Par un arrêt du 22 janvier 2020 qui sera mentionné aux Tables du Recueil, le Conseil d’Etat a précisé que les parties à un contrat d’achat d’électricité produite par une installation bénéficiant de l’obligation d’achat ne peuvent pas déroger contractuellement aux tarifs d’achat fixés par voie réglementaire en retenant un tarif qui serait plus favorable au producteur.

La société Corsica Sole 3, qui exploitait une installation de production d’électricité d’origine photovoltaïque, avait signé un contrat d’achat d’électricité dans le cadre du dispositif d’obligation d’achat prévu par l’article L. 314-1 du Code de l’énergie. Ce contrat prévoyait l’application d’un tarif d’achat dit  » S06  » fixé par l’arrêté interministériel du 10 juillet 2006 fixant les conditions d’achat de l’électricité d’origine photovoltaïque. Postérieurement à la conclusion de ce contrat, la société EDF avait informé la société Corsica Sole, société holding de la société Corsica Sole 3, que le tarif applicable à l’installation était en réalité le tarif dit  » S10 « , fixé par un arrêté interministériel du 12 janvier 2010, le tarif initial « S06 », plus favorable à la société Corsica Sole, ayant été intégré au contrat par erreur. EDF précisait également, d’une part, que ce nouveau tarif serait appliqué à l’avenir et, d’autre part, que le trop-perçu résultant de l’application du tarif S06 serait déduit du montant de l’échéance suivante.

Les sociétés Corsica Sole et Corsica Sole 3 avaient alors saisi le Tribunal administratif de Bastia d’une demande tendant à ce que la société EDF soit condamnée à leur verser une somme correspondant au solde non réglé de la facture sur laquelle la société EDF avait appliqué une compensation, ainsi qu’une somme correspondant au préjudice financier que la société Corsica Sole 3 estimait avoir subi du fait de la modification tarifaire.

Le Tribunal avait débouté les sociétés requérantes, mais la Cour administrative d’appel avait accueilli leur demande et condamné EDF à leur verser les sommes en cause.

Faisant application des règles qui s’impose au juge administratif lorsqu’il est saisi par l’une des parties d’un différend ayant trait à l’exécution du contrat, la Cour avait considéré qu’il n’y avait pas lieu d’écarter l’application des stipulations contractuelles (ce que réclamait EDF), dès lors qu’elles n’étaient pas illicites et que l’erreur commise par EDF ne pouvait être regardée comme ayant vicié son consentement. Pour conclure à l’absence d’illicéité de la clause contractuelle retenant un prix d’achat plus élevé que le prix auquel la société Corsica Sole pouvait réglementairement prétendre, la Cour avait considéré que les dispositions réglementaires fixant les tarifs d’achat « ont pour objet de fixer, au seul bénéfice des producteurs d’électricité, les conditions minimales auxquelles EDF est tenue d’acheter l’électricité » et «  que ces dispositions n’ont pas pour objet, et ne saurait avoir pour effet, d’interdire à EDF d’acheter de l’électricité à des conditions tarifaires plus favorables pour les producteurs ».

Au final, la Cour avait estimé qu’EDF ne pouvait se prévaloir de l’illicéité de la clause relative au tarif d’achat, et ce, même si elle résultait d’une erreur de sa part.

Saisi par la société EDF, le Conseil d’Etat annule l’arrêt de la Cour administrative d’appel et juge, au contraire, que le tarif d’achat prévu dans le contrat d’achat doit être strictement conforme aux dispositions réglementaires qui en fixent le niveau, lesquelles dispositions ne peuvent être regardées comme fixant un minimum d’achat.

Recommandation du médiateur national de l’énergie D2019-10895 du 5 août 2019

Nommé médiateur national de l’énergie le 25 novembre 2019, M. Olivier Challan Belval a publié sa première « Lettre » et s’est prêté au jeu du « rapport d’étonnement ». Deux sujets principaux ont retenu son attention : la question des rattrapages de facturation des fournisseurs d’énergie et l’interprétation erronée d’ENEDIS des dispositions de la loi ELAN sur les colonnes montantes.

S’agissant des rattrapages de facturation portant sur des périodes assez longues, le médiateur national de l’énergie rappelle que le cadre législatif applicable prévoit l’interdiction de facturer toute consommation d’électricité ou de gaz naturel antérieure de plus de quatorze mois au dernier relevé ou auto relevé, sauf dans trois hypothèses : en cas de défaut d’accès au compteur, d’absence de transmission par le consommateur d’un index relatif à sa consommation réelle, après un courrier adressé au client par le gestionnaire de réseau par lettre recommandée avec demande d’avis de réception, ou en cas de fraude (cf. article L. 224-11 du Code de la consommation).

