Instruction ministérielle du 18 février 2025 relative aux conditions d’autorisation et de contrôle des projets agrivoltaïques et agricompatibles

Plusieurs textes relatifs à l’agrivoltaïsme ont récemment été publiés.

Pour mémoire, aux termes de l’article L. 314-36 du Code de l’énergie, une installation agrivoltaïque est une « installation de production d’électricité utilisant l’énergie radiative du soleil et dont les modules sont situés sur une parcelle agricole où ils contribuent durablement à l’installation, au maintien ou au développement d’une production agricole ».

D’une part, des députés ont publié une proposition de loi visant à modifier le cadre applicable à l’agrivoltaïsme afin, selon eux, d’assurer le développement raisonné et juste de l’agrivoltaïsme.

D’autre part, le gouvernement a publié au bulletin officiel une instruction relative à l’application des dispositions réglementaires relatives aux installations agrivoltaïques et photovoltaïques au sol dans les espaces naturels, agricoles et forestiers.

Sur la proposition de loi

Aux termes de son exposé des motifs, la proposition de loi vise à « compléter les sujets non traités dans la loi APER, le précédent décret et à mieux encadrer l’agrivoltaïsme, notamment sur le volet foncier et le partage de la valeur. ».

Pour ce faire, la proposition de loi comporte cinq articles portant notamment sur le partage de la valeur produite par les installations agrivoltaïques, sur le modèle contractuel et sur la puissance maximale des installations.

En premier lieu, l’article 1^er du projet de loi propose de compléter la partie législative du Code de l’énergie relative au partage économique de la valeur d’un article L. 314-20 aux termes duquel le producteur sélectionné par l’Etat à l’issue de la procédure de mise en concurrence ou d’un l’appel à projets serait tenu de financer des projets visant la structuration économique des filières agricoles.

Ainsi, la proposition de loi entend étendre le mécanisme de partage économique de la valeur introduit par l’article 93 de la loi n° 2023-173 du 10 mars 2023, dite loi APER, à de nouveaux projets.

Aux termes du nouvel article L. 314-20 proposé, les projets devant être financés seraient :

« Des projets visant à la structuration économique des filières agricoles mentionnées au 2° du I de l’article L. 1 du Code rural et de la pêche maritime, à l’adaptation de l’agriculture aux changements climatiques ou à la transition agroécologique sur le territoire de l’établissement public de coopération intercommunale où sont implantées les installations agrivoltaïques. ».

Ainsi, devront être financés les projets suivants, dans les proportions suivantes :

1° Des projets portés par la commune ou par l’établissement public de coopération intercommunale à fiscalité propre d’implantation de l’installation, en faveur de la transition énergétique, de la sauvegarde ou de la protection de la biodiversité ou de l’adaptation au changement climatique – 35 %

2° Des projets de protection ou de sauvegarde de la biodiversité – 10 %

3° Des projets visant à la structuration économique des filières agricoles – 45 %

En deuxième lieu, l’article 2 de la proposition de loi prévoit de fixer une limite de puissance aux projets agrivoltaïques de 5 mégawatts crête.

Ainsi, aux termes d’un nouveau point III bis inséré dans l’article L. 314-36 du Code de l’énergie, définissant les termes d’installation agrivoltaïque :

« Une installation agrivoltaïque ne peut dépasser une puissance installée de cinq mégawatts crête par exploitation agricole. Dans un délai de cinq ans à compter de la promulgation de la présente loi, le Gouvernement remet au Parlement un rapport évaluant les effets des mesures prévues par celle‑ci. Sur la base de ce rapport, le Parlement pourra décider de modifier, prolonger ou abroger les dispositions concernées. »

En troisième lieu, l’article 3 de la proposition de loi introduit dans le Code rural et de la pêche maritime un nouveau type de convention cadre organisant les relations entre le propriétaire foncier, l’exploitant agricole et le porteur de projet agrivoltaïque.

L’objectif de ce nouveau modèle de convention, dont la conclusion serait impérative, est de sécuriser la situation de l’exploitant agricole et lui accordant des droits similaires à ceux contenus dans les baux ruraux.

En quatrième et dernier lieu, l’article 4 du projet de loi institue au profit des établissements publics de coopération intercommunale compétents en matière d’urbanisme et souhaitant exercer une compétence optionnelle en matière de production d’énergies renouvelables, un pouvoir de préemption afin d’acquérir des parcelles pour des projets d’installations agrivoltaïques.

Sur l’instruction gouvernementale

Pour rappel, l’article 54 de la loi n° 2023-173 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables, dite loi APER, a défini le cadre juridique spécifique applicable aux installations agrivoltaïques.

Ce cadre a été complété par le décret n° 2024-318 du 8 avril 2024 et l’arrêté du 5 juillet 2024 relatif au développement de l’agrivoltaïsme et aux conditions d’implantation des installations photovoltaïques sur terrains agricoles, naturels ou forestiers (pour une présentation détaillée du cadre applicable, nous vous renvoyons à notre focus du mois de juillet 2024, disponible ici).

