Le Juge judiciaire vient de rendre une nouvelle décision qui fait application du mécanisme de transfert de propriété des colonnes montantes issu de la loi n° 2018-1021 du 23 novembre 2018 portant évolution du logement, de l’aménagement et du numérique, dite « loi ELAN ».

En l’espèce, des copropriétaires avaient présenté auprès de la société Enedis une demande de raccordement au réseau de distribution d’électricité d’un lot dont ils étaient propriétaire, nécessitant la pose d’un compteur.

Enedis, gestionnaire du réseau de distribution, leur a notifié un refus de raccordement au motif de l’insuffisance de la colonne montante en termes d’ampérages et de sa vétusté, et précisant qu’aux termes de la concession pour la distribution publique d’électricité dont Enedis est titulaire, l’entretien et le renouvellement de la colonne montante de cet immeuble construite avant 1992 appartenait à ses propriétaires.

Les demandeurs avaient assigné la société Enedis afin d’obtenir le raccordement au réseau, et pour ce faire, sollicité sa condamnation à effectuer à ses frais les travaux de réfection et de renouvellement de la colonne montante nécessaires à la pose du tableau électrique et au raccordement demandé.

Par un jugement du 29 juillet 2019, le Tribunal de grande instance des Sables-d’Olonne a rejeté ces demandes aux motifs que la preuve de l’incorporation de la colonne montante au réseau public de distribution d’électricité n’était pas établie et que l’entretien relevait donc de la responsabilité de la copropriété.

En appel, aux termes de sa décision du 12 octobre 2021 commentée, la Cour d’appel de Poitiers relève d’abord que la situation juridique de la colonne montante a évolué depuis le jugement puisque, conformément à l’article L. 346-2 du Code de l’énergie issu de la loi ELAN, l’assemblée générale des copropriétaires avait décidé, le 6 août 2019, du transfert de la colonne montante au réseau de distribution d’électricité.

Et, observant que cette décision de transfert de la colonne montante avait été « actée et validée » (selon les termes de l’arrêt) par le gestionnaire de réseau par courrier, la Cour relève que la société Enedis n’a pas exécuté les travaux qui lui incombaient désormais. Selon la Cour en effet, « la mise en œuvre des travaux nécessaires sur la colonne montante relève désormais de la responsabilité d’Enedis, dans le cadre du respect de ses obligations de sécurité, notamment à l’égard de ses propres agents ».

La Cour d’appel condamne alors la société Enedis à effectuer la pose du tableau électrique et le raccordement au réseau du lot concerné dans un délai de quatre mois à compter de la signification de l’arrêt.

On ajoutera que la Cour d’appel a rejeté en revanche la demande d’indemnisation du préjudice de jouissance et d’agrément dont le copropriétaire se prévalait du fait du retard pris dans le raccordement de son habitation. La Cour retient pour ce faire que ce retard de raccordement « n’est imputable à la société Enedis que depuis la délibération de l’assemblée générale des copropriétaires intervenue récemment le 9 août 2019 ».

Si cette conclusion peut surprendre au vu des différentes jurisprudences intervenues et souvent commentées dans notre Lettre d’actualité juridique Environnement Energie, on retiendra en tout état de cause, d’une part, le rattachement de l’obligation de rénovation d’une colonne montante à l’obligation de sécurité qui incombe au gestionnaire de réseau et, d’autre part, que le retard d’un raccordement pour refus de rénovation d’une colonne montante aux frais dudit gestionnaire postérieurement au transfert de cette colonne montante au réseau de distribution d’électricité pourrait engendrer l’indemnisation du préjudice de jouissance et de raccordement pour le propriétaire de l’habitation concernée, outre son droit à la réalisation des travaux de raccordement et de rénovation de la colonne montante en cause.

On ajoutera enfin que contrairement à ce que pourrait laisser penser l’arrêt commenté, la notification par les propriétaires de leur décision de transfert des colonnes montantes électriques présentes dans leur immeuble en application de la loi ELAN n’a pas, pour produire ses pleins effets, à être validée par le gestionnaire de réseau. L’article L. 346-2 du Code de l’énergie disposant que ce « transfert est effectué à titre gratuit, sans contrepartie pour le gestionnaire de réseau. Le gestionnaire de réseau ne peut s’opposer au transfert ni exiger une contrepartie financière ».

Les propriétaires devront néanmoins avoir conservé la preuve de la notification audit gestionnaire de leur décision de transfert.

Pour mémoire, l’article 33 de la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l’énergie et au climat a introduit la notion de contrat d’expérimentation en y consacrant deux sections au sein du Code de l’énergie, relatives respectivement à la vente de biogaz (Articles L. 446-24 à L. 446-26) et à l’électricité produite à partir d’énergies renouvelables (Articles L. 314-29 à L. 314-31).

L’article L. 446-24 du Code de l’énergie précité dispose ainsi :

« L’autorité administrative peut recourir à un appel à projets pour sélectionner des projets de production de biogaz qui utilisent des technologies innovantes. La procédure d’appel à projets est conduite dans le respect des principes de transparence et d’égalité de traitement des candidats.

Les modalités de l’appel à projets sont définies par décret en Conseil d’Etat, pris après avis de la Commission de régulation de l’énergie ».

Des dispositions similaires sont prévues à l’article L. 314-29 du Code de l’énergie pour l’électricité produite à partir d’énergies renouvelables.

Les dispositions particulières relatives à la vente de biogaz ont récemment fait l’objet d’un décret d’application[1]. Le contrat d’expérimentation du décret n° 2021-1280 reprend en substance les dispositions prévues pour le mécanisme de soutien à la filière innovante du biogaz.