Le médiateur national de l’énergie déplore la perte de temps pour les consommateurs que sa saisine implique alors même que ses recommandations sont fondées sur l’application pure et simple de la loi.

S’agissant de la prise en charge des travaux sur les colonnes montantes, le médiateur national de l’énergie rappelle qu’en application des articles L. 346-1 et s. du Code de l’énergie, issus de la loi n° 2018-1021 du 23 novembre 2018 portant évolution du logement, de l’aménagement et du numérique (« loi ELAN »), sauf opposition des propriétaires ou copropriétaires, toutes les colonnes montantes d’électricité (mises en service avant la publication de la loi) des immeubles seront intégrées au réseau public de distribution d’électricité, dans un délai de 2 ans à compter de la promulgation de la loi. Ce transfert peut prendre effet immédiatement par simple notification au gestionnaire de réseau de l’acceptation du transfert définitif au réseau public de distribution d’électricité des ouvrages concernés. Il est précisé par ailleurs que le gestionnaire de réseau ne peut s’opposer au transfert ni exiger une contrepartie financière.

Pour autant, regrette le médiateur national de l’énergie, « malgré la loi, Enedis considère que sont seulement à sa charge les travaux de sécurité, mais pas les travaux de renforcement lorsqu’ils s’avèrent nécessaires, notamment pour permettre une augmentation de la puissance délivrée à un consommateur », en violation du texte de la loi ELAN.

Le médiateur national de l’énergie s’était déjà montré soucieux, sur cette question, de prévenir les litiges, et avait pu recommander au gestionnaire de réseau de distribution, « chaque fois qu’une demande d’augmentation de puissance nécessite un renforcement de la colonne montante, de prendre immédiatement et intégralement en charge ce renforcement dont le coût est couvert par le TURPE » (Cf. Recommandation du médiateur national de l’énergie D2019-10895 du 5 août 2019).

Il est à noter qu’en l’espèce le gestionnaire du réseau avait répondu qu’il ne mettrait pas en œuvre cette recommandation.

Ce bras de fer entre gestionnaire du réseau et médiateur national de l’énergie va engendrer de nouveaux contentieux devant le Comité de Règlement des Différends et Sanctions (CoRDIS), compétent pour régler les litiges liés à la non-réalisation de travaux de renforcement dans la mesure où cela constitue un problème d’accès au réseau.

Loi n° 2019-1479 du 28 décembre 2019 de finances pour 2020

Arrêté du 14 janvier 2020 relatif à la prime de transition énergétique

Arrêté du 24 mai 2013 relatif aux plafonds de ressources applicables à certains bénéficiaires des subventions de l’Agence nationale de l’habitat

Le décret n° 2020-26 du 14 janvier 2020 relatif à la prime de transition énergétique (ci-après le « Décret du 14 janvier 2020 »), ainsi que l’arrêté du 14 janvier 2020 relatif à la prime de transition énergétique sont venus préciser les conditions et modalités d’attribution de la prime de transition énergétique pour les ménages sous plafonds de ressources, créée par l’article 15 de la loi n° 2019-1479 du 28 décembre 2019 de finances pour 2020 afin de soutenir la rénovation des logements occupés à titre de résidence principale par leur(s) propriétaire(s).

Sont notamment éligibles à la prime de transition énergétique les dépenses portant sur les chaudières à très haute performance énergétique (sauf celles utilisant le fioul comme source d’énergie), les équipements de chauffage ou de fourniture d’eau chaude sanitaire fonctionnant au bois ou autres biomasses, ou encore les équipements de chauffage ou de fourniture d’eau chaude sanitaire fonctionnant à l’énergie solaire thermique ou avec des capteurs solaires hybrides thermiques et électriques à circulation de liquide.

Distribué pour le compte de l’Etat par l’Agence nationale de l’habitat (ANAH), ce mécanisme de prime finance la réalisation des travaux de rénovation à la triple condition que :

• Les revenus du ou des propriétaires occupant le logement soient inférieurs ou égaux à un plafond fixé en fonction de la composition du ménage (cf. Annexe 2 de l’arrêté du 24 mai 2013 relatif aux plafonds de ressources applicables à certains bénéficiaires des subventions de l’Agence nationale de l’habitat) ;
• Le logement soit occupé à titre de résidence principale par le ou les propriétaires à la date de début des travaux et prestations ;
• Le logement ou l’immeuble concerné soit achevé depuis plus de deux ans à la date de début des travaux et prestations.

