Le territoire français est alimenté en gaz à haut pouvoir calorifique (« gaz H »), à l’exception d’une partie de la région des Hauts-de-France, approvisionnée à l’heure actuelle par du gaz naturel à bas pouvoir calorifique (« gaz B »), issu principalement du gisement de Groningue aux Pays-Bas. Le rendement actuel de ce gisement ne permettant pas d’envisager un renouvellement du contrat d’approvisionnement entre les Pays-Bas et la France à son échéance en 2029, il est nécessaire de procéder à la conversion du réseau de gaz naturel afin de passer d’une alimentation en gaz B à une alimentation en gaz H et de garantir aux 1,3 million de consommateurs concernés de continuer à bénéficier d’un approvisionnement en gaz.

C’est dans ce cadre que la CRE a été saisie par le ministère de la Transition écologique et solidaire d’un projet d’arrêté modifiant l’arrêté du 20 février 2019 relatif aux aides financières mentionnées au II de l’article 183 de la loi n° 2018-1317 du 28 décembre 2018 de finances pour 2019.

L’article 183 I de la loi n° 2018-1317 du 28 décembre 2018 de finances pour 2019 prévoit l’introduction du chèque conversion, qui est « un titre spécial de paiement permettant au propriétaire d’un appareil ou équipement gazier, utilisé pour le chauffage ou la production d’eau chaude sanitaire, d’une puissance inférieure à 70 kilowatts, ou d’une puissance supérieure à 70 kilowatts s’il est utilisé pour le chauffage ou la fourniture d’eau chaude sanitaire d’un local à usage d’habitation, situé sur un site de consommation raccordé à un réseau de distribution dans une commune concernée par l’opération de conversion du réseau de gaz à bas pouvoir calorifique, dont l’impossibilité d’adaptation ou de réglage a été vérifiée dans le cadre des opérations de contrôle mentionnées à l’article L. 432-13 du Code de l’énergie, d’acquitter tout ou partie du montant de son remplacement », étant précisé qu’un arrêté détermine la liste des communes visées. Le montant du chèque conversion ne pourra pas excéder le coût d’achat et d’installation d’un appareil de remplacement fonctionnant au gaz naturel.

Dans l’attente de la mise en œuvre du chèque conversion mentionné au I de l’article 183 de la loi de finances pour 2019 précité, il est prévu au II de ce même article que soient mises en place des aides financières dont le montant ne pourra excéder le coût d’achat et d’installation d’un appareil de remplacement fonctionnant au gaz naturel. Il est également précisé qu’un arrêté doit fixer la liste des communes concernées.

Le décret n° 2019-114 et l’arrêté du 20 février 2019 relatifs aux aides financières mentionnées au II de l’article 183 de la loi n° 2018-1317 du 28 décembre 2018 de finances pour 2019 – sur lesquels la CRE s’est prononcée dans une délibération du 30 janvier 2019 – sont ainsi venus préciser, d’une part, les montants de ces aides financières et, d’autre part, les communes visées par ce dispositif transitoire.

Le projet d’arrêté objet de la délibération de la CRE du 30 octobre 2019 ici commenté modifie l’arrêté du 20 février 2019 précité en ce qu’il vise à compléter la liste des 24 communes concernées par le dispositif transitoire d’aides financières en y ajoutant 23 communes.

S’agissant du projet d’arrêté stricto sensu, la CRE estime pertinent, dans l’attente de la finalisation du dispositif de chèque conversion, et afin de ne pas retarder l’opération de conversion, d’étendre le bénéfice du dispositif transitoire à 23 communes supplémentaires.

Au-delà du projet d’arrêté, la CRE profite de sa délibération ici commentée pour partager son analyse concernant le dispositif pérenne du chèque conversion introduit par le point I de l’article 183 de la loi de finances pour 2019 précité, qui prévoit en particulier que la gestion du chèque conversion incombe à l’Agence de services et de paiement. C’est en effet cette agence qui sera chargée d’émettre les chèques conversion et de les attribuer aux consommateurs concernés et de procéder au remboursement des professionnels ayant effectué le remplacement des appareils non adaptables. Il est de surcroît prévu que les gestionnaires de réseau de distribution de gaz naturel remboursent à l’Agence de services et de paiement les dépenses et les frais de gestion supportés pour l’émission et l’attribution des chèques conversion associés à des sites de consommation raccordés à leur réseau, au titre des coûts couverts par le tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel (ATRD).

La CRE insiste en premier lieu sur le fait « qu’une analyse approfondie des coûts optimisés d’acquisition et d’installation des appareils et équipements gaziers est nécessaire afin de réévaluer les montants des chèques conversion qui seront couverts par le tarif ATRD ».