Précisément, le décret n° 2021-1280 du 1er octobre 2021, paru au Journal officiel du 2 octobre, précise le cadre réglementaire de la procédure des futurs appels à projets pour les installations de production d’électricité ou de biogaz qui emploient des énergies renouvelables innovantes et qui souhaitent bénéficier d’un contrat d’expérimentation.

En substance, dans le cadre d’une procédure d’appel à projets, le Ministre chargé de l’énergie élabore le cahier des charges, dont le contenu minimum est fixé par le Code de l’énergie aux articles R. 314-71 pour l’énergie électrique et R. 446-45 pour le biogaz. Le Ministre soumet ensuite ce cahier des charges à l’avis de la Commission de régulation de l’énergie (ci-après « la CRE ») qui dispose en principe d’un délai d’un mois pour se prononcer, avant d’adresser un avis d’appel à projets à l’Office des publications de l’Union européenne en vue de sa publication au JOUE. La CRE le publie sur son site internet le premier jour ouvré suivant la publication de l’avis par l’Office des publications de l’Union européenne et met en place un site de candidature en ligne.

Dans un délai fixé par le cahier des charges, qui ne peut être ni inférieur à quinze jours ni supérieur à quatre mois à compter de la date limite de dépôt des dossiers de candidature, la CRE examine les projets reçus. Le Ministre désigne ensuite les candidats retenus et avise tous les autres candidats du rejet de leur candidature. Enfin, la CRE publie la liste des candidats retenus ainsi qu’une synthèse de l’analyse des offres sur son site internet.

La procédure d’appel à projets reprend de nombreuses caractéristiques de la procédure d’appel d’offres. Toutefois, celles-ci diffèrent notamment sur la circonstance que l’appel à projets n’emporte pas la définition d’un niveau de soutien du producteur, ce niveau intervenant seulement dans un second temps. Pour mémoire, les producteurs lauréats d’un appel d’offres ont, quant à eux, la possibilité de signer un contrat qui leur assure le niveau de soutien qu’ils ont demandé dans le cadre de leur participation à la procédure s’ils sont retenus. 

L’article 3 du décret n° 2021-1280 définit le cadre dans lequel la CRE fixera le niveau de soutien :

« Ce prix de référence est établi de manière transparente et non discriminatoire afin de couvrir l’ensemble des coûts supportés par le producteur d’électricité, dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d’un opérateur efficace, et d’assurer une rémunération normale des capitaux immobilisés.

Pour l’évaluation de l’efficacité du producteur et de la rémunération normale des capitaux, la commission tient compte des engagements contenus dans le projet du candidat, repris dans le contrat d’achat ».

Des dispositions similaires sont prévues en matière de biométhane, à l’article 5 du décret n° 2021-1280.

L’article 3 prévoit également que le cahier des charges de l’appel à projets précise les modalités selon lesquelles la CRE peut modifier le niveau de soutien en cours d’exécution du contrat, afin d’assurer une rentabilité normale des capitaux.

Aux termes de sa délibération n° 2021-107 du 1er avril 2017 portant avis sur le projet de décret commenté, la CRE, favorable au projet, déclarait que « le contrat d’expérimentation s’adressera à des technologiques innovantes, dont le fonctionnement est établi, mais pour lesquelles le recul, notamment sur les coûts, n’est pas suffisant. L’utilisation d’appels à projets permettant au gouvernement de sélectionner les modèles d’affaires qui lui paraissent les plus prometteurs, couplée à un soutien établi au cas par cas, apparaît alors comme le meilleur moyen de soutenir ces technologies. En effet, la méconnaissance par les pouvoirs publics et par les porteurs de projets potentiels des coûts ainsi que l’incertitude quant au nombre de projets susceptibles de postuler rendraient inefficaces à la fois un guichet ouvert sous forme d’arrêté tarifaire, mais aussi des appels d’offres ».

On observera avec intérêt les caractéristiques des futurs projets lauréats.

[1] Retrouvez notre analyse du décret n° 2021-1273 portant modification de la partie réglementaire du Code de l’énergie concernant les dispositions particulières à la vente de biogaz dans notre lettre d’actualités Energie & Environnement du mois de novembre 2021.

Le décret n° 2021-1273 du 30 septembre 2021, publié au Journal officiel le 1er octobre 2021, précise le cadre réglementaire du dispositif d’obligation d’achat suite à appel d’offres pour le biogaz injecté dans un réseau de gaz naturel et du dispositif de complément de rémunération pour le biogaz non injecté.

Dans un souci d’intelligibilité de la loi, l’article 3 du décret n° 2021-1273 définit d’abord les notions phares du chapitre relatif à la vente de biogaz. Sont notamment définis les termes de biogaz et biométhane, de cocontractant et de producteur, d’installation de production et d’injection.

Les nouvelles dispositions fixent ensuite un cadre réglementaire pour l’obligation d’achat de biométhane suite à appel d’offres.

L’article 4 du décret précise notamment que le cahier des charges est élaboré par le Ministre chargé de l’énergie puis soumis pour avis à la Commission de régulation de l’énergie (ci-après, la CRE). Cette dernière est ensuite chargée d’examiner les offres des candidats avant d’adresser au Ministre la liste des projets qu’elle propose de retenir. Enfin, le Ministre concerné désigne les candidats retenus.

Le décret dresse également le cadre réglementaire du dispositif d’obligation d’achat de biométhane à un tarif réglementé. L’article 4 prévoit notamment de réserver ce dispositif aux nouvelles installations ayant une production annuelle prévisionnelle inférieure à 25 gigawattheures par an.

Le complément de rémunération pour le biogaz non injecté suite à appel à projets ou appel d’offres se voit lui aussi doter d’un cadre réglementaire. L’article 5 du décret n° 2021-1273 envisage les catégories d’installations éligibles au complément de rémunération, à savoir celles qui produisent « du biométhane en installation de stockage de déchets non dangereux à partir de déchets ménagers et assimilés ou par la méthanisation en digesteur de produits ou déchets non dangereux ».

