La dispense de TVA de l’article 257 bis s’applique aux cessions d’immeubles comptabilisés en stock

Dans un arrêt devenu définitif, la Cour d’appel de Lyon a décidé que la dispense de TVA prévue à l’article 257 bis du CGI s’applique aux immeubles comptabilisés en stock.

L’article 257 bis du CGI dispense de TVA les livraisons et les prestations de services lorsqu’elles sont réalisées entre redevables de la taxe à l’occasion de la transmission à titre onéreux ou à titre gratuit ou sous forme d’apport à une société, d’une universalité totale ou partielle de biens.

Cet article transpose la faculté offerte par les articles 19 et 29 de la directive 2006/112/CE permettant aux États membres de ne pas exiger l’imposition à la TVA des cessions de biens et des prestations de services réalisées dans le cadre de la transmission à titre onéreux ou à titre gratuit ou sous forme d’apport à une société d’une universalité totale ou partielle de biens dès lors que le bénéficiaire continue la personne du cédant, tout en les autorisant à prendre, le cas échéant, les dispositions nécessaires pour éviter des distorsions de concurrence dans le cas où le bénéficiaire n’est pas un assujetti total.

Lorsqu’il est applicable, ce régime a pour conséquence au plan de la TVA, que le bénéficiaire de la transmission est réputé continuer la personne du cédant.

Il est donc tenu, s’il y a lieu, d’opérer les régularisations du droit à déduction et les taxations de cessions ou de livraisons à soi-même qui deviendraient exigibles postérieurement à la transmission d’universalité et qui auraient en principe incombé au cédant si ce dernier avait continué à exploiter lui-même l’universalité. La transmission n’a pas pour effet de faire courir un nouveau délai de régularisation chez le bénéficiaire. (BOI-TVA-DED-60-20-10)

En pratique, la vente qui bénéficie de la dispense requiert donc un transfert d’informations relatives à la TVA entre le vendeur et l’acquéreur d’un immeuble.

L’administration fiscale exige simplement que le vendeur et l’acquéreur mentionnent le montant total hors taxe de la vente bénéficiant de la dispense sur la ligne 05 de la déclaration de TVA souscrite au titre de la période au cours de laquelle la cession est réalisée.

Cependant le preneur doit pouvoir justifier de ses droits à déductions et à régularisation, et notamment de la régularisation par vingtième, par une attestation du preneur (article 207 ann. II au GGI)

Jusqu’à présent, l’administration fiscale avait toujours conditionné l’application du régime de dispense au fait que les immeubles concernés soient immobilisés à la fois par le vendeur et par l’acheteur (BOI-TVA-CHAMP-10-10-50-10 position réaffirmée suite à des décisions rendues par le Conseil d’Etat le 23 novembre 2015).

La CAA de Lyon vient de juger, dans un arrêt devenu définitif depuis le 30 juin 2021 que la dispense de TVA était applicable à la vente d’un immeuble donné en location avec TVA lorsque l’acheteur continue l’activité locative soumise à la taxe même si le vendeur avait comptabilisé l’immeuble en stock.

 

Par Laetitia Pignier 
Avocate, Arbor-Tournoud & Associés

Parution du Décret « Gares »

L’article L. 2121-17-4 du Code des transports, créé par l’ordonnance du 12 décembre 2018 portant diverses dispositions relatives à la gestion de l’infrastructure ferroviaire et à l’ouverture à la concurrence des services de transport ferroviaire de voyageurs, a prévu que les autorités organisatrices des transports ferroviaires de voyageurs puissent se voir déléguer, par SNCF Gares & Connexions (filiale de SNCF Réseau), la gestion de certaines gares principalement utilisées par les services conventionnés de leur ressort qu’elles organisent.

Concrètement, dans les gares dites « mono AO » (autorité organisatrice), une partie des prestations de gares peuvent être déléguées à l’AO, laquelle peut ensuite soit s’en charger elle-même, soit les confier à un opérateur dans le cadre d’un contrat de service public de transport ferroviaire de voyageurs.

Ces dispositions légales, remettant en cause le modèle de gestionnaire unique des gares de voyageurs, devaient être précisées par décret en Conseil d’Etat, notamment afin de préciser plus finement les conditions d’éligibilité à ce dispositif et le champ des prestations délégables.

Un projet de décret avait été soumis à l’avis de l’Autorité de régulation de transports, suscitant des critiques appuyées (Avis n° 2020-064 du 8 octobre 2020).

Mettant fin à l’attente des AO ayant déjà lancé leurs premières procédures de mise en concurrence ou sur le point de le faire, le texte définitif est paru au Journal Officiel le 22 juillet dernier.

Parmi les dispositions phares, on peut relever que les gares éligibles au dispositif sont celles dans lesquelles le nombre d’arrêts marqués par des services conventionnés d’une même AO représente au moins 95 % du nombre total d’arrêts de services réguliers, ce seuil étant calculé en principe sur les deux derniers services annuels réalisés pour les gares existantes ou au regard du trafic prévisionnel des deux années à venir pour les nouvelles gares. Dans le projet de décret initial, ce seuil avait été fixé à 90 %, ce qui avait été critiqué par l’ART (autorité de régulation des transports).

Toutes les gares de voyageurs d’intérêt national, dites de catégorie A, sont par ailleurs exclues du dispositif.

Un système de délégation entre AO des compétences prévues par l’article L. 2121-17-4 du Code des transports, pour des raisons de territorialité, est par ailleurs prévu.

Les prestations pouvant être confiées par délégation sont classées en deux catégories :

  • Les prestations obligatoirement déléguées dès lors que l’AO décide de mettre en œuvre le dispositif prévu par l’article 2121-17-4 du Code des transports (et qu’une convention est effectivement conclue en ce sens avec SNCF Gares & Connexions, ce qui implique en tout état de cause que Gares & Connexions consente à cette mise en œuvre) : y figurent notamment l’ouverture et la fermeture de la gare et de ses bâtiments, l’accueil, l’information et l’orientation des passagers et du public, l’assistance à l’embarquement et au débarquement des trains des personnes handicapées ou à mobilité réduite, la vérification du bon état de fonctionnement et de la propreté des équipements et installations de la gare, la gestion et la prévention du risque incendie ;
  • Les prestations facultativement déléguées, lesquelles semblent pouvoir l’être « à la carte» : il s’agit notamment de prestations de surveillance, de gardiennage et de nettoyage de la gare ou de prestations de maintenance (maintenance courante des équipements et installations de la gare, à l’exception des équipements d’information collective à distance, et la maintenance lourde des installations).

Le décret apporte également des précisions sur le contenu de la convention qui doit être conclue entre Gares & Connexions et l’AO, les conditions de rémunération de la fourniture de ces prestations (coût des prestations majoré d’un bénéfice raisonnable « qui prend en compte la répartition des risques encourus par les parties ») ainsi que le timing de sa conclusion, celle-ci devant en principe l’être avant de la parution de l’avis d’appel public à la concurrence du contrat de service public incluant ces prestations (ou seize mois avant la reprise en régie des prestations par l’AO, le cas échéant). Si ce calendrier ne peut pas être respecté parce que l’avis de publicité a déjà été publié au moment de la parution du décret – ce qui est le cas pour certaines régions en France – la convention doit être conclue dans les meilleurs délais et en tout état de cause avant l’attribution du contrat de service public ou la reprise en régie.

Si des prestations déléguées sont confiées à un opérateur ferroviaire, une convention tripartite doit par ailleurs être conclue entre SNCF Gares & Connexions, l’AO et l’opérateur, dont le contenu ne peut pas aller au-delà de la convention bipartite signée entre ces deux premières entités, et est limité aux gares et prestations qui lui sont effectivement confiées par l’AO (par exemple si l’AO décide de gérer certaines prestations en régie et, partant, n’en confier qu’une partie à l’opérateur ferroviaire).

Par ailleurs, à la demande de l’AO, des relations financières peuvent être mises en place directement entre Gares & Connexions et l’opérateur, afin d’éviter des flux inutiles.

L’ART avait fortement critiqué la complexité des relations techniques créées entre le gestionnaire des gares, les AO et les transporteurs, y voyant des risques d’inefficacité et de renchérissement des coûts.

Le décret étant paru, reste maintenant aux AO souhaitant s’emparer de ce dispositif de se rapprocher de SNCF Gares & Connexions, afin d’initier les discussions portant sur les gares et prestations à déléguer et sur la conclusion des conventions bipartites.

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Gestion de l’eau : renforcement du cadre règlementaire de la gestion quantitative de l’eau et des situations de sécheresse

Décret n° 2021-807 du 24 juin 2021 relatif à la promotion d’une utilisation efficace, économe et durable de la ressource en eau, en application de l’article L. 211-1 du code de l’environnement

 

La gestion de la ressource en eau est un sujet au cœur de l’actualité, avec la publication, attendue, au Journal officiel du décret du 23 juin 2021 apportant des précisions et renforçant le cadre règlementaire en matière de gestion quantitative de la ressource en eau et de gestion de cette ressource en situation de sécheresse. La consultation de ce décret, qui s’était tenue en janvier 2021, avait recueilli plus de 1.150 commentaires.

 

1- Le décret introduit notamment une nouvelle sous-section au sein du Code de l’environnement, relative à l’« utilisation efficace, économe et durable de la ressource en eau », aux articles R. 211-21-1 et suivants du Code de l’environnement, qui apporte plusieurs précisions sur la notion et l’évaluation de volume prélevable.

Cet article énonce tout d’abord que les volumes d’eau dont les prélèvements sont autorisés devront permettre de concilier les différents usages anthropiques et le bon fonctionnement des milieux aquatiques. La notion de volume prélevable est à cet égard précisée, le texte énonçant notamment que celui-ci correspond au « volume maximum que les prélèvements directs dans la ressource en période de basses eaux, autorisés ou déclarés tous usages confondus, doivent respecter en vue du retour à l’équilibre quantitatif à une échéance compatible avec les objectifs environnementaux du schéma directeur d’aménagement et de gestion des eaux [SDAGE] ». Il est ainsi prévu que le volume prélevable soit celui « pouvant statistiquement être prélevé huit années sur dix en période de basses eaux dans le milieu naturel aux fins d’usages anthropiques ».

La détermination des volumes prélevables fait ainsi l’objet d’une évaluation, dont les conditions et les modalités de mises en œuvre (périmètre de l’évaluation, éléments devant être pris en compte selon la masse d’eau considérée) sont précisées au sein du nouvel article R. 211-21-2 du Code de l’environnement. Le contenu de l’étude d’impact d’une demande d’autorisation unique de prélèvement est en outre désormais détaillé à l’article D. 181-15-1, II du Code de l’environnement, lequel prévoit notamment que cette étude d’impact devra contenir un argumentaire justifiant la compatibilité des volumes demandés avec le bon fonctionnement des milieux.

2- La gouvernance pour l’évaluation des volumes prélevables est définie à l’article R. 213-14, II du Code de l’environnement. Le Préfet coordonnateur de bassin est ainsi placé au cœur de ce processus en ce qu’il est chargé de piloter et coordonner une stratégie d’évaluation des volumes prélevables.

