Par le décret n°2026-146 du 2 mars 2026 portant modification du régime relatif à l’évaluation environnementale et aux critères de saisine de la Commission nationale du débat public, le gouvernement a opéré plusieurs modifications du régime applicable à la procédure d’évaluation environnementale établie aux articles R.122-1 et suivants du code de l’environnement.

Pour rappel, la nomenclature définie à l’annexe de l’article R122-2 du code de l’environnement détermine les différents projets nécessitants :

• soit, une évaluation environnementale systématique,

• soit un examen au cas par cas par le préfet afin de déterminer si le projet en question doit faire l’objet d’une évaluation environnementale.

Or, l’article 2 du décret modifie la nomenclature établie à l’article R.122-2 du code de l’environnement en supprimant la soumission à l’examen au cas par cas pour les projets de construction des postes de transformations d’une puissance égale ou supérieure à 63 kilovolts.

Cette modification simplifie, pour les porteurs de projet d’installation de stockage d’électricité par batterie, le processus de constitution des dossiers nécessaire à l’obtention du permis de construire. En effet, ces installations nécessitent généralement la construction d’un poste de transformation permettant de monter en tension d’électricité stockée afin de la réinjecter sur le réseau.

Désormais, les porteurs de projet ne seront plus contraints de saisir le préfet d’un examen au cas par cas afin d’apprécier si la réalisation du projet nécessite d’entreprendre le processus d’évaluation environnementale, pouvant allonger considérablement la préparation des dossiers de demande de permis de construire.

La clause filet reste toutefois applicable.

Il n’en demeure pas moins que cette modification réglementaire mineure ne pallie pas les difficultés rencontrées par les porteurs de projet de ce type d’installations.

• Sur le régime ICPE applicable aux projets : l’exploitation d’atelier de charge d’accumulateur d’une puissance supérieur à 600 kW relève de la rubrique 2925-2 de la nomenclature des installations classées, soumettant ce type de projet au régime déclaratif et au respect de l’arrêté en date du 29 mai 2000 relatif aux prescriptions générales applicables aux installations classées pour la protection de l’environnement soumises à déclaration sous la rubrique n° 2925.

Il est néanmoins possible, et constaté en pratique, que le préfet édicte un arrêté de prescription spéciale sur le fondement de l’article L.512-12 du code de l’environnement, notamment afin de limiter les risques en matière de risque incendie en imposant, par exemple, des règles de distances particulières entre les différents conteneurs.

• Sur l’obtention des permis de construire : à ce jour, la principale difficulté porte sur l’obtention des permis de construire des installations de stockage d’électricité.

Ce type de projet a vocation à s’implanter à proximité d’infrastructures du réseau de distribution ou de transport d’électricité, souvent implantée en zone naturelle ou agricole. 

En application des articles L-111-4 et L.151-11 du code de l’urbanisme, ce type de projet ne peut être admissible au sein de ses zones que sous réserve :

–            de revêtir le caractère d’équipement collectif  (ou installation d’intérêt collectif)

–            d’être compatible avec le maintien d’une activité agricole (le cas échéant)

–            de ne pas contrevenir à la sauvegarde des espaces naturels et des paysages

Or, malgré plusieurs jugements optant pour une reconnaissance de l’admissibilité de ces installations au sein de ses zones (voir en ce sens : TA de Rennes, n°2501079 en date du 9 octobre 2025 / TA de la Martinique n°2300654 en date du 7 novembre 2024), la Cour administrative d’appel de Nantes a, par une décision récente (quoique temporaire) fait droit à la demande du Ministère de sursoir à exécution du jugement du Tribunal administratif de Rennes susmentionné qui avit précédemment annulé le refus de permis de construire sur ce fondement (voir en ce sens : CAA de Nantes, n°25NT03144, en date du 14 janvier 2026).

Les développeurs de projets sont désormais en attente de la décision de la CAA de Nantes, pour affiner la grille d’analyse quant à l’admissibilité de ces projets, notamment sur le caractère d’équipement collectif de ces installations, contesté par le préfet.

Ainsi, à défaut de disposition réglementaire visant à faciliter l’obtention des permis de construire, telle qu’imposée au sein de la Directive RED III (ayant par ailleurs justifié l’engagement d’une procédure de sanction de la part de la Commission Européenne), l’obtention des permis de construire est soumise à une insécurité juridique importante mettant à mal le développement de ce type de projet, pourtant utiles.

Il est donc recommandé pour les porteurs de projet de réaliser une analyse fine en amont du développement, et produire une argumentation étayée de l’admissibilité des projets au sein de la zone d’implantation projetée.

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LEXION AVOCATS accompagne depuis plusieurs années le développement de projets de stockage, associés ou non à des actifs de production d’énergie renouvelable : conseil en amont, audits de dossiers, défense au contentieux (contre des refus préfectoraux ou au soutien de PC contestés par des tiers).

Par Clara Scarabotto avocate et Me Stéphanie Gandet avocate associée LEXION AVOCATS

L’article [ÉVALUATION ENVIRONNEMENTALE / INSTALLATION DE STOCKAGE D’ÉLECTRICITÉ / REFORME PAR DECRET] est un article de Lexion Avocats, le blog du Cabinet Lexion Avocats, spécialisé dans le droit à l'environnement.

Le premier appel d’offres visant à soutenir la production d’hydrogène décarboné a été lancé. 

L’objectif est de faire émerger, à terme, environ 1 Gigawatt (GW) de capacité de production d’hydrogène par électrolyse en France. 

L’AO vise à soutenir la production d’hydrogène décarbonée destinée à l’industrie au cours des 15 prochaines années, hors raffinage, avec une aide proportionnelle à la quantité d’hydrogène produite.

À la fin de l’année 2024, dix candidats avaient été présélectionnés pour participer à un dialogue concurrentiel afin de préciser le cahier des charges. Cela a ainsi permis de tenir compte de la réalité du marché et les besoins technico-économiques des industriels.

Le cahier des charges a été approuvé par la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

Les candidats présélectionnés sont invités à déposer leurs offres avant le 27 février 2026.