Les nouvelles dispositions réglementaires apportent, par ailleurs, des précisions sur les modalités du contrôle des installations de production de biogaz bénéficiant d’un dispositif de soutien et les conditions d’agrément des organismes de contrôle. En particulier, l’article 8 du décret n° 2021-1273 prévoit que le producteur qui a conclu un contrat d’achat ou un contrat de complément de rémunération tient à disposition du préfet de région les informations relatives aux caractéristiques de l’installation de production et à ses performances. Le producteur doit également transmettre annuellement à la CRE le détail des coûts et recettes relatifs à son installation. Il tient ces informations à disposition du Ministre chargé de l’énergie.  De la même manière, le cocontractant – au sens de la nouvelle rédaction de l’article R. 446-1 du Code de l’énergie – est soumis à un suivi économique étroit.

Sont également détaillées les conditions dans lesquelles les contrats d’achat et de complément de rémunération peuvent être suspendus ou résiliés lorsque le producteur ne respecte pas les dispositions régissant son activité ou celles du cahier des charges d’un appel d’offres dont il a été lauréat.

La parution de ce décret offre désormais un cadre réglementaire aux dispositions des articles L. 446-5, L. 446-6, L. 446-13 à -15 et L. 446-17 du Code de l’énergie relatives à la vente de biogaz.

La Commission de Régulation de l’Energie (CRE) a publié, le 30 septembre 2021, une délibération portant communication sur la publication d’informations privilégiées relatives aux indisponibilités des moyens de production d’électricité en France.

La CRE rappelle, tout d’abord, qu’en application du règlement européen « Transparence »[1] et du règlement européen « REMIT »[2], les informations privilégiées sur la disponibilité des installations de productions doivent être publiées tout comme les indisponibilités fortuites et programmées d’un certain niveau de puissance fixé à 100 MW pour le seuil le plus bas.

Chaque année, les acteurs du marché doivent donc évaluer le caractère privilégié d’une information relative à l’indisponibilité d’un moyen de production d’électricité sur la base de quatre critères cumulatifs :

• L’information doit être précise ;
• Elle ne doit pas avoir été rendue publique ;
• Elle doit, directement ou indirectement, concerner un ou plusieurs produits énergétiques de gros ;
• Et, si elle a été rendue publique, elle doit être capable d’influencer de façon sensible sur les prix de ces produits énergétiques de gros.

Sur ce dernier critère, les acteurs du marché s’interrogent sur la mise en place d’un seuil quantitatif de publication des informations privilégiées permettant de faciliter l’évaluation de l’effet potentiel et sensible sur les prix des produits énergétiques de gros.

Par cette délibération, la CRE entend donc donner aux acteurs du marché de l’électricité des indications sur l’appréciation de l’influence potentielle et sensible sur le prix des produits énergétiques de gros d’une information relative à l’indisponibilité d’un moyen de production d’électricité.

La CRE considère que les acteurs du marché peuvent se référer aux critères quantitatifs de publication d’une indisponibilité définis par l’article 15 du règlement « Transparence », et notamment au seuil de 100 MW, pour déterminer un seuil de volume indisponible en dessous duquel l’indisponibilité n’est pas susceptible d’influencer de façon sensible les prix des produits énergétiques de gros.

Autrement dit, selon la CRE, les acteurs du marché peuvent considérer que les indisponibilités des moyens de production d’électricité qui sont d’une ampleur inférieure au seuils prévus par ces critères quantitatifs ne sont pas, par principe, susceptibles d’influencer sensiblement les prix des produits énergétiques de gros et donc ne sauraient être qualifiées d’informations privilégiées.

Dans ces conditions, de telles informations n’auraient pas à être publiées par les acteurs du marché.

Cependant, la CRE précise que « cette appréciation n’est pas valable lorsque plusieurs variations d’indisponibilités de faible volume se cumulent dans le parc d’un même acteur jusqu’à ce que la puissance cumulée dépasse les seuils prévus pour une unité de production définis à l’article 15 du règlement Transparence ».

Pour finir, la CRE rappelle aux producteurs qu’ils doivent tout de même effectuer leur propre évaluation, au cas par cas, du caractère privilégié d’une information, conformément au règlement « REMIT », surtout à l’égard de produits ou situations de marché particulières.

[1] Règlement (UE) n° 543/2013 de la Commission du 14 juin 2013 concernant la soumission et la publication de données sur les marchés de l’électricité et modifiant l’annexe I du règlement (CE) no 714/2009 du Parlement européen et du Conseil.

[2] Règlement (UE) n° 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2011 concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie (Texte présentant de l’intérêt pour l’EEE).

La société RTE, gestionnaire du réseau de transport d’électricité, a publié le 25 octobre dernier les résultats de son rapport très attendu sur les futurs énergétiques pour 2050.

Pour mémoire, en 2019 RTE a lancé son étude relative à l’évolution du système électrique intitulée « Futurs énergétique 2050 ». L’étude vise à analyser les différents scénarios de production et de consommation d’électricité permettant d’atteindre la neutralité carbone d’ici 2050, telle que fixée par la Stratégie Nationale Bas-Carbone (ci-après, « SNBC ») introduite par la Loi de Transition Énergétique pour la Croissance Verte (ci-après, « LTECV »).

Au cours de cette étude, le rapport RTE – AIE (Agence Internationale de l’Energie) sur la faisabilité technique d’un système à haute proportion en énergie renouvelables a été publié le 27 janvier 2021 et une consultation publique sur les scénarios envisageables d’ici 2050 a été lancée à cette même date, permettant de récolter 4.000 réponses d’institutions, de collectifs et de particuliers.

