La décision du Conseil d’État du 30 septembre 2019 ici commentée a été l’occasion pour le Conseil d’État de préciser la compétence territoriale des Tribunaux administratifs s’agissant de la contestation des décisions relatives à l’attribution du « chèque énergie ».

Pour rappel, l’article L. 124-1 du Code de l’énergie prévoit que le chèque énergie est un titre spécial de paiement qui permet aux ménages, dont le revenu fiscal de référence est inférieur à un plafond fixé par décret, d’acquitter tout ou partie du montant des dépenses d’énergie relatives à leur logement ou de certaines dépenses qu’ils assument en vue d’améliorer la qualité environnementale ou de maîtriser la consommation d’énergie de ce logement.

En l’espèce, l’Agence de services et de paiement avait refusé le bénéfice du chèque énergie à une personne pour son logement situé à Rians dans le département Var. Cette dernière a alors introduit un recours de plein contentieux pour demander l’annulation de cette décision devant le tribunal administratif de Toulon.

Par une ordonnance du 8 janvier 2019, le vice-président du tribunal administratif de Toulon a, sur le fondement du premier alinéa de l’article R. 351-3 du Code de justice administrative, transmis la demande au Tribunal administratif de Lille. Par une ordonnance du 16 janvier 2019, le vice-président du Tribunal administratif de Lille a, sur le fondement du second alinéa de l’article R. 351-3 du Code de justice administrative, transmis le dossier au président de la section du contentieux du Conseil d’État pour que ce dernier tranche la question du tribunal administratif compétent pour connaître de cette demande.

Le Conseil d’État commence par rappeler que les litiges relatifs au chèque énergie relève de la compétence de la juridiction administrative au titre de l’article R. 772-5 du Code de justice administrative.

Le Conseil d’État rappelle ensuite les termes de l’article R. 312-7 du Code de justice administrative, lequel dispose notamment que « les litiges relatifs aux déclarations d’utilité publique, au domaine public, aux affectations d’immeubles, au remembrement, à l’urbanisme et à l’habitation, au permis de construire, d’aménager ou de démolir, au classement des monuments et des sites et, de manière générale, aux décisions concernant des immeubles relèvent de la compétence du tribunal administratif dans le ressort duquel se trouvent les immeubles faisant l’objet du litige ».

Qualifiant le recours de plein contentieux contre la décision de refus de délivrance du chèque énergie au regard de ces dispositions, le Conseil d’État juge que la demande de la requérante « est dirigée contre un refus d’aide afférente à son logement, doit être regardée comme soulevant un litige relatif à une décision concernant un immeuble, au sens des dispositions de l’article R. 312-7 du Code de justice administrative » et il conclut que cette demande « relève, par suite, de la compétence en premier ressort du Tribunal administratif de Toulon, dans le ressort duquel est situé le logement en cause ».

Par cette décision, le Comité de règlement des différends et des sanctions de la Commission de régulation de l’énergie (CoRDIS) est venu apporter de nouvelles précisions sur les conditions dans lesquelles les demandes de raccordement des consommateurs au réseau public de distribution d’électricité doivent être instruites de manière transparente par les gestionnaires de ce réseau.

Le différend soumis ici au CoRDIS concernait le raccordement au réseau public de distribution d’électricité d’une maison récemment achevée à la suite de la délivrance d’un permis de construire. S’agissant du raccordement, il apparaît que les demandeurs, représentés devant le CoRDIS par la société Elec’Chantier, avaient été informés (lors de la phase d’instruction de leur permis de construire) de ce que le raccordement au réseau public de distribution d’électricité de leur maison ne nécessiterait aucune extension du réseau mais seulement un branchement.

Puis, finalement, lors de l‘instruction de leur demande de raccordement, le gestionnaire du réseau de distribution, Enedis, leur a indiqué que si leur raccordement ne nécessitait pas d’extension du réseau sous sa maîtrise d’ouvrage, une extension devait être en réalité effectuée sous la maîtrise d’ouvrage de l’autorité concédante, propriétaire du réseau.