Hydrogène décarboné : publication du cahier des charges du premier appel d’offres | Ministère de l’Économie des Finances et de la Souveraineté industrielle et énergétique

Cette actualité réglementaire est l’occasion d’un état des lieux et enjeux réglementaires européens et nationaux du développement de la filière hydrogène.

Cadre européen 

Pour rappel, il a été adopté, par le Règlement (UE) 2021/1119, un objectif de neutralité carbone à atteindre, au plus tard, en 2050 impliquant un « équilibre entre les émissions et les absorptions des gaz à effet de serre » en vue de contenir l’élévation de la température moyenne en dessous de 2° par rapport au niveau préindustriel.  

Dans la communication en date du 11 décembre 2019, la Commission Européenne a proposé un Pacte Vert afin d’atteindre l’objectif d’une « absence d’émission nette de gaz à effet de serre d’ici 2050 ». 

A cette fin, il a notamment été souligné l’impératif: 

• de faire évoluer les infrastructures énergétiques pour favoriser, notamment le déploiement des réseaux de distribution d’hydrogène,

• de garantir l’approvisionnement en matière première durable, dont en priorité l’hydrogène, 

• et d’accroître la recherche et l’innovation nécessaires dans le domaine de l’hydrogène.

La Commission Européenne s’est en parallèle dotée, le 8 juillet 2020, d’une stratégie visant à développer fortement la production d’hydrogène renouvelable au sein du continent, en prenant acte que l’hydrogène est « une solution pour décarboner les processus industriels et les secteurs économiques », l’établissant comme « une priorité essentielle pour la réalisation du pacte vert pour l’Europe et de la transition de l’Europe vers une énergie propre »

Cette énergie secondaire a notamment pour vocation de servir de matière première, de carburant, de vecteur énergétique et de solution de stockage.  

La Commission déclare ainsi qu’il « est essentiel de réaliser rapidement le déploiement à grande échelle d’hydrogène propre. ».

Les différents types d’hydrogène ont été définis de la manière suivante : 

• «hydrogène électrolytique» comme étant l’hydrogène produit par électrolyse de l’eau (dans un électrolyseur, alimenté par de l’électricité), quelque soit le mode de production de l’électricité (charbon, renouvelable, ou nucléaire). 

• «hydrogène renouvelable» (ou propre) comme étant l’hydrogène produit par électrolyse de l’eau avec de l’électricité d’origine renouvelable. Le bilan carbone sur la totalité du cycle de vie doit être proche de zéro. 
• «hydrogène bas carbone» recoupe l’hydrogène d’origine fossile avec captage du carbone et l’hydrogène électrolytique incluant un bilan-carbone considérablement réduit par rapport à l’hydrogène produit avec les techniques existantes.

• -«combustibles de synthèse dérivés de l’hydrogène, divers combustibles gazeux et liquides dérivés de l’hydrogène et du carbone. » incluant que la composante «hydrogène» du gaz de synthèse doit être renouvelable (ex : kérosène de synthèse pour l’aviation, le gazole de synthèse pour les voitures, et diverses molécules utilisées dans la fabrication de produits chimiques et d’engrais).

Le développement de l’hydrogène renouvelable aura également, par effet ricochet de permettre l’équilibre des réseaux de transport d’électricité : 

• en transformant l’électricité en hydrogène lorsque l’électricité d’origine renouvelable est abondante et peu onéreuse, offrant ainsi des solutions flexibles, 

• en stockant l’électricité, soit de manière journalière ou saisonnière, constituant un appoint et remplissant une fonction de tampon.

Dès lors, il est retranscrit que « le développement du secteur de l’hydrogène passera par une masse critique d’investissements, un cadre réglementaire favorable, […]  un réseau d’infrastructures de grande envergure », avec pour objectif d’atteindre une capacité de production de 40 GW d’ici à 2030 au sein de l’Union Européenne. 

A cette fin, il a été retranscrit les impératifs suivants : 

• développer la construction d’électrolyseur d’hydrogène renouvelable auprès des industries lourdes (raffinerie, sidérurgie et chimique), 

• développer le déploiement de stations de ravitaillement pour les bus et camions équipés de piles à combustible 

• planifier des infrastructures centrales de distribution d’hydrogène, corroboré d’une logistique à l’échelle de l’UE pour assurer le transport de l’hydrogène, tel que par exemple le projet de construction du Réseau Hy-Fen. 

• développer des pôles locaux d’hydrogène par des « vallées de l’hydrogène » tel que par exemple le programme Zero Emission Valley développé au sein de la région Auvergne-Rhône-Alpes

• construire des unités de captage et d’utilisation du Co² auprès des unités de production d’hydrogène fossile 

• la mise en place d’un cadre réglementaire incitatif favorisant la naissance d’un marché compétitif visant à combler les différences de coût entre la production d’hydrogène fossile et renouvelable, le tout en respectant les règles relatives aux aides d’État. 

Pour se rendre compte de l’ordre de grandeur, il a été décrit les investissements nécessaires suivants : 

• Pour les investissements nécessaires à la production : 

• d’ici à 2030, les investissements dans les électrolyseurs pourraient représenter entre 24 et 42 milliards €, engendrant un investissement sur la même période, entre 220 et 340 milliards d’€ pour développer une capacité de production d’énergie solaire et éolienne de 80 à 120 GW, 

• d’ici à 2050, les investissements dans les capacités de production se situeraient dans une fourchette de 180 à 470 milliards d’€ dans l’Union.

• Pour les investissements nécessaires au déploiement de système de captage de carbone produit par l’hydrogène fossile, il sera nécessaire environ 11 milliards € pour équiper la moitié des installations existantes.

• Pour les investissements nécessaires pour assurer le transport, la distribution et le stockage de l’hydrogène et pour mettre en place les stations de ravitaillement en hydrogène, il sera nécessaire un investissement d’environ 65 milliards €. 

Plus précisément en matière de carburant, l’hydrogène est mobilisable pour la production de carburants liquides et gazeux renouvelables destinés au secteur des transports, d’origine non biologique, nommé sous l’acronyme RFNBO. 