Le rapport publié par RTE le 25 octobre 2021, ici commenté, vient présenter les résultats de l’étude et les principaux scénarios possibles d’un point de vue technique, économique, environnemental et sociétal.

Trois trajectoires sont ainsi présentées autour d’une thématique commune, la sortie des énergies fossiles d’ici 2050 :

• La trajectoire « de référence » qui fixe une consommation d’énergie à 645 TWh/ an. Elle conserve en partie le cadre posé par la SNBC, et évalue les impacts du prolongement des modes de vie actuel des Français avec une électrification hausse de 35 % par rapport au niveau de la consommation d’électricité actuel afin de se substituer aux énergies fossiles. Cette trajectoire suppose un bon degré d’efficacité des politiques publiques ;
• La trajectoire « sobriété » qui fixe une consommation d’énergie à 555 TWh/an et impacte davantage les habitudes de vie et les consommations ;
• La trajectoire « réindustrialisation » qui fixe une consommation d’énergie de 752 TWh/an et se traduit par un investissement dans les secteurs technologiques de pointe et stratégiques.

La trajectoire privilégiée par RTE est celle « de référence » et en son sein, le gestionnaire présente six scénarios dont un prévoyant 100 % d’énergies renouvelables et aucun recours au nucléaire, deux prévoyant un mix composé de « nucléaire historique » et d’énergies renouvelables, puis trois autres scénarios avec un recours plus accru au « nucléaire nouveau » jusqu’à 50 % du mix énergétique.

Suite à l’analyse de ces six scénarios, RTE présente les dix-huit enseignements de l’étude.

Tout d’abord, en guise de constat commun aux différents scénarios envisagés, le gestionnaire de réseau de transport rappelle la nécessité de diminuer la consommation finale d’énergie, d’augmenter la part d’électricité et de renforcer la croissance des énergies renouvelables dans la production d’électricité.

En outre, il met l’accent sur la nécessaire transformation de l’économie et des modes de vie des Français.

Notamment, sur la consommation d’énergie, RTE indique que l’accélération de la réindustrialisation du pays augmentera la consommation d’électricité mais permettra de réduire l’empreinte carbone de la France. Le gestionnaire précise qu’une réindustrialisation profonde permettra d’éviter 900 millions de tonnes de CO2 en trente ans à condition que cela se fasse autour de solutions bas-carbone dès le prochain cycle d’investissements.

Sur la transformation du mix électrique, si RTE met l’accent sur la proportion des énergies renouvelables dans le mix énergétique, le gestionnaire de réseau précise qu’un scénario 100 % renouvelables semble difficilement tenable, notamment d’un point de vue économique.

Selon RTE, la construction de nouveaux réacteurs nucléaires coûterait en effet 10 milliards d’euros de moins qu’un scénario composé en grande partie d’énergies renouvelables, même s’il précise que les énergies renouvelables électriques sont devenues des solutions compétitives.

Aussi, RTE considère que la construction de nouveaux réacteurs nucléaires permettrait de conserver un parc d’une quarantaine de GW en 2050.

En outre, le développement des énergies renouvelables représente un enjeu en matière d’occupation de l’espace. RTE considère que ce développement peut tout à fait s’intensifier sans que l’artificialisation et l’imperméabilisation des sols n’augmente excessivement à condition que la préservation du cadre de vie reste un enjeu principal.

Finalement, RTE ne tranche pas réellement entre un scénario principalement axé sur le nucléaire ou sur les énergies renouvelables. Les projections finales de RTE restent contrastées sur la part de nucléaire et celle d’énergies renouvelables nécessaires dans le mix énergétique pour atteindre la neutralité carbone en 2050.

En tout état de cause, RTE rappelle que « Quel que soit le scénario choisi, il y a urgence à se mobiliser ».

Au premier trimestre 2022, devraient être publiées des analyses approfondies de l’étude « Futurs énergétiques 2050 » tel que l’indique RTE avant, d’éventuellement, prolonger l’étude sur certains thèmes clés pour le débat public.

Le 11 octobre 2021, date de la journée mondiale de l’énergie, l’ADEME a annoncé le lancement de son label Vertvolt.

Celui-ci, en permettant d’améliorer la lisibilité des « offres d’électricité vertes » qui se développent sur le marché pour le consommateur, a pour double objectif d’aider ces derniers à faire leur choix d’offre d’électricité verte et d’orienter les fournisseurs vers des offres vertes plus qualitatives.

Ainsi que l’indique l’ADEME dans son communiqué de presse, cinq fournisseurs ont d’ores et déjà des offres labellisées Vertvolt[1].

[1] Retrouvez la liste des offres labélisées et leurs caractéristiques ici.

Pour rappel, le fond de péréquation de l’électricité (FPE) prévu par l’article L. 121-29 du Code de l’énergie a pour objet de répartir, entre les gestionnaires de réseaux publics de distribution d’électricité, les charges réelles qu’ils supportent en fonction des spécificités de leur zone de desserte, dès lors que ces charges ne sont pas prises en compte dans le calcul du Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Electricité (TURPE) facturé aux usagers.

Dans ce cadre, les valeurs des coefficients servant à la péréquation tarifaire ainsi que les montants des dotations et des contribution correspondants sont arrêtés annuellement par arrêté du Ministre de l’énergie conformément à l’article R. 121-58 du Code de l’énergie.

C’est ainsi que l’arrêté du 22 octobre 2020, commenté dans une de nos précédentes lettres d’actualité juridique Environnement Energie[1], fixait les coefficients de la formule du fonds de péréquation de l’électricité pour l’année 2020 et, d’autre part, les montants associés que doivent verser (contributions) ou recevoir (dotations) les gestionnaires de réseaux. 

Par l’arrêté du 7 octobre 2021, publié au JO du 14 octobre 2021, sont désormais établis les coefficients à appliquer, les contributions et les dotations au fonds de péréquation de l’électricité pour l’année 2021, à partir des déclarations portant sur l’année 2020.