La CRE marque ensuite son opposition à l’introduction d’un « intermédiaire administratif supplémentaire entre le gestionnaire de réseaux de distribution et les consommateurs concernés » – à savoir l’Agence de services et de paiement – source de complexité additionnelle en comparaison avec une gestion directe par GRDF, d’autant plus compétent en la matière qu’il gère déjà le mécanisme de « chèque réglages ».

Enfin, la CRE observe que si les coûts des opérations de remplacement peuvent être supportés pour tout ou partie par les GRD et inclus dans l’ATRD, il ne devrait pas en aller de même des frais de gestion pour l’émission et l’attribution des chèques conversion.

Par une délibération du 24 octobre 2019 (mise en ligne le 13 novembre suivant), la Commission de Régulation de l’Energie (ci-après la « CRE ») a publié ses « orientations » sur le modèle de contrat « Gestionnaire de Réseau de Distribution – Fournisseurs » (ci-après dénommé « contrat GRD-F ») sur l’accès aux réseaux publics de distribution d’électricité.

Pour rappel, les contrats GRD-F sont des contrats d’accès et d’utilisation du réseau public de distribution d’électricité conclus entre un gestionnaire du réseau public de distribution et un fournisseur d’électricité lui permettant de proposer à sa clientèle un contrat unique regroupant la fourniture d’électricité et l’accès au réseau public de distribution.

Ces contrats se basent sur des modèles de contrat ou de protocole, établis par chaque gestionnaire du réseau public de distribution et soumis à l’approbation de la CRE, en application des articles L. 111-92-3 et L. 134-3 du Code de l’énergie.

Les orientations de la délibération commentée, prise à la suite d’une longue consultation publique des acteurs concernés lancée le 17 juillet 2018 et achevée le 19 juillet 2019, visent selon la CRE à « harmoniser les pratiques et […] améliorer le fonctionnement des marchés ». Ce qui s’est traduit, dans la délibération commentée, par la définition de « grands principes qui doivent guider l’élaboration du modèle de contrat GRD-F » et la publication d’un modèle de contrat GRD-F annexé à la délibération.

Ce modèle de contrat GRD-F (et ses cinq annexes) définit notamment les engagements respectifs des parties en matière de comptage d’électricité, de puissance électrique souscrite, de continuité et de qualité d’alimentation, de tarification, de garantie bancaire à la charge du fournisseur d’électricité ou encore de responsabilité.

Ainsi, le modèle de contrat annexé à la délibération commentée constitue la base des prochains modèles de contrat GRD-F de chacun des gestionnaires du réseau public de distribution d’électricité que ces derniers devront soumettre à l’approbation de la CRE[1].

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[1] Sur ce point, les termes de la délibération commentée précisent que « l’ensemble des GRD doit utiliser le modèle commun proposé par la présente délibération aux fins de l’établissement de leur propre modèle de contrat GRD-F, dont ils devront saisir la CRE pour approbation ».

Les 13 août et 3 octobre 2019, la Commission de Régulation de l’Energie (ci-après « CRE ») a été saisie par le Ministère de la Transition écologique et solidaire pour avis sur un projet de décret et un projet d’arrêté portant sur la mise à disposition et la transmission aux personnes publiques des données relatives au transport, à la distribution et à la production d’électricité, de gaz naturel et de biométhane, de produits pétroliers et de chaleur et de froid.

Pour rappel, l’article 179 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 (codifié à l’article L. 111-73 du Code de l’énergie) a ouvert aux personnes publiques un accès aux données de consommation d’énergies détenues par les gestionnaires de réseaux sous réserve que cet accès préserve la confidentialité de données qualifiées de « sensibles ».

Les modalités de cet accès ont été précisées par les décrets n°2016-973 et n° 2016-972 du 18 juillet 2016 (codifiés aux articles D. 111-52 et suivants du Code de l’énergie) et un arrêté du même jour.

Les projets de textes soumis à l’avis de la CRE modifient respectivement le décret n° 2016-973 et l’arrêté du 18 juillet 2016.

Concomitamment à sa saisine de la CRE, le Ministère de la Transition écologique et solidaire avait également lancé une consultation publique sur les deux projets de textes qui s’est terminée le 4 novembre 2019.

Le 7 novembre 2019, la CRE a rendu son avis sur lesdits projets par la délibération commentée et mise en ligne le 22 novembre suivant. C’est l’objet de la délibération ici commentée.