Afin d’unifier l’application de ces textes, le gouvernement a publié une instruction technique à destination des préfets de département et des services de l’Etat dans les départements.

L’instruction, très attendue des professionnels du secteur, reprend ainsi les dispositions légales et règlementaires précitées pour les détailler. L’instruction aborde notamment les thèmes suivants :

• types d’installations agrivoltaïques et photovoltaïques ;
• appréciation du caractère agrivoltaïque d’une installation ;
• modalités d’implantation des installations « PV compatibles » ;
• régimes des autorisations d’urbanisme.

Si elle ne fixe pas de nouvelles règles, cette instruction sera la clé de lecture des dispositions applicables des services de l’Etat dans les départements. Les opérateurs ont donc tout intérêt à s’en saisir afin de compléter leurs dossiers de demande d’autorisation.

Le Comité de règlement des différends et sanctions (CORDIS) de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a prononcé d’importantes sanctions pécuniaires à l’encontre des sociétés Danske et Equinor, fournisseurs de gaz, au titre de la méconnaissance de l’article 5 du règlement européen concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie (REMIT).

L’article 5 du règlement REMIT prévoit qu’il est interdit de procéder ou d’essayer de procéder à des manipulations de marché sur les marchés de gros de l’énergie.

Les termes de manipulation de marché sont définis par le point 2) de l’article 2 du règlement REMIT. Aux termes de cet article, plusieurs pratiques peuvent être qualifiées de manipulation de marché parmi lesquelles « le fait d’effectuer toute transaction ou d’émettre tout ordre pour des produits énergétiques de gros qui (…) fixe ou tente de fixer, par l’action d’une ou de plusieurs personnes agissant de manière concertée, le prix d’un ou plusieurs produits énergétiques de gros à un niveau artificiel à moins que la personne ayant effectué la transaction ou émis l’ordre établisse que les raisons qui l’ont poussée à le faire sont légitimes et que cette transaction ou cet ordre est conforme aux pratiques de marché admises sur le marché de gros de l’énergie concerné ».

Au cas présent, en 2019 et 2020, le point d’interconnexion entre la France et l’Espagne a été considéré comme « congestionné » à la suite des demandes de réservation des sociétés Danske (82.286 kWh/h, soit la capacité maximale) et Equinor (1 kWh/h, soit la capacité minimale), aux premiers tours des enchères annuelles de capacités de transport de gaz.

La saturation des enchères qui en a résulté a conduit à la suppression des multiplicateurs tarifaires prévu par les délibérations de la CRE, diminuant le prix d’acquisition des capacités infra-annuelles, au bénéfice de la société Danske.

Dans sa décision en date du 20 janvier 2025 ici commenté, le CORDIS retient que les sociétés Danske et Equinor ont procédé à des manipulations de marché en 2019 et en 2020, à l’occasion des enchères susmentionnées.

Le CORDIS considère ainsi :

• que les réservations aux premiers tours des enchères litigieuses effectuées par la société Danske revêtaient un caractère non authentique envoyant un signal faux ou trompeur et, partant, sont constitutives de manquement à l’article 5 du règlement REMIT ;
• qu’il résulte d’un faisceau d’indices graves, précis et concordants que les réservations des sociétés Danske et Equinor aux enchères litigieuses doivent être regardées comme une action concertée visant à fixer le prix des capacités infra-annuelles à un niveau artificiel, au sens de l’article 2(2) a) ii) dudit règlement.

Le CORDIS a par conséquent sanctionné la société Danske à hauteur de 8 millions d’euros et la société Equinor à hauteur de 4 millions d’euros.

Il s’agit de la première décision du CORDIS relative à une pratique concertée au sens de l’article 2(2) a) ii) du règlement REMIT.

L’article 75 I A de la loi de finances pour 2025 prévoit la modification de plusieurs articles du Code des impositions sur les biens et services afin de faire bénéficier aux participants à certaines opérations d’autoconsommation collective d’une exonération de l’accise sur l’électricité.

Ainsi, l’article L. 312-79 du Code des impositions sur les biens et services a été modifié pour prévoir un taux d’accise nul dans l’hypothèse où l’électricité produite est consommée dans le cadre d’une opération d’autoconsommation répondant aux critères de l’article L. 312-87.

Quant à l’article L. 312-87 du Code des impositions sur les biens et services, il a également été modifié afin de prévoir que l’électricité consommée pour les besoins des activités des consommateurs participant à une opération d’autoconsommation collective bénéficie de l’exonération d’accise dès lors que les conditions supplémentaires suivantes sont remplies :

• l’électricité est produite à partir d’une source d’énergie renouvelable (éolienne, solaire, géothermique, marine, hydroélectrique, énergie ambiante, biomasse, gaz de décharge, gaz des stations d’épuration d’eaux usées ou gaz produit à partir de la biomasse)
• la puissance installée sur le site de production est inférieure à un mégawatt.