[1] Pour plus d’information sur cet arrêté, nous vous invitons à consulter notre précédent article. 

Dans le prolongement des derniers arrêtés récemment publiées révisant les opérations standardisées d’économie d’énergie donnant droit à des certificats d’économies d’énergie (CEE) et créant de nouveaux programmes éligibles à ceux-ci, commentés dans notre dernière Lettre d’actualité juridique Environnement Energie[1],  un nouvel arrêté a été publié, quant à lui relatif aux dossiers de demande de CEE.

Pour l’essentiel, les modifications et précisions réglementaires apportées sont les suivantes :

• extension au cas des tierces personnes constituant en tout ou partie un dossier de demande de CEE au nom d’un demandeur, l’exigence de transmission d’un exemplaire du mandat entre les parties pour les dossiers de demande de CEE déposés à compter du 1er avril 2022 (article 1.I) ;

• précision du contenu d’un dossier de demande de CEE effectuée dans le cas d’un regroupement (article 1.II) ;

• pour les opérations engagées à compter du 1er avril 2022, intégration au sein des dossiers de demande de CEE du montant du rôle actif et incitatif du demandeur dans la réalisation de l’opération [2] ainsi que des commentaires à destination du Pôle national des certificats d’économies d’énergie (PNCEE) (article 1.IV.2° , article 1. V. 2° et article 2) ;

• possibilité, pour les bénéficiaires personnes physiques ou syndicats de copropriétaires et pour les opérations engagées à compter du 1er janvier 2021, que le « cadre contribution », document du dossier de demande de CEE figurant en annexe 8 de l’arrêté, puisse être signé au plus tard quatorze jours après l’engagement d’une opération, ce délai correspondant, dans la grande majorité des cas, au délai de rétractation prévu par le Code de la consommation (article 1.III) ;

• précisions relatives à l’information fournie au bénéficiaire dans le « cadre contribution » susvisé (article 1.VI) ;

• précisions sur l’indication de l’identité de l’organisme d’inspection dans le tableau récapitulatif des opérations lorsque l’opération fait l’objet d’un contrôle obligatoire effectif sur site (article 1.IV.1°) ;

• adaptation du contenu de la charte Coup de pouce « Chauffage » pour tenir compte de la suppression des gestes relatifs aux chaudières au gaz et aux émetteurs électriques, pour les opérations engagées à compter du 1er juillet 2021 ou achevées à compter du 1er octobre 2021 (article 3.I et 3.II) ;

• obligation de transmission au Ministre chargé de l’énergie et de mise à disposition du public, de la liste des partenaires des obligés assurant, pour le compte de ces derniers, le rôle actif et incitatif prévu à l’article R. 221-22 du Code de l’énergie (article 3.III).

[1] Pour plus d’information, , nous vous invitons à lire notre brève sur le sujet publiée dans notre lettre d’actualités juridique du mois d’octobre 2021.

[2] Pour rappel, en vertu de l’article R. 221-22 du Code de l’énergie : « de Le demandeur de certificats d’économies d’énergie doit, à l’appui de sa demande, justifier de son rôle actif et incitatif dans la réalisation de l’opération. Est considérée comme un rôle actif et incitatif toute contribution directe, quelle qu’en soit la nature, apportée, par le demandeur ou par l’intermédiaire d’une personne qui lui est liée contractuellement, à la personne bénéficiant de l’opération d’économies d’énergie et permettant la réalisation de cette dernière. Cette contribution intervient au plus tard à la date d’engagement de l’opération ».

Par une décision en date du 15 novembre 2019, le Ministre chargé de l’énergie a prononcé, sur le fondement de l’article L. 222-2 du Code de l’énergie, une sanction à l’encontre de la société Alpha Europe Energy, spécialisée dans les services relatifs aux certificats d’économie d’énergie (CEE) et ayant à ce titre réalisé plusieurs opérations ayant donné lieu à la délivrance de CEE, en :

• annulant des CEE délivrés pour un volume de 6 975 568 kilowattheures cumulés actualisés (kWh cumac) dits « classiques » et de 56 914 615 kWh cumac dits « précarité » assortie d’une mise en demeure d’acquérir les CEE nécessaires à son application ;

• la privant de la possibilité d’obtenir de nouveaux CEE pendant une durée de 18 mois ;

• rejetant les demandes de CEE que la société avait déjà présentées.

Saisi par la société Alpha Europe Energy, le Conseil d’Etat annule cette sanction aux termes de la décision ici commentée.

Pour ce faire, le Conseil d’Etat commence par confirmer la régularité de la procédure de sanction en considérant que, contrairement à ce qu’invoque la société requérante qui a été informée de la procédure initiée à son encontre, de la possibilité de contester les manquements reprochés ainsi que de consulter son dossier en se faisant assister par la personne de son choix, cette décision de sanction n’a pas été adoptée en violation des droits de la défense et du caractère contradictoire de la procédure.

Le Conseil d’Etat s’attache ensuite à apprécier la matérialité des manquements reprochés à la société Alpha Europe Energy. A ce titre il estime que l’instruction révèle effectivement des discordances entre les documents fournis par la société requérante à l’appui de ses demandes de CEE et les documents correspondants détenus par les bénéficiaires de ces opérations, sans que les explications fournies par la requérante permettent de les écarter. Toutefois, il apparaît que le volume correspondant aux opérations non conformes n’a pas été correctement calculé par le Ministre, de sorte que le taux de conformité de l’échantillon s’élève à 47 % au lieu de 38 %.