Le décret du 14 janvier 2020 prévoit notamment que « pour un même logement sur une période de cinq années consécutives à compter de la date de la première décision d’attribution de prime, le montant cumulé de primes de transition énergétique dont peut bénéficier le ménage ne peut excéder 20 000 euros ».

Le décret interdit qu’un même bénéficiaire puisse cumuler le bénéfice de la prime de transition énergétique, pour une ou des dépenses relatives à des travaux ou prestations identiques réalisés au titre d’un même logement, avec les dispositifs suivants :

• une aide de l’ANAH délivrée dans les conditions prévues aux articles R. 321-12 et suivants du Code de la construction et de l’habitation ;
• une aide à l’amélioration de l’habitat délivrée pour l’application de l’article L. 301-1 du même Code, lorsque les logements sont situés en Guadeloupe, en Guyane, en Martinique, à La Réunion ou à Mayotte.

Afin de veiller au respect des dispositions relatives à la prime de transition énergétique, l’ANAH a la possibilité de réaliser ou faire réaliser des contrôles. Ceux-ci peuvent avoir lieu « à tout moment, en particulier afin de vérifier l’achèvement des travaux et prestations financés et leur conformité aux éléments du dossier ayant donné lieu à décision d’octroi de la prime ».

Le bénéfice de la prime de transition énergétique requiert l’acceptation par son bénéficiaire de se soumettre à tout contrôle que pourrait réaliser ou faire réaliser l’ANAH. Le refus de se soumettre à de tels contrôles a pour conséquences :

• Le retrait de la prime ;
• Le cas échéant, son reversement ;
• L’application d’éventuelles sanctions.

Depuis la loi du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité (dite loi NOME), le dialogue entre les autorités concédantes et les concessionnaires, a été renforcé au service d’une meilleure coordination des investissements.

C’est ainsi que chaque année les autorités concédantes et leur gestionnaire du réseau public de distribution d’électricité sont associés dans le cadre de conférences départementales, réunies sous l’égide du préfet, afin d’élaborer conjointement le programme prévisionnel des investissements envisagés sur le réseau. Ces programmes précisent notamment le montant et la localisation des travaux à venir.

La loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte a renforcé la coordination de ces investissements en créant le comité du système de distribution publique d’électricité (CSDPE) institué par l’article L. 111-56-1 du Code de l’énergie. Sa création répondait à un objectif d’harmonisation des politiques d’investissement du gestionnaire de réseau et des autorités organisatrices de la distribution d’électricité (AODE) au niveau national, en complément des conférences départementales instituées par l’article L. 2224-31 du Code général des collectivités territoriales. 

Dans le cadre de ses travaux, ce comité est destinataire d’un certain nombre de documents visés par l’article R .111-19-10 du Code de l’énergie et en particulier les programmes prévisionnels de tous les investissements envisagés sur le réseau de distribution, établis par les conférences départementales.

L’arrêté du 5 janvier 2020 vient préciser le format des informations (avec le niveau de précisions) que l’autorité administrative doit communiquer au ministre et à Enedis à l’issue des conférences départementales. Il s’agit de diverses données tenant aux :

• caractéristiques de la consommation et de la production sur le réseau (nombre de points de livraison, nombre de points d’injection, nombre d’installations d’autoconsommation, production raccordée) ;
• caractéristiques du réseau (longueur des lignes, nombre de postes source et poste de distribution, clients mal alimentés, âge moyen du réseau, critère B) ;
• investissements sur le réseau (les informations étant apportées par chaque maître d’ouvrage pour : les investissements réalisés à l’année précédant la tenue de la conférence départementale, les investissements prévus de l’année en cours et les investissements prévisionnels de l’année suivante).

Une collectivité avait sollicité le raccordement d’une zone d’aménagement concerté sur son territoire auprès de la société Enedis (ex-ERDF), concessionnaire de la distribution publique d’électricité sur ce territoire et gestionnaire du réseau.

Dans ce cadre, le gestionnaire du réseau avait adressé à la collectivité sa proposition de raccordement (PDR) ou devis, chiffrant les coûts des travaux de raccordement rendus nécessaires pour procéder au raccordement demandé (desserte extérieure de la ZAC) et le montant de la contribution due par la collectivité en application de l’article L. 342-6 du Code de l’énergie[1].

La proposition, d’un montant très élevé, comportait en particulier l’adaptation d’un ouvrage existant, à savoir un poste source. De ce fait, la collectivité estimait que la proposition de raccordement comportait dans son périmètre de facturation, des travaux de renforcement du réseau au sens de l’article L. 342-11 du Code de l’énergie, qui ne pouvaient lui être facturés. En effet, les travaux de renforcement du réseau sont couverts par les tarifs d’utilisation du réseau public d’électricité (TURPE) en vertu des dispositions de l’article L. 342-11 du Code de l’énergie et ne peuvent ainsi donner lieu à facturation[2].