Dès lors que ces conditions seront remplies, l’électricité consommée par les consommateurs participant à une opération d’autoconsommation collective au sens de l’article L. 315-2 du Code de l’énergie sera donc exonérée de l’accise sur l’électricité.

Cet allègement des charges pesant sur les participants devrait inciter de plus en plus de producteurs et de consommateurs à rejoindre de telles opérations.

Un décret n° 2024-1249 du 30 décembre 2024 relatif aux aides pour l’électrification rurale, qui avait fait l’objet d’un commentaire dans notre Lettre d’actualité juridique énergie environnement mobilité du mois dernier, brève de janvier 2025, a modifié les règles d’attribution et de gestion du dispositif de financement des aides aux collectivités pour l’électrification rurale (Facé).

Comme le prévoyait ce décret, un arrêté devait venir préciser ses modalités d’application, c’est désormais chose faite suite à la publication de l’arrêté du 21 février 2025. Parmi les apports de cet arrêté, on signalera notamment les éléments ci-après décrits.

En premier lieu, l’arrêté prévoit, à son article 1^er et à son annexe A, la méthode de calcul par laquelle seront réparties les dotations départementales pour chacune des sous-catégories suivantes :

• Concernant le renforcement des réseaux, la dotation sera fixée au prorata du coût de résorption du stock de départ basse tension mal alimenté sur la zone rurale du département. L’arrêté prévoit la formule permettant de calculer le coût de résorption du stock, cette dernière incluant notamment une prise en compte d’un coefficient haute montagne et d’un coefficient Outre-Mer.
• Concernant l’extension des réseaux, la dotation sera fixée à 50 % en fonction du flux déterminé à partir des variations de puissance souscrite des clients de la zone rurale alimentés en basse tension et à 50 % en fonction de la variation de la population dans le département.
• Concernant l’enfouissement pour raisons environnementales, la dotation est fixée à 70 % au prorata de la longueur des lignes basse tension aérienne en zone rurale et à 30 % au prorata des travaux d’amélioration esthétique financés par les maîtres d’ouvrage sur leurs fonds propres. Les conditions de calcul de ce dernier élément sont précisées par l’arrêté.
• Concernant la sécurisation des réseaux à fils nus, la dotation est fixée à 70 % au prorata de la longueur des fils nus en zone rurale et à 30 % au prorata de la densité des clients sur les départs comportant des fils nus.

Rappelons que le décret du 30 décembre 2024 prévoit à son article 3 que les dotations attribuées au titre des autres sous-catégories le sont de manière individuelle et par projet ; raison pour laquelle leur méthode de calcul n’est pas prévue par l’arrêté.

A son annexe B l’arrêté précise également les modalités selon lesquelles le Ministre peut décider de minorer les dotations, il y est notamment prévu les cas suivants :

• Lorsque les autorités organisatrices du réseau public de distribution d’électricité dans le département n’ont pas procédé au regroupement de compétence (minoration de 10 % lorsque deux bénéficiaires se trouvent sur le département et de 20 % lorsque plus de deux bénéficiaires se trouvent sur le département).
• Lorsque le rythme d’utilisation des subventions est insuffisant (5 % de minoration pour un retard de plus d’un an et demi, 10 % pour un retard de plus de deux ans, 20 % pour un retard de plus de trois ans).
• Lorsqu’une dotation n’est pas utilisée (minoration pouvant aller jusqu’à 10 %).
• Lorsque la dotation est utilisée de manière insuffisante (minoration équivalente à la part non utilisée).
• Lorsque les conditions relatives au versement de l’avance ne sont pas respectées, que les délais du solde de subvention sont dépassés ou encore dans le cas d’un solde de subvention non régularisé dans les délais.

En deuxième lieu, l’arrêté précise, à ses articles 2 et 3, les modalités de notification, de transfert et de report des dotations pour subventions.

Il établit également, à son article 4, la liste des éléments que doit contenir la demande de subvention afin d’être valide (notamment une note technique, des plans d’esquisse des ouvrages, l’avis du gestionnaire de réseau de distribution, l’avis du préfet de département, l’analyse technico-économique, l’accord foncier et un état prévisionnel dans certains cas) ainsi que la procédure de dépôt des demandes de subvention et d’attribution de ces dernières.

En troisième lieu, l’arrêté prévoit, à son article 8 que le barème des taux de subvention sera fixé à 80 % pour les sous-catégories extension de réseau, enfouissement pour raisons environnementales, renforcement des réseaux et sécurisation des réseaux à fils nus.

Pour les autres sous-critères, l’arrêté prévoit que le Ministre définira le taux en fonction du nombre de demandes de financement en rapport avec l’enveloppe budgétaire de la sous-catégorie concernée ainsi qu’en fonction du bénéfice que rapporte au réseau public de distribution l’opération subventionnée.