Puis, sur l’appréciation des sanctions prononcées en elles-mêmes, le Conseil d’Etat considère que :

• s’agissant de la sanction d’annulation de CEE, le Ministre ne pouvant légalement prononcer une sanction d’annulation de CEE dont ne dispose pas l’intéressé à la date de la décision et la société requérante ne disposant pas d’un solde de CEE suffisant permettant de prononcer à son encontre l’annulation de CEE correspondant au volume indiqué dans sa décision, le Ministre a entaché sur ce point sa décision d’un vice d’incompétence ;

• s’agissant de la décision de rejet de demandes de CEE, dès lors que le délai de deux mois à l’issue duquel le silence gardé par le Ministre sur une demande de CEE fait naître une décision implicite d’acceptation est suspendu lorsqu’est notifié au requérant une mise en demeure, la société n’est pas fondée à soutenir qu’à la date de la sanction, les CEE concernés avaient déjà fait l’objet d’une décision implicite d’acceptation. Toutefois, pour l’une de ces demandes, le délai d’acceptation implicite de deux mois étant déjà achevé à la date de la décision de la suspension, celle-ci ne pouvait légalement être rejetée par la décision contestée.

Enfin et surtout, le Conseil d’Etat apprécie, au terme de cette analyse, la proportionnalité des sanctions prononcées par le Ministre.

C’est ainsi l’occasion pour le Conseil d’Etat de préciser les critères d’évaluation de la proportionnalité des sanctions prononcées, tenant à la nature et à la gravité des manquements, elles-mêmes appréciées au regard :

• des règles méconnues ;
• du caractère répété de ces manquements ;
• de l’ampleur des non conformités révélées par l’échantillon contrôlé ;
• de la durée des opérations de contrôle ;
• de la situation financière de la société.

Dans ce cadre, le Conseil d’Etat réforme la sanction prise à l’encontre de la société Alpha Europe Energy en la ramenant :

• à l’annulation des CEE détenus par la société pour un volume seulement (en comparaison avec la sanction annulée) de 45 342 kWh cumac dits « classiques » et de 35 875 kWh cumac dits « précarité » ;

• au rejet de certaines seulement des demandes de CEE présentées ;

• à la privation de la possibilité d’obtenir de nouveaux CEE durant une durée ramenée à 9 mois.

Cet arrêt illustre le contrôle opéré par le Conseil d’Etat sur les sanctions prononcées par le Ministre chargé de l’énergie en cas de manquement à la règlementation des CEE.

Décret n° 2021-1380 du 23 octobre 2021 relatif aux tarifs réglementés de vente de gaz naturel fournis par Engie et faisant application du dernier alinéa de l’article R. 445-5 du code de l’énergie

Une hausse potentielle de 19,5 % TTC des Tarifs Réglementés de Vente (TRV) du gaz était prévue au 1er novembre 2021 et une autre d’ampleur similaire en décembre prochain. Et c’est sans compter la hausse attendue des TRV d’électricité début 2022.

C’est pour faire face à ce phénomène d’augmentation brutale du prix du gaz que deux projets de décrets ont été présentés à la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) par la Ministre de la transition énergétique le 5 octobre 2021. Suivant la délibération de la CRE du 14 octobre 2021 portant avis sur le projet de décret relatif aux tarifs réglementés de vente du gaz naturel modifiant l’article R. 445-5 du Code de l’énergie et sur le projet de décret relatif aux tarifs réglementés de vente de gaz naturel fournis par Engie et faisant application du dernier alinéa de l’article R. 445-5 du Code de l’énergie, le Gouvernement vient de publier le décret n° 2021-1380 du 23 octobre 2021 relatif aux tarifs réglementés de vente de gaz naturel fournis par Engie et faisant application du dernier alinéa de l’article R.445-5 du Code de l’énergie .

La publication de ce décret nous donne l’occasion d’expliquer que la hausse des TRV de gaz, comme prochainement d’électricité, est, en l’état du droit, inéluctable et qu’elle conduit à mettre en place des solutions nécessairement temporaires pour l’éviter, qui perturbent le fonctionnement normal du marché. De sorte que cette hausse devrait appeler à des réformes structurelles de la vente régulée des énergies.

I. La modification du cadre réglementaire des TRV pour contenir leur augmentation

Par un communiqué de presse du 27 septembre 2021, la CRE constatait une nouvelle hausse des prix de l’électricité et du gaz et annonçait par conséquent la hausse des TRV (voir notre brève à ce sujet : https://www.seban-associes.avocat.fr/communique-la-cre-constate-une-nouvelle-hausse-du-cout-du-gaz-naturel-importe-entrainant-une-hausse-des-trv-pour-le-mois-doctobre/?idlajee=106318).

Pour rappel, la proposition des offres en tarifs réglementés émane principalement d’EDF pour l’électricité et d’Engie pour le gaz naturel, puis des ELD (entreprises locales de distribution), chacun dans ses zones de desserte historique. Chaque année, le Gouvernement publie un arrêté, après avis de la CRE, qui fixe les barèmes et conditions d’évolution des TRV pour l’année à venir.

Les TRV du gaz et de l’électricité sont calculés comme suit :

• Le montant des TRV du Gaz correspond à l’addition des coûts d’approvisionnement, des coûts d’infrastructure et de commercialisation ainsi que trois taxes (la TVA, la Taxe Intérieure sur la Consommation de Gaz Naturel (TICGN) et la Contribution Tarifaire d’Acheminement (CTA) pour le gaz.
• Les tarifs réglementés de l’électricité couvrent quant à eux, les coûts d’utilisation des réseaux publics d’électricité (tarif appelé TURPE et fixé par la CRE) et les coûts de fourniture (coût de production, d’approvisionnement et de gestion commerciale). S’ajoutent à ces coûts, des taxes et contributions composées de la taxe sur la consommation finale de l’électricité (TCFE), la contribution tarifaire d’acheminement (CTA), la contribution pour le service public d’électricité (CSPE) et la TVA.