Il sera appuyé, pour la réalisation et la mise à jour des études d’évaluation des volumes prélevables, par un comité de concertation composé de représentants des intérêts de la protection de l’environnement, de la pêche, des usages agricoles, industriels et domestiques de l’eau, ainsi que, notamment, de représentants de la commission locale de l’eau, de l’établissement public territorial de bassin ou encore des collectivités compétentes en matière de prélèvement d’eau destinée à la consommation humaine.

3- Le cadre règlementaire en cas de situation de sécheresse est par ailleurs renforcé.

Quatre niveaux de gravité de la situation sont définis : vigilance, alerte, alerte renforcée et crise. Avant l’adoption de ce décret, la circulaire du 18 mai 2011 relative aux mesures exceptionnelles de limitation ou de suspension des usages de l’eau en période de sécheresse énonçait que les Préfets devaient définir des seuils de déclenchement des restrictions et des mesures associées, ces seuils devant de préférence se limiter à trois niveaux (seuil d’alerte, seuil d’alerte renforcée, seuil de crise). Le décret du 23 juin procède ainsi à une harmonisation en la matière.

Des mesures de restrictions sont mises en œuvre au sein de zones d’alerte définies par le Préfet selon les modalités prévues à l’article R. 211-67 du Code de l’environnement. Lorsqu’une telle zone est définie, les usagers titulaires d’une autorisation, concession ou déclaration de prélèvement, stockage ou déversement doivent communiquer au Préfet leurs besoins (réels et prioritaires). Le Préfet adopte ainsi un arrêté-cadre définissant les zones d’alerte, les conditions de déclenchement des niveaux de gravité ainsi que les mesures de restrictions devant être mises en œuvre par catégorie et sous-catégorie d’usage et les conditions dans lesquelles, à titre exceptionnel, des adaptations de ces mesures peuvent être accordées à un usager en faisant la demande.

Il est en outre désormais précisé à l’article R. 211-66 du Code de l’environnement que les mesures adoptées en cas de sécheresse peuvent aller jusqu’à l’arrêt total des prélèvements de certaines catégories ou sous-catégories d’usage ou activité, mais des dérogations peuvent être accordées exceptionnellement par le Préfet à un usager si celui-ci en fait la demande et dans les conditions définies par l’arrêté-cadre.

Le Préfet coordonnateur de bassin fixe par arrêté, dans les conditions prévues à l’article R. 211-69 du Code de l’environnement, les orientations devant être suivies par les arrêtés-cadres. Cette autorité fixe en outre des zones de répartition des eaux, dans le but de faciliter la conciliation des intérêts des utilisateurs de l’eau dans les zones présentant des insuffisances, en application de l’article R. 211-71 du Code de l’environnement.

4- Enfin, le décret apporte des précisions sur le contenu de l’autorisation unique de prélèvement, défini à l’article R. 214-31-2 du Code de l’environnement, et sur le plan annuel de répartition (article R. 214-31-3 du même code) contenu dans cette autorisation.

Un second décret relatif à la gestion de l’eau est également paru récemment au Journal officiel. Le décret n° 2021-807 du 24 juin 2021 relatif à la promotion d’une utilisation efficace, économe et durable de la ressource en eau, a été pris en application de l’article 69 de la loi dite économie circulaire du 10 février 2020, lequel avait modifié l’article L. 211-1 du Code de l’environnement. Ce décret prévoit ainsi que les demandes d’autorisation environnementale devront inclure, le cas échéant, « les mesures permettant une utilisation efficace, économe et durable de la ressource en eau notamment par le développement de la réutilisation des eaux usées traitées et de l’utilisation des eaux de pluie en remplacement de l’eau potable ». Cette nouvelle prescription est applicable aux demandes d’autorisation déposées après le 1er juillet 2021.

Ce décret impose ainsi aux installations classées pour la protection de l’environnement (ICPE) et aux installations, ouvrages, travaux et activités (IOTA)de réutiliser les eaux usées traitées et les eaux de pluie en lieu et place de l’eau potable. On notera toutefois que la formulation retenue ne permet a priori pas d’identifier clairement les hypothèses exactes dans lesquelles elle s’appliquerait dans la mesure où elle est prévue « le cas échéant ».

Rapports du comité de prospective de la CRE : l’enjeu de la coordination de la planification des investissements sur les réseaux

Lors d’un communiqué de presse, la Commission de régulation de l’énergie (ci-après la « CRE ») a publié les conclusions de quatre groupes de travail du Comité de prospective de la CRE sur les thématiques suivantes :

  • Groupe de travail n°1 : Les énergies marines
  • Groupe de travail n°2 : Nouvelles villes Nouveaux Réseaux
  • Groupe de travail n°3 : L’aval compteur
  • Groupe de travail n°4 : Le vecteur d’hydrogène

Créé à l’initiative du président de la CRE en octobre 2017, le Comité de prospective est un espace d’échanges et d’analyse réunissant les acteurs principaux du secteur de l’énergie afin d’apporter leur expertise au collège de la CRE, au Gouvernement et au Parlement, comme à tous les acteurs du secteur énergétique.

Les rapports ainsi publiés comportent des analyses intéressantes sur chacun des sujets étudiés :

  • Concernant le groupe de travail n°1 « Énergies marines » : le rapport présente un diagnostic du développement des énergies marines en France et formule 11 propositions consensuelles, pour assurer notamment l’avenir des parcs éoliens en mer français. Ces propositions s’appuient sur 3 axes : planification, simplification, acceptabilité.
  • Concernant le Groupe de travail n°3 « L’aval compteur » : le groupe de travail s’est penché sur la question du développement des services de pilotage des consommations, au profit des ménages et de la sobriété énergétique pour réfléchir aux meilleures façons d’encourager le suivi et le pilotage des consommations énergétiques par les ménages, tout en suscitant leur adhésion et en tenant compte de leur grande diversité.
  • Concernant le Groupe de travail n°4 « Le vecteur hydrogène » : le groupe de travail a développé une approche prudente du développement de l’hydrogène en prenant pour horizon 2030. Pour lui, la production d’hydrogène à partir de sources d’énergie renouvelables et bas carbone doit d’abord servir à réduire l’impact environnemental de l’industrie qui utilise de l’hydrogène dans son processus industriel. La rentabilité économique, soit la capacité de l’hydrogène renouvelable et décarboné à être concurrentiel face à l’hydrogène carboné sur le marché, n’est pas attendue avant

On retiendra plus spécifiquement que le rapport publié par le groupe de travail n° 2 « Nouvelles villes, nouveaux réseaux » propose d’adopter une « vision systémique de l’énergie » combinant l’ensemble des typologies de réseau et d’énergie.

Selon ce rapport, la complémentarité des réseaux d’énergie, particulièrement au niveau urbain, apparaît comme une source essentielle d’efficacité énergétique et présente un triple intérêt :

  • la valorisation de nouvelles sources d’énergie, en particulier issues de la chaleur fatale ;
  • le développement de la flexibilité, source d’efficacité énergétique et économique ;
  • l’ouverture à de nouvelles demandes d’énergie, concernant en particulier la mobilité.

Dans le cadre, le rapport propose une évolution des missions de la CRE dans les années à venir pour mieux prendre en compte la composante de couplage des réseaux.

Si une évolution de la mission de régulation tarifaire de la CRE n’apparait pas opportune, celle-ci pourrait néanmoins inciter davantage les opérateurs à intégrer les alternatives de couplage en lieu et place des renforcements de réseau.

Précisément le rapport envisage de compléter les missions de régulation de la CRE par une mission de régulation des investissements élargie aux réseaux non régulés : « Cela pourrait passer par une déconcentration de la CRE au niveau des territoires, pour réguler, conjointement avec les acteurs locaux, les investissements dans les réseaux énergétiques, à la maille locale et de façon intégrée. Si la régulation des investissements devait passer par la CRE, celle-ci devrait intégrer la vision des collectivités, dans une logique de soft régulation. La CRE pourrait ainsi faciliter le dialogue local, notamment concernant les négociations, entre les opérateurs et gestionnaires de réseaux et les collectivités en matière de coordination des réseaux ».

En conclusion toutefois, les membres du groupe de travail s’accordent sur l’existence de freins organisationnels et institutionnels au développement de synergies entre réseaux, notamment une insuffisance d’ingénierie au sein de certaines intercommunalités, des difficultés de planification, une absence d’arbitrage des investissements à la maille locale et une fiscalité énergétique insuffisamment incitative. Et on y ajoutera pour notre part la grande diversité des modes de gestion et le cadre concurrentiel ou en monopole des activités de réseaux à coordonner qui rend complexe une vision globale et complémentaire des réseaux.

Approbation par la CRE des sept projets de cahiers des charges d’appels d’offres pour le soutien à la production d’électricité d’origine renouvelable (ENR)

En application des articles L. 311-10 à L. 311-13-8 et R. 311-12 à R. 311-27-16 du Code de l’énergie qui régissent la procédure de mise en concurrence pour l’attribution d’un soutien à des installations de production d’énergie, la ministre chargée de l’énergie a saisi la Commission de régulation de l’énergie (CRE), le 8 avril 2021, de sept projets de cahiers des charges relatifs au soutien à la production d’électricité d’origine renouvelable pour la période 2021/2026, à savoir :

  • un appel d’offres en soutien à la production éolienne terrestre ;
  • un appel d’offres en soutien à la production photovoltaïque au sol ;
  • un appel d’offres en soutien à la production photovoltaïque sur bâtiments ;
  • un appel d’offres en soutien aux projets photovoltaïques innovants ;
  • un appel d’offres en soutien à la production hydroélectrique ;
  • un appel d’offres en soutien aux projets en autoconsommation ;
  • un appel d’offres technologiquement neutre.

Ces sept appels d’offres succèdent à ceux arrivés à terme fin 2020 ou début 2021 et s’inscrivent dans le cadre des objectifs de la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE) de capacités de production électrique d’origine renouvelable installées à horizon 2028.

Cette PPE prévoit une forte accélération du rythme de développement des énergies renouvelables, conduisant à une forte hausse des volumes appelés dans les appels d’offres, principalement pour le photovoltaïque et l’éolien.

Dans son avis, la CRE formule un certain nombre d’observations et recommandations au sujet des appels objet de la délibération ici commentée.

A l’attention des pouvoirs publics, la CRE suggère en particulier qu’ils doivent accompagner la croissance du développement des énergies renouvelables (ENR) par des politiques actives visant à favoriser la compétitivité des appels d’offres, parmi lesquelles :

  • la suppression des freins au développement des ENR : libérer du foncier, supprimer les contraintes excessives, simplifier et raccourcir les procédures administratives ;
  • la mise en place d’une clause de compétitivité simple et efficace ;
  • l’ajustement des volumes des périodes des appels d’offres en fonction des résultats observés lors des périodes précédentes et du développement des PPA par ailleurs.

La CRE insiste ainsi sur la nécessité que les hausses des volumes appelés ne se traduisent pas par des hausses des prix en sortie des appels d’offres, qui pèseraient très longtemps sur les finances publiques.