Estimant que la société Enedis avait commis plusieurs manquements dans l’instruction de leur dossier, les demandeurs ont saisi le CoRDIS afin de voir tranché leur différend.

Les demandeurs reprochaient principalement à la société Enedis des pratiques trompeuses et abusives (défaut de transparence) sur la nécessité de réaliser des travaux d’extension de même que sur la répartition de la maîtrise d’ouvrage entre la société Enedis et l’autorité concédante (un syndicat d’électricité en l’espèce). Les demandeurs invoquaient également le fait qu’Enedis avait traité leur demande de raccordement de manière discriminatoire.

Sur le défaut de transparence invoqué tout d’abord, le CoRDIS accueille le moyen des demandeurs en relevant qu’Enedis ne les avait pas suffisamment informés de la nécessité de réaliser des travaux d’extension.

Et à cette occasion, le CorDIS est venu préciser que dans le cadre des demandes de raccordement des consommateurs au réseau public de distribution d’électricité, la société Enedis peut ou non tenir compte de l’application de la norme NF C 14-100 pour proposer, soit l’opération de raccordement de référence qui minimiserait la somme des coûts de réalisation des ouvrages de raccordement, soit une opération de raccordement différente de celle-ci, à son initiative ou à la demande de l’utilisateur, dès lors que ladite norme n’est plus obligatoire.

Le CoRDIS considère ainsi que la société Enedis ne pouvait procéder comme elle l’a fait pour répondre à la demande de raccordement qui lui avait été soumise, c’est-à-dire en déterminant une unique solution technique dans le cadre d’une application de la norme NF C 14-100 considérée comme impérative par ses services.

S’agissant de la norme NF C 14-100, il faut en effet relever qu’Enedis détermine en principe toujours les travaux de branchement et d’extension à réaliser en application de cette norme et plus largement de sa Documentation Technique de Référence publiée (voir sur ce point son barème et sa procédure de traitement).

Cette norme traite de la conception et de la réalisation des installations de branchement basse tension comprises entre le point de raccordement au réseau et le point de livraison aux utilisateurs. Elle été éditée et diffusée par l’Union Technique de l’Electricité (UTE) et elle est homologuée par l’AFNOR. Cette norme n’est toutefois plus d’application obligatoire, selon le CoRDIS, depuis l’entrée en vigueur de l’arrêté du 3 août 2016 portant réglementation des installations électriques des bâtiments d’habitation.

C’est dans ce contexte que le CoRDIS a finalement été conduit à demander à Enedis de réaliser une étude permettant de déterminer l’opération de raccordement de référence et, en tant que de besoin, l’opération de raccordement alternative, en transmettant tous les éléments nécessaires à la bonne information des demandeurs.

Sur le moyen relatif au traitement discriminatoire de la demande de raccordement ensuite, le CoRDIS a également accueilli le moyen en considérant que la proposition de raccordement dite de référence, transmise par la société Enedis, avait été réalisée dans des conditions qui ne respectent pas les règles visant à garantir le principe d’accès non-discriminatoire au réseau dès lors que le gestionnaire du réseau avait proposé une solution technique sur le seul fondement de la norme NF C 14-100 qui n’est plus d’application obligatoire pour établir l’opération de raccordement de référence.

Pour régler le différend, le CoRDIS a enjoint à la société Enedis de produire une proposition de raccordement se fondant sur l’opération de raccordement de référence, en tenant compte du caractère non-obligatoire de la norme NF C 14-100 et en transmettant tous les éléments nécessaires à la bonne information des demandeurs.

Arrêté du 8 octobre 2019 relatif aux coefficients à appliquer à la formule du fonds de péréquation de l’électricité pour l’année 2019

Deux arrêtés relatifs au fonds de péréquation de l’électricité (FPE) ont été récemment publiés. Pris en application de l’’article R. 121-58 du Code de l’énergie, ces arrêtés fixent la valeur des coefficients servant au calcul de la péréquation forfaitaire permettant de déterminer les dotations à recevoir ou contributions à verser par les gestionnaires de réseaux pour les années 2018 et 2019. 