Estimant ne pas devoir prendre en charge le coût de travaux d’adaptation du poste source qu’elle regardait comme indûment qualifiés d’extension du réseau, la collectivité avait alors saisi le Comité de règlement des différends et des sanctions de la Commission de régulation de l’énergie (CoRDIS) afin de trancher ce différend.

Par la décision rendue, le CoRDIS a estimé que la société Enedis pouvait mettre à la charge de la collectivité les travaux de renforcement du poste source dans la mesure où ces coûts de renforcement était rendus nécessaires par un raccordement en haute tension (en moyenne tension exactement – HTA) et non en basse tension. A contrario, si le renforcement avait uniquement concerné le réseau basse tension (BT), l’article L. 342-11 du Code de l’énergie aurait été applicable à la demande.

Cette solution – nouvelle à notre connaissance – est tout à fait défavorable aux demandeurs puisque si le périmètre d’une extension peut englober des travaux sur le réseau BT comme sur le réseau HTA, en revanche le renforcement du réseau pris en charge par le TURPE, ne s’entend que d’un renforcement du réseau BT.

En définitive donc le CoRDIS considère que le périmètre d’une opération d’extension du réseau à la charge d’un demandeur puisse comprendre du renforcement d’un réseau HTA.

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[1] Article L.342-6 du Code de l’énergie : « La part des coûts de branchement et d’extension des réseaux non couverts par les tarifs d’utilisation des réseaux publics peut faire l’objet de la contribution due par le redevable défini à l’article L. 342-7 ou par les redevables définis à l’article L. 342-11. La contribution est versée au maître d’ouvrage des travaux, qu’il s’agisse d’un gestionnaire de réseau, d’une collectivité territoriale, d’un établissement public de coopération intercommunale ou d’un syndicat mixte ».

[2] Voir sur ce point d’ailleurs la Décision du CORDIS de la CRE en date du 8 octobre 2019 sur le différend qui oppose la SCI L’ATELIER à la société ENEDIS et au syndicat départemental d’énergie du Rhône relatif aux conditions de raccordement d’un ensemble immobilier au réseau public de distribution d’électricité.

Décision du 29 janvier 2020 relative aux tarifs réglementés de vente de l’électricité applicables aux consommateurs résidentiels en France métropolitaine continentale

Décision du 29 janvier 2020 relative aux tarifs réglementés de vente de l’électricité applicables dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental

Décision du 29 janvier 2020 relative aux tarifs réglementés de vente de l’électricité applicables aux consommateurs non résidentiels en France métropolitaine continentale

Décision du 29 janvier 2020 relative aux tarifs réglementés de vente de l’électricité Jaunes et Verts applicables aux consommateurs en France métropolitaine continentale

En vertu de l’article 337-7 du Code de l’énergie modifié par la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l’énergie et au climat, les tarifs réglementés de vente d’électricité (ci-après les « TRVE ») bénéficient, depuis le 1er janvier 2020, aux consommateurs disposant d’une installation d’une puissance inférieure ou égale à 36 kilovoltampères et appartenant à l’une des deux catégories suivantes :

• consommateurs résidentiels (y compris les propriétaires uniques et les syndicats de copropriétaires d’un immeuble unique à usage d’habitation) ;
• consommateurs professionnels qui emploient moins de dix personnes et dont le chiffre d’affaires, les recettes ou le bilan annuels n’excèdent pas 2 millions d’euros.

Les consommateurs d’électricité ne répondant pas à ces critères doivent souscrire à des offres de marché proposées par tous les fournisseurs d’énergie.

Par une délibération du 16 janvier dernier, la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) a proposé une hausse moyenne des TRVE de 3,1 % hors taxes pour un montant de 3,6 euros par mégawattheure (MWh) consommée (soit 2,4 % TTC).

Pour les consommateurs résidentiels en France métropolitaine, cette hausse représenterait une augmentation de 21 euros sur la facture annuelle. Parmi ses justifications de la hausse, il y a notamment le rattrapage de la hausse insuffisante des TRVE sur l’année 2019.

En effet, la CRE avait proposé en février 2019 une hausse moyenne de 5,9 % TTC pour les tarifs résidentiels, mais le gouvernement avait préféré s’y opposer temporairement, en utilisant le délai de trois mois pour prendre sa décision, afin de reporter une hausse inopportune des tarifs pendant un hiver agité par le mouvement des « gilets jaunes ».