En quatrième lieu, à son titre III, l’arrêté prévoit les modalités relatives à l’utilisation des subventions et notamment les critères d’éligibilité des dépenses. Tandis qu’à son titre IV il indique les modalités de publicité des chantiers à prévoir ainsi que les modalités d’évaluation de l’utilisation des aides.

Enfin, en cinquième lieu, l’arrêté fixe, à son titre V, l’objet des sous-catégories d’aides mentionnées au I de l’article premier du décret en établissant une définition de chacune d’elles. Il convient de noter que le ministre chargé de l’Énergie n’a pas fait usage de la possibilité de créer une sous-catégorie exceptionnelle au titre de la catégorie principale ou de la catégorie spéciale, comme le lui permettait pourtant l’article premier du décret.

Publié au Journal officiel du 5 mars 2025, un arrêté du 21 février 2025, pris dans le prolongement de la délibération de la Commission de Régulation de l’Energie qui s’était prononcée le 18 décembre 2024 sur le projet soumis par le Gouvernement, a modifié les critères de l’autoconsommation collective étendue.

D’une part, cet arrêté réhausse à 5MW, au lieu de 3MW actuellement, le seuil de puissance cumulée des installations de production participant à une opération d’autoconsommation collective (art. 1^er).

D’autre part, une nouvelle dérogation au critère géographique de 2 km est créée. Cette dérogation peut être accordée aux projets répondant aux critères cumulatifs suivants :

• l’un des producteurs ou des consommateurs participants est une commune ou un EPCI à fiscalité propre ;
• l’ensemble des producteurs et des consommateurs participants sont des organismes publics ou privés exerçant une mission de service public ou des sociétés d’économie mixtes locales mentionnées à l’article L. 1522-1 du CGCT et leurs filiales ;
• les points de soutirage et d’injection sont situés exclusivement dans le ressort géographique de de l’établissement public de coopération intercommunale à fiscalité propre participant au projet ou auquel adhèrent la ou les communes participant au projet.

Aucun critère géographique exprimé en kilomètre n’est donc prévu pour ces projets, c’est le ressort géographique de l’EPCI à fiscalité propre qui constituera la limite territoriale.

Pour les projets remplissant ces critères, le plafond de puissance cumulée des installations de production est fixé à 10 MW. Il est à noter que la CRE avait préconisé de fixer ce plafond à 8 MW et qu’elle n’a donc pas été suivie par le Gouvernement.

Même si les ventes de voitures électriques en France ont fortement progressé entre 2019 et 2022, en raison notamment des incitations fiscales, des subventions nationales et locales, certaines réserves de la part des consommateurs continuent encore à persister, et peuvent s’expliquer notamment par un « déficit d’information » à l’égard des particuliers, ainsi qu’ « […] un manque de transparence dans les tarifs de l’énergie délivrée »[1].

Ainsi, le renforcement de la transparence lors de tous types de transactions portant sur les véhicules électriques s’avère particulièrement nécessaire.

C’est dans ce contexte qu’une proposition de loi visant à renforcer la transparence de l’information relative à la commercialisation des voitures électriques et à la distribution d’énergie, composée de deux articles, a été déposée le 4 février 2025 par le député M. Jean-Pierre Taite. Cette proposition de loi a été renvoyée devant la Commission des affaires économiques.

Son article premier crée trois obligations pesant sur les constructeurs et les vendeurs automobiles :

• L’obligation légale pour les constructeurs et vendeurs d’informer les acheteurs sur le temps de recharge à 100 % ;
• L’obligation d’indiquer la capacité batterie utilisable plutôt que la capacité totale ;
• L’obligation de communiquer clairement sur la garantie vieillissement de la batterie.

En outre, et cet aspect concernerait notamment les acteurs locaux gérant le service public visé à l’article L. 2224-37 du Code général des collectivités territoriales, relatif aux Infrastructures de Recharge de Véhicules Electriques (IRVE), le deuxième article de la proposition de loi crée, à l’égard de tous les opérateurs de bornes de recharges, une obligation d’affichage du prix de vente du kWh et du coût total en euros de la recharge effectuée, dans les différents points de vente.

À cet égard, une enquête Ipsos d’avril 2024, pour l’association pour le développement de la mobilité électrique indiquait que 50 % des conducteurs de véhicules électriques interrogés sur les conditions tarifaires des bornes de recharges estimaient que ces dernières n’étaient « pas assez explicites »[2].

Or, il convient de rappeler que le règlement Alternative fuel infrastructure régulation dit AFIR[3], qui est entré en vigueur le 13 avril 2024 précise que, désormais, le prix par kWh doit être communiqué à l’utilisateur « avant le démarrage d’une session de recharge », quel que soit l’opérateur. Ainsi, ce règlement impose que le prix de vente soit rendu visible directement sur la station de recharge.