On rappellera ainsi que le FPE est un dispositif qui a pour objet de répartir entre les gestionnaires de réseaux de distribution les charges d’exploitation qu’ils supportent dans l’exercice de leur mission alors même que le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (dit « TURPE ») qu’ils perçoivent ne permet pas de couvrir l’ensemble de leurs charges, à l’exception de la société Enedis.

Pour cette dernière, dont la zone de desserte exclusive couvre 95 % du territoire métropolitain (contre 5% pour les entreprises locales de distribution – les ELD), le TURPE est calculé de manière à couvrir l’ensemble de ses charges d’exploitation et d’investissement.

C’est pour corriger ce déséquilibre, et permettre aux ELD de voir les charges qu’elles supportent au titre de leurs obligations de service public couvertes au vu de ce contexte particulier, que la loi a instauré le FPE.

Le FPE est régi par les articles L. 121-29 et L. 121-30 et R. 121-44 à R. 121-64 du Code de l’énergie, ces dispositions étant issues des modifications apportées par le décret n° 2017-847 du 9 mai 2017 relatif à la péréquation des charges de distribution d’électricité (et commenté dans notre LAJEE n°29 publiée en Juin 2017).

Les articles R.121-53 et R.121-57 du Code de l’énergie définissent les modalités de calcul des contributions appelées et des dotations versées au titre du FPE selon que l’exploitation du service public de la distribution assurée par le gestionnaire du réseau de distribution d’électricité est bénéficiaire ou déficitaire.

Et c’est en application de ces dispositions que le Ministre de la transition écologie et solidaire a fixé les valeurs des coefficients pour les années 2018 et 2019 par   deux arrêtés ici commentés, lesquels fixent également les contributions et dotations de chacun des gestionnaires des réseaux publics de distribution qui en résultent.

Délibération de la CRE du 17 octobre 2019 portant décision sur la méthodologie de prise en compte dans les tarifs réglementés de vente d’électricité pour l’année 2020 de l’éventuelle atteinte du plafond de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique au guichet de novembre 2019

Par délibérations en date des 17 et 30 octobre 2019, la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) a précisé les règles qu’elle envisage d’appliquer en 2020 en cas de dépassement du plafond du dispositif de l’Accès Régulé à l’Energie Nucléaire Historique (ARENH) lors du guichet à venir de novembre 2019.

Introduit par la loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité (dite « loi NOME »), le dispositif transitoire de l’ARENH permet aux fournisseurs alternatifs d’électricité d’acheter l’électricité produite par les centrales nucléaires de la société EDF à un prix régulé (art. L. 336-1 et suivants du Code de l’énergie). La quantité d’électricité à céder dans ce cadre ne peut excéder un plafond fixé par arrêté dans la limite de 100 TWh par an. Depuis l’arrêté du 28 avril 2011, ce plafond est fixé à son maximum légal.

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

En conséquence de quoi, la CRE avait défini, par une délibération du 25 octobre 2018 une méthode visant à rationner (ou « écrêter ») le plafond de l’ARENH au prorata des volumes demandés par les fournisseurs, ainsi que des corrections apportées aux compléments de prix (appliquées en cas de demandes excédentaires ou excessives d’ARENH des fournisseurs).

Et ce rationnement ou « écrêtement » de l’ARENH avait été répercuté dans le calcul des tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE) de l’année 2019 selon une méthode fixée par délibération de la CRE du 11 janvier 2018 et appliquée dans sa délibération du 7 février 2019.

De plus, la prochaine loi relative à l’énergie et au climat (art. 62-III) devrait prévoir une augmentation du plafond légal de l’ARENH à 150 TWh par an, ce qui permettrait au Gouvernement de relever le plafond à respecter dans cette même limite lorsque la loi sera en vigueur (cette dernière étant actuellement en cours d’examen devant le Conseil constitutionnel – voir notre Focus de juillet 2019).

Or, si un relèvement du plafond de l’ARENH n’est pas envisagé à ce jour selon les annonces du Gouvernement dans la presse, les demandes d’ARENH pour l’année à venir devraient être supérieures à celles de 2019, dépassant derechef le plafond de 100 TWH toujours en vigueur.