Ceux-ci ont été définis à l’article 2 de la Directive 2018/2001, tel que modifié par la Directive 2023/2413 dite RED III, en les termes suivants : les carburants liquides ou gazeux qui sont utilisés dans le secteur des transports, autres que les biocarburants ou biogaz, dont le contenu énergétique provient de sources renouvelables autres que la biomasse; »

Ceux-ci vont recouper ce qui est dénommé les e-carburants issus de procédés chimiques qui peuvent être des carburants liquides ou gazeux pouvant mobiliser l’hydrogène vert, notamment pour faire fonctionner les moteurs à pile à combustible. 

Par la voie de deux règlements en date du 10 février 2023, la Commission Européenne a défini :

• les règles relatives à la production de carburants liquides et gazeux renouvelables destinés au secteur des transports, d’origine non biologique notamment les conditions pour que « l’électricité utilisée pour la production de carburants liquides et gazeux renouvelables destinés au secteur des transports, d’origine non biologique, peut être considérée comme entièrement renouvelable »

• un seuil minimal de réduction des émissions de gaz à effet de serre pour les RFNBO, établissant en son article 2, que « La réduction des émissions de gaz à effet de serre résultant de l’utilisation de carburants à base de carbone recyclé est au minimum de 70 %. »

En complément, par un Règlement 2023/1804 en date du 13 septembre 2023 relatif au déploiement d’une infrastructure pour carburants alternatifs abrogeant la directive 2014/94/UE, en son article 6, il est prescrit aux États membres de déployer : 

• un nombre minimal de stations de ravitaillement en hydrogène ouvertes au public au plus tard le 31 décembre 2030, notamment à un intervalle maximal de 200 km le long du réseau central du RTE-T (réseau transeuropéen de transport) 

• et au moins une station de ravitaillement en hydrogène ouverte au public déployée dans chaque nœud urbain. 

En matière de transport de l’hydrogène, plusieurs textes sont à retenir :

Marché de distribution de l’hydrogène 

Par l’adoption de la Directive (UE) 2024/1788 relative aux règles communes pour les marchés intérieurs du gaz renouvelable, du gaz naturel et de l’hydrogène, l’Union a précisé le cadre réglementaire mobilisable au futur marché de l’hydrogène et réseau de transport et distribution de l’hydrogène. 

Il est notamment prévu que la mise en place, au profit des tiers, d’un système d’accès réglementé au réseau et aux terminaux de stockage d’hydrogène. 

Il est néanmoins possible pour les États de régir l’accès au réseau, jusqu’au 31 décembre 2032, un accès négocié directement entre les tiers et les gestionnaires des réseaux. 

Transport d’hydrogène comme marchandise dangereuse  

Par l’adoption de la Directive 2008/68/CE et par renvoi aux accords internationaux en la matière, le transport d’hydrogène est considéré comme un transport de marchandises dangereuses. 

En matière industrielle, rappelons :

D’une part, les unités de production d’hydrogène relèvent du champ d’application de la Directive UE 2010/75 relative aux émissions industrielles (dite IED) par sa mention au point 4.2 de l’Annexe I concernant la production en quantité industrielle par transformation chimique ou biologique de gaz. 

Par l’adoption de la Directive UE 2024/1785, la Commission a réexaminé la nécessité de réviser le seuil d’activité concernant la production d’hydrogène par électrolyse de l’eau afin d’exclure les unités de production d’hydrogène par électrolyse en déca d’une capacité de production supérieure à 50 tonnes par jour.

De plus, l’activité de captage des flux de CO² en vue de son stockage géologique relève également de la Directive dite IED en son point 6.9, sous réserve que le CO² provient d’une activité relevant également de la même directive, incluant dès lors tous les procédés d’industrie lourde (sidérurgie, métallurgie ou chimique). 

D’autre part, l’hydrogène est désigné comme étant une substance dangereuse désignée en application de l’annexe I de la Directive 2012/18/UE concernant la maîtrise des dangers liés aux accidents majeurs impliquant des substances dangereuses (dite SEVESO), avec pour quantité de soumission au seuil bas à 5 tonnes présente sur site, et à 50 tonnes pour le seuil haut. 

Cette soumission au régime SEVESO va naturellement avoir une incidence concernant les modalités de stockage de l’hydrogène, mais également pour le procédé de production d’hydrogène lui-même, étant donné que la quantité doit se comprendre comme la quantité d’hydrogène présent sur site, incluant dès lors l’hydrogène présent au sein de l’unité de production, pendant le processus. 

Cadre national 

Un plan de déploiement de l’hydrogène a été adopté en 2018 par le Ministre de l’environnement, Nicolas Hulot, retranscrivant l’impulsion européenne en la matière, en prenant acte que l’hydrogène est « un levier essentiel pour la poursuite de la transition énergétique vers la neutralité carbone à l’horizon 2050 ». 

La production d’hydrogène nationale est essentiellement fossile et à destination des industries (désulfurisation de carburants pétroliers à 60%, la synthèse d’ammoniac principalement pour les engrais à 25% et la chimie à 10%), le tout représentant environ 3 % des émissions de gaz à effet de serre nationale. 

Le plan national retranscrit différents axes, dont :

• le développement de la production de l’hydrogène par électrolyse pour l’industrie, avec pour objectif d’atteindre un objectif d’usage d’hydrogène décarboné à hauteur de 20 à 40 % à l’aide d’un dispositif de traçabilité sur l’origine de l’hydrogène 

• le développement de l’usage de l’hydrogène dans le transport, en complément des batteries électriques notamment en accompagnement le développement de véhicules lourds routier, aéronautique ou naval / maritime.

• stabilisation du réseau de transport d’électricité et gazier 

Le cadre législatif relatif à la production d’hydrogène a été adopté par l’Ordonnance n°2021-167 du 17 février 2021, promulguée du fait de l’habilitation donnée au gouvernement par l’article 52 de la loi n°2019-1147 relative à l’énergie et au climat. 