L’augmentation du prix de gros du gaz a donc influé la variable « coût d’approvisionnement » qui rentre dans le calcul du tarif réglementé du gaz, conduisant mécaniquement à l’augmentation des TRV. S’agissant de l’électricité, une partie de la production étant alimentée par le gaz, elle se voit aussi touchée dans sa variable « coût de production ». Il faut attendre prochainement l’évolution des autres coûts de production de l’électricité pour connaître l’augmentation finale prochaine de ces TRV d’électricité.

Or, l’article R.445-5 du Code de l’énergie rappelle que le fournisseur aux TRV « modifie selon une fréquence prévue par arrêté des ministres chargés de l’économie et de l’énergie et au maximum une fois par mois, jusqu’à l’intervention d’un nouvel arrêté tarifaire […] les barèmes de ses tarifs réglementés en y répercutant les variations des coûts d’approvisionnement en gaz naturel, telles qu’elles résultent de l’application de sa formule tarifaire ». Il précise encore : « La répercussion des variations des coûts d’approvisionnement en euros par mégawattheure se fait de manière uniforme sur les différents barèmes et s’applique sur la part variable, sauf disposition contraire prévue par l’arrêté mentionné à l’article R. 445-4 ».

Et ce même article R.445-5 prévoit les conditions dans lesquelles il est possible de s’opposer à cette hausse mécanique des TRV par suite de la hausse des coûts d’approvisionnement : « En cas d’augmentation exceptionnelle des prix des produits pétroliers ou des prix de marché du gaz naturel, sur le dernier mois ou sur une période cumulée de trois mois, le Premier ministre peut, avant l’expiration du délai [de 20 jours] et après avis de la Commission de régulation de l’énergie, s’opposer par décret à la proposition et fixer de nouveaux barèmes. Le décret précise les modalités et le calendrier, qui ne peut excéder un an à compter de son entrée en vigueur, de remise à niveau des tarifs par rapport à la formule tarifaire et de répercussion des montants non perçus durant la période considérée. Il précise les conditions dans lesquelles le fournisseur est autorisé à modifier ses tarifs réglementés jusqu’à l’intervention d’un nouvel arrêté tarifaire pris en application de l’article R. 445-4 ».

C’est sur ces bases que l’arrêté du 28 juin 2021 relatif aux TRV du gaz naturel fourni par Engie a fixé les TRV d’Engie au 1er juillet 2021 et la formule permettant d’estimer l’évolution de ses coûts d’approvisionnement entre le 1er juillet 2021 et le 30 juin 2022. La CRE a ensuite été saisie le 5 octobre 2021 par Engie du projet de barème des TRV gaz naturel d’Engie pour le 1er novembre 2021. Ces barèmes envisagent une hausse moyenne des tarifs hors taxe de vente de gaz naturel de 17,20 €/MWh au 1er novembre 2021, soit une augmentation de 21,2 % HT (soit + 19,5 % TTC) par rapport aux niveaux fixés au 1er octobre 2021.

C’est dans ce cadre que le décret du 23 octobre 2021 commenté gèle l’augmentation des TRV de gaz d’Engie pendant une période qu’il fixe à 8 mois à compter du 1er novembre 2021, soit jusqu’au 30 juin 2022. Ce gel comprend toutes les taxes comprises dans le calcul des TRV. S’ajoutent les modalités de rattrapage des montants non couverts.

Le décret du 23 octobre 2021 prévoit enfin les modalités d’évolution de la part variable des TRV de gaz d’Engie. Elles consistent en une formule d’indexation traduisant l’évolution de la TICGN et de la TVA.

Tous ces mécanismes visent à atténuer la hausse des TRV de gaz de manière transitoire et à lisser dans le temps le rattrapage des coûts non répercutés, qui ne peuvent être oubliés.

II. Un gel de l’augmentation des TRV de gaz naturel qui perturbe le fonctionnement normal du marché de l’énergie

L’intervention du gouvernement par décret sur le niveau des TRV de gaz vient à l’évidence perturber le cours normal du marché du gaz naturel.

S’agissant des TRV de gaz déjà, comme on vient de le rappeler, ceux-ci, censés refléter le cours du marché du gaz naturel tout en protégeant les petits consommateurs, sont désormais utilisés comme outil de protection des variations du cours. La conséquence d’une telle modification est la suppression de la compétitivité des offres de marché aux TRV pendant la période de gel décidée.

Pour s’en justifier, la CRE observe que l’objectif poursuivi par cette hausse limitée des TRV est proportionné (en d’autres termes, acceptable au regard des exigences européennes), et ce, pour plusieurs raisons.

D’une part, la mesure de gel mise en place par le décret est temporaire. Cela s’inscrit dans le choix de la Commission européenne, exprimé dans une communication sur le prix de l’énergie en date du 13 octobre dernier, de privilégier des réponses nationales de court terme à cette crise plutôt qu’une réponse harmonisée.

D’autre part, il convient de rappeler aux consommateurs qui souhaiteraient passer en offre de marché une fois que cette offre sera devenue plus intéressante que le TRV, qu’ils ne pourront plus ensuite revenir aux TRV. Cela a tout de même pour conséquence de ralentir considérablement la croissance commerciale des fournisseurs en offre de marché pendant la période de gel tarifaire et ce, même s’ils seront certainement plus attractifs pendant la période où les TRV rattraperont les sommes non perçues pendant le gel.

Enfin, il faut tout de même rappeler que les TRV du gaz sont voués à disparaître le 1er juillet 2023. Selon la CRE, les effets sur le bon fonctionnement du marché cesseront donc nécessairement à cette échéance.