C’est pourquoi la CRE a proposé, au moins de janvier dernier, de rattraper cette absence de hausse des tarifs sur le premier semestre de 2019 en augmentant les TRVE pendant deux ans à un rythme de 2,25 euros par MWh (avec une possible réévaluation à la baisse ou à la hausse lors du prochain mouvement tarifaire).

Dans ce cadre, le ministre de l’économie et des finances et le ministre de la transition écologique et solidaire ont pris, le 29 janvier 2020, quatre nouvelles décisions distinguant quatre catégories de tarifs existants (consommateurs résidentiels, consommateurs non résidentiels, tarifs applicables dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental et tarifs Jaunes et Verts).

Ces décisions ont été publiées au Journal Officiel du 31 janvier 2020 et sont applicables depuis le 1er février 2020.

Le 17 janvier 2020, le Gouvernement a lancé un appel à contributions sur son projet de réforme de l’Accès Régulé à l’Energie Nucléaire Historique (ci-après l’« ARENH ») par la mise en ligne d’un document portant « Nouvelle régulation économique du nucléaire existant ».

Introduit par la loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité, le dispositif transitoire (jusqu’en 2025) de l’ARENH permet aux fournisseurs alternatifs d’électricité d’acheter l’électricité d’origine nucléaire produite par la société EDF à un prix régulé (art. L. 336-1 et suivants du Code de l’énergie).

La quantité d’électricité à céder par EDF dans ce cadre ne peut excéder un plafond fixé par arrêté dans la limite annuelle de 100 térawattheures (TWh), soit environ un quart de sa production nucléaire. Depuis un arrêté du 28 avril 2011, ce plafond est fixé à son maximum légal et, depuis le 1er janvier 2012, son prix est de 42 euros par mégawattheure (MWh). Le dispositif a fait l’objet d’une validation par la Commission européenne en 2002.

Face à des prix élevés sur les marchés de gros de l’électricité, les demandes des fournisseurs pour bénéficier de l’ARENH ont atteint un volume total de 133 TWh pour l’année 2019 et de 147 TWh pour l’année 2020, dépassant le plafond l’ARENH fixé à 100 TWh pour les premières fois depuis sa création.

Pour répondre à cette situation inédite, la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l’énergie et au climat (art. 62) a modifié les articles L. 336-2 et L. 337-16 du Code de l’énergie pour permettre au Gouvernement de (i) relever le plafond de l’ARENH à 150 TWh et/ou (ii) de faire évoluer son prix. Ces modifications dépassent néanmoins le cadre validé par la Commission européenne en 2002.

Et c’est le principal point de blocage au relèvement du plafond ou du prix de l’ARENH pour l’année en cours : obtenir la validation de la Commission européenne demanderait trop de temps, agir sans cette validation serait trop risqué.

Pour l’année 2020 donc, la société EDF cédera à ses concurrents sa production électronucléaire dans la limite d’un volume de 100 TWh et au prix de 42 euros par MWh. Pour les demandes dépassant le plafond de 100 TWh, la méthode d’écrêtement de la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) sera également reconduite pour 2020 (voir notre précédente brève à ce sujet).

Mais le statu quo n’est que temporaire car l’ambition gouvernementale, fixée dans le cadre de la prochaine Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE – dans sa version projet du 20 janvier 2020), est de mettre fin au système de l’ARENH (qui n’est que transitoire puisque prévu jusqu’en 2025) et de préparer une « nouvelle régulation du nucléaire existant » dont l’objectif est double :

• permettre de « garantir la protection des consommateurs contre les hausses de prix de marché au-delà de 2025 en les faisant bénéficier de l’avantage compétitif lié à l’investissement consenti dans le parc nucléaire historique » ;
• donner « la capacité financière à EDF d’assurer la pérennité économique de l’outil de production pour répondre aux besoins de la PPE […] ».

Dans cette perspective, le Gouvernement a dévoilé, dans le document de consultation commenté, les grandes lignes de la future régulation économique du nucléaire destinée à se substituer au dispositif de l’ARENH après 2025 et a formulé six questions à l’attention des acteurs de marché et de toutes parties intéressées (voir au lien ici).

Leurs réponses sont attendues jusqu’au 17 mars 2020 sur une adresse électronique dédiée du ministère de la transition écologique et solidaire (consultation-regulation-nucleaire-existant@developpement-durable.gouv.fr).