Concernant tout d’abord le projet de décret, la CRE relève que ce projet prévoit :

• la définition d’une nouvelle catégorie de consommateurs visant les « petits professionnels » (soit un consommateur d’électricité de puissance souscrite inférieure ou égale à 36 kVA auquel est « associé un code NAF ou un SIRET »), à distinguer des consommateurs résidentiels et des entreprises ;

• l’ajout d’une catégorie supplémentaire de données de transport d’électricité et de gaz naturel au périmètre des données mises à disposition des personnes publiques[1];
• l’abaissement du seuil de 10 à 9 points de livraison en dessous duquel les données de consommation ne peuvent être divulguées aux personnes publiques (appelé aussi le seuil de « secrétisation »), qui devrait permettre aux personnes publiques, selon le Ministère, d’accéder à 20% de données supplémentaires ;

• la définition de règles pour la mise à disposition et la transmission des données de consommation des petits professionnels et du secteur résidentiel, soulignant notamment que les consommations d’énergie des petits professionnels ne seront diffusées qu’à la maille des Ilots Regroupés pour l’Information Statistique (IRIS)[2] et non à la maille du bâtiment ;

• la fixation de nouvelles dates et fréquences auxquelles les données doivent être transmises par les gestionnaires de réseaux au service statistique du ministère chargé de l’énergie (SDES) ;
• l’ajout de nouvelles obligations aux fournisseurs d’énergies pour la communication de données aux gestionnaires des réseaux d’énergies.

S’agissant du projet d’arrêté soumis à son avis, la CRE a relevé que ce projet propose six modifications d’ordre technique concernant (i) le millésime du référentiel des IRIS applicable à la mise à disposition de données, (ii) l’exclusion des points de livraison dont la consommation est nulle, (iii) les nomenclatures des secteurs d’activité, (iv) les seuils de diffusion des données du secteur résidentiel (200 MWh/an) et des petits professionnels (50 MWh/an), (v) les règles de regroupements de bâtiments (en ligne avec celles décrites dans le projet de décret) et (vi) les dates de premières mises à disposition des données (par bâtiment en 2019 et à l’échelle des codes NAF à deux niveaux en 2022).

Par la délibération commentée, la CRE a émis un avis favorable sur le projet de décret et le projet d’arrêté qui reste soumis aux deux réserves suivantes :

• d’une part, la CRE demande au Ministère d’adopter les mêmes règles de diffusion des données de consommation des petits professionnels par bâtiment que celles applicables aux agrégats par IRIS, dans la mesure où cette « […] non-diffusion […] constitue une exception préjudiciable qui n’apparait pas pleinement justifiée » ;
• d’autre part, la CRE demande également au Ministère de corriger une incohérence entre les deux projets de textes. Il s’agirait de reprendre la distinction entre secteurs « résidentiel » et « non affecté » effectué par le projet d’arrêté dans le projet de décret, afin d’éviter que des petits professionnels, sans codes NAF ou SIRET, soient assimilés à des clients résidentiels.

La délibération commentée a été transmise au Ministre chargé de l’énergie à qui il reviendra de prendre en considération les deux réserves susvisées de la CRE.

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[1] Il s’agit des données relatives à la « livraison totale annuelle de gaz et d’électricité, pour les installations directement raccordées au réseau concerné, par secteur d’activité et par point de livraison ».

[2] La CRE rappelle dans la délibération commentée que l’IRIS correspond à un « découpage du territoire effectué par l’INSEE à l’échelle infra-communale, selon un critère de population et de type d’activité ».

Dans la foulée de l’avis rendu le 26 septembre 2019 par la Commission de Régulation de l’Energie (ci-après, CRE) sur le projet d’arrêté qu’elle lui avait soumis (Voir notre commentaire dans notre Lettre d’actualités juridiques Energie et environnement de novembre 2019), la Ministre de la Transition écologique et solidaire a, par arrêté en date du 21 novembre 2019, apporté les précisions attendues sur le critère de proximité géographique entrant dans la définition de l’autoconsommation collective étendue.

Il résulte ainsi de l’article 1er de l’arrêté du 21 novembre 2019 qu’une opération d’autoconsommation collective peut être caractérisée lorsque le(s) producteur(s) et consommateur(s) concernés sont liés entre eux au sein d’une personne morale, qu’ils sont raccordés au réseau basse tension d’un unique Gestionnaire de Réseau de Distribution (GRD) et :

• se trouvent à une distance maximale de 2 kilomètres (la distance s’appréciant au regard des point(s) d’injection et de livraison les plus éloignés ;
• la puissance cumulée des installations de production est inférieure à 3 MW sur le territoire métropolitain continental et 0,5 MW dans les zones non interconnectées.

La combinaison entre un critère d’éloignement géographique et un critère de puissance maximal est donc consacrée.

On note toutefois que la Ministre n’a pas suivi les recommandations de la CRE en maintenant le seuil maximal de puissance à 3MW pour le territoire métropolitain. La CRE avait en effet jugé ce seuil de 3MW excessif et recommandé son abaissement à 1MW.