Or, la proposition de loi permet d’aller plus loin que le règlement européen qui exige l’affichage de l’information une fois que l’utilisateur se trouve devant la borne. En effet, il ressort de l’exposé des motifs qu’elle vise à imposer, en amont des stations de recharges, que le prix TTC en euros du kWh soit indiqué sur des totems ou des panneaux d’affichage, depuis la voie publique, à l’instar de la règlementation en matière de tarifs de l’essence et du gazole.

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[1] Exposé des motifs de la proposition de loi

[2] Enquête IPSOS – Avere-France auprès des utilisateurs de véhicules électriques, 3 avril 2024

[3] Règlement 2023/ 1804 sur le déploiement d’une infrastructure pour carburants alternatifs, 13 septembre 2023

Le 12 février 2025, le Gouvernement a mis en consultation un projet d’arrêté modifiant le soutien au développement du photovoltaïque sur les bâtiments, hangars, et ombrières, à la suite d’échanges engagés fin 2024 par la direction générale de l’énergie et du climat et la direction générale des entreprises, avec le syndicat des énergies renouvelables (SER), et le syndicat des professionnels de l’énergie solaire (Enerplan)[1].

Pour rappel, le dispositif de guichet ouvert pour les panneaux photovoltaïques est un mécanisme mis en place par les pouvoirs publics pour soutenir le développement de l’énergie solaire en France. En effet, ce dispositif permet aux exploitants de panneaux photovoltaïques de passer un contrat d’obligation d’achat avec EDF ou un autre opérateur agréé, au tarif d’achat fixé par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE).

Toutefois, tous les exploitants de panneaux solaires ne peuvent bénéficier de ce dispositif, dès lors que des critères d’éligibilités à l’obligation d’achat sont fixées par le Code de l’énergie[2]. Si à l’origine, le guichet ouvert ne s’adressait qu’aux installations de 100 kWc maximum, il a été étendu, par l’arrêté du 6 octobre 2021, aux installations de maximum 500 kWc (segment dit « S21 »).

Toutefois, dans son projet d’arrêté soumis à consultation, le Gouvernement envisage de réduire, de façon rétroactive au 1^er février, les niveaux de soutien aux projets solaires d’une puissance inférieure à 500 kWc.

Ce nouveau projet d’arrêté a pour objectif principal de réduire les dépenses publiques induites par la mise en œuvre du S21.

Or, les modifications sur le dispositif du guichet ouvert entraineraient d’importantes conséquences sur la filière solaire en France qui sont dénoncées notamment par le SER et Enerplan.

Selon le SER, cette réduction aurait pour effet de rendre déficitaires l’ensemble des projets solaires sur les bâtiments, hangars, et ombrières, en 2025. Dès lors, cette évolution reviendrait « dans les faits, à mettre un coup d’arrêt brusque à tous les futurs projets solaires sur les moyennes toitures et les ombrières de parking à court terme, mettant ainsi en risque la viabilité de centaines d’entreprises et de milliers d’emplois »[3].

Ainsi, le SER et Enerplan demandent au gouvernement de revenir sur sa position en maintenant le cadre tarifaire actuel pour le segment S21, le temps qu’un nouveau mécanisme soit mis en place, afin de sécuriser les investissements qui sont déjà engagés par la filière solaire en France.

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[1] En 2024, la Direction générale de l’Energie et du climat envisageait deux options de modification du S21, soit de passer du guichet ouvert jusqu’à 500 kWc en guichet fermé, soit de baisser le seuil d’éligibilité de l’arrêté tarifaire à 100 kWc.

[2] Art. L. 314-1 à L. 314-13 et D. 314-15 à R. 314-22 du Code de l’énergie

^[3] SER, Enerplan, communiqué de presse, 13 février 2025

CRE, délibération du 4 février 2025 portant projet de décision sur le tarif d’utilisation des réseaux publics de transport d’électricité (TURPE 7 HTB)

Par deux délibérations du 6 février 2025, la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) a publié ses propositions de décisions s’agissant du futur Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Electricité (TURPE) applicable sur la prochaine période tarifaire de 4 ans qui démarrera le 1^er août 2025.

La CRE relève la période tarifaire concernée par ce TURPE 7 « sera marquée par l’électrification des usages, notamment dans la mobilité, le bâtiment et l’industrie, et par la croissance de la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables avec pour conséquence la poursuite du développement significatif du nombre de raccordements. Il sera également nécessaire, dans le même temps, d’améliorer la résilience des réseaux pour faire face au changement climatique ».

Ces enjeux impliquent des investissements importants ainsi que le souligne la CRE.

En effet, le nouveau TURPE se caractérise par la croissance forte des dépenses prévisionnelles d’investissement qui passent de 2,1 milliards d’euros en 2023 à 6,2 milliards d’euros en 2028 pour RTE, et de 5 milliards d’euros en 2023 à 7 milliards d’euros en 2028 pour Enedis.