Dans un premier temps, il a été intégré à l’article L.100-4 du code de l’énergie que la politique nationale énergétique a pour objectif, pour répondre à l’urgence écologique et climatique « de développer l’hydrogène bas-carbone et renouvelable et ses usages industriel, énergétique et pour la mobilité, avec la perspective d’atteindre environ 20 à 40 % des consommations totales d’hydrogène et d’hydrogène industriel à l’horizon 2030 »

Dans un second temps, l’article L.811-1 du code de l’énergie a défini l’hydrogène renouvelable et bas carbone de la manière suivante : 

« L’hydrogène renouvelable est l’hydrogène produit soit par électrolyse en utilisant de l’électricité issue de sources d’énergies renouvelables telles que définies à l’article L. 211-2, soit par toute une autre technologie utilisant exclusivement une ou plusieurs de ces mêmes sources d’énergies renouvelables et n’entrant pas en conflit avec d’autres usages permettant leur valorisation directe. Cette électricité peut être fournie dans le cadre d’une opération d’autoconsommation individuelle ou collective définie aux articles L. 315-1 et L. 315-2. Dans tous les cas, son procédé de production émet, par kilogramme d’hydrogène produit, une quantité d’équivalents dioxyde de carbone inférieure ou égale à un seuil.

L’hydrogène bas-carbone est l’hydrogène dont le procédé de production engendre des émissions inférieures ou égales au seuil retenu pour la qualification d’hydrogène renouvelable, sans pouvoir, pour autant, recevoir cette dernière qualification, faute d’en remplir les autres critères. »

La définition de l’hydrogène bas-carbone diffère grandement de celle établie par la Commission européenne, en ce qu’il est défini par rapport à un seuil d’émission de gaz à effet de serre, tel que prescrit par l’arrêté ministériel en date du 1er juillet 2024 l’établissant à 3,38 kilogrammes par kilogramme d’hydrogène produit. 

Cette différence s’explique aisément par la volonté d’intégrer l’hydrogène produit par électricité nucléaire, ce que la définition établie par l’Union ne permet pas du fait de son unique référence aux carburants bas-carbone. 

Ensuite, il a été instauré un dispositif de soutien à la production d’hydrogène aux articles L.812-1 et suivants du code de l’énergie. Celui-ci peut comprendre soit une aide au fonctionnement des unités de production, soit une combinaison d’une aide financière à l’investissement et d’un fonctionnement. 

Ce dispositif comprend une sélection des candidats prés une procédure de mise en concurrence, qui donnera lieu à la conclusion d’un contrat entre l’État et le candidat retenu. 

Pour finir, il est instauré aux articles L.821-1 et suivants des certificats de garantie d’origine et de traçabilité de l’hydrogène afin d’attester du caractère renouvelable et bas-carbone de l’hydrogène cédé et produit. 

• La garantie de traçabilité a vocation à garantir que l’hydrogène cédé à un tiers n’ait pas été mélangé à un autre type d’hydrogène ou de gaz entre l’étape de production et sa cession. (Cf. L.821-2 et L.821-7 du code de l’énergie).

• La garantie d’origine a vocation à garantir l’origine renouvelable ou bas carbone de l’hydrogène, indépendamment de son potentiel mélange ou de sa cession à un tiers. (Cf. L.821-3 du code de l’énergie).

Ainsi, la garantie d’origine a vocation à attester qu’une quantité d’hydrogène renouvelable ou bas carbone a été produite, alors que la garantie de traçabilité a vocation à attester de la quantité d’hydrogène livré. (Cf. L.821-5 du code de l’énergie). 

Il ne peut être émis qu’une seule garantie d’origine ou de traçabilité pour un MWh, signifiant qu’il ne peut être émise une garantie d’origine et une garantie de traçabilité pour un même MWh. 

Ces garanties ne peuvent être valables que pour une durée de 12 mois à compter de la date de production, et sont annulées dès que l’hydrogène est consommé ou injecté au sein du réseau de gaz. (Cf. L.821-8 du code de l’énergie).

Un organisme, désigné par le ministre en charge de l’énergie, est chargé de délivrer, d’assurer le transfert, leur annulation, leur suivi et le contrôle des garanties d’origines. (Cf, L.823-1 et D.823-1 du code de l’énergie). 

Rappels juridiques en matière de réglementation des installations classées. 

Quant au procédé industriel de production d’hydrogène 

• Application du régime dit I.E.D

La production d’hydrogène par électrolyse de l’eau est régie par la rubrique 3420 de la nomenclature des installations classées relative à la « fabrication de produits chimiques inorganiques par transformation chimique ou biologique de produits chimiques inorganiques », soumettant dès lors ces installations au régime d’autorisation et au respect des prescriptions établies au sein de l’arrêté du 4 novembre 2024 relatif aux meilleures techniques disponibles (MTD) applicables à cette activité. 

La modification de la Directive UE 2024/1785 susmentionnée n’a pas été transposée en droit français par la modification de la rubrique, retranscrivant une exception du champ d’application pour les unités de production d’une capacité de production inférieure à 50 tonnes par jour. 

Dès lors, dans l’attente de l’adoption d’un arrêté ministériel en ce sens, il convient de se référer à la doctrine administrative en la matière. 

Ainsi, au regard d’une note interprétative de la rubrique produite par le ministère, il est fait mention que « la fabrication d’hydrogène par électrolyse de l’eau pourrait, selon, notamment le volume d’eau consommée et des enjeux de pression sur les ressources en eau du secteur concerné ou de l’efficacité énergétique du dispositif, ne pas relever de la rubrique 3420. ». 

Il convient ainsi de se référer à un « faisceau d’indice » renvoyant à un critère commercial et un critère environnemental : si le critère commercial ne fait pas vraiment débat dès lors que l’hydrogène a vocation à être vendu à un tiers, des questions de sécurité juridique demeure quant au critère environnemental qui nécessite une appréciation in concreto au regard des caractéristiques et localisation de l’unité de production. 

• Application du régime dit SEVESO.

Une attention particulière doit également être portée sur l’application du régime dit SEVESO susmentionné.

L’hydrogène et l’oxygène sont recensés comme étant des substances désignées nommément désignées aux rubriques 4715 et 4725 de la nomenclature des installations classées. 