Conformément à ce que prévoit l’article 126 I de la loi n° 2019-486 du 22 mai 2019 relative à la croissance et la transformation des entreprises (loi PACTE), cette définition de l’autoconsommation collective étendue s’appliquera durant une période de cinq années commençant à courir le 23 mai 2019, et expirant donc le 22 mai 2024.

Par ailleurs, l’annexe unique de l’arrêté du 21 novembre 2019 commenté liste les données nécessaires à l’établissement du bilan de l’expérimentation dont la réalisation est imposée par l’article 126 II de la loi PACTE. A cet égard, la Ministre a complété la liste de ces données en reprenant de manière quasi intégrale les propositions d’ajouts formulés par la CRE dans sa délibération du 26 septembre 2019 mentionnée ci-avant.

Enfin, plusieurs dispositions de la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l’énergie et au climat (faisant l’objet d’un commentaire distinct au sein de la présente lettre d’actualité), en lien avec la notion d’autoconsommation collective, méritent d’être signalées.

Ainsi, l’article 41 de la loi du 8 novembre 2019 consacre la possibilité pour les organismes d’habitation à loyer modéré de créer, gérer et participer à des opérations d’autoconsommation collective d’électricité, en particulier avec leurs locataires.

L’article 40 de la même loi introduit pour sa part en droit interne la notion de « communauté d’énergie renouvelable » issue de l’article 22 de la directive 2018/2001 du Parlement Européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables. Le nouvel article L. 211-3-2 du Code de l’énergie issue de l’article 40 de la loi énergie climat définit ainsi la communauté d’énergie renouvelable comme une entité juridique autonome qui :

« 1° Repose sur une participation ouverte et volontaire ;

2° Est effectivement contrôlée par des actionnaires ou des membres se trouvant à proximité des projets d’énergie renouvelable auxquels elle a souscrit et qu’elle a élaborés. Ses actionnaires ou ses membres sont des personnes physiques, des petites et moyennes entreprises, des collectivités territoriales ou leurs groupements ;

3° A pour objectif premier de fournir des avantages environnementaux, économiques ou sociaux à ses actionnaires ou à ses membres ou aux territoires locaux où elle exerce ses activités, plutôt que de rechercher le profit ».

Une communauté d’énergie renouvelable est autorisée à :

« a) Produire, consommer, stocker et vendre de l’énergie renouvelable, y compris par des contrats d’achat d’électricité renouvelable ;

b) Partager, au sein de la communauté, l’énergie renouvelable produite par les unités de production détenues par ladite communauté ;

c) Accéder à tous les marchés de l’énergie pertinents, directement ou par l’intermédiaire d’un agrégateur ».

Un décret en Conseil d’Etat doit préciser les modalités d’application de ces nouvelles dispositions.

On soulignera également que la notion de « communauté énergétique citoyenne » visée par l’article 16 de la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et modifiant la directive 2012/27/ UE (refonte) devra prochainement être transposée en droit interne. Si certaines dispositions de la loi du 8 novembre 2019 font d’ores et déjà référence à cette notion (et à l’article 16 de la directive du 5 juin 2019), l’articulation avec les communautés d’énergie renouvelable peut à ce stade poser question.

Plus généralement, la possibilité et l’opportunité de s’inscrire dans le nouveau cadre juridique de la communauté d’énergie renouvelable, plutôt que dans celui, proche, de l’autoconsommation collective ou encore dans celui des sociétés à financement participatif pouvant être créées matière de production d’énergie renouvelable (art. L. 314-28 du Code de l’énergie), mériteront d’être analysées au cas par cas par les porteurs de projets.

La loi n°2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l’énergie et au climat a été publiée au Journal Officiel le 9 novembre dernier après que le Conseil constitutionnel ait confirmé la conformité du texte à la Constitution (avec une réserve d’interprétation relative au mécanisme de l’accès régulé à l’électricité nucléaire : cf. développements plus loin).

Comportant 69 articles, organisés en huit chapitres, cette loi « Energie-Climat » est entrée en vigueur le 10 novembre 2019, à l’exception de certaines mesures bénéficiant d’un dispositif transitoire et de celles dont l’entrée en vigueur nécessite une mesure règlementaire d’application. Cette loi ambitionne de répondre à l’« urgence écologique et climatique » de notre pays, inscrite à l’article 1er de la loi.

Elle s’inscrit également dans le prolongement de l’adoption par le Parlement européen des nouvelles règles d’organisation du marché de l’électricité rassemblées au sein du Paquet « Une énergie propre pour tous les Européens »[1]. Ainsi, elle habilite le Gouvernement à transposer (dans certains délais) et adapter le droit national à ces derniers textes par voie d’ordonnance (cf. Chapitre V).

Le présent focus portera son attention sur deux sujets traités par loi : d’une part celui des tarifs réglementés de vente de gaz et d’électricité et d’autre part celui de la régulation de l’énergie, tous deux objets respectivement des Chapitres VIII et VII de la loi commentée.