A ce dernier titre, la CRE appelle les pouvoirs publics à encourager le développement des contrats de gré-à-gré (également appelés Power Purchase Agreement ou PPA), qui concourent aux objectifs de la PPE sans coût ni risque pour les finances publiques.

 Enfin, la CRE recommande la suppression de l’appel d’offres autoconsommation, car cette filière est d’ores et déjà rentable sans soutien spécifique :

« La CRE considère que le soutien direct à l’autoconsommation pour les installations de plus de 500 kW n’est plus justifié et elle recommande donc la suppression de cet appel d’offres.

Parallèlement, afin de maintenir un soutien à l’autoconsommation, la CRE recommande de rouvrir la possibilité aux installations souhaitant autoconsommer une partie de leur production de candidater aux appels d’offres classiques, le taux d’autoconsommation y étant pour l’instant limité à 10 % dans les projets de cahiers des charges. Cette évolution doit se faire sans soutien direct à l’énergie autoconsommée, c’est-à-dire en ne rémunérant les producteurs que sur la partie injectée de l’énergie produite ».

Des recommandations qu’il conviendra de vérifier dans les appels d’offres de soutien à la production d’électricité d’origine renouvelable pour la période 2021/2026, à venir.

Compétence du juge judicaire pour connaître des dommages qui sont les conséquences certaines, directes et immédiates des servitudes instituées au profit des concessionnaires de distribution d’énergie

Dans une décision rendue le 14 juin 2021, le Tribunal des conflits a précisé l’ordre de juridiction compétent pour connaitre des dommages qui sont les conséquences certaines, directes et immédiates des servitudes instituées au profit des concessionnaires de distribution d’énergie, tels que la dépréciation de l’immeuble, les troubles de jouissance et d’exploitation, la gêne occasionnée par le passage des préposés à la surveillance et à l’entretien.

En l’espèce, des particuliers avaient acquis un terrain non bâti en vue d’y faire édifier une maison. Ce terrain étant grevé d’une servitude d’utilité publique relative au passage d’une ligne électrique aérienne à haute tension, ces particuliers avaient reçu une proposition écrite d’ERDF, devenue la société Enedis, pour un déplacement de la ligne électrique, à ses frais, compatible avec leur projet de construction, pour lequel ils avaient obtenu un permis de construire.

Alors que les travaux devaient débuter, Enedis les a informés que le déplacement ne pourrait avoir lieu selon le plan envisagé, dès lors qu’il supposait de déplacer un pylône implanté sur la parcelle voisine et que le propriétaire de celle-ci s’y refusait.

Faute d’accord avec Enedis sur une autre solution technique, ces particuliers ont renoncé à leur projet et mis en vente leur parcelle.

Ils avaient alors sollicité l’indemnisation de leur préjudice lié à l’impossibilité d’exercer leur droit de bâtir en raison de l’absence de déplacement de la ligne électrique.

Le Tribunal des conflits précise que : « Les préjudices dont M. E… et Mme A… demandent réparation sont liés à l’impossibilité d’exercer leur droit de bâtir en raison de l’absence de déplacement de la ligne électrique, quand bien même ils résulteraient de l’inexécution par Enedis de la convention qui aurait été conclue par suite de leur acceptation de la proposition relative aux modalités de déplacement de la ligne (…) ».

Le Tribunal rappelle ensuite des dispositions applicables du Code de l’énergie, à savoir : l’article L. 323-6 qui précise que : « La servitude établie n’entraîne aucune dépossession. La pose d’appuis sur les murs ou façades ou sur les toits ou terrasses des bâtiments ne peut faire obstacle au droit du propriétaire de démolir, réparer ou surélever. La pose des canalisations ou supports dans un terrain ouvert et non bâti ne fait pas non plus obstacle au droit du propriétaire de se clore ou de bâtir » et l’article L. 323-7 de ce Code dispose que : « Lorsque l’institution des servitudes prévues à l’article L. 23-4 entraîne un préjudice direct, matériel et certain, elle ouvre droit à une indemnité au profit des propriétaires, des titulaires de droits réels ou de leurs ayants droit. L’indemnité qui peut être due à raison des servitudes est fixée, à défaut d’accord amiable, par le juge judiciaire » .

Le Tribunal des Conflits conclut  : « En application de ces dispositions, si les conséquences des dommages purement accidentels causés par les travaux de construction, de réparation ou d’entretien des ouvrages relèvent de la compétence des juridictions administratives, en revanche, les juridictions judiciaires sont seules compétentes pour connaître des dommages qui sont les conséquences certaines, directes et immédiates des servitudes instituées au profit des concessionnaires de distribution d’énergie, tels que la dépréciation de l’immeuble, les troubles de jouissance et d’exploitation, la gêne occasionnée par le passage des préposés à la surveillance et à l’entretien ».

Insuffisance du cadre règlementaire relatif à la lutte contre les marées d’algues vertes en Bretagne

Cour des comptes, 2 juillet 2021, La politique publique de lutte contre la prolifération des algues vertes en Bretagne

 

Amenés à se prononcer sur la question de la suffisance du cadre réglementaire relatif à la lutte sont les marées d’algues vertes en Bretagne, le Juge administratif et la Cour des comptes ont tous deux considérés que les actions menées par l’Etat en Bretagne en la matière n’étaient pas satisfaisantes.

Cette politique, et la réglementation qui en découle, s’inscrivent principalement dans la lutte contre la pollution par les nitrates, la forte concentration de ceux-ci favorisant la prolifération des algues vertes.

 

1 – Tout d’abord, le Tribunal administratif de Rennes s’est, par un jugement du 4 juin 2021, prononcé sur la légalité du refus du Préfet de la Région Bretagne de modifier son arrêté du 2 août 2018 définissant le 6ème programme d’actions régional concernant la protection des eaux contre la pollution par les nitrates à partir de sources agricoles. Le programme d’action régional (PAR) est défini aux articles R. 211-80 et suivants du Code de l’environnement. Il vise à assurer la maîtrise des fertilisants azotés et la gestion adaptée des terres agricoles afin de limiter les fuites de nitrates pouvant affecter la qualité des eaux, et complète le plan d’action national en la matière.

L’association requérante avait, dans ce cadre, sollicité le Préfet afin que celui-ci modifie son 6ème plan d’action, en y intégrant notamment des mesures à caractère règlementaire permettant de réduire les fuites d’azote vers les bassins versants soumis à des marées d’algues vertes. Le Préfet de la Région Bretagne n’avait pas fait droit à cette demande, ce qui est contesté par la requérante.

La juridiction devait donc déterminer si le refus du Préfet d’inclure des mesures complémentaires au sein de son programme d’actions constituait une erreur manifeste d’appréciation de sa part.

Le Tribunal administratif relève alors que, si une amélioration de la qualité de l’eau est observée sur certains territoires bretons, celle-ci reste dégradée sur d’autres. Dès lors, le 6ème programme d’action ne pouvait, comme il l’a fait, reprendre dans l’essentiel les mesures contenues au sein du 5ème programme d’actions dès lors « qu’un renforcement des actions mises en œuvre demeure nécessaire afin de restaurer durablement la qualité de l’eau en Bretagne » et de prévenir le phénomène des marées vertes (§15). Autrement dit, eu égard à l’efficacité relative du 5ème plan d’actions, le 6ème aurait dû fixer un cadre règlementaire plus contraignant. Or, « le 6ème programme d’actions régional n’impose aucune mesure nouvelle suffisante de limitation des apports azotés sur les bassins versants concernés par les algues vertes » (§16). Le Juge se fonde notamment sur un avis de l’Agence de l’eau Loire-Bretagne qui avait indiqué que des mesures règlementaires ambitieuses étaient nécessaires pour garantir une meilleure qualité de l’eau.

En outre, le juge se prononce sur l’articulation entre la mise en œuvre de mesures contraignantes et incitatives. La juridiction relève ainsi que le programme d’actions régional renvoie, par une simple mention, au « plan de lutte contre les algues vertes » (PLAV)[1], qui est un dispositif contractuel et volontaire incitant à l’adoption de mesures non contraignantes. Or, la requérante soutient qu’« a été constaté l’échec de la mise en œuvre de tels moyens » (§17). Selon le juge, qui se fonde sur l’arrêté du 23 octobre 2013 relatif aux PAR, si les mesures incitatives existantes doivent être prises en compte lors de l’élaboration du PAR, celles-ci doivent être complétées par des mesures contraignantes lorsque les résultats qu’elles ont permis d’obtenir sont insuffisants. 

Le PAR ne pouvait donc énoncer seulement qu’ « en cas d’échec d’un projet de territoire, des dispositions règlementaires particulières seront prises, sur les bassins concernés », les conditions dans lesquelles des mesures supplémentaires seront adoptées étant insuffisamment précises.

La décision de refus de modifier le PAR est donc annulée, et il est enjoint au Préfet de la région Bretagne de compléter le 6ème PAR pour la durée de ce programme restant à courir (un nouveau plan d’action devant être adopté au plus tard en septembre 2022), et dans un délai 4 mois, afin de :

  • renforcer les mesures règlementaires de ce programme, afin de pallier les insuffisances constatées ;
  • définir un mécanisme d’adoption de mesures supplémentaires en cas d’insuffisance des mesures volontaires du PLAV.

 

2-  Le 2 juillet 2021, la Cour des comptes a publié un rapport extrêmement critique relatif à la politique publique de lutte contre la prolifération des algues vertes en Bretagne, dans lequel elle interroge l’efficacité des PLAV : un premier PLAV avait été mis en œuvre sur la période 2010-2015 et un second pour 2017-2021.

La Cour fait en effet le constat que :

  • Ces plans ont des objectifs mal définis et des effets incertains sur la qualité des eaux. En outre, la Cour constate une diminution de l’ambition des objectifs entre le PLAV 1 et le PLAV 2 ;
  • Les soutiens publics étaient insuffisants. La Cour indique alors que les aides versées aux agriculteurs étaient insuffisantes de même que les obligations règlementaires pour inciter les agriculteurs à changer leurs pratiques agricoles ;
  • Il existe un manque de cohérence entre ces dispositifs et d’autres politiques. Notamment, la Cour relève une faible implication des filières agro-alimentaires, le caractère inadapté de la politique foncière ainsi que la faiblesse des contrôles des élevages.

Cinq recommandations sont alors formulées, celles- ci tenant à :

  • l’extension du périmètre des actions de lutte contre les algues vertes au-delà des huit baies bretonnes concernées par les PLAV. La Cour des comptes recommande alors de recourir au dispositif des contrats territoriaux pour la mise en œuvre des Schémas d’aménagement et de gestion des eaux (SAGE) ;
  • la définition d’objectifs pouvant être évalués et leur suivi ;
  • la redéfinition de leviers incitatifs dans le cadre de la programmation de la PAC pour le changement des systèmes et pratiques agricoles ;
  • la mobilisation du foncier agricole et des filières agroalimentaires ;
  • l’adaptation et la mise en œuvre effective de la règlementation.

