles qu'elles figurent dans la demande de titre administratif.
Le titre délivré sur la demande mentionnée au premier alinéa vaut, selon le cas, autorisation d'exploiter ou récépissé de déclaration au titre de la présente section.
Les projets d'augmentation de la puissance installée, de modification des caractéristiques de l'installation ou de changement d'exploitant sont soumis aux procédures applicables à la production d'électricité d'origine hydraulique.
La durée de validité de l'autorisation est fixée par le titre.