Les prochaines LAJEE qui paraîtront en janvier-février 2020 examineront les autres mesures adoptées par cette importante loi (développement des énergies renouvelables, évaluation environnementale, performance énergétique notamment).

1 – La suppression des tarifs réglementés de vente de gaz naturel

Si les tarifs réglementés de vente de gaz naturel pour les consommateurs professionnels ont progressivement disparu entre le 19 juin 2014 et le 1er janvier 2016, les tarifs destinés aux « petits » consommateurs, soit les sites non résidentiels ayant une consommation inférieure à 30 MWh par an, existent toujours.

Ces tarifs sont commercialisés par les fournisseurs dits « historiques », à savoir Engie (ex GDF) et les entreprises locales de distribution (ELD) chargées de la fourniture, chacune dans leur zone de desserte historique.

Toutefois, depuis 2017, l’avenir de ces tarifs avait sérieusement été remis en question. Et pour cause, le Conseil d’Etat avait jugé que la réglementation du prix de la fourniture du gaz naturel constituait une entrave à la réalisation du marché du gaz concurrentiel, qui n’était pas justifiée par un motif d’intérêt économique général. Ainsi, les dispositions législatives des articles L. 445-1 à L. 445-4 du Code de l’énergie étaient jugées incompatibles avec les objectifs de la directive 2009/73/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel et abrogeant la directive 2003/55/CE[2].

C’est dans ce contexte, que la suppression des tarifs réglementés de gaz naturel avait été introduite au sein de la loi relative à la croissance et la transformation des entreprises (dite loi PACTE), pour être finalement retirée après la censure du Conseil constitutionnel au motif que l’article concerné ne présentait pas de lien direct ou indirect avec le projet de loi déposé initialement[3].

C’est la raison pour laquelle les mesures visant cette suppression ont finalement été introduites au sein de la loi Energie-Climat. Cette suppression interviendra en deux temps :

• Le 1er décembre 2020 : seront supprimés les tarifs applicables à l’ensemble des consommateurs finals non domestiques, soit les professionnels (en effet, les professionnels consommant moins de 30 000 kWh de gaz par an peuvent encore être titulaires d’un contrat au tarif réglementé comme rappelé plus haut) ;
• Le 1er juillet 2023 : seront supprimés les tarifs applicables aux consommateurs finals domestiques soit les particuliers, et également pour l’ensemble des immeubles d’habitation et copropriétés (les immeubles d’habitation et copropriétés consommant moins de 150 000 kWh de gaz par an peuvent encore être titulaires d’un contrat au tarif réglementé).

Par diverses mesures, la loi organise ainsi l’accompagnement et les modalités d’information des consommateurs par les fournisseurs dans le cadre de la fin de leur éligibilité à ces tarifs réglementés.

La loi Energie-Climat organise également la mise en place des dispositifs corrélatifs de « fourniture de dernier recours » et de « fourniture de secours » (article 63 9° de la loi qui crée les article L. 443-9-2 et L. 443-9-3 du Code de l’énergie) afin de prévoir les situations dans lesquelles un client final domestique ne trouverait pas de fournisseur ou que le fournisseur choisi serait défaillant.

Enfin, pour anticiper la fin de ces tarifs, la loi oblige les fournisseurs à cesser dès aujourd’hui leur commercialisation et au plus tard le 8 décembre (trente jours après la publication de la loi : cf. article 63 – XVI de la loi). C’est ainsi que certains fournisseurs ont d’ores et déjà cessé de commercialiser ces tarifs (depuis la mi-novembre 2019).

2 – La réforme des tarifs réglementés de vente d’électricité

A la différence des tarifs réglementés de gaz, les tarifs réglementés de vente de l’électricité, soit les tarifs dits « bleu » qui concernent les sites de puissance inférieure ou égale à 36 kVA, n’avaient pas été aussi radicalement remis en question par le Conseil d’Etat.

En effet, par son arrêt d’Assemblée du 18 mai 2018, Sté Engie et ANODE, n° 413688 et n° 414656, le Conseil d’Etat avait jugé que la réglementation des tarifs de vente d’électricité, inscrite à l’article L. 337-7 du Code de l’énergie, est une mesure clairement définie, transparente, non discriminatoire et contrôlable, et poursuit un objectif d’intérêt économique général de stabilité des prix. Le Conseil d’Etat avait en revanche considéré cette réglementation comme disproportionnée étant donné son caractère permanent (c’est-à-dire l’absence de  » réexamen périodique de la nécessité de l’intervention étatique sur les prix de vente au détail« ) et trop large dès lors qu’elle était applicable à tous les consommateurs finals, domestiques et non domestiques, pour leurs sites souscrivant une puissance inférieure ou égale à 36 kilovoltampères.