[1] Le PAR énonçait ainsi, en son article 8-3 critiqué par la requérante que « sur les bassins connaissant d’importantes marées vertes sur les plages […] des programmes contractuels volontaires sont actuellement développés ».

LA CRE publie son rapport d’activité pour l’année 2020

Dans ce rapport d’activité, le Président de la CRE ainsi que son collège commencent par saluer la résilience du système énergétique français, en cette année 2020 marquée par une crise sanitaire sans précédent, grâce à la performance des opérateurs ainsi qu’au fonctionnement optimal du marché de l’énergie ainsi que de son régulateur.

Sont ensuite présentés dans une partie introductive à visée pédagogique, le fonctionnement de la CRE, les décisions contentieuses emblématiques rendues durant l’année 2020 ainsi que le panorama de l’énergie en France, lequel ne manque pas d’intégrer la part de production d’énergies renouvelables.

Le corps du rapport d’activité est quant à lui composé de 5 chapitres :

  • Le Chapitre 1 « Réguler : le fonctionnement de la CRE, indépendance et expertise » établit une présentation des ressources humaines de la Commission, de son Comité de règlement des différends (CoRDiS) avec les saisines réalisées ainsi que les décisions rendues en 2020, la vie institutionnelle de la CRE rappelant les contributions législatives de la Commission et sa coopération avec les instances nationales, européennes et internationales ;
  • Le Chapitre 2 « Accompagner : les marchés de l’énergie à l’épreuve du Covid 19 » présente les impacts de la crise sanitaire sur les marchés de gros de l’électricité et du gaz ainsi que sur les mécanismes de régulation des marchés de détails ;
  • Le Chapitre 3 « Innover : les missions renforcées au service de l’innovation et de la transition énergétique » fait état des contributions de la CRE permettant d’encourager le développement de nouvelles filières parmi lesquelles on retrouve évidemment la filière hydrogène, mais également le « Bac à sable règlementaire »[1] ou encore la parution des ordonnances de transposition du paquet « Energie propre pour tous les Européens »[2];
  • Le Chapitre 4 « Adapter : réseaux : la performance et la qualité de service en soutien de la transition énergétique » fait part des mesures prises pour accompagner les gestionnaires de transport et distribution d’électricité dans le développement de leurs infrastructures et d’optimisation de leurs investissements nécessaire à la transition énergétiques ; parmi ces mesures on retrouve l’examen des projets d’investissement des gestionnaires de réseaux et la fixation de leurs tarifs d’utilisation ;
  • Le Chapitre 5 « Intégrer : la transition énergétique dans les ZNI : l’impulsion de la CRE » présente enfin les mesures d’accompagnement de la CRE des zones non-interconnectées dites « ZNI » telles que la publication de sa nouvelle méthodologie d’analyse des projets de production électrique, laquelle accélère la transition énergétique des territoires.

 

[1] Pour plus de précision sur le Bac à sable règlementaire, voir notre précédente LAJEE ici : https://www.seban-associes.avocat.fr/la-cre-precise-les-conditions-de-mises-en-oeuvre-du-dispositif-dexperimentation-reglementaire-introduit-par-la-loi-energie-climat-et-ouvre-un-premier-guichet-de-candidature-afin-dy-p/

[2] Pour plus de précision sur la transposition du paquet « Energie propre », voir notre précédente LAJEE : https://www.seban-associes.avocat.fr/transposition-du-paquet-une-energie-propre-pour-tous-les-europeens-trois-ordonnances-publiees/

La CRE apporte sa contribution à la consultation publique pour la révision des règles de l’Union européenne en matière d’accès au marché et aux réseaux de gaz

La Commission européenne prépare actuellement un réexamen et une révision de sa directive n°2009/73/CE du 13 juillet 2009 relative au marché intérieure du gaz pour :

  • d’une part, faire en sorte que le cadre applicable au marché du gaz contribue à la réalisation des objectifs plus ambitieux de réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) fixés dans le pacte vert pour l’Europe et dans le plan cible en matière de climat à l’horizon 2030 ;
  • et, d’autre part, mettre en œuvre les mesures proposées dans les stratégies pour l’intégration du système énergétique et pour l’hydrogène.

A ce titre et, tel que nous l’indiquions dans notre précédente LAJEE[1], la Commission a lancé une consultation publique du 26 mars 2021 au 18 juin 2021 afin de recueillir les points de vue des parties prenantes sur la manière dont la directive sur le gaz et le règlement sur le gaz devraient être révisés pour faciliter l’adoption des gaz renouvelables et à faible émission de carbone et l’autonomisation des consommateurs, tout en garantissant des marchés intérieurs du gaz de l’UE intégrés, liquides et interopérables. 

Les retours ainsi obtenus alimenteront la préparation par la Commission de propositions législatives pour un nouveau paquet de décarbonation des marchés de l’hydrogène et du gaz, destiné à être publié avant la fin de l’année.

Ainsi la CRE a publié sur son site, le 23 juin dernier, sa contribution à cette consultation, laquelle adresse plusieurs messages répertoriés dans les domaines suivants :

  • Sur l’organisation du marché du gaz :

Message 1 : Une révision importante des règles du marché du gaz naturel, qui ont fait leurs preuves, n’est pas souhaitable ;

Message 2 : Les évolutions législatives éventuelles doivent se concentrer sur les barrières à l’accès au marché pour les gaz renouvelables et bas carbone ;

Message 3 : Les droits et protections des consommateurs doivent être les mêmes pour le gaz que pour l’électricité, en tenant compte des spécificités techniques.

  • Sur la planification des infrastructures :

Message 4 : La CRE est favorable à une cohérence renforcée entre les plans nationaux et les plans européens sans nécessairement aller jusqu’à un alignement complet ;

Message 5 : La CRE ne préconise pas de plan de développement des infrastructures unique regroupant l’ensemble des vecteurs énergétiques, mais elle estime que des scénarios communs devront être utilisés ;

  • Sur l’hydrogène :

Message 6 : La CRE souscrit à la vision progressive du développement de l’hydrogène de la Commission européenne, dont la régulation devra être abordée de manière dynamique pour accompagner le développement de la filière ;

Message 7 : Différents modèles industriels doivent pouvoir émerger, éventuellement intégrés, afin de réunir les conditions nécessaires au financement et au développement de la filière.

Message 8 : Le développement d’infrastructures dédiées à l’hydrogène doit reposer sur des besoins avérés et il doit être financé sans soutien de la part des autres secteurs énergétiques.

  • Sur l’accès des gaz renouvelables et bas carbone au marché :

Message 9 : La tarification du transport de gaz aux frontières doit rester fondée sur les coûts tant que les importations restent dominantes ;

Message 10 : L’accès aux marchés de gros pour les gaz renouvelables et bas carbone doit être facilité, via des flux rebours ou par des options « virtuelles », sans remettre en cause le périmètre des zones entrée-sortie.

 

[1] Disponible ici : https://www.seban-associes.avocat.fr/la-strategie-pour-le-developpement-de-lhydrogene-se-poursuit-a-lechelle-nationale-et-europeenne/

Le Conseil d’Etat réduit considérablement une sanction pécuniaire infligée par le CoRDiS à Enedis

Par une décision du 25 novembre 2015, le Comité de Règlement des Différends et Sanctions (ci-après CoRDiS) a enjoint à la société Enedis de transmettre à la société Parc Éolien Lislet 2 un nouveau contrat CARD-I dans un délai de six mois à compter de la notification de la décision « permettant d’assurer une totale transparence dans l’application des régimes de responsabilité en cas d’interruption du réseau ».

Mais, sur saisine de la société Parc Éolien Lislet 2, le CoRDiS a estimé, par une décision du 11 juin 2018[1], que la société Enedis ne s’était pas pleinement conformée à sa décision du 25 novembre 2015 et a prononcé, sur le fondement de l’article L. 134-28 du Code de l’énergie, une sanction pécuniaire de 3 millions d’euros à l’encontre de la société Enedis.

Selon le CoRDiS en effet, la société Enedis, d’une part, n’a pas communiqué dans le délai de six mois impartis par sa décision précédente un contrat produisant tous ses effets au moment de sa transmission et, d’autre part, a manqué à son obligation de transmettre un contrat qui garantisse une totale transparence dans l’application des régimes de responsabilité en cas d’interruption du réseau.

Par une requête du 26 juillet 2018, la société Enedis demande au Conseil d’Etat d’annuler la décision susvisée du CoRDiS portant sanction pécuniaire à son encontre.

A l’issue d’un argumentaire technique précis dont nous ne ferons pas état ici, le Conseil d’Etat considère que le CoRDiS a, sur certains aspects, inexactement qualifié les faits de l’espèce en retenant que la société Enedis n’avait pas respecté le délai qui lui était imparti pour transmettre le contrat litigieux ainsi qu’en retenant un manquement de la société Enedis à ses obligations de transparence.

Ainsi, elle ramène la sanction pécuniaire infligée à la société Enedis à 500 000 euros.

Cette décision est surtout l’occasion pour le Conseil d’Etat de rappeler son pouvoir de modulation des sanctions pécuniaires infligées par le CoRDiS ainsi que les critères pris en compte dans la détermination de celles-ci. 

Il rappelle ainsi qu’en vertu de l’article L.134-27 du Code de l’énergie, les sanctions pécuniaires infligées par le CoRDiS doivent être proportionnées :

  • à la gravité du manquement caractérisé ici par le non-respect des obligations mises à la charge de l’opérateur par le CoRDiS, qu’il convient toutefois de nuancer par rapport à ce qu’avait considéré ledit Comité ;
  • à la situation de l’intéressé, laquelle s’apprécie ici eu égard à la taille importante de la société Enedis, l’exclusivité dont elle dispose pour son activité de gestion de réseaux publics de distribution d’électricité dans sa zone de desserte ainsi que la responsabilité particulière qui pèse sur elle en raison des missions de service public qui lui sont confiées ;
  • à l’ampleur du dommage, mesurée au regard de la perturbation générale apportée aux fonctionnement des réseaux et aux dommages subis ;
  • aux avantages qui en sont tirés et, en l’espèce, le Conseil d’Etat constate que les manquements en cause étaient de nature à permettre à la société Enedis de tirer un avantage correspondant à la moindre mise en cause de sa responsabilité à raison des indisponibilités de réseau dont elle était à l’origine.

[1] Décision disponible ici : https://www.cre.fr/Actualites/Le-CoRDiS-de-la-CRE-sanctionne-la-societe-Enedis

Proposition de règlement UE du Parlement Européen et de la Commission : nouvelles orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes

Proposition de règlement du Parlement européen et du Conseil concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, et abrogeant le règlement (UE) n°  347/2013 – Orientation générale, 11 juin 2021

 

Présenté le 15 décembre 2020 par la Commission, et approuvé le 11 juin 2021 par le Conseil, un projet de règlement abrogeant le règlement n° 347/2013 dit « RTE-E » aura vocation à définir un nouveau cadre énergétique européen révisant les bases posées par le règlement de 2013 précité tout en s’assurant de continuer à poursuivre les objectifs de sécurité d’approvisionnement, de compétitivité et d’intégration au marché. La proposition de règlement fait actuellement l’objet de négociations avec le Parlement Européen en vue de s’accorder sur la future législation.  