Les seuils SEVESO sont les suivants :

Pour l’hydrogène : 

• Seuil bas : supérieur à 5 tonnes 
• Seuil haut : supérieur à 50 tonnes 

Pour l’oxygène : 

• Seuil bas : 200 tonnes 
• Seuil haut : 2 000 tonnes

Afin de déterminer si l’unité de production relève du champ d’application de la Directive, il est nécessaire de réaliser un inventaire tant qualitatif que quantitatif de l’ensemble des substances dangereuses présentes ou susceptibles de l’être au sein de l’établissement pour déterminer : 

• d’une part, si la quantité dépasse directement le seuil bas ou seuil haut. 

• et d’autre part, d’apprécier la mise en œuvre de la règle de cumul au regard des propriétés dangereuses établies au sein du Règlement n° 1272/2008, dit CLP.

Il est donc nécessaire de prendre en compte l’ensemble des substances présentes au sein de l’établissement, même celles qui n’engendrent pas un dépassement des seuils. La soumission de l’unité de production au régime applicable aux établissements SEVESO aura naturellement des incidences sur les prescriptions retranscrites au sein de l’autorisation. 

En dehors des seuils SEVESO, en l’état des textes actuels, le régime au titre des installations classées est le suivant : 

Pour l’hydrogène : 

• Quantité supérieure ou égale à 1 tonne : régime d’autorisation.

• Quantité supérieure ou égale à 100 kg mais inférieure à 1 tonne : régime déclaratif où un arrêté de prescription spéciale pour l’alimentation de chariots à hydrogène sera applicable. 

A défaut, l’arrêté de prescription applicable sera celui en date du 12 décembre 1998. 

Pour l’oxygène : 

• Quantité supérieure ou égale à 200 tonnes : régime d’autorisation.

• Quantité supérieure ou égale à 2 tonnes mais inférieure à 200 tonnes : régime déclaratif engendrant l’application de l’arrêté de prescription générale en date du 10 mars 1997.

Toutefois, des discussions sont en cours afin de créer un régime propre aux électrolyseurs, au stockage, aux stations-services et aux stations de compressions connexes aux canalisations de transport. 

L’objectif est notamment de créer une rubrique soumettant au régime d’enregistrement installations présentant une quantité entre 1 à 5 tonnes d’hydrogène gazeux, et dans un deuxième temps, des discussions similaires seront entreprises concernant l’hydrogène liquide. 

Quant aux stations-services d’approvisionnement d’hydrogène.

• Rubrique 1416 de la nomenclature des installations classées 

En l’état actuel des textes, les stations-services d’hydrogène gazeux relèvent de la rubrique susvisée les soumettant au régime déclaratif obligeant dès lors l’obligation de respecter les prescriptions de l’arrêté ministériel de prescription générale en date du 22 octobre 2018. 

Toutefois, des discussions sont actuellement engagées en vue d’adopter un nouvel arrêté de prescription générale ministériel applicable à la rubrique. 

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Les avocats de LEXION AVOCATS interviennent depuis 2017 dans la filière hydrogène et ont accompagné une dizaine de sites de production d’hydrogène renouvelable par électrolyse, et plusieurs projets de station d’avitaillement.

Par Clara Scarabotto avocate et Me Stéphanie Gandet avocate associée LEXION AVOCATS

L’article [HYDROGENE RENOUVELABLE / APPEL D’OFFRES / ACTUALITE REGLEMENTAIRE] est un article de Lexion Avocats, le blog du Cabinet Lexion Avocats, spécialisé dans le droit à l'environnement.

Par Maître Vladimir Estène, avocat, LEXION AVOCATS

Par la décision commentée, la Cour administrative d’appel de Lyon juge que :

« […] constituent des marchés publics de fournitures, les contrats passés avec des opérateurs économiques par les pouvoirs adjudicateurs, au nombre desquels figurent les communes, pour l’achat de fournitures afin de répondre à leurs besoins, sans égard à l’option ouverte, par l’article L. 331-4 du code de l’énergie, aux acheteurs publics de conclure des marchés publics de fourniture d’énergie avec d’autres opérateurs que l’opérateur historique. »

Cette décision est prise sur le fondement des articles L. 1111-1, L. 1111-3 et L. 1211-1 du code de la commande publique, dont il ressort respectivement que :

• « Un marché est un contrat conclu par un ou plusieurs acheteurs soumis au présent code avec un ou plusieurs opérateurs économiques, pour répondre à leurs besoins en matière de travaux, de fournitures ou de services, en contrepartie d’un prix ou de tout équivalent » ;
• « Un marché de fournitures a pour objet l’achat, la prise en crédit-bail, la location ou la location-vente de produits. Il peut comprendre, à titre accessoire, des travaux de pose et d’installation » ;
• « Les pouvoirs adjudicateurs sont :
  • 1° Les personnes morales de droit public ;
  • 2° Les personnes morales de droit privé qui ont été créées pour satisfaire spécifiquement des besoins d’intérêt général ayant un caractère autre qu’industriel ou commercial, dont :
    • a) Soit l’activité est financée majoritairement par un pouvoir adjudicateur ;
    • b) Soit la gestion est soumise à un contrôle par un pouvoir adjudicateur ;
    • c) Soit l’organe d’administration, de direction ou de surveillance est composé de membres dont plus de la moitié sont désignés par un pouvoir adjudicateur ;
  • 3° Les organismes de droit privé dotés de la personnalité juridique constitués par des pouvoirs adjudicateurs en vue de réaliser certaines activités en commun. »

En l’espèce, la Cour administrative d’appel de Lyon a procédé à la qualification de marché public du contrat d’alimentation électrique d’un gymnase communal conclu par une commune et, partant, à la compétence du juge administratif, en relevant que :

• Le contrat vise à satisfaire les besoins en fourniture électrique d’un pouvoir adjudicateur ;
• Il présente, en conséquence, le caractère d’un marché public ;
• Les litiges auxquels son exécution est susceptible de donner lieu relèvent de la compétence du juge administratif (en application de l’article L. 6 du code de la commande publique).

La Cour prend également soin de préciser que ne pouvaient être utilement invoquées l’absence de clause exorbitante de droit commun et de participation directe du fournisseur à l’exécution du service public, ou la clause attributive de compétence à la juridiction commerciale, laquelle ne saurait avoir pour effet de méconnaître la répartition d’ordre public des compétences entre ordres juridictionnels.