Dans ce contexte, les délibérations commentées apportent trois séries de précisions afin de (mieux) anticiper les règles d’attribution de l’ARENH en cas de demandes supérieures au plafond en 2020 et les conséquences de ce dépassement sur les tarifs réglementés de vente d’électricité.

S’agissant tout d’abord de la règle d’écrêtement de l’ARENH, la délibération du 30 octobre 2019 précise que la règle appliquée début 2019 sera reconduite en 2020 : elle s’appliquera aux nouvelles demandes d’ARENH des fournisseurs au guichet de novembre 2019, déduction faite des demandes effectuées au guichet précédent et restant à livrer.

De même, les demandes des filiales contrôlées par EDF dépassant le plafond seront écrêtées intégralement. Encore par sa délibération, la CRE vient également poser un cadre pour sanctionner le comportement d’un fournisseur qui demanderait des quantités « manifestement excessives » d’ARENH. Dans un tel cas, ces demandes excessives d’ARENH seront écrêtées intégralement. Le cas échéant, la CRE pourra n’attribuer aucun volume d’ARENH au fournisseur concerné. De plus, afin d’anticiper de telles situations, la CRE a par ailleurs d’ores et déjà demandé aux fournisseurs qui auraient des demandes plus élevées de justifier la prévision de consommation formulée dans leur dossier de demande, en cas d’augmentation substantielle par rapport à l’année 2019.

En outre, en cas d’abus de droit à l’ARENH au sens de l’article L. 134-26 du Code de l’énergie, la délibération donne la possibilité au Président de la CRE de saisir le CoRDIS d’une demande de sanction.

Concernant ensuite le calcul des compléments de prix en cas de dépassement du plafond ARENH en 2020, la CRE a indiqué, dans sa délibération du 30 octobre 2019, que le calcul de ces compléments de prix continuera de prendre en compte l’atteinte du plafond de l’ARENH, sous réserve de l’adoption d’un texte réglementaire sur ce point[1].

Pour ce qui est enfin de la méthode de prise en compte de l’écrêtement de l’ARENH dans le calcul des tarifs réglementés de vente d’électricité en 2020, la CRE a décidé, dans sa délibération commentée du 17 octobre dernier, d’appliquer sa précédente méthode.

Après avoir analysé les retours des participants à une consultation publique du 2 octobre 2019 sur sa proposition de lissage dans le temps des effets de l’écrêtement sur les tarifs, la CRE a finalement abandonné cette proposition, à « l’impact très modéré », face à un risque de « renchérissement du coût (…) pour les consommateurs ».

En définitive, en l’absence d’un relèvement du plafond de l’ARENH par le Gouvernement, ainsi que la future loi relative à l’énergie et au climat devrait le lui permettre jusqu’à 150 TWh, la CRE reconduit, pour 2020, l’essentiel des règles édictées pour le dépassement du plafond de l’ARENH au titre de l’année 2019, et en les anticipant davantage.

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[1] Qui ferait suite à l’entrée en vigueur de l’article 62-II de la loi relative à l’énergie et au climat

La Commission de Régulation de l’Energie (ci-après, CRE) a récemment publié un document de réflexion et de proposition sur le stockage d’électricité en France.

Cette publication fait suite à un appel à contributions organisé par la CRE au cours du premier trimestre 2019. Une quarantaine de ces contributions est publiée par la CRE, parmi lesquelles celles de RTE, d’EDF, d’Enedis, de l’ADEME ou encore de la Fédération Nationale des Collectivités Concédantes et des Régies (FNCCR).

La CRE indique que les réponses apportées à l’appel à contribution montrent qu’il n’existe pas d’obstacle majeur au développement du stockage en France et que « le stockage par batteries apparait ainsi comme une technologie prometteuse pour répondre au besoin croissant de flexibilités engendré par la transition énergétique mondiale» (p.2).

La CRE entend néanmoins définir une feuille de route permettant de faciliter le développement du stockage sur la base des trois catégories d’enjeux, correspondant aux trois parties du rapport.