Les propositions contenues dans le règlement s’articulent autour de deux enjeux majeurs.

Premièrement, le règlement a pour objectif de décarboner le secteur gazier.

Pour cela, au soutien financier habituel des nouveaux projets relatifs au gaz naturel et au pétrole, sera substitué la mise en place de critères de durabilité obligatoires. Jusqu’au 31 décembre 2029, s’étendra une période transitoire au cours de laquelle les actifs dédiés à l’hydrogène convertis à partir d’actifs de gaz naturels seront utilisés pour transporter les « blending » (mélange prédéfini d’hydrogène et de biométhane/gaz naturel). A l’issue de cette période, les projets devront démontrer une conversion des actifs de gaz naturel vers les actifs dédiés à l’hydrogène pour espérer être éligibles. Cependant, et afin de lutter contre l’isolement énergétique existant par exemple à Chypre ou à Malte, les projets déjà amorcés en matière d’interconnexion gazière feront l’objet d’une dérogation à l’arrêt de soutien financier, prévu pour le 1er janvier 2028. Ainsi, tous les projets en cours de planification ou développement qui ont d’ores et déjà obtenu le statut de projet d’intérêt commun seront exemptés. Les catégories d’infrastructures qui pourront bénéficier d’un soutien seront désormais les réseaux électriques intelligents et les réseaux de gaz renouvelables ou bas carbone, incluant l’hydrogène. 

Deuxièmement, le règlement a pour objectif d’augmenter la part de renouvelables dans la consommation énergétique. Si, en 2018, l’objectif s’élevait à 32 % d’énergie renouvelable pour 2030, les chiffres de 2020 ne font état que de 20 %. Pour se conformer à cet objectif, seuil important dans l’atteinte de la neutralité carbone en 2050, l’Union mise sur l’essor des électrolyseurs dans la production d’hydrogène et le développement des réseaux intégrés en mer.

Plus généralement, le plan présenté cherche à satisfaire les objectifs de décarbonation et de primauté énergétique ainsi qu’à affiner la planification du respect des objectifs climatiques.

Planification de la rénovation des colonnes montantes électriques : précisions du MNE et rappel des obligations du GRD

Par une recommandation du 4 juin 2021, le Médiateur National de l’Energie (ci-après, MNE) a apporté des précisions sur le mode opératoire à retenir lorsqu’un désaccord survient entre un propriétaire d’immeuble ou une copropriété et le Gestionnaire du Réseau de Distribution d’électricité (ci-après, GRD) quant à la nécessité de réaliser des travaux de rénovation de colonnes montantes électriques et au calendrier de mise en œuvre desdits travaux.

Dans l’affaire ayant donné lieu à la recommandation, une copropriété sollicitait du GRD une rénovation urgente des neuf colonnes montantes électriques équipant la résidence « en raison de leur vétusté et de leur ancienneté ». Cet état de vétusté était notamment révélé par l’explosion en 2016 d’un boîtier équipant l’une des colonnes montantes ayant nécessité l’intervention des services du GRD puis le changement de cette installation ainsi que par un départ de feu survenu en 2021 dans un autre boîtier et ayant nécessité, là encore, une intervention du gestionnaire.

Entre ces deux incidents, la copropriété avait fait réaliser en 2018 par une entreprise spécialisée un diagnostic des colonnes montantes qui a conclu :

  • à la présence de « distributeurs » datant probablement des années 50/60, dont la plupart étaient en très mauvais état, qui ne disposaient plus de fixations de leur capot (risques de chutes) ;
  • à la présence d’autres distributeurs, en matière en plastique, des années 60/70 pour certains et des années 80 pour d’autres ; dans les deux cas, les distributeurs de ces modèles n’étaient plus agréés ;
  • au caractère obsolète des canalisations ainsi qu’à leur sous dimensionnement au regard des nouveaux besoins des usagers de la résidence.

Ce diagnostic concluait ainsi à ce que les ouvrages collectifs électriques de l’ensemble de la résidence fassent l’objet d’un renouvellement complet (qu’il s’agisse des différentes colonnes montantes, des dérivations individuelles et des équipements) en vue de leur mise en conformité avec la norme NF-C 14-100 du 9 février 2008.

La copropriété avait alors sollicité le GRD en vain, en 2020 et 2021, afin que celui-ci procède à ces rénovations. Le GRD avait toutefois indiqué que ladite rénovation n’était pas planifiée et avait indiqué en conséquence que cette rénovation serait à la charge de la copropriété si elle entendait en prendre l’initiative.

Le GRD contestait de surcroit la réalité des incidents invoqués par la copropriété, la vétusté des installations, et, partant le nécessité de procéder à leur rénovation de manière urgente.

Pour régler ce désaccord, le MNE préconise dans sa recommandation la réalisation d’une visite du service technique du GRD, de manière contradictoire en présence de représentants de la copropriété, et la transmission d’un compte-rendu détaillé à la copropriété.

Le MNE précise que « cet audit devrait détailler l’état de chacune de ces colonnes et les mesures de maintenance ou de renouvellement nécessaires à effectuer par les soins et à la charge du distributeur ». Le MNE indique en outre que ce document devrait préciser au sujet des colonnes montantes « notamment la date, au moins approximative, de leur installation, les divers éléments qui les composent, les techniques utilisées (fonte, synthétiques, enrobés, modèles de distributeurs d’étage…) et leur état actuel de même que leurs caractéristiques électriques (monophasé ou triphasé, capacité…) afin d’avoir tous les éléments permettant d’apprécier objectivement la nécessité ou non de leur réhabilitation ».

Il ajoute que cet audit devra être communiqué à la copropriété avec un calendrier des travaux le cas échéant nécessaires.

Le MNE conclut en considérant qu’à défaut pour le GRD de respecter ce processus, la copropriété pourrait saisir le CORDIS (Comité de règlement des différends et des sanctions de la Commission de Régulation de l’Energie), habilité à prononcer si nécessaire des injonctions assorties d’astreintes.

Le MNE rappelle en outre qu’en vertu des obligations d’entretien, de maintenance et de sécurité qui pèsent sur le GRD, celui-ci « ne peut (…) attendre qu’une colonne montante, du fait de sa vétusté ou de son obsolescence, ne soit plus apte à assurer, sans danger aucun et sans interruption, son rôle dans l’alimentation constante des usagers », mais doit se livrer à des actions de maintenance préventive. Le MNE souligne en effet que le GRD « ne peut se retrancher derrière l’absence de danger immédiat pour refuser toute intervention de maintenance ».

Le MNE conclut en outre en recommandant au GRD de verser à la copropriété une compensation qui ne saurait être inférieure à 300 euros TTC compte tenu du traitement insuffisant de ce dossier et du retard apporté à sa solution.

Amendements gouvernementaux au projet de loi Climat et Résilience : renforcement du rôle des collectivités territoriales en matière d’hydrogène et durcissement de la régulation en matière de production de biogaz

Amendement, 10 juin 2021, n° 2151

 

Par deux amendements gouvernementaux du 18 juin 2021, Barbara Pompili, actuelle Ministre de la transition écologique, a apporté des modifications au projet de loi portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets dit « Climat et Résilience », (projet issu des travaux de la Convention citoyenne pour le climat) en modifiant les dispositions du Code Général des Collectivités Territoriales (ci-après, CGCT) et du Code de l’énergie en matière de production d’hydrogène et de biogaz.

Le premier amendement, n° 2209, tend à renforcer le rôle des collectivités territoriales et des Etablissements Publics de Coopération Intercommunale (EPCI) en matière d’hydrogène décarboné.

L’amendement consiste en effet à ce que les installations « de production d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone tels que définis à l’article L. 811-1 du Code de l’énergie » soient incluses parmi les infrastructures listées à l’article 2224-32 du Code général des collectivités territoriales, lequel énumère les infrastructures que les collectivités territoriales et leurs groupements ont la faculté de soutenir sur leurs territoires. Si la disposition est maintenue dans le texte final, les collectivités et leurs groupements devraient ainsi pouvoir aménager, exploiter, faire aménager ou faire exploiter des infrastructures d’hydrogène renouvelable et bas-carbone dans leur périmètre.

L’amendement vise également une modification des articles L. 2253-1, L. 3231-6 et L. 4211-1 du même Code qui permettrait aux communes et leurs groupements, aux départements et aux régions de participer au capital d’une société anonyme ou d’une société par action simplifiée dont l’objet social est la production « d’hydrogène bas-carbone tel que défini à l’article 811-1 du code de l’énergie ». Jusque-là, cette possibilité n’était ouverte que s’agissant des entreprises dont l’objet social est la production d’énergies renouvelables, ce qui exclut l’hydrogène bas carbone.

Cet amendement figure à l’article 22 bis BC du texte approuvé en séance publique par le Sénat le 29 juin 2021.

Le second amendement gouvernemental, n° 2151, concerne l’établissement d’un marché de certificats de production de biogaz qui interviendrait en soutien à la filière de gaz naturel. Cet amendement intègrerait au sein du Code de l’énergie des articles L. 4446-31 et suivants relatifs à ces certificats.

Ce dispositif, qui devrait s’effectuer sous la surveillance de la Commission de régulation de l’énergie, vise à « à favoriser la production de biogaz injecté dans les réseaux de gaz naturel et l’atteinte des objectifs de la programmation pluriannuelle de l’énergie » (termes du nouvel article L. 446-31 du Code de l’énergie). Valables pendant une durée quinquennale (L. 446-33, nouveau), les certificats seraient commercialisés par les producteurs de biogaz, ce qui constituerait une recette supplémentaire venant s’ajouter au revenu de vente habituel du biogaz des producteurs. L’obligation de restitution des certificats serait cependant adaptée à la situation des fournisseurs approvisionnant les consommateurs industriels afin de préserver leur compétitivité face à la concurrence internationale. Un organisme spécial sera chargé de la délivrance des certificats aux producteurs qui en font la demande et à proportion du volume de gaz injecté dans le réseau de gaz naturel (nouvel article L. 446-37).

Pour les fournisseurs ou producteurs qui n’auraient pas obtenu ou acquis ces certificats, une mise en demeure puis, en cas de non-respect, une pénalité seront prononcées conformément aux dispositions de L. 446-45 et L. 446-46 nouveaux.

Enfin, les installations concernées par le dépôt d’une demande de certificat seront assujetties à de nouvelles obligations règlementaires de construction et de fonctionnement fixées par décret en Conseil d’Etat (L. 446-47). Si le producteur de biogaz ne se met pas en conformité avec la règlementation, il encourra une palette de sanctions.

A compter de 2025, le Gouvernement remettrait chaque année un rapport au Parlement sur le fonctionnement du dispositif de ces certificats.

Ces dispositions ont également été entérinées par le Sénat dans le texte approuvé le 29 juin dernier.

Autoconsommation collective dans les organismes HLM : parution d’un décret attendu

Un décret du 5 juillet 2021 est venu compléter le régime applicable à l’autoconsommation collective dans les habitations à loyer modéré.