Une vigilance accrue s’impose donc aux pouvoirs adjudicateurs lors de la conclusion de contrats de fourniture d’énergie, qui induisent au préalable le recours à une procédure de publicité et de mise en concurrence.

Par Maître Vladimir Estène, avocat, LEXION AVOCATS

L’article Les contrats de fourniture d’énergie conclus par un pouvoir adjudicateur sont des marchés publics est un article de Lexion Avocats, le blog du Cabinet Lexion Avocats, spécialisé dans le droit à l'environnement.

L’arrêté du 8 septembre 2025 est paru au JORF ce matin: https://lnkd.in/dxDDVhyG

Ce qu’il faut retenir :

En cas de résiliation anticipée par le producteur d’un contrat de vente d’électricité type BG16 (relevant de l’AM du 13 décembre 2016), il existait déjà un cas d’exemption de pénalité (arrêt indépendant de la volonté du producteur, et nécessité d’une décision du Préfet)

L’arrêté du 8 septembre ajoute un second cas d’exemption de pénalité aux BG16, qui fait aussi intervenir le Préfet, en cas d’arrêt définitif de l’installation de cogénération, au profit :

– de l’injection du biométhane dans le réseau de gaz naturel ou dans un point d’injection distant (sans limiter expressément cette valorisation à du gré à gré /CPB)
– de la valorisation du biométhane en tant que carburant alternatif ;
– de la valorisation du biogaz pour la production de chaleur.

Le bénéfice de l’exemption suppose d’en justifier auprès du Préfet de département :

⟶ Dossier à préparer soigneusement avec les pièces justificatives
⟶ Dépôt du dossier auprès du Préfet
⟶ Délai de deux mois pour statuer: le silence vaut REJET
⟶ La décision de rejet est susceptible de recours
⟶ En cas d’exemption, le Préfet en informe l’acheteur d’électricité et le producteur est exempté de pénalité.

Pour les contrats BG11 signés après le 28 mai 2016:

⟶ L’arrêté du 8 septembre prévoit un cas d’exemption de pénalité, qui fait intervenir le Préfet, en cas d’arrêt définitif de la cogénération + Démantèlement de l’installation de production d’électricité à partir de biogaz.

⟶ Clarification de la notion d’installation à arrêter et à démanteler

⟶ Pose la question de l’articulation avec les actuelles CGV03 et V04 des BG11.

Par Stéphanie Gandet, avocate associée LEXION AVOCATS – Spécialiste en droit de l’environnement

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Le cabinet accompagne plus de 250 sites de méthanisation en France en droit de l’environnement, énergie, urbanisme et construction.

L’article METHANISATION / COGENERATION : arrêté du 8 septembre modifiant les règles de pénalité de résiliation anticipée est un article de Lexion Avocats, le blog du Cabinet Lexion Avocats, spécialisé dans le droit à l'environnement.

Les unités de cogénération dans un projet de conversion seront aussi concernés par l’Arrêté du 3 septembre 2025 relatif aux modalités de contrôle des installations de production de biométhane injecté dans un réseau de gaz naturel – Légifrance

L’Arrêté du 5 septembre 2025 relatif aux modalités d’application du dispositif de certificats de production de biogaz – Légifrance impacte quant à lui les fournisseurs de gaz soumis à l’obligation de restitution

 QUI EST CONCERNÉ ?

Le contrôle de conformité va concerner l’ensemble des installations qui injectent du biométhane dans un réseau de gaz naturel, qu’elles

• bénéficient d’un contrat d’achat (en guichet ouvert ou appels d’offres) ou celles issues d’un appel à projets ou d’une procédure concurrentielle.
• ou celles qui valorisent leur production en gré à gré, avec une valorisation des Certificats de Production de Biogaz (CPB) ce qui va induire une adaptation des contrats de vente des CPB sur lesquels nous accompagnons les producteurs.

QUOI ?

Le contrôle a un périmètre large : technique / économique / réglementaire

1° Description de l’installation (localisation et description de l’installation de production au sens de l’article R. 446-1 du code de l’énergie) et le cas échéant éligibilité de l’installation au dispositif de soutien demandé (notamment production annuelle prévisionnelle) et conditions par filière ;
2° Données relatives au producteur mentionnées à l’article R. 446-3 du code de l’énergie ;

3° Dispositif de comptage et dispositifs de conversion associés (adéquation et inviolabilité du dispositif : comptage électrique, comptage énergie fossile le cas échéant, comptage seul du biométhane produit par l’installation et injecté dans le réseau de gaz naturel, et lorsque le producteur bénéficie d’une prime à l’autoconsommation, comptage du biogaz autoconsommé) ;

4° Conditions d’exploitation (injection du biométhane, indicateurs de production, dispositions relatives à l’approvisionnement de l’installation, aux besoins énergétiques et critères d’efficacité énergétique le cas échéant) ;

5° Eléments juridiques et financiers conditionnant le cas échéant le soutien et sa valeur, notamment conformité du programme d’investissement et conditions de cumul et d’octroi des aides.

Attention : Lorsque les cahiers des charges des procédures de mise en concurrence ou d’appels à projets mentionnés aux articles R. 446-12-3 ou R. 446-45 ou les arrêtés mentionnés à l’article D. 446-12 du code de l’énergie le prévoient, les prescriptions particulières définies par ceux-ci, applicables aux filières correspondantes, complètent les prescriptions générales sur lesquelles portent les contrôles.

Le non-respect de l’une des prescriptions et contrôlées sur la base du référentiel dont relève l’installation donne lieu au constat d’une non-conformité et conduit à la non-délivrance de l’attestation de conformité.

QUAND ?

L’entrée en vigueur du dispositif est étalée dans le temps :

• 8 Septembre 2025 : agrément des organismes de contrôle (cf. articles 7 et 8)
• 7 Mars 2026 : application des prescriptions de contrôle (contenu, périodicité, justificatifs) : véritable entrée en vigueur du dispositif.