Tout d’abord, la CRE souhaite faciliter l’insertion des installations de stockage dans le système électrique (première partie du document). Dans ce cadre, la CRE envisage notamment les pistes suivantes :

• La création d’un statut juridique spécifique du stockage (piste proposée par de nombreux contributeurs) : la CRE considère qu’il s’agit d’une question complexe et que si la création d’un statut du stockage pourrait certes présenter des avantages en matière de sécurité juridique, cet objectif pourrait également être atteint par une évolution du cadre juridique ne passant pas par la création d’un statut spécifique du stockage ;
• La simplification et la clarification des procédures de raccordement des installations de stockage;
• L’amélioration du contenu des études de raccordements aux spécificités de l’activité de stockage ;
• La clarification du cadre applicable au stockage dans le cadre des S3REnR en ne faisant apparaître dans ces schémas que les installations hybrides alliant production d’énergie renouvelable et stockage ;
• La détermination des prescriptions techniques devant s’imposer au stockage, en l’absence, à ce jour, de toute précision fournie par le cadre légal et réglementaire.

Ensuite, la CRE souhaite s’assurer que le stockage puisse offrir facilement ses services (deuxième partie du document).

La CRE estime en effet que le stockage d’électricité peut créer de la valeur de différentes manières : « permettre des arbitrages de prix sur les marchés, permettre à un producteur d’étaler sa production, permettre à un consommateur de diminuer sa pointe de consommation, fournir des services système au réseau, contribuer à la gestion des congestions, etc. ». Mais la CRE poursuit en relevant que « le développement du stockage ne pourra se faire au bénéfice de tous que si les dispositifs de stockage sont exploités au maximum de leurs capacités. Pour cela, ils doivent notamment savoir où s’implanter et pouvoir effectivement valoriser ces services. ».

Pour ce faire, les leviers identifiés par la CRE sont notamment les suivants :

• assurer la transparence sur les besoins en flexibilité des gestionnaires de réseaux, ce qui nécessite la publication par RTE des congestions identifiées sur le réseau de transport à compter de janvier 2020 et la publication par Enedis des contraintes sur le réseau de distribution, dans un premier temps sur la plage de tension HTA, et ses besoins de flexibilité associés, pour mars 2020 ;
• encadrer le recours aux flexibilités locales et inciter les gestionnaires de réseaux à les intégrer dans leurs décisions relatives aux investissements et au dimensionnement des réseaux ;
• rendre compatibles l’intégralité des marchés du système électrique avec les spécificités du stockage.

Enfin, la CRE souhaite s’assurer de la viabilité économique de l’activité de stockage (sujet développé dans la troisième partie du document). Ce sujet conduit la CRE à s’interroger sur une éventuelle exonération de paiement du TURPE ou l’instauration d’un TURPE spécifique pour les dispositifs de stockage, sur l’assujettissement des installations de stockage au paiement de la Contribution au service public de l’électricité (CSPE) ou encore sur la création de dispositifs de soutien financier spécifiques à l’activité de stockage (mécanisme auquel la CRE n’est pas favorable).

En synthèse, dans ce rapport, la CRE définit un programme de travail, adresse des demandes aux gestionnaires de réseaux et formule des recommandations aux pouvoirs publics pour les actions de leur ressort.

Pour parvenir à réaliser ce programme, la CRE et la Direction Générale de l’Énergie et du Climat proposent la création d’un groupe de travail spécifique au stockage. Ce groupe de travail sera chargé d’établir l’état d’avancement de la feuille de route et d’aborder les problématiques spécifiques au stockage parmi lesquelles la définition juridique de l’opérateur de stockage.

Après avoir été introduite dans le Code de l’énergie par l’ordonnance n°2016-1019 du 27 juillet 2016 relative à l’autoconsommation d’électricité, puis modifiée par la loi n° 2017-227 du 24 février 2017 ratifiant les ordonnances n° 2016-1019 du 27 juillet 2016 relative à l’autoconsommation d’électricité et n° 2016-1059 du 3 août 2016 relative à la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables et visant à adapter certaines dispositions relatives aux réseaux d’électricité et de gaz et aux énergies renouvelables (voir notre Lettre d’actualité juridique énergie et environnement du mois de novembre 2018), la notion d’autoconsommation collective a, de nouveau, été amendée par l’article 126 de la loi n° 2019-486 du 22 mai 2019 relative à la croissance et la transformation des entreprises (ci-après « loi PACTE »).