Pour mémoire, l’article 41 de la loi du 8 novembre 2019 relative à l’énergie et au climat (dite, loi Energie Climat, voir notre commentaire dans la Lettre d’Actualités Juridique de décembre 2019) avait, entre autres mesures, consacré au profit des organismes d’habitations à loyer modéré la possibilité de « créer, gérer et participer à des opérations d’autoconsommation collective » d’électricité (nouvel art. L. 424-3 du Code de la construction et de l’habitation). De plus, en application du régime introduit par la loi Energie Climat, lorsqu’une opération d’autoconsommation collective réunit un organisme d’habitations à loyer modéré et ses locataires, ledit organisme est regardé comme la personne morale organisatrice de l’opération visée par l’article L. 315-2 du Code de l’énergie (art. L. 315-2-1 du Code de l’énergie).

L’article L. 315-2-1 du Code de l’énergie impose par ailleurs au bailleur, selon le cas, une obligation d’information des locataires préalablement à l’engagement d’une opération d’autoconsommation collective ou, une obligation d’information des nouveaux locataires de l’existence d’un dispositif d’autoconsommation collectif au sein de l’immeuble. Les locataires ont la possibilité de refuser d’y participer, ou de décider de mettre un terme à leur participation.

Un décret en Conseil d’Etat était cependant attendu pour apporter des précisions complémentaires. C’est l’objet du décret du 5 juillet 2021 ici commenté, qui crée une nouvelle section intitulée « Autoconsommation collective à l’initiative d’un organisme d’habitations à loyer modéré » composée de quatre articles (R. 315-12 à R. 315-16 du Code de l’énergie) au sein de la partie réglementaire du Code de l’énergie.

Ce décret apporte notamment les précisions qui suivent :

S’agissant des modalités d’information des locataires par le bailleur, le nouvel article R. 315-2 du Code de l’énergie prévoit que :

  • lorsqu’un projet d’autoconsommation collective apparaît, le bailleur doit organiser une réunion spécifique afin d’apporter aux locataires « une information sur le projet, ses modalités de fonctionnement et ses conséquences pour les locataires souhaitant y participer ».

Après cette réunion, et un mois au moins avant la mise en œuvre du projet, le bailleur doit procéder à un affichage au sein de l’immeuble pendant toute la durée de l’opération et remettre individuellement à chaque locataire selon les modalités de communication habituellement utilisées les informations suivantes :

    • identité de la personne morale organisatrice de l’opération l’autoconsommation collective ;
    • coordonnées téléphoniques et électroniques de la personne morale organisatrice ;
    • description de l’opération d’autoconsommation collective, les modalités de répartition de l’énergie entre les locataires envisagées ;
    • modalités de répercussion financière de la participation à l’opération d’autoconsommation collective pour les locataires, modes de paiement proposés et, le cas échéant, conditions d’évolution de la répercussion financière ;
    • durée de l’opération et conditions dans lesquelles ses caractéristiques peuvent être modifiées ;
    • existence du droit de refus de participer à l’opération et possibilité de la quitter ou de l’intégrer ou de la réintégrer à tout moment selon les modalités prévues à l’article R. 315-14 du Code de l’énergie (cf. infra);
    • simulation de l’impact financier global pour un ou plusieurs ménages types d’une participation à l’opération d’autoconsommation collective, exprimée en euros par an. Les hypothèses de calcul sont jointes à la simulation. Il est précisé que cette simulation est informative et ne constitue pas un engagement contractuel ;
    • délai du préavis à respecter pour quitter l’opération ;
    • situations rendant possible la sortie d’un participant de l’opération d’autoconsommation collective à l’initiative de la personne morale organisatrice, ainsi que les modalités de mise en œuvre de cette décision.

Ces informations doivent être mises à la disposition des locataires et futurs locataires par écrit ou sur support durable.

Les locataires disposent alors d’un délai d’un mois à compter de la remise de l’information décrite ci-avant pour exprimer leur éventuel refus de participer.

  • S’agissant des opérations d’autoconsommation collective mises en œuvre antérieurement à la signature d’un bail, le bailleur doit informer le nouveau locataire de l’existence de cette opération par la remise, au plus tard lors de la signature du bail, d’un document reprenant les informations listées ci-avant. Le bail doit en outre comporter une clause relative à l’existence d’une opération d’autoconsommation collective et mentionnant la remise du document comportant les informations décrites ci-avant. A compter de la signature du bail, le locataire dispose de quatorze jours pour faire part au bailleur de son refus de participer à l’opération d’autoconsommation collective. Pour signifier son refus de participer à une opération déjà en cours, le nouveau locataire dispose d’un délai de 14 jours à compter de la signature du bail.

Pour signifier au bailleur son refus de participer à un projet (postérieur à la signature du bail), ou sa volonté d’interrompre sa participation à l’opération, le locataire doit exprimer sans ambiguïté sa décision par courrier recommandé avec accusé de réception adressé au bailleur.

Dans tous les cas, la décision du locataire n’a pas à être motivée.

La personne morale organisatrice de l’opération d’autoconsommation collective fixe un délai de préavis ne pouvant excéder 2 mois courant entre la notification de la décision du locataire de mettre un terme à sa participation à l’opération, et la fin effective de cette participation (art. R. 315-16 du Code de l’énergie).

Toutefois, la résiliation du bail entraîne automatiquement l’interruption de la participation du locataire à l’opération d’autoconsommation collective à la date de résiliation du bail, sans que le locataire n’ait à en formuler explicitement la demande (art. R. 315-16 du Code de l’énergie).

Un refus de participer ou le retrait d’une opération n’est toutefois pas définitif. Ainsi, un locataire ayant refusé de participer ou s’étant retiré de l’opération d’autoconsommation collective peut ultérieurement faire part au bailleur, selon les mêmes formes, de sa volonté d’y participer ou de la réintégrer.

Dans le cas où un locataire qui avait refusé de participer à l’opération d’autoconsommation collective ou qui s’en était retiré fait part au bailleur de son souhait d’y participer ou d’y participer à nouveau, le bailleur peut indiquer au locataire que sa demande ne sera effective qu’au terme d’un délai de mise en œuvre qui ne peut être supérieur à six mois (art. R. 315-16 du Code de l’énergie).

Enfin, en cas de modification des termes ou des coefficients de répartition de l’opération d’autoconsommation collective entraînant des répercussions économiques notables, le bailleur informe les locataires de l’impact économique individuel induit par cette modification, par une réunion spécifique, un affichage dans l’immeuble et la remise individuelle à chaque locataire des informations afférentes à cette modification (art. R. 315-15 du Code de l’énergie).

Ces nouvelles obligations devront donc être prises en compte par les bailleurs sociaux mettant en œuvre des opérations d’autoconsommation collective.

Mesures en faveur du développement de la concurrence sur les territoires des ELD en matière de fourniture d’électricité et de gaz

Par une délibération du 10 juin 2021, la Commission de régulation de l’énergie (ci-après, CRE) a annoncé une série de mesures à mettre en place par les gestionnaires de réseaux de distribution afin de permettre le développement de la concurrence sur les territoires des Entreprises Locales de Distribution (ci-après, ELD) s’agissant de la fourniture d’électricité et de gaz.

Sur le réseau de distribution en France métropolitaine, environ 95 % des consommateurs finals d’électricité sont desservis par Enedis, et environ 95 % des consommateurs finals de gaz sont desservis par GRDF. Les 5 % restants sont raccordés à des réseaux exploités par plus d’une centaine d’ELD différentes.

Or, la CRE dresse le constat de l’absence quasi-totale de concurrence entre les fournisseurs d’électricité et de gaz sur le territoire des ELD, déplorant ainsi le fait que les usagers concernés ne peuvent exercer, en pratique, leur liberté de choix du fournisseur d’énergie. Ce constat récurrent avait également été dressé par le CRE dans le cadre de son rapport publié en novembre 2020 sur « Le fonctionnement des marchés de détail français de l’électricité et du gaz naturel » (Voir notre commentaire dans la Lettre d’actualités Energie Environnement de décembre 2020) ou encore par le Médiateur National de l’Energie dans son rapport d’activité de 2019 (Voir notre commentaire dans la Lettre d’actualités Energie Environnement de juin 2020).

Dans sa délibération du 10 juin 2021, la CRE souligne ainsi que le niveau d’ouverture à la concurrence observé sur les zones de desserte des ELD gaz et électricité sur certains segments de marché, et notamment celui des consommateurs résidentiels et petits professionnels, est aujourd’hui significativement inférieur à celui observé sur le reste du territoire desservi par Enedis et GRDF. Le Régulateur indique qu’il résulte des travaux menés en 2020 sous son égide pour comprendre les causes de ce faible degré concurrentiel que cette situation « s’explique principalement par la difficulté de construire des modèles économiques rentables sur ces zones restreintes ». Cette absence de rentabilité découle notamment de l’absence d’automatisation des échanges entre les fournisseurs et les gestionnaires de réseaux de distribution sur le territoire des entreprises locales de distribution (dits GRD-ELD) ainsi que par des délais d’activation et de résiliation plus longs qu’en zone Enedis/GRDF chez certains GRD. Ces difficultés étant amplifiées par le manque d’uniformisation entre les systèmes d’information des GRD-ELD les uns par rapport aux autres ainsi que par rapport à ceux d’Enedis et GRDF.

La CRE indique également que les travaux menés ont mis en évidence l’attachement fort des consommateurs à leur ELD, fournisseur historique local.

Pour remédier à cette situation, et aux disparités subies par les consommateurs situés sur le territoire d’ELD par rapport à ceux situés sur les zones de desserte d’Enedis et GRDF, la CRE formule des recommandations et des demandes aux GRD-ELD.

Ces demandes sont principalement les suivantes :

  • la modernisation et l’harmonisation de leurs systèmes d’information afin de mettre en place des portails communs et des procédures efficaces et standardisées ;
  • En particulier la CRE recommande qu’un portail commun à tous les GRD-ELD soit mis en place sans délai ; étant entendu que, s’agissant du financement de ces dispositif, la CRE indique étudier les modalités qui pourraient être mises en œuvre pour couvrir les coûts induits  ;
  • La mise en place par les GRD-ELD des webservices et de portails permettant de résoudre les problèmes de « demandes en masse » présentées par les fournisseurs ;
  • ces demandes en masse consistent à effectuer un grand nombre d’opérations et, pour ce faire, le fournisseur adresse au GRD un fichier destiné à un traitement automatisé comprenant la série des demandes ;
  • L’harmonisation des flux entre GRD afin de faciliter l’adaptation du système d’information du fournisseur vers le système d’information du GRD et réduire ainsi le coût d’entrée pour un fournisseur sur une nouvelle zone de desserte ELD ;
  • L’harmonisation par les GRD-ELD des procédures liées à l’activation ou la résiliation de clients avec les procédures concertées et validées au sein des groupes de concertation sous l’égide de la CRE et déjà mises en œuvre par Enedis et GRDF ;
  • Le développement de la communication à la CRE par les GRD-ELD de taille moyenne (entre 10.000 et 100.000 clients) des données relatives au développement de la concurrence sur leurs territoires, lesquelles sont à ce jour insuffisamment transmises ;
  • La mise en place par les GRD-ELD de mesures complémentaires de suivi, de mise à jour des coordonnées de contact et concernant les bases d’adresses.