La CRE propose également de faire évoluer la rémunération du capital des deux opérateurs, RTE et Enedis. Il résulte de la délibération que la marge sur actifs d’Enedis est de 2,5 % à laquelle s’ajoutent le taux de rémunération de ses capitaux propres régulés qui s’élève à 2,9 % et le taux de rémunération des emprunts financiers de 2,1 % pour la période.

Le nouveau tarif intègre par ailleurs des moyens en hausse pour RTE et Enedis, s’agissant notamment de la maintenance et des charges de personnel.

Sera par ailleurs mise en œuvre dans le cadre de ce futur TURPE 7, la généralisation progressive des heures creuses l’après-midi en été à partir de l’automne 2025, et ce afin de bénéficier de la production photovoltaïque abondante et peu chère en après-midi et notamment en été.

On retiendra encore la mise en œuvre d’une régulation incitative en particulier s’agissant des délais de raccordement. La CRE relève en effet dans sa délibération que durant la période TURPE 6, la performance d’Enedis en la matière s’est avérée inférieure aux objectifs fixés.

Le texte va désormais être soumis pour avis au Conseil Supérieur de l’Energie.

Le 17 février dernier, le ministère de l’Économie et de l’Énergie a publié sur son site son rapport d’évaluation des tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE) en France.

Ce rapport est établi sur la base des analyses préalablement transmises par la Commission de régulation de l’énergie (la CRE) et l’Autorité de la concurrence, qui l’on s’en souvient, partageaient des positions antagonistes au sujet de l’avenir des TRVE (commentées ici).

Il sera ensuite soumis à la Commission européenne qui pourrait trancher de leur sort.

C’est pour nous l’occasion de revenir sur le rôle actuel et futur des TRVE sur le marché de l’électricité.

Un cadre discuté

Le service public de la fourniture d’électricité aux tarifs réglementés, une exception française

Les TRVE ont été créés en 1946 avec le monopole d’EDF et des entreprises locales de distribution (ELD) afin de garantir un accès équitable à l’électricité pour tous.

L’ouverture à la concurrence du marché de la fourniture d’électricité sous le coup du droit de l’Union européenne a ensuite permis aux consommateurs de choisir entre la souscription d’offres d’électricité aux prix du marché (indifféremment proposées par les fournisseurs historiques comme les fournisseurs alternatifs d’électricité) ou aux TRVE (exclusivement proposés par les fournisseurs historiques que sont EDF et les ELD et pourvu qu’ils y soient éligibles).

Dans cette configuration du marché intérieur de l’électricité, la fourniture d’électricité aux tarifs réglementés de vente constitue un service public relevant de la compétence des autorités organisatrices de la distribution d’électricité (article L. 121-5 du Code de l’énergie) au même titre que le service public de la distribution (article L. 2224-31 du Code Général des collectivités territoriales).

Pourtant, au sens de la Commission européenne, les prix de vente de l’électricité doivent être librement fixés par les fournisseurs et la possibilité de fixer des tarifs réglementés n’est qu’une dérogation offerte aux Etats à titre transitoire : « Dans le but d’assurer une période transitoire permettant d’établir une concurrence effective entre les fournisseurs pour les contrats de fourniture d’électricité et de parvenir à une fixation pleinement effective des prix de détail de l’électricité fondée sur le marché conformément au paragraphe 1, les États membres peuvent mettre en œuvre des interventions publiques dans la fixation des prix pour la fourniture d’électricité aux clients résidentiels et aux microentreprises qui ne bénéficient pas d’interventions publiques en vertu du paragraphe 3. » (Article 5 de la directive du 5 juin 2019 relative au marché intérieur de l’électricité).

C’est la raison pour laquelle cette même directive a instauré la transmission par chaque Etat, pour examen à la Commission européenne, d’un rapport sur les interventions publiques effectuées à titre dérogatoire sur les tarifs d’électricité. C’est l’objet du rapport que vient de publier le ministère de l’Économie et de l’Énergie.

L’éligibilité aux tarifs réglementés de vente d’électricité en question

Les TRVE étaient déclinés en catégories tarifaires (à savoir les tarifs dits « Bleus », « Jaunes » et « Verts ») selon la tension et la puissance de raccordement souscrite par le consommateur pour le site concerné.

Sur la base de ces catégories, l’éligibilité des consommateurs aux TRVE a été réduite par deux fois. La loi du 7 décembre 2010 dite loi « NOME » est d’abord venue supprimer à compter de 2016 les TRV « Jaune » et « Vert », auxquels étaient éligibles les sites ayant une puissance de soutirage supérieure à 36 kVA. Puis la loi du 8 novembre 2019 relative à l’énergie et au climat est encore venue restreindre l’éligibilité des TRV « Bleu » (seule tarification maintenue donc) pour la réserver au bénéfice des particuliers et petits consommateurs résidentiels.