Dans sa version issue de la loi PACTE, l’article L. 315-2 du Code de l’énergie dispose, à titre expérimental et pour une durée de cinq ans, qu’une « opération d’autoconsommation est collective lorsque la fourniture d’électricité est effectuée entre un ou plusieurs producteurs et un ou plusieurs consommateurs finals liés entre eux au sein d’une personne morale et dont les points de soutirage et d’injection sont situés sur le réseau basse tension et respectent les critères, notamment de proximité géographique, fixés par arrêté du ministre chargé de l’énergie, après avis de la Commission de régulation de l’énergie ».

C’est dans ce cadre qu’un projet d’arrêté a été établi par le Ministre de l’énergie et transmis à la Commission de Régulation de l’Energie (ci-après, CRE) afin que cette dernière rende un avis. C’est l’objet de la délibération de la CRE du 29 septembre 2016 ici commentée.

Il résulte de la délibération de la CRE que le projet d’arrêté propose de fixer les critères suivants :

«1. [Les participants à une opération d’autoconsommation collective] sont raccordés au réseau basse tension d’un unique gestionnaire du réseau public de distribution d’électricité et sont contenus dans un périmètre d’un kilomètre de rayon (défini comme une distance maximale de deux kilomètres entre deux participants au projet d’autoconsommation collective). La distance entre les sites participants à l’opération d’autoconsommation collective s’apprécie à partir :

• • du point de livraison pour les sites de consommation ;
  • du point d’injection pour les sites de production.

2. La puissance cumulée des installations de production est inférieure à :

• • 3 MW sur le territoire métropolitain continental ;
  • 0,5 MW dans les zones non interconnectées.

Pour l’énergie solaire, la puissance considérée est la puissance crête. »

Ainsi, alors que la rédaction de l’article L. 315-2 du Code de l’énergie en vigueur avant la loi PACTE retenait un critère géographique reposant sur le fait que les participants à l’opération soient « situés sur une même antenne basse tension du réseau public de distribution », le projet d’arrêté soumis à la CRE retient un critère uniquement lié à l’éloignement géographique des participants, sans lien avec l’architecture du réseau.

Commentant cette proposition d’évolution, la CRE observe que « ce nouveau critère de proximité rend possible la réalisation de davantage d’opérations d’autoconsommation collective, tout en conservant la dimension « locale » inhérente à l’autoconsommation ».

Pour autant, la CRE relève que « ce critère dilue la possibilité d’un éventuel avantage de l’autoconsommation collective en matière de dimensionnement du réseau électrique » puisque des participants à une même opération d’autoconsommation collective pourront relever de postes HTA/BT différents.

Ainsi « une production et une consommation situées dans deux poches différentes, même proches géographiquement, peuvent être éloignées d’un point de vue électrique, et impliquent des transits sur les réseaux en HTA, voire en HTB ».

Or, la CRE considère que dès lors que le tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution d’électricité (ci-après, TURPE) optionnel à destination des utilisateurs participant à une opération d’autoconsommation collective a été construit sur la distinction

« entre flux « alloproduits » et « autoproduits » (soit produits et consommés à l’aval d’un même poste HTA/BT) », ledit TURPE ne pourra s’appliquer qu’aux seules opérations d’autoconsommation collective dont l’ensemble des participants se situe à l’aval d’un même poste HTA/BT. Ce TURPE optionnel ne pourra donc s’appliquer qu’à une partie des opérations d’autoconsommation collective.

Ensuite, si la CRE valide le recours à une combinaison entre le critère géographique et un critère de puissance maximal, de nature selon elle à garantir « que les opérations d’autoconsommation collective conservent des proportions contenues », elle juge néanmoins excessif le seuil de 3MW proposé pour le territoire métropolitain continental compte tenu du caractère dérogatoire des opérations d’autoconsommation collective. La CRE estime que ce seuil devrait être ramené à 1MW seulement.