En parallèle, la nouvelle directive la directive 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et modifiant la directive 2012/27/UE a posé des conditions strictes au maintien des tarifs réglementés de vente d’électricité en Europe.

Elle n’admet la poursuite de la vente des tarifs réglementés que pour une période transitoire et que pour les clients finals domestiques et les micro-entreprises (occupant moins de 10 personnes et dont le chiffre d’affaires annuel ou le total du bilan annuel n’excède pas 2 millions d’euros, selon la définition donnée à l’article 2 de la directive). Le Parlement Européen, a ainsi choisi de maintenir les tarifs réglementés de vente de l’électricité au moins jusqu’en 2025. Les États qui sont concernés par cette mesure devront procéder à des évaluations et de justifier auprès de la Commission européenne que les conditions que posent la directive (aux paragraphes 4 et 7 de son article 5) sont bien respectées.

L’article 5. 10 de la Directive prévoit en dernier lieu que la Commission envisagera au plus tard fin 2025 un éventuelle fin des tarifs règlementés de vente :  « Au plus tard le 31 décembre 2025, la Commission réexamine la mise en œuvre du présent article visant à parvenir à une fixation des prix de détail de l’électricité fondée sur le marché, et présente un rapport sur cette mise en œuvre au Parlement européen et au Conseil assorti ou suivi, s’il y a lieu, d’une proposition législative. Cette proposition législative peut comprendre une date de fin pour les prix réglementés ».

C’est dans ce contexte que l’article 64 de la loi a tiré les conséquences de la jurisprudence et de la nouvelle directive en limitant le bénéfice des tarifs réglementés de vente de l’électricité (qui sont inscrits à l’article L. 337-1 du Code de l’énergie), à partir du 31 décembre 2020, « aux consommateurs finals domestiques, y compris les propriétaires uniques et les syndicats de copropriétaires d’un immeuble unique à usage d’habitation » et « aux consommateurs finals non domestiques qui emploient moins de dix personnes et dont le chiffre d’affaires, les recettes ou le total de bilan annuels n’excèdent pas 2 millions d’euros« .

Et la loi prévoit un mécanisme d’évaluation des tarifs qui devra être mis en place au plus tard avant le 1er janvier 2022 et le 1er janvier 2025, puis tous les cinq ans, sur la base de rapports de la Commission de régulation de l’énergie et de l’Autorité de la concurrence (cf. Article 64 de la loi – article L. 337-9 du Code de l’énergie).

Cette évaluation des ministres chargés de l’énergie et de l’économie portera sur la contribution de ces tarifs aux objectifs d’intérêt économique général, notamment de stabilité des prix, de sécurité de l’approvisionnement et de cohésion sociale et territoriale, l’impact de ces tarifs sur le marché de détail et les catégories de consommateurs pour lesquels une réglementation des prix est nécessaire. Cette évaluation peut conduire au maintien, à la suppression ou à l’adaptation des tarifs.

La loi Energie-Climat comporte en outre diverses dispositions sur la communication auprès des clients que les fournisseurs doivent mettre en place de même que la communication à la charge du Médiateur de l’énergie et de la Commission de régulation de l’énergie

L’information des consommateurs est en outre renforcée avec la mise en place d’un comparateur des offres de fournitures en gaz naturel et en électricité via un accès en ligne gratuit par le médiateur national de l’énergie (article 66 de la loi – article L. 122-3 du Code de l’énergie).

3 – La régulation de l’énergie

La loi Energie-Climat consacre un chapitre aux aspects de régulation de l’énergie qui porte, d’une part sur les missions de la Commission de régulation de l’énergie (article 61 de la loi) et d’autre part sur la construction des tarifs réglementés de vente d’électricité, et plus particulièrement sur la part du nucléaire dans ces tarifs (article 62 de la loi).

C’est ainsi que le texte revoit la rédaction de l’article L. 336-5 du Code de l’énergie relatif à l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (l’ARENH), mécanisme issu de la loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 sur la Nouvelle Organisation du Marché de l’Electricité dite « loi NOME », prévoyant un accès aux fournisseurs alternatifs à une certaine quantité d’électricité d’origine nucléaire à un prix régulé reflétant les coûts du parc de production nucléaire d’EDF.

L’objectif du mécanisme ARENH était de permettre aux consommateurs de continuer à bénéficier du prix compétitif de l’électricité française tout en assurant un développement de la concurrence. Le prix de l’ARENH a été fixé à 40 € HT / MWh au 1er juillet 2011 et se situe depuis le 1er janvier 2012 à 42 € HT / MWh. Ce dispositif à vocation transitoire doit prendre fin au 31 décembre 2025.