Mais qu’en est-il des fournisseurs de gaz en offres de marché ? En effet, les fournisseurs en offre de marché indexés sur les TRV, qui fournissent 1,5 million de clients, vont eux-aussi subir un déficit considérable. La CRE, désireuse d’épargner aux fournisseurs en offre de marché les conséquences des décisions politiques et de faciliter le rattrapage tarifaire, recommandait deux mesures protectrices : d’une part, la baisse temporaire de la TICGN à compter du 1er janvier 2022 ; d’autre part, la mise en place d’un dispositif complémentaire d’aide aux fournisseurs qui se trouveraient en grave difficulté financière à cause du gel tarifaire.

Ces recommandations n’apparaissent pas dans le décret commenté. Mais un amendement gouvernemental au projet de loi de finances devrait permettre au gouvernement de donner un coup de pouce aux fournisseurs de gaz impactés par le gel des TRV, sous la forme d’une compensation par le budget de l’Etat au titre des charges de service public de l’énergie.

La logique de la CRE restait par ailleurs celle d’imposer une logique de transparence dans les activités menées par Engie. Ainsi, à titre habituel, la CRE publie chaque mois une délibération vérifiant la bonne application par Engie de la formule d’évolution des TRV. Dans la continuité de cette logique, la CRE a recommandé d’ajouter l’obligation pour Engie durant cette période de gel tarifaire de communiquer à l’autorité de régulation chaque mois le barème qui aurait été appliqué en l’absence de gel afin qu’elle puisse le publier. Il s’agit là d’une garantie de transparence sur la visualisation du rattrapage des sommes non perçues pendant la période de gel. Cette recommandation a été accueillie et reprise à l’article 5 du décret.

On observera enfin que la période de rattrapage est certes théoriquement limitée au 30 juin 2022 selon le décret, mais il est d’ores et déjà prévu la possibilité qu’elle puisse s’étendre jusqu’au 30 juin 2023, date de fin des TRV de gaz.

En définitive donc, c’est par le biais de bien des contorsions que l’on tente de concilier protection des consommateurs et fonctionnement normal du marché de l’énergie, ce qui devrait appeler à des réformes structurelles.

III. De nécessaires réformes structurelles de la vente régulée des énergies

L’augmentation du prix du gaz naturel touche en effet l’ensemble du réseau interconnecté européen où s’établissent les prix du marché. 

Si la Commission européenne opte pour des réponses nationales à court terme, dans laquelle s’inscrit le gel tarifaire commenté, de grands débats sur le marché de l’énergie en Europe apparaissent.

Ces préoccupations ont conduit les 27 Ministres de l’Energie des Etats membres de l’Union européenne à se réunir à Luxembourg fin octobre dernier pour évoquer des solutions communes pour faire face à l’augmentation des prix de l’énergie. Cependant, cette réunion a illustré les discordances sur ce sujet entre les pays de l’Union. En effet, neuf Etats membres dont l’Allemagne, les Pays-Bas, l’Autriche, l’Irlande et le Danemark, ne se montrent pas favorables à interférer dans la structure des marchés énergétiques intérieurs, du moins de manière précipitée. En face, d’autres pays dont la France, l’Espagne, la Grèce, la Roumanie et la République tchèque, préconisent une refonte du marché du gaz passant par une meilleure coordination des approvisionnements. Enfin, d’autres pays comme la Pologne s’oppose au Pacte vert qui, selon eux, ne viendra que renchérir le prix de l’énergie. La Commissaire européenne de l’Energie Kadri Simson considère pour sa part qu’« il ne faut pas prendre de mesures précipitées » et qu’en attendant, « de nouveaux investissements dans les renouvelables, le renforcement des capacités de stockage et le verdissement de l’économie, en particulier la rénovation des bâtiments, contribueront à réduire la dépendance aux énergies fossiles et la vulnérabilité face à la volatilité de leurs prix ».

Au-delà de la question de la refonte du marché de l’énergie, d’autres débats sont abordés qui ne traduisent pas plus un consensus européen. La France souhaite que le nucléaire soit inscrit comme une source d’énergie décarbonnée et éligible pour les financements verts. Selon elle, le nucléaire permettrait d’accroître l’indépendance énergétique de l’Union européenne, position que ne partage pas l’Autriche et le Luxembourg. Cette géopolitique du nucléaire et les normes imposées par l’Union sur le nucléaire ont entraîné pour l’heure en France l’abandon du projet Hercule portant réforme du groupe EDF.

De même encore, la Russie souhaiterait accélérer l’entrée en fonctionnement du gazoduc Nord Stream 2 qui relie la Russie à l’Allemagne. Cependant, derrière cela, c’est la question de la dépendance extérieure de la production d’énergie qui est soulevée. La Commission semble plutôt parier sur l’électricité verte (à partir d’énergies renouvelables (énergie hydraulique, éolienne, solaire, géothermique, etc) ou par cogénération) pour éviter la dépendance aux marchés internationaux et les crises comme celle que nous vivons.

Enfin, les TRV ressortent finalement, compte tenu de leurs contraintes en termes de calcul de leurs coûts, comme peu adaptés pour protéger les consommateurs les plus fragiles. C’est donc l’effectivité même des TRV qui se trouve questionnée. On pourrait alors se réinterroger sur le service public lui-même de la fourniture de gaz, comme d’électricité, afin qu’il atteigne sa finalité de protection des consommateurs, a minima les plus fragiles.

Au total, il va falloir, dans les années qui viennent, concilier respect du fonctionnement du marché européen de l’énergie, autonomie énergétique, réduction des gaz à effet de serre, et protection des consommateurs, au moins les plus fragiles.

C’est là un débat qui dépasse la France qui tente aujourd’hui, avec les outils juridiques qui sont les siens, d’éviter la hausse des prix réglementés de l’énergie, il est vrai dans un contexte conjoncturel délicat à quelques mois des élections présidentielles.

Marie-Hélène PACHEN-LEFEVRE et Astrid DELESQUE