Enfin, le projet d’arrêté identifie également 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, en distinguant les informations à transmettre en amont du projet, les données à transmettre annuellement durant l’expérimentation et les données à transmettre avant le 1er janvier 2023 pour permettre l’évaluation de l’expérimentation. A cet égard, la CRE identifie un certain nombre de données supplémentaires dont la collecte mériterait d’être organisée en vue de dresser le bilan de l’expérimentation

En définitive, la CRE émet un avis favorable au projet d’arrêté sous réserve que la puissance maximale des opérations d’autoconsommation collective soit réduite à 1 MW en métropole et que la liste des pièces demandées soit complétée.

Objectif majeur du cadre de régulation instauré par la CRE, la qualité du service rendu aux utilisateurs des réseaux fait actuellement l’objet d’une consultation publique jusqu’au 2 décembre 2019.

Veillant à ce que le cadre de régulation s’adapte aux évolutions du système énergétique et aux attentes des acteurs, en particulier dans le but de permettre l’innovation, tout en poursuivant l’amélioration de la qualité de service, la CRE a identifié plusieurs sujets prioritaires pour les parties prenantes (utilisateurs des réseaux, acteurs de marché et collectivités territoriales).

Dans la continuité des réponses à la consultation publique du 14 février 2019 relative au cadre de régulation tarifaire applicable aux opérateurs d’infrastructures régulées en France et en anticipation des attentes en matière de régulation de la qualité de service dans le cadre du futur Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Electricité (TURPE 6), la présente consultation publique s’articule autour des sujets suivants :

• les évolutions de la régulation de la qualité de service envisagées dès 2020 (mise à jour de la régulation incitative propre au projet de comptage évolué Linky pour les années 2020-2021, qualité de service d’EDF-SEI et qualité de la modélisation des pertes électriques) ;
• les évolutions de la régulation de la qualité de service envisagées pour le TURPE 6     (qualité de service des Gestionnaires des Réseaux de Distribution (GRD) et qualité de service du gestionnaire du réseau de transport, RTE) ;
• l’élargissement du champ d’application de la qualité de service pour répondre aux nouveaux besoins en termes d’innovation et de mise à disposition des données      (régulation de la mise à disposition de données et nouveaux enjeux liés à l’action des opérateurs de réseaux).

La consultation réserve ainsi une place importante au sujet des données utilisées par les gestionnaires des réseaux. Et pour cause, la CRE souhaite mettre en place dans le cadre du prochain TURPE 6 un cadre de régulation incitative assorti de pénalités concernant la mise à disposition, par les gestionnaires des réseaux, des données nécessaires à l’innovation des acteurs, et ce afin de permettre « d’assurer un haut niveau de qualité de service ».

Comme le relève la CRE, dans le cadre des TURPE 5 HTB et 5 bis HTA/BT, la mise à disposition de données ne constitue pas une thématique spécifique. Certains indicateurs en lien avec la mise à disposition des données font déjà l’objet d’un suivi, mais ne permettent pas pour autant de couvrir l’ensemble des besoins des acteurs en la matière.

Ainsi, par cette consultation, la CRE a souhaité interroger les acteurs sur trois mécanismes pouvant être envisagés pour s’assurer que les gestionnaires de réseaux sont des facilitateurs de l’innovation pour l’ensemble des utilisateurs du réseau :

• définition des données nécessaires pour faciliter l’innovation pour les acteurs de marché ;
• introduction d’une incitation financière sur le délai de mise à disposition de ces données ;
• introduction d’indicateurs de suivi sur la qualité des données publiées par les gestionnaires de réseaux.

Il faut donc espérer que cette consultation, qui s’adresse à l’ensemble des acteurs du secteur de l’électricité et donc aux collectivités locales organisatrices de la distribution d’électricité, aboutisse à un nouveau cadre de régulation incitative dans les prochains tarifs des réseaux publics de distribution d’électricité plus propice au développement d’usages innovants des réseaux d’électricité, tels que l’autoconsommation par exemple.