La CRE considère que les GRD-ELD ont maintenant une obligation de résultat dans les meilleurs délais. Elle rappelle en outre que si ces derniers ne mettent pas en œuvre les demandes et recommandations de la présente délibération, elle a la faculté de saisir les autorités compétentes des comportements contraires aux principes du droit de la concurrence qui seraient observés sur le territoire des GRD-ELD concernées.

Chasse à la glu : annulation des arrêtés ministériels

CE, 28 juin 2021, n° 434365

CE, 28 juin 2021, n° 443849

 

Par trois décisions rendues le 21 juin par la 5ème et 6ème chambres réunies, le Conseil d’État valide la suspension ministérielle de l’autorisation de chasser à la glu et annule les arrêtés du 24 septembre 2018 et 2 septembre 2019 fixant le nombre de prises maximales autorisées par le biais de cette pratique pour les campagnes 2018-2019 et 2019-2020 dans les départements des Alpes-de-Haute-Provence, des Alpes-Maritimes, des Bouches-du-Rhône, du Var et du Vaucluse. Il s’agit des décisions n° 425519, 434365 et 443849.

En l’espèce, étaient mis en cause :

  • les arrêtés ministériels fixant le nombre maximum de prises autorisées dans le cadre de la chasse à la glu des grives et merles noirs (cinq arrêtés du 24 septembre 2018 dans l’affaire n° 425519 opposant le Ministre à l’association One Voice et la Ligue française pour la protection des animaux, et cinq arrêtés du 2 septembre 2019 dans l’affaire n°434365 introduite par l’association One Voice) ;
  • l’arrêté du 17 août 1989 relatif à l’emploi des gluaux pour la capture des grives et des merles destinés à servir d’appelants dans les cinq départements énoncés ci-avant sur le fondement duquel les arrêtés précités ont été adoptés, s’agissant des deux mêmes affaires (n° 425519 et 434365) ;
  • le refus ministériel, révélé par des déclarations publiques des 27 et 28 août 2020, de procéder à l’adoption d’un arrêté similaire pour la saison de chasse 2020-2021 (affaire n° 443849 introduite par la Fédération nationale des chasseurs et la Fédération régionale des chasseurs de la région Provence-Alpes-Côte d’Azur).

       Cette série d’affaires appelle des éléments de contexte qu’il convient de mentionner. En effet, les arrêtés ministériels de 2018 et 2019, dont l’annulation était demandée, portaient autorisation de la chasse à la glu des espèces précitées, avant de faire l’objet de recours par des associations protectrices des animaux. Ces contentieux avaient débouché sur une décision en date du 29 novembre 2019 dans laquelle le Conseil d’État avait, afin de se prévaloir d’une contrariété au droit communautaire, sursis à statuer et transmis une question préjudicielle à la Cour de Justice de l’Union Européenne (CJUE) sur le sens de l’interprétation de la directive CE, 30 novembre 2009, n°147 dite « Oiseaux ».

La Cour de Justice a rendu sa décision le 17 mars 2021 dans laquelle les juges ont explicité la portée de l’interdiction de la chasse à la glu et précisé que cette pratique doit être interprétée comme entrant dans le cadre des méthodes de chasse non-sélectives prohibées par la directive tant qu’il « n’existe pas d’autre solution satisfaisante ». De fait, une dérogation aux interdictions prévues par la directive est possible « dans des conditions strictement contrôlées et de manière sélective » pour « la capture, la détention ou toute autre exploitation judicieuse de certains oiseaux en petites quantités ».

Dans le cas présent, les juges de la CJUE ont alors indiqué qu’« Un État membre ne peut pas autoriser une méthode de capture d’oiseaux entraînant des prises accessoires dès lors qu’elles sont susceptibles de causer aux espèces concernées des dommages autres que négligeables. Le caractère traditionnel d’une méthode de capture d’oiseaux, comme celle de la chasse à la glu, ne suffit pas, en soi, à établir qu’une autre solution satisfaisante ne peut lui être substituée ». Dans l’affaire déférée n°425519, la Cour avait constaté le manque de motivations circonstanciées de l’usage des gluaux de la part de l’Etat pour déclarer l’inexistence d’une autre solution pertinente. Selon la Cour, ces motivations se devaient effectivement d’être « fondées sur les meilleures connaissances scientifiques pertinentes » afin de pouvoir prospérer.

 Ces constations sont reprises par le Conseil d’État dans les décisions ici examinées. Suivant l’interprétation de la CJUE, le Conseil d’État a ainsi procédé à une mise en conformité du droit national avec le droit communautaire. Dans l’affaire n° 425519, le Conseil d’État a d’abord prononcé l’annulation des arrêtés du 24 septembre 2018 qui étaient initialement contestés et qui avaient nécessité l’examen de la CJUE. Puis, à l’occasion de l’affaire n° 434365, le Juge administratif conclut, pour des motifs semblables, que les associations requérantes étaient fondées à demander l’annulation des cinq arrêtés du 2 septembre 2019. Il a également pris soin de préciser, dans ces deux affaires, que l’annulation des arrêtés susvisés n’engendrait pas, de facto, la disparition de l’ordre juridique pour l’avenir de l’arrêté du 17 août 1989 relatif à l’emploi des gluaux pour les grives et merles noirs, bien que certaines de ses dispositions doivent être regardées comme contraires aux objectifs de l’article de la directive de 2009. La dernière affaire, n° 443948, a enfin rejeté les requêtes de la Fédération de chasse nationale réclamant l’annulation de la décision du Ministre de la transition écologique des 27 et 28 août 2020 et réclamant l’injonction à ce dernier de fixer par arrêté le nombre de captures autorisées ainsi qu’il l’avait fait pour les années 2018 et 2019. 

La CRE fixe les règles de mise en œuvre des offres à tarification dynamique

Dans une délibération du 20 mai 2021, la Commission de régulation de l’énergie (ci-après, CRE)  a défini les modalités de mise en œuvre et de suivi des offres à tarification dynamique sur le marché français et souligné, à cette occasion, l’enjeu fondamental que représente l’information et la protection du consommateur vis-à-vis de ces offres très spécifiques.

Pour rappel, la directive européenne 2019/944 du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité prévoit la mise en place obligatoire d’offres d’électricité à tarification dynamique, et même l’obligation pour les fournisseurs desservant plus de 200 000 clients finals de développer une offre à tarification dynamique.

Ces dispositions ont été transposées à l’article L. 332-7 du Code de l’énergie, qui dispose qu’une offre à tarification dynamique « est une offre qui reflète les variations de prix sur les marchés au comptant, y compris les marchés journaliers et infra-journaliers, susceptible d’être proposée par tout fournisseur aux clients équipés d’un dispositif de comptage » dit « intelligent ».

Ainsi que la CRE le rappelle dans sa délibération : « Le principe des offres à tarification dynamique est de transmettre aux consommateurs finals les signaux économiques reflétant les tensions du système électrique, afin de les inciter à adapter leur consommation au bénéfice de tous. Elles sont un outil à disposition des consommateurs capables de piloter leur consommation qui leur permet ainsi de valoriser leur flexibilité et de participer activement à la transition énergétique ».

Le même article L. 332-7 du Code de l’énergie renvoyait néanmoins à la CRE le soin de préciser « Les modalités selon lesquelles cette offre prend en compte les variations des prix de marché ». C’est l’objet de la délibération du 20 mai 2021.

Après avoir rappelé le cadre réglementaire applicable, la CRE précise dans cette délibération les modalités de reflet du marché des offres à tarification dynamique.

Pour ce faire, la CRE définit les offres à tarification dynamique que devront proposer les fournisseurs de plus de 200 000 sites aux clients souscrivant une puissance électrique inférieure ou égale à 36kVA comme « les offres dont le prix de l’énergie est indexé, pour au moins 50%, sur un ou plusieurs indices de prix des marchés de gros au comptant (marché journalier ou infra-journalier), et qui reflètent les variations de ces prix de marché a minima au pas horaire ».

La CRE ajoute que : « La facture des consommateurs ayant souscrit une telle offre doit être plafonnée, afin de protéger le consommateur. Le plafond mensuel de la facture hors taxes doit être égal au double de la facture mensuelle hors taxes que le consommateur aurait payée au TRVE base correspondant (c’est-à-dire, de même puissance électrique souscrite). ».

La limitation des offres à tarification dynamique s’effectue donc par référence au niveau des tarifs réglementés de vente d’électricité.

La CRE rappelle que ces offres à tarification dynamique n’ont pas vocation à se développer massivement puisqu’elles sont destinées aux consommateurs les plus flexibles.

La CRE indique ensuite qu’à compter de la publication de sa délibération, les fournisseurs dont le portefeuille est supérieur ou égal à 200 000 sites au 31 décembre de l’année N devront proposer aux clients équipés d’un dispositif de comptage dit « «intelligent » une offre à tarification dynamique le 1er janvier de l’année N+2. La liste des fournisseurs dont le portefeuille a atteint 200 000 sites au 31 décembre 2020 est publiée en annexe de la délibération (y figurent à ce jour EDF, Engie, Total Direct Energie, ENI et Electricité de Strasbourg) et sera mise à jour annuellement par délibération de la CRE, au cours du premier trimestre de chaque année.

S’agissant des Entreprises Locales de Distribution (ELD), la CRE considère que l’accès à ce type d’offres à tarification dynamique sur leur territoire est nécessaire pour assurer l’effectivité du droit des consommateurs (à bénéficier de ces offres) garanti par la loi et éviter les discriminations entre territoires. En conséquence, la CRE recommande que, sur ces territoires, les fournisseurs historiques proposent également aux consommateurs qui le désirent une offre à tarification dynamique, selon les critères fixés par la CRE.

La CRE poursuit en précisant les modalités de suivi des offres à tarification dynamique qu’elle souhaite voir mettre en place ainsi que les principes à respecter en termes d’information du consommateur. Aux termes de la délibération, les éléments suivants devront être transmis à la CRE par les fournisseurs proposant des offres à tarification dynamique :

  • le nombre de clients disposant d’un contrat à tarification dynamique auprès du fournisseur, à la fréquence semestrielle ;
  • la structure tarifaire des offres, dont le niveau de l’abonnement et celui des coûts variables s’ajoutant à la part indexée sur le prix sur des marchés comptants, à la fréquence semestrielle.
  • le contenu des communications à destination des consommateurs ainsi que les conditions générales de vente associées aux offres à tarification dynamique, à la fréquence annuelle ;
  • le nombre de clients bénéficiant d’un chèque énergie disposant d’un contrat à tarification dynamique auprès du fournisseur, à la fréquence annuelle ;
  • les actions d’information en temps réel des évolutions de prix, de pilotage de la demande et de suivi de la consommation menées pour accompagner les consommateurs des offres visées, à la fréquence annuelle ;
  • le profil moyen de consommation des clients en offres à tarification dynamique par catégorie de consommateur (de puissance électrique souscrite supérieure ou inférieure à 36 kVA), ou toute analyse quantitative permettant de mesurer la réponse de consommateurs aux signaux de prix de marché, à la fréquence annuelle.