Tous les fournisseurs d’électricité autorisés en France, y compris les sociétés contrôlées par l’entreprise EDF, ont donc la possibilité de demander de l’ARENH dans la limite d’un volume global maximal désigné « plafond ARENH » fixé par le législateur à 100 térawattheures (TWh)[4]. On précisera que si la loi fixe le volume maximal d’ARENH susceptible d’être cédé au fournisseur, le volume pouvant être cédé doit faire l’objet d’un arrêté des ministres, et ce conformément aux termes de l’article L. 336-2 du Code de l’énergie. L’arrêté en vigueur à ce jour qui fixe effectivement le plafond à 100 TWh par an est l’arrêté du 28 avril 2011 fixant le volume global maximal d’électricité devant être cédé par Electricité de France au titre de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique.

Ce plafond a toutefois été atteint pour la première fois lors du guichet de l’année passée, le 21 novembre 2018, puisque la demande des fournisseurs, pour l’année 2019, s’est élevée à 132,98 TWh hors filiales EDF.

Un relèvement du plafond législatif est donc rapidement apparu nécessaire pour satisfaire les demandes des fournisseurs. C’est pourquoi, l’article 62 de la loi vient modifier la rédaction de l’article L. 336-2 du Code de l’énergie en fixant le plafond du volume global annuel d’électricité nucléaire historique pouvant être cédé aux fournisseurs par EDF à 150 térawattheures à compter du 1er janvier 2020, au lieu de 100 térawattheures actuellement[5]. Le relèvement effectif du plafond demeure néanmoins soumis à la publication d’un arrêté des ministres chargés de l’économie et de l’énergie pris après avis de la Commission de régulation de l’énergie.

Reste à voir néanmoins si le relèvement du plafond jusqu’à 150 TWh (qui devra en tout état de cause être arrêté par les ministres pour être appliqué) sera suffisant à l’avenir pour satisfaire les demandes de fournisseurs. Le doute est permis au vu de la récente communication faite par la CRE qui indique avoir reçu (au guichet de novembre dernier) pour l’année 2020 un total de demandes de 147,0 TWh d’électricité formulées par 73 fournisseurs (hors fourniture des pertes des gestionnaires de réseau et hors filiales d’EDF), alors que la quantité d’électricité allouée aux fournisseurs au prix de 42€ par MWh demeure encore plafonnée à 100 TWh[6].

Pour compléter ces développements relatifs à l’ARENH, on précisera que les sénateurs ayant déféré la loi Energie-Climat au Conseil constitutionnel reprochaient notamment à ces dispositions de contraindre EDF à céder aux autres fournisseurs d’électricité jusqu’à 150 térawattheures par an d’électricité nucléaire historique à un prix déterminé par arrêté, en méconnaissance de la liberté d’entreprendre.

Le Conseil constitutionnel a jugé que, si les dispositions portent atteinte à la liberté d’entreprendre d’EDF, elles sont justifiées par l’intérêt général. Le législateur a entendu assurer un fonctionnement concurrentiel du marché de l’électricité et garantir une stabilité des prix sur ce marché. Il considère, en outre, que des garanties ont été prévues pour réduire l’ampleur de l’atteinte apportée à la liberté d’entreprendre d’EDF.

Le Conseil a estimé cependant que le mécanisme transitoire défini par la loi concernant les règles de détermination du prix de l’électricité nucléaire historique devant être cédée par EDF aux autres fournisseurs d’électricité doit intégrer le coût de production d’électricité par les centrales nucléaires. Sous cette réserve d’interprétation, le Conseil constitutionnel a jugé conformes à la Constitution les dispositions.

C’est ici l’occasion de préciser d’ailleurs que la loi Energie-Climat reporte de 2025 à 2035 de l’objectif de ramener à 50%, contre plus de 70% aujourd’hui, la part du nucléaire dans la production d’électricité française. La feuille de route énergétique de la France prévoit dès lors la fermeture de 14 réacteurs nucléaires sur 58 d’ici 2035.

Ensuite, la loi comporte dans son article 62 d’autres dispositions visant à assurer un calcul des compléments de prix du mécanisme de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) tenant compte de l’effet de plafonnement prévu à l’article L. 336-1 du Code de l’énergie. Ces modalités de calcul et de répartition du complément de prix seront précisées par décret en Conseil d’Etat après avis de la Commission de régulation de l’énergie.

On observera que c’est dans ce cadre que la CRE a publié une délibération fin octobre dans le but de préciser les principes qui seront appliqués pour calculer le complément de prix en cas de dépassement du plafond[7].

L’article 64 de loi énergie climat ouvre également la possibilité d’une révision du prix de l’ARENH (actuellement fixé à 42 € par mégawattheure comme indiqué plus haut), sans attendre l’édiction du décret qui était prévu à l’article L. 337-15 du Code de l’énergie.