Périodicité : contrôle tous les quatre ans (mais pour les installations sous OA, un contrôle supplémentaire est prévu avant la fin du contrat).

Pour les unités valorisant leur CPB,, le rapport de contrôle périodique ou une attestation de conformité récente servira de justificatif lors des demandes annuelles.

Trois cas de figure à distinguer selon la date de mise en service :

• Installations mises en service avant le 1^er octobre 2021 : le premier contrôle doit intervenir à la première échéance multiple de 4 ans après le 7 mars 2026 (date d’entrée en vigueur du nouvel arrêté).

En effet, l’arrêté prévoit que pour les installations ne disposant pas d’une attestation de conformité qui ont été mises en service entre

• le 1^er octobre 2021, date de publication du décret n° 2021-1273 du 30 septembre 2021 
• et la date d’entrée du vigueur du présent article, le premier contrôle périodique a lieu au plus tard à la première date anniversaire de la date de mise en service à compter de la date d’entrée en vigueur de l’arrêté.

Les contrôles périodiques suivants ont lieu au plus tard quatre ans après la date la plus tardive entre la date de délivrance de la plus récente attestation de conformité et la date du contrôle périodique le plus récent.

• Installations mises en service entre le 1^er octobre 2021 et le 7 mars 2026 : le premier contrôle devra avoir lieu au plus tard à la première date anniversaire suivant le 7 mars 2026.

• Installations mises en service après le 7 mars 2026 : Ces installations seront directement soumises au nouveau cadre réglementaire fixé par l’arrêté.
  L’attestation de conformité (AC) initiale est délivrée au moment de la mise en service, par un organisme de contrôle agréé. Leur premier contrôle périodique devra intervenir quatre ans après cette AC initiale , puis être renouvelé tous les 4 ans.

CAS PARTICULIERS

L’arrêté prévoit des situations avec des modalités de contrôle spécifiques :

• Modification de l’installation : lorsqu’une modification concerne la capacité de production, les conditions d’éligibilité au soutien ou le système de comptage, une nouvelle attestation de conformité doit être délivrée. Si le contrôle effectué est complet, il peut en même temps valoir contrôle périodique.
• Remplacement d’un compteur à l’identique : le contrôle est limité à la vérification du dispositif de comptage concerné. Il ne se substitue pas au contrôle périodique qui reste obligatoire tous les quatre ans.
• Variation de capacité limitée : lorsqu’une augmentation ou une baisse de production ne dépasse pas ±15 % sans changement matériel, un contrôle administratif « à distance » peut suffire. Ce contrôle allégé ne remplace pas non plus le contrôle périodique complet.

ORGANISMES AGRÉÉS

Les conditions d’agrément des organismes chargés de réaliser les contrôles sont fixées par l’arrêté du 3 septembre, et sont entrées en vigueur dès le 8 septembre 2025

Pour être agréé, un organisme doit notamment :

• être accrédité selon la norme ISO/CEI 17020 (inspection), avec un statut d’indépendance de type A
• disposer de compétences en audits énergétiques (NF EN 16247-1 et 3),
• démontrer son impartialité et l’absence de conflit d’intérêts,
• fournir une liste du personnel qualifié et une estimation de ses coûts.

L’agrément est délivré pour une durée de cinq ans.

Les contrôles devront s’appuyer sur des référentiels approuvés par le ministère de l’Énergie et mis en ligne sur la page officielle du Ministère de l’Ecologie (non encore disponibles).

Par Stéphanie Gandet, avocate associée LEXION AVOCATS – Spécialiste en droit de l’environnement

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Le cabinet accompagne plus de 250 sites de méthanisation en France en droit de l’environnement, énergie, urbanisme et construction.

L’article Parution de textes intéressant les unités de production de biométhane … mais pas que ! est un article de Lexion Avocats, le blog du Cabinet Lexion Avocats, spécialisé dans le droit à l'environnement.

Par Me Vladimir Estene – Avocat – LEXION AVOCATS

Le contexte

Alors que le dispositif de complément de rémunération vise à soutenir la production d’électricité à partir d’énergie renouvelable en assurant aux producteurs une rémunération raisonnable des capitaux investis, les récentes évolutions législatives n’ont eu de cesse de fragiliser ce dispositif, au détriment de la sécurité juridique dont ont pourtant besoin les acteurs du secteur pour investir sur notre territoire.

Avant d’en venir à l’analyse de la décision n° 2024-1119/1125 QPC du 24 janvier 2025, un bref rappel du cadre juridique applicable s’impose.

En application des articles L. 311-12 et L. 314-18 du code de l’énergie, les exploitants de certaines installations de production d’électricité à partir d’énergie renouvelable peuvent bénéficier d’un contrat offrant un complément de rémunération obligatoirement conclu avec Électricité de France (EDF).

Les dispositions réglementaires prises pour l’application de ces dispositions prévoient le versement par EDF d’une prime aux producteurs lorsque le prix du marché auquel ils vendent leur production est inférieur au tarif de référence fixé par le contrat ou par arrêté.

A l’inverse, lorsque le tarif de référence est inférieur au prix du marché, le reversement à EDF par les producteurs du montant correspond à la différence entre ces deux prix, sous la forme d’une prime négative.

L’article R. 314-49 du code de l’énergie, dans sa rédaction initiale, prévoyait un plafonnement du reversement de la prime négative à hauteur du montant total des aides perçues depuis le début du contrat au titre du complément de rémunération.

Dans un contexte de forte hausse des prix de l’électricité, le législateur a souhaité corriger les effets d’aubaine dont ont bénéficié certains producteurs bénéficiaires d’un soutien public.

L’objectif d’intérêt général poursuivi, in fine, était d’atténuer l’effet préjudiciable de cette hausse pour le consommateur final.

L’article 38 de la loi n° 2022-1157 du 16 août 2022 de finances rectificative pour 2022 prévoyait ainsi que :

• de manière rétroactive, à compter du 1er janvier 2022, pour les contrats en cours qui intégraient un tel plafonnement, le reversement dû à EDF ne serait plus, dans certaines hypothèses, limité au montant total des aides perçues ;
• ce reversement serait calculé en fonction d’un prix seuil, déterminé, chaque année jusqu’à la fin du contrat, par arrêté conjoint des ministres chargés de l’énergie et du budget.