La crise énergétique s’est alors invitée dans le paysage, exposant à la volatilité des prix de l’électricité des consommateurs devenus inéligibles aux TRVE, ou y ayant délibérément renoncé au profit d’offres de marché plus compétitives, et dont les caractéristiques et les connaissances du marché de l’électricité sont pourtant proches de celles des usagers de sites souscrivant pour une puissance inférieure à 36kVa.

Afin de rétablir cohérence et équité dans ce traitement tarifaire des usagers, la récente loi du 11 avril 2024 visant à protéger le groupe Électricité de France d’un démembrement a élargi l’éligibilité des TRVE à compter du 1^er février 2025 en supprimant le plafond de 36 kVA pour la puissance souscrite des sites (voir notre commentaire de cette loi ici).

Ainsi tous les consommateurs résidentiels, les très petites entreprises (ci-après « TPE ») et les petites collectivités peuvent, depuis le 1^er février 2025, et quelle que soit la puissance sollicitée, souscrire un TVE auprès du fournisseur historique de leur zone de desserte.

Ce faisant, contre vents et marées, la pertinence des TRVE est réaffirmée.

Et pour cause, ces tarifs, par leur méthode de construction, semblent jouer un rôle « d’amortisseur des variations de prix »[1] tout en permettant une concurrence effective sur le marché de l’électricité.

La structure des tarifs réglementés, vecteur de stabilité

On rappellera en effet que par application de l’article L. 337-6 du Code de l’énergie, les TRVE sont établis selon une méthode dite « d’empilement des coûts », par l’addition :

• du prix d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH), appelé à disparaître au 31 décembre 2025 (disparition commentée ici) ;
• du coût du complément d’approvisionnement au prix de marché ;
• du coût de la garantie de capacité ;
• des coûts d’acheminement de l’électricité ;
• des coûts de commercialisation ;
• d’une rémunération normale de l’activité de fourniture.

Le niveau des TRVE reflète ainsi les coûts supportés par un fournisseur aussi efficace que les fournisseurs historiques, incitant donc les fournisseurs alternatifs à développer une concurrence effective et efficace sur le marché.

Par ailleurs, la part des coûts liés à l’approvisionnement en électricité des TRVE (regroupant les coûts susvisés liés à d’accès à l’ARENH ainsi qu’au complément d’approvisionnement au prix de marché) est lissé sur 24 mois, ce qui permet de protéger les consommateurs de variations importantes des prix du marché.

C’est principalement du fait de ces caractéristiques que le Gouvernement considère dans son rapport que le dispositif des TRVE permet l’atteinte « d’objectifs d’intérêt économique général, notamment de stabilité des prix, de sécurité d’approvisionnement et de cohésion sociale et territoriale ».

Il estime ainsi – contrairement à ce qu’avait estimé l’Autorité de la concurrence dans son rapport publié en novembre dernier et commenté ici – que ceux-ci doivent être maintenus. Il propose toutefois la mise en œuvre et l’étude de certaines mesures pour améliorer le marché de détail de l’électricité.

Ce que le rapport ne dit pas ou du moins pas explicitement, c’est qu’il doit ensuite être soumis à la Commission européenne à qui il pourrait revenir de trancher définitivement le sort des TRVE.

Des perspectives annoncées

Les pistes du Gouvernement

Si le Gouvernement ne partage pas la position de l’Autorité de la Concurrence sur la suppression des TRVE à l’avenir, il la rejoint sur plusieurs des propositions émises avec la CRE dans leurs rapports respectifs.

En ce sens, le Gouvernement annonce notamment :

• qu’il sera demandé aux fournisseurs historiques (à la société EDF comme aux ELD donc) de mettre en œuvre les actions nécessaires afin de garantir que le processus de souscription aux contrats de fourniture n’induise aucune confusion entre les TRVE et les offres de marché. Ces derniers devront soumettre à la CRE d’ici le 1^er juillet 2025 les mesures prises en ce sens.
• que le dispositif de comparateur d’offres du Médiateur National de l’énergie (dont la création avait été commentée ici) sera développé et les lignes directrices pour le renforcement de la protection des consommateurs d’électricités de la CRE (analysées ici) renforcées. Et ce, notamment à travers de nouvelles exigences pour les fournisseurs en matière d’informations précontractuelles ou de modification des contrats de fourniture en cours ;
• que la désignation d’un fournisseur de dernier recours, suggérée par l’Autorité de la Concurrence et la CRE, serait redondante avec le dispositif des TRVE, mais qu’un appel d’offres doit en revanche être lancé pour désigner un nouveau fournisseur de secours:

En effet, le Gouvernement considère que la désignation d’un fournisseur de dernier recours pour assurer la continuité de la fourniture d’électricité – pertinente sur le marché du gaz – est inutile en matière de fourniture d’électricité alors qu’EDF et les ELD ont l’obligation de service public de fournir les TRVE. Il précise toutefois qu’un appel d’offre sera prochainement lancé pour désigner un fournisseur de secours ayant vocation à remplacer les fournisseurs en cas de défaillance[2], fonction assurée par EDF à titre « transitoire » depuis 2021 ;

• qu’il va réaliser une étude approfondie de la possibilité d’ouvrir à tous les fournisseurs la faculté de proposer des TRVE: l’Autorité de la concurrence notait en effet dans son rapport que « la possibilité de distribuer des TRV pourrait à ce titre être ouverte à tous les fournisseurs. Une telle évolution impliquerait une évaluation de la charge ou au contraire du bénéfice que représente cette obligation de service public. ». Sans encore se prononcer sur l’opportunité d’un tel élargissement des TRVE, le Gouvernement estime que cette piste sera étudiée. Devront notamment être analysées la possibilité d’imposer aux fournisseurs alternatifs les contraintes inhérentes au service public de la fourniture d’électricité ainsi que les conséquences de cet élargissement sur les modalités de calcul des TRVE.

Sur ce dernier point, il nous semble important que l’accent soit mis sur toutes les caractéristiques du service public de fourniture d’électricité aux TRVE afin de ne pas réduire ce service public à la seule délivrance d’un tarif. Ce service public se caractérise en effet avant tout par sa continuité et d’autres caractéristiques pourraient utilement y être réaffirmées (origine de l’électricité fournie, protection des usagers consommateurs, …), sous l’autorité des autorités organisatrices de cette activité dont il faut souligner le caractère local.

Et demain ?

Le Gouvernement et son rapport n’auront pas nécessairement le dernier mot sur l’avenir des TRVE.

L’article 5 de la directive du 5 juin 2019 relative au marché intérieur de l’électricité prévoit en effet qu’« Au plus tard le 31 décembre 2025, la Commission réexamine la mise en œuvre du présent article visant à parvenir à une fixation des prix de détail de l’électricité fondée sur le marché, et présente un rapport sur cette mise en œuvre au Parlement européen et au Conseil assorti ou suivi, s’il y a lieu, d’une proposition législative. Cette proposition législative peut comprendre une date de fin pour les prix réglementés. »

A l’issue de l’examen du rapport du Gouvernement sur les TRVE, la Commission européenne pourrait donc revenir sur leur existence par une proposition législative ou, au contraire, donner un nouvel élan aux TRVE.

Ce sera alors l’occasion de penser autrement ce service public de la fourniture aux TRVE comme une mission de service public local à part entière.

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[1] Expression utilisée par le Ministère dans son rapport d’évaluation des ministres chargés de l’Économie et de l’Énergie, page 10.

[2] Voir en ce sens article L. 333-33 du Code de l’énergie

Dans cette affaire, la société Enedis devait raccorder plusieurs appartements d’une copropriété à la suite de travaux importants qui y étaient réalisés. Plus précisément, le gestionnaire du réseau de distribution devait créer une nouvelle colonne montante dans le bâtiment et installer de nouveaux compteurs électriques.

L’un des propriétaires concernés, insatisfait de la solution technique qui lui a été proposée par la société Enedis quant à la pose de son compteur électrique et du refus de cette dernière d’accepter la solution retenue par un expert mandaté dans cette affaire, avait saisi le CORDIS.

A ce titre, le CORDIS rappelle que les travaux en cause ne constituent pas un renouvellement de compteur au sein d’une installation intérieure mais, en s’inscrivant dans une opération de raccordement, s’entendent d’une création d’un nouveau branchement. Le CORDIS rappelle alors qu’une telle opération doit être réalisée de manière objective, transparente et non discriminatoire ainsi que dans le respect de la réglementation technique, des règles de l’art et des prescriptions posées par le cahier des charges de la concession applicable[1], afin notamment d’assurer la sécurité des personnes.

Au cas présent, le CORDIS considère que répond à ces conditions l’installation d’un nouveau compteur à l’intérieur de l’appartement du requérant (dans le couloir proche de la porte d’entrée) en remplacement du compteur existant situé dans les parties communes (emplacement où le propriétaire souhaitait qu’y soit installé le nouveau compteur), et accompagné d’un habillage esthétique raisonnable à la charge d’Enedis.

Cette position permet de conclure que les travaux d’habillage esthétique des compteurs électriques peuvent être mis à la charge du gestionnaire du réseau de distribution afin d’offrir au propriétaire une solution technique minimisant la gêne occasionnée par la pose de l’ouvrage. Ceux-ci sont pourtant, dans les faits, peu souvent proposés aux propriétaires.

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[1] Notamment ses articles 6 et 29, qui conformément au modèle de cahier des charges de concession de distribution publique d’électricité établi en 2017, sont respectivement relatifs aux opérations de raccordement et aux ouvrages de branchements.