Enfin, l’article 65 de la loi vient utilement compléter l’article L. 337-6 du Code de l’énergie jusque-là silencieux sur la prise en compte dans la construction des tarifs réglementés de vente d’électricité du cout coût lié à l’atteinte du plafond de l’ARENH : « les tarifs réglementés de vente d’électricité sont établis par addition du prix d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique, du coût du complément d’approvisionnement au prix de marché, de la garantie de capacité, des coûts d’acheminement de l’électricité et des coûts de commercialisation ainsi que d’une rémunération normale de l’activité de fourniture tenant compte, le cas échéant, de l’atteinte du plafond mentionné au deuxième alinéa de l’article L. 336-2 ».

En dépit de l’imprécision législative qui existait jusqu’à présent, le Conseil d’Etat a rejeté le recours formé par les associations UFC Que Choisir et Consommation logement et cadre de vie (CLCV) contre la décision ayant fixé les tarifs réglementés de vente d’électricité applicables à compter du 1er juin 2019 (qui avait donné lieu à une hausse significative de la facture d’électricité) et a validé la méthode retenue par la CRE pour construire les tarifs règlementés de vente d’électricité qui se sont appliqués sur l’année 2019 dans le contexte de l’atteinte du plafond ARENH[8].

On retiendra de ces dispositions que la consolidation d’un marché concurrentiel de l’énergie, et surtout de l’électricité, est loin d’être aboutie. La part de la production nucléaire dans les tarifs dépend de la capacité du marché de production d’électricité à se diversifier sur le terrain des énergies renouvelables. Les tarifs réglementés de vente d’électricité demeurent aujourd’hui très dépendants de cette diversification, d’autant que le Conseil d’Etat, dans sa décision du 6 novembre 2019 précitée, a validé la dernière évolution des tarifs (à la hausse), dans l’hypothèse d’une atteinte du plafond de l’ARENH, afin de permettre le « maintien d’une concurrence tarifaire effective sur le marché de détail » au détriment cependant de la protection des consommateurs.

Par Marie-Hélène Pachen-Lefèvre et Aurélie Cros

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[1] Pour mémoire ce Paquet législatif a été adopté par le Parlement européen en mars 2019. Les textes ont été publiés au JOUE le 14 juin 2019 : la directive 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et modifiant la directive 2012/27/UE ; le règlement 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité ;le règlement 2019/941 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur la préparation aux risques dans le secteur de l’électricité et abrogeant la directive 2005/89/CE ; le règlement 2019/942 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 instituant une agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie.

[2] CE, Ass., 19 juillet 2017, Association nationale des opérateurs détaillants en énergie (ANODE), n° 370321.

[3] Décision du Conseil constitutionnel n° 2019-781 DC du 16 mai 2019 (partiellement conforme)

[4] Ce plafond est fixé à l’article L. 336-2, al.2 du Code de l’énergie Ce plafond n’a pas évolué depuis la loi NOME de 2010 et il représente environ 25% de la production du parc nucléaire historique. Le projet de loi Nome indiquait initialement que « Le plafond ne sera sans doute pas atteint avant plusieurs années si la concurrence évolue au rythme habituellement constaté lors de l’ouverture de marchés ».

[5] L’article L. 336-2 alinéa 2 est depuis rédigé comme suit : « […] Le volume global maximal d’électricité nucléaire historique pouvant être cédé est déterminé par arrêté des ministres chargés de l’économie et de l’énergie pris après avis de la Commission de régulation de l’énergie, en fonction notamment du développement de la concurrence sur les marchés de la production d’électricité et de la fourniture de celle-ci à des consommateurs finals et dans l’objectif de contribuer à la stabilité des prix pour le consommateur final. Ce volume global maximal, qui demeure strictement proportionné aux objectifs poursuivis, ne peut excéder 100 térawattheures par an jusqu’au 31 décembre 2019 et 150 térawattheures par an à compter du 1er janvier 2020 ».

[6] Cf. information communiquée par la CRE le 29 novembre 2019 relative aux demandes d’ARENH pour 2020 : https://www.cre.fr/Actualites/les-demandes-d-arenh-pour-2020

[7] Délibération n°2019-237 de la Commission de régulation de l’énergie du 30 octobre 2019 portant décision sur la méthode de répartition des volumes d’ARENH en cas de dépassement du plafond prévu par la loi et portant orientations sur les principes retenus pour le calcul du complément de prix

[8] Cf. CE, 9-10 ch. réunies, 6 novembre 2019, Associations « UFC Que Choisir » et « Consommation, logement et cadre de vie », n° 431902 et communiqué de presse de la CRE : https://www.cre.fr/Actualites/tarif-reglemente-de-vente-d-electricite-les-grands-principes-de-la-construction-tarifaire-sont-valides-par-le-conseil-d-etat