Arrêté du 14 janvier 2020 relatif à la prime de transition énergétique

Le décret n° 2020-26 du 14 janvier 2020 relatif à la prime de transition énergétique, accompagné d’un arrêté du même jour, précise les conditions et le régime de ce dispositif destiné à remplacer le crédit d’impôt pour la transition énergétique. Le décret expose les conditions d’accès à la prime, puis son régime.

La prime de transition énergétique est destinée aux propriétaires qui disposent de revenus inférieurs à un plafond déterminé par l’arrêté. Sur le plan matériel, la prime de transition énergétique concerne certains logements et certains travaux seulement. En effet, elle est accordée aux logements occupés à titre de résidence principale et achevés depuis plus de deux ans à la date du début des travaux, de surcroît uniquement pour les travaux qualifiés de « dépenses éligibles » figurant à l’annexe 1 du décret (article 2).

Le régime de la prime est également encadré par le décret. L’article 6 prévoit que la prime de transition énergétique est gérée pour le compte de l’Etat par l’Agence nationale de l’habitat (Anah). La demande de prime peut être établie par la personne à qui elle bénéficiera ou un mandataire (article 5).

S’agissant de la réalisation des travaux, l’article 3 énonce qu’ils ne peuvent pas être engagés avant délivrance de l’accusé de réception de l’Anah de la demande de prime. Cependant, le directeur de l’agence peut accorder une dérogation en cas de risque pour la santé ou la sécurité. Les travaux doivent être achevés dans un délai d’un an à compter de la notification de la décision attribuant la prime, de 6 mois en cas de versement d’une avance ou de trois ans pour les parties communes (article 2, III-IV).

Le montant de la prime est fixé forfaitairement par type de dépense éligible en fonction de différents critères : les ressources du demandeur, la partie de l’immeuble ou l’équipement concerné, ainsi que des travaux pouvant être qualifiés de « dépense éligible », suivant la liste figurant en annexe du décret (article 3, I).

L’article 3 du décret prévoit des limites à la prime de transition énergétique. En premier lieu, le montant total de la prime et les aides énoncées par l’article comme celles perçues au titre des certificats d’économie d’énergie, ne peuvent laisser moins de 25% de la dépense éligible à la charge du bénéficiaire, ou pas moins de 10% pour les ménages dont les revenus sont inférieurs ou égaux à un certain plafond. En deuxième lieu, le montant cumulé des primes pour un même logement ne peut excéder 20.000 euros sur cinq années consécutives à compter de la date de la première attribution de prime. En troisième lieu, non seulement le montant total des aides publiques et privées ne peut être supérieur au montant total d’une même dépense éligible (article 3, VI), mais, en outre, la prime de transition énergétique n’est pas cumulable avec les autres primes de l’Anah (article 3).

L’Anah peut réaliser ou faire réaliser tout contrôle nécessaires au respect, par le demandeur, des dispositions relatives à la prime de transition énergétique (article 10). En cas de non-respect des dispositions, l’Agence peut retirer partiellement ou en totalité la décision attribuant la prime, entraînant un éventuel reversement de tout ou partie des sommes perçues.

Il y a un peu plus d’un an, le Ministre en charge de l’Energie publiait le projet de Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) pour les périodes 2019-2023 et 2024-2028 (voir notre LAJEE n°47 de février 2019).

Après la publication de ce premier projet[1], celui-ci a été discuté durant toute l’année 2019 au sein de différentes assises ou conférences régionales, de réunions d’échanges ainsi qu’au sein de plusieurs instances. Ces derniers ont rendu des avis qui ont été rendus publics sur le site du Ministère en particulier le Conseil supérieur de l’énergie, le Conseil national de la transition écologique ou encore l’Autorité environnementale.

C’est dans ce contexte que, sur le fondement de l’article L. 123-19-1 du Code de l’environnement relatif à la participation du public aux décisions ayant une incidence sur l’environnement, le ministère de la Transition écologique et solidaire a lancé une nouvelle consultation du public sur le projet révisé de PPE.

Cette consultation, qui est ouverte depuis le 20 janvier dernier et s’achèvera le 19 février prochain, porte sur une version 2 de la PPE (son document principal, une synthèse et le projet de décret) qui est disponible sur le site de consultation publique du Ministère avec les documents associés.

Le Ministère a publié un document résumant les principales modifications apportées au projet de PPE par rapport à la version publiée en janvier 2019 et indiquant comment les avis recueillis ont été pris en compte.

Cette PPE a pour objectif de mettre en place un chemin d’une transition juste allant dans le sens du respect de l’environnement et du climat. Afin d’atteindre cet objectif, la PPE a fixé les priorités d’actions pour atteindre les objectifs fixés par la loi :

• réduire de 40 % entre 1990 et 2030 les émissions de gaz à effet de serre ;
• réduire de 20% la consommation finale d’énergie en 2030 ;
• porter à 33% la part des énergies renouvelables de la consommation finale brute d’énergie en 2030 ;
• réduire à 50 % la part du nucléaire dans la production d’électricité à l’horizon 2035.