Enfin, la CRE consacre des développements à l’information des consommateurs, sujet auquel elle indique porter une attention spécifique. La CRE indique en effet qu’elle veillera particulièrement à ce que cette information adéquate des consommateurs soit assurée tant à la signature du contrat que pendant la durée du contrat.

S’agissant spécifiquement de l’information délivrée lors de la signature du contrat, la CRE insiste sur le fait que la volatilité des prix inhérente à la tarification dynamique est « susceptible d’exposer le consommateur à des variations de prix face auxquelles il devra avoir la capacité d’adapter sa consommation ». Dès lors, la CRE souligne que pour tirer bénéfice d’une offre à tarification dynamique, un consommateur doit être capable :

  • de réduire sa consommation au maximum lors des pics de prix (généralement en période de froid intense) ;
  • pendant le reste de l’année, de transférer une partie de sa consommation vers les moments de la journée où les prix sont le moins élevés.

La CRE exige donc notamment que l’ensemble de ces éléments soient inscrits de manière claire et visible dans le contrat, juste au-dessus de la signature du client.

Indépendance des gestionnaires de réseaux en 2019 et 2020 : parution du rapport de la Commission de régulation de l’énergie

Le 30 avril 2021, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a publié son douzième rapport sur le respect des Codes de bonne conduite et l’indépendance des gestionnaires de réseau sur la période 2019-2020.

La CRE a analysé la situation individuelle des neufs gestionnaires de réseaux de distribution desservant plus de 100.000 clients (Enedis, GRDF, SER, Gérédis, SRD, URM, GreenAlp, Régaz-Bordeaux et R-GDS) et des trois gestionnaires de réseaux de transport (RTE pour l’électricité, GRTgaz et Teréga pour le gaz naturel).

Pour mémoire, dans son rapport relatif à la période 2017-2018 (commenté dans notre Lettre d’Actualité Energie Environnement de mars 2019), la CRE avait constaté que les gestionnaires de réseaux respectaient de manière globalement satisfaisante les règles d’indépendance et de bonne conduite.

Dans ce nouveau rapport, la CRE ne constate aucune nouvelle situation de non-conformité majeure et indique que la plupart des recommandations formulées dans son précédent rapport ont été mises en œuvre.

Plus précisément, s’agissant de GRDF, la CRE considère que la situation du gestionnaire est satisfaisante au regard du principe d’indépendance et que la majorité des améliorations attendues ont été mises en œuvre. Elle constate notamment que GRDF a diminué sa dépendance au CRIGEN, l’organisme de recherche d’Engie SA, et conclu une convention détaillant le niveau d’informations que GRDF peut remonter à sa maison-mère dans le cadre du dialogue de gestion. Cependant, des points d’amélioration restent attendus tels que la fin des situations de mise à disposition par Engie de ses cadres dirigeants à GRDF (ce point était déjà relevé dans le précédent rapport de la CRE).

S’agissant d’Enedis, la CRE constate qu’elle a consolidé la situation d’indépendance vis-à-vis de sa maison-mère EDF, notamment par le rehaussement du seuil de validation des projets d’investissements portant sur le parc immobilier et les systèmes d’information d’Enedis par le conseil de surveillance d’EDF. Toutefois, la CRE renouvelle sa recommandation relative à la fin de la pratique de distribution d’actions EDF aux dirigeants d’Enedis qui n’a, à ce jour, pas été respectée. D’autres améliorations sont par ailleurs attendues sur certains sujets spécifiques, tels que le suivi de la participation des salariés d’Enedis aux évènements d’EDF, l’accès aux fonds contenant exclusivement des actions EDF pour les dirigeants et le responsable de la conformité d’Enedis ou encore certaines pratiques relatives au recrutement.

Figurent également au sein de ce rapport cinq dossiers thématiques portant sur :

  • les pratiques des ressources humaines des opérateurs de réseaux,
  • sur les processus de raccordement,
  • sur la gestion de la fin des tarifs réglementés de vente de gaz,
  • sur la diversification des activités des opérateurs de réseaux 
  • sur l’ouverture de la concurrence de la fourniture d’électricité aux offres de marché sur les zones de desserte des Entreprises Locales de Distribution (ELD).

Au titre de ce dernier dossier, la CRE constate que la concurrence sur le segment des consommateurs résidentiels et des très petites entreprises est quasiment inexistante sur les territoires des ELD et qu’ainsi environ 1,2 millions de consommateurs d’électricité et 400.000 consommateurs de gaz n’ont pas la possibilité de véritablement choisir leur fournisseur. Ce sujet de la concurrence entre fournisseurs d’électricité et de gaz sur le territoire des ELD a d’ailleurs fait l’objet d’une délibération n° 2021-121 du 10 juin 2021 commentée dans la présente Lettre d’actualités juridiques.

Au sujet de la transparence de la facturation des opérations de raccordement, la CRE a réalisé des audits chez Enedis, GRDF, RTE, GRTGaz et Téréga.

La CRE a constaté que l’ensemble des gestionnaires de réseaux a défini une organisation interne claire en ce qui concerne le suivi et la réalisation des projets de raccordement.

La CRE note notamment que des actions ont été menées par Enedis à la suite des recommandations précédemment formulées. Désormais, les devis de raccordement intègrent des précisions sur la méthode de calcul utilisée. Néanmoins, au titre des améliorations attendues d’Enedis par la CRE, figure l’évolution suivante : “Assurer la transparence du mécanisme de facturation des extensions de réseau dans le cadre des lois SRU et UH, et pouvoir justifier la mise à la charge des coûts d’extension au demandeur de raccordement plutôt qu’à la collectivité en charge de l’urbanisme”.

En outre, s’agissant des ELD examinées, le rapport revient sur la décision du Comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDIS) du 25 janvier 2021 qui a sanctionné pécuniairement UEM et URM à hauteur de 75.000 euros et 50.000 euros pour avoir entretenu une confusion de leur identité sociale, leurs pratiques de communication et leur stratégie de marque.

En application de cette décision, URM doit ainsi modifier son accord de participation afin qu’il soit totalement indépendant d’UEM et les offres de recrutement d’URM, publiées sur le site internet d’UEM, doivent être clairement identifiées et doivent spécifier le caractère indépendant d’URM vis-à-vis d’UEM.

Bénéficiaires du chèque énergie : précisions sur les informations minimales de consommation devant leur être transmises par les fournisseurs aux consommateurs

Arrêté du 19 mai 2021 relatif aux informations minimales qui doivent être affichées dans le cadre du dispositif d’accès aux données prévu par l’article L. 124-5 du Code de l’énergie

En application de l’article L. 124-5 du Code de l’énergie, les fournisseurs d’électricité et de gaz naturel doivent proposer aux consommateurs qui bénéficient du dispositif du chèque énergie une offre portant sur la transmission – gratuite – de leurs données de consommation, exprimées en euros.

Pour rappel, le dispositif du chèque énergie qui est attribué sur la base d’un critère fiscal unique, selon le niveau de revenu et la composition des ménages, permet à ses bénéficiaires de payer leurs factures d’énergie quelle qu’en soit la source ou de financer une partie de leur travaux d’économie d’énergie.

L’article L. 124-5 du Code de l’énergie prévoyait l’intervention d’un décret pour préciser ses modalités d’application. C’est l’objet du décret codifiés aux articles D. 124-18 (et suivants du Code de l’énergie) et de l’arrêté du 19 mai 2021, ici commentés.

Les informations minimales qui doivent être fournies ont été précisées par l’arrêté du 19 mai 2021 .

Il s’agit, d’une part, pour l’électricité, des informations suivantes :

  • la puissance instantanée soutirée par le consommateur (exprimée en kilowatts ou en watts) actualisée au plus toutes les cinq secondes ;
  • l’évolution de la puissance moyenne (exprimée en kilowatts ou en watts) soutirée par le consommateur sur la dernière heure, à un pas de temps d’une minute, et soutirée par le consommateur depuis le début de la journée, à un pas de temps adapté ;
  • la puissance maximale (exprimée en kilowatts ou watts) soutirée par le consommateur depuis le début du mois en cours et de l’année ou pour la période écoulée depuis le début du contrat de fourniture, si cette date est postérieure ;
  • les données de consommation sur la dernière heure (exprimées en kilowatts et en euros TTC) sur la base d’une estimation des taxes en euros par mégawattheure ;
  • les cumuls de consommation (exprimés en kilowatts et en euros TTC) sur la base d’une estimation des taxes en euros par mégawattheure, depuis le début de la journée, du mois en cours et de l’année ou pour la période écoulée depuis le début du contrat de fourniture, si cette date est postérieure.

D’autre part, pour le gaz naturel, les informations minimales qui doivent être accessibles au consommateur sont :

  • les historiques des données de consommation quotidienne et mensuelle de gaz naturel exprimés en m3, en kilowattheures et en euros, pour chaque période avec le coefficient de conversion applicable ;
  • les cumuls de consommation exprimés en m3, en kilowattheures et en euros, depuis le début du mois et de l’année, ou pour la période écoulée depuis le début du contrat de fourniture, si elle est d’une durée inférieure avec, pour chaque période, le coefficient de conversion applicable.

L’arrêté indique par ailleurs que les informations qui sont mises à la disposition du consommateur doivent être accompagnées de points de comparaison pouvant être choisis par celui-ci.

 

Par ailleurs, aux termes du nouvel article D. 124-18 du Code de l’énergie issu du décret du 19 mai 2021, l’accès aux données susvisées doit être permis « au moyen d’un équipement permettant d’assurer un affichage de données via une application digitale, une interface de programmation d’application ou un service web ». Le décret ajoute que pour l’électricité, « l’offre comprend un émetteur radio à brancher sur le compteur du consommateur. L’accès aux données en temps réel s’effectue au domicile du consommateur ».

 

Les fournisseurs ont l’obligation de proposer cette offre avant le 1er octobre 2022 aux usagers métropolitains bénéficiant du chèque énergie, équipés de compteurs communiquants, et qui en font la demande (art. D. 124-19 du Code de l’énergie). Cette offre doit préserver la confidentialité des données (art. D124-23 du Code de l’énergie).

 

Aux termes de l’article D. 124-20 du Code de l’énergie, les offres sont communiquées au ministre chargé de l’énergie au plus tard deux mois avant d’être proposées pour la première fois aux consommateurs ; celui-ci dispose d’un délai d’un mois pour s’y opposer.

 

Enfin, tous les ans, avant le 30 mars, les fournisseurs indiquent au ministre chargé de l’énergie le nombre de leurs clients éligibles au chèque énergie, le nombre de sollicitations adressées et le nombre d’offres effectivement mises à disposition l’année précédente (art. D. 124-24 du Code de l’énergie).