Par une décision n° 2023-1065 QPC du 26 octobre 2023, le Conseil constitutionnel a déclaré les dispositions précitées contraires à la Constitution, avec un effet immédiat à compter de la date de publication de la décision, en raison de l’incompétence négative du législateur : en s’abstenant de définir lui-même les critères de détermination de ce prix, le législateur a en effet méconnu l’étendue de sa compétence dans des conditions affectant le droit au maintien des conventions légalement conclues.

La décision

Faisant fi des conséquences logiques à tirer cette décision, qui l’invitait à définir les critères de détermination de ce prix, le législateur a privilégié l’établissement d’un dispositif de suppression pure et simple, et de manière rétroactive, du plafonnement des reversements dus par les producteurs d’électricité à partir d’énergie renouvelable ayant conclu avec EDF certains contrats offrant un complément de rémunération.

Les conséquences financières de la déclaration d’inconstitutionnalité issue de la décision n° 2013-1065 QPC se trouvaient donc, implicitement mais nécessairement, couvertes par ce dispositif ayant l’apparence d’une loi de validation.

L’article 230 de la loi n° 2023-1322 du 29 décembre 2023 de finances pour 2024 prévoit ainsi qu’à compter du 1 janvier 2022, les producteurs d’électricité dont les contrats en cours intégraient un tel plafonnement, sont tenus de reverser à EDF l’intégralité des sommes correspondant aux primes négatives.

Saisi par des sociétés productrices d’électricité (TTR Energy et Eolienne des tulipes) de deux questions prioritaires de constitutionnalité (QPC), le Conseil constitutionnel est venu censurer les dispositions législatives portant sur le reversement des primes négatives.

Dans sa décision, le Conseil constitutionnel a pris bien soin de préciser que, si le législateur a effectivement poursuivi un objectif d’intérêt général en prévoyant d’atténuer l’effet préjudiciable de cette hausse des prix de l’électricité pour le consommateur final, toutefois, il n’a pas pris les garanties suffisantes afin de limiter les atteintes au droit au maintien des conventions légalement conclues :

• « Au regard de cet objectif, le législateur était fondé à supprimer, de façon rétroactive, le plafonnement des primes négatives reversées par les producteurs au cours d’une telle période de forte hausse des prix de l’électricité, dès lors que leur était garantie, en application de l’article L. 314-20 du code de l’énergie, une rémunération raisonnable des capitaux immobilisés tenant compte des risques inhérents à leur exploitation jusqu’à l’échéance de leur contrat. 

• Toutefois, en dépit de cette garantie, les dispositions contestées ont pour effet de priver, jusqu’au terme de l’exécution de leur contrat, les producteurs d’électricité de la totalité des gains de marché dont ils auraient dû bénéficier, une fois reversées les aides perçues au titre du complément de rémunération, dans tous les cas où le prix de marché est supérieur au tarif de référence, que ces gains découlent d’une hausse tendancielle des prix de l’électricité ou d’une hausse imprévisible liée à une crise énergétique. 

• Dès lors, les dispositions contestées portent, au regard de l’objectif poursuivi, une atteinte disproportionnée au droit au maintien des conventions légalement conclues.

• Par conséquent, sans qu’il soit besoin d’examiner les autres griefs, ces dispositions doivent être déclarées contraires à la Constitution. »

Une abrogation à effet différé injustifiée et source d’incertitudes pour les producteurs

Alors que les requérants sollicitaient, à juste titre, que la déclaration d’inconstitutionnalité intervienne à la date de la publication de la décision commentée, le Conseil constitutionnel a décidé de prononcer une abrogation à effet différé, au 31 décembre 2025 :

• « En l’espèce, d’une part, l’abrogation immédiate des dispositions déclarées inconstitutionnelles aurait pour effet de permettre à de nombreux titulaires de contrats de complément de rémunération de contester le montant des reversements effectués à Électricité de France. Elle entraînerait ainsi des conséquences manifestement excessives. Par suite, afin de permettre au législateur de tirer les conséquences de la déclaration d’inconstitutionnalité des dispositions contestées, il y a lieu de reporter au 31 décembre 2025 la date de l’abrogation des dispositions contestées. 

• D’autre part, afin de préserver l’effet utile de la présente décision à la solution des instances en cours ou à venir, il appartient aux juridictions saisies de surseoir à statuer jusqu’à l’entrée en vigueur de la nouvelle loi ou, au plus tard, jusqu’au 31 décembre 2025 dans les procédures dont l’issue dépend de l’application des dispositions déclarées inconstitutionnelles. »

Dit autrement, les titulaires de contrats de complément de rémunération ne sont pas fondés, à date, à espérer pouvoir récupérer les reversements pourtant effectués à EDF sans base légale solide, afin vraisemblablement de ne pas obérer les finances d’EDF – et donc de l’Etat dans un cadre budgétaire déjà très contraint.

Une telle solution, si elle n’était pas suivie d’une nouvelle loi permettant de tirer les conséquences de la déclaration d’inconstitutionnalité, serait particulièrement problématique.

Les producteurs sont contraints d’attendre que le législateur institue un dispositif rétroactif permettant de clarifier le sort des reversements effectués sur la période allant du 1^er janvier 2022 au 31 décembre 2025, sans quoi les sommes perçues par EDF ne pourraient pas être récupérées.

A cet égard, il est vraisemblable qu’un mécanisme reposant sur un prix seuil, tel qu’envisagé par feu l’article 38 de la loi n° 2022-1157 du 16 août 2022 de finances rectificative pour 2022, sera établi, les critères de détermination de ce prix devant alors être fixés par voie législative.

Par Me Vladimir Estene – Avocat – LEXION AVOCATS

L’article Non-conformité totale, avec effet différé, du dispositif législatif de déplafonnement des avoirs des contrats de complément de rémunération bénéficiant aux producteurs d’électricité à partir d’ENR est un article de Lexion Avocats, le blog du Cabinet Lexion Avocats, spécialisé dans le droit à l'environnement.