S’agissant du dernier objectif relatif à la part du nucléaire dans la production d’électricité, l’Assemblée Nationale a créé le 29 Janvier 2020, une mission d’information sur le suivi de la fermeture de la centrale nucléaire de Fessenheim, dont l’arrêt définitif du réacteur n°1 aura lieu le 22 Février 2020.

La mission sera composée de 20 députés et aura pour objet d’étudier l’implication de l’Etat dans la reconversion du site et le projet de territoire, mais également d’étudier l’indemnisation signée entre l’Etat et EDF et l’indemnisation des opérateurs.

Une fois adoptée, la PPE fixera un cadre réglementaire en définissant des objectifs d’appels d’offre pour les installations de production d’électricité en particulier à partir d’énergie renouvelable, fixera également des orientations en matière d’autorisation d’exploitation d’installations de production électriques d’énergie et les orientations avec lesquelles l’autorisation d’exploiter des nouvelles qui devront être compatibles avec le plan stratégique d’EDF, et enfin la PPE fixera le cadre réglementaire du niveau de sécurité d’approvisionnement du système énergétique français notamment via un critère de défaillance et un critère pour la sécurité d’approvisionnement.

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[1] Le projet de PPE comportait plusieurs documents : un projet de décret, une version complète de la PPE , un document de synthèse et une étude d’évaluation environnementale stratégique.

La loi n° 2019-1147 relative à l’énergie et au climat du 8 novembre 2019 (dite loi « Energie-Climat ») a pour objet la définition et la mise en œuvre de la politique en matière de transition énergétique en vue de répondre à l’« urgence écologique et climatique ». Elle prévoit notamment l’atteinte de la neutralité carbone à l’horizon 2050 et fait suite à la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (dite « loi TECV »).

La participation des collectivités territoriales et de leurs groupements dans les sociétés de production d’énergies renouvelables (« EnR »), qui visent à faciliter – et donc à encourager – les investissements dans les EnR, est, globalement, renforcée dans le cadre de cette loi.

Il est à préciser que pour l’étude d’autres aspects de cette loi, il est possible de se référer aux deux précédents focus des LAJEE n° 56 et 57, respectivement intitulés : « Loi Energie-Climat : Régulation et tarification des secteurs de l’électricité et du gaz » et « Loi Energie-Climat : Nouveautés relatives à la procédure d’évaluation environnementale et à l’encadrement des émissions de gaz à effet de serre »).

1 – Précisions sur la territorialité de l’intervention des collectivités territoriales et de leurs groupements

Depuis la création du Code général des collectivités territoriales (« CGCT »), son article L.  2253-1 (désormais son premier alinéa) prohibe, sauf autorisation prévue par décret en Conseil d’Etat, toute participation des communes ou de leurs groupements dans le capital d’une société commerciale et de tout autre organisme à but lucratif n’ayant pas pour objet d’exploiter les services communaux ou des activités d’intérêt général dans les conditions prévues à l’article L. 2253-2 (article relatif aux sociétés d’économie mixte locales, « SEML »).

Il en va de même pour les départements (article L. 3231-6 du CGCT) et, jusqu’à récemment, ce principe s’appliquait également pour les régions (v. désormais le 8° bis de l’article L. 4211-1 du CGCT créé par la loi n° 2015-991 du 7 août 2015 portant nouvelle organisation territoriale de la République ou « loi NOTRe »).

La loi TECV du 17 août 2015 précitée avait toutefois introduit, au sein des différents articles précités, une dérogation à ce principe en matière de prise de participation des communes et de leurs groupements, des départements et des régions au capital de SA ou de SAS dont l’objet social est la production d’EnR « par des installations situées sur leur territoire » ou, excepté pour les régions, « sur des territoires situés à proximité et participant à l’approvisionnement énergétique de leur territoire » (articles L.  2253-1 alinéa 2 pour les communes, L. 3231-6 pour les départements et L. 4211-1-14° du CGCT pour les régions).

C’est précisément cette dernière notion d’installations situées « à proximité et participant à l’approvisionnement énergétique de leur territoire » qui générait, dans la pratique, des difficultés d’interprétation eu égard à son caractère approximatif.

La loi Energie-Climat (article 42) vient pallier cette incertitude et opte pour le choix du terme « limitrophe » (c’est-à-dire directement voisin), en supprimant par ailleurs le critère conditionnant la participation au capital des communes et de leurs groupements ainsi que des départements au fait que les installations en question devaient contribuer à l’approvisionnement énergétique de leur territoire.

En somme, seul désormais compte l’emplacement des installations de production d’EnR : « Par dérogation au premier alinéa, les communes et leurs groupements peuvent, par délibération de leurs organes délibérants, participer au capital d’une société anonyme ou d’une société par actions simplifiée dont l’objet social est la production d’énergies renouvelables par des installations situées sur leur territoire ou, pour une commune, sur le territoire d’une commune limitrophe ou, pour un groupement, sur le territoire d’un groupement limitrophe » (v. l’article L. 3231-6 pour les départements).

S’agissant des régions, les termes de l’article L. 4211-1-14° demeurent inchangés sur ce point, l’objet social de la société devant correspondre à la production d’EnR « par des installations situées sur leur territoire ».

2 – Possibilité pour les collectivités territoriales et leurs groupements de prises de participation « indirectes » au capital de sociétés de production d’énergies renouvelables

Le deuxième apport de la loi Energie-Climat (article 42) réside dans la possibilité désormais offerte aux communes et leurs groupements, aux départements et aux régions de prendre des participations dans des SA ou SAS ayant pour seul objet de détenir des actions au capital de SA ou de SAS dont l’objet social est la production d’EnR par des installations situées sur leur territoire (pour les communes et leurs groupements, les départements et les régions) ou sur un territoire limitrophe (pour les communes et leurs groupements ainsi que pour les départements).

Cette nouveauté retient l’attention, bien que l’on puisse s’interroger sur la pertinence de restreindre a priori l’objet de ces sociétés à un seul rôle de structure intermédiaire. Elle devrait en tout cas permettre de fluidifier le financement de projets de production d’EnR via la constitution de sociétés locales d’investissement ayant pour objet de prendre des participations dans des sociétés dédiées quant à elle à la production d’EnR.

3 – Possibilité pour les collectivités territoriales et leurs groupements de consentir des avances en compte courant aux sociétés de production d’EnR

Troisième apport de la loi Energie-Climat (article 42), les communes et leurs groupements, les départements et les régions pourront désormais consentir aux sociétés de production d’EnR auxquelles ils participent directement des avances en compte courant (articles L. 2253-1 alinéa 2, L. 3231-6 et L. 4211-1 du CGCT).

C’est ici aussi une nouveauté importante ; avant la loi Energie-Climat, cette possibilité était incertaine dans son principe au regard notamment de l’encadrement spécifique qui était prévu en la matière à l’égard des SEML. Or, outre la participation au capital, le financement des projets dans le secteur de la production des EnR repose également – et souvent significativement – sur l’octroi d’avances en compte courant émanant des actionnaires.

On observera toutefois que ces avances devront obligatoirement être réalisées « au prix du marché » et dans les conditions, strictes, prévues à l’article L. 1522-5 du CGCT (renvoi au régime applicable aux SEML), ce qui impliquera notamment qu’elles ne pourront être consenties pour une durée supérieure à deux ans, éventuellement renouvelable une fois (au terme de cette période, l’apport est remboursé ou transformé en augmentation de capital) et excéder 5 % des recettes réelles de la section de fonctionnement du budget de la collectivité ou du groupement.

4 – Ouverture du financement participatif aux SPV de production de biogaz

La loi TECV (article 111) avait déjà donné la possibilité à des sociétés par actions, des SEML ou des sociétés coopératives constituées pour porter un projet de production d’électricité à partir d’EnR, de proposer, lors de leur constitution ou de l’évolution de leur capital, une part de ce dernier aux personnes physiques, notamment aux habitants dont la résidence est à proximité du lieu d’implantation du projet, ainsi qu’aux collectivités territoriales et à leurs groupements sur le territoire ou à proximité du territoire desquels il se situe. Aussi, ces mêmes personnes peuvent se voir proposer de participer au financement du projet de production d’EnR porté par ces sociétés (article L. 314-28 du Code de l’énergie).

L’un des objectifs poursuivis par ce texte était de favoriser toute forme de financement participatif, y compris de la part de collectivités territoriales et de leurs groupements, dans le but notamment de favoriser au plan local la bonne acceptation des projets de production d’EnR.

Quatrième apport de la loi Energie-Climat, son article 50-I-4° (futur article L. 446-23 du Code de l’énergie qui entrera en vigueur le 8 novembre 2020) étend, dans les mêmes termes, cette possibilité aux sociétés constituées pour porter un projet de production de biogaz.

Par Thomas Rouveyran et Christophe Farineau