L’article 59 de la loi n° 2018-727 du 10 août 2018 pour un État au service d’une société de confiance, dite « loi ESSOC », a modifié l’article L. 323-11 du Code de l’énergie, qui prévoit une approbation du projet d’ouvrage (ci-après, « APO ») par le préfet pour les nouveaux ouvrages électriques. La loi ESSOC limite désormais l’approbation aux seules lignes électriques aériennes. Les lignes électriques souterraines et les postes électriques n’y sont plus soumis.

En contrepartie de cette simplification, l’article L. 323-11 du Code de l’énergie prévoit dorénavant la mise en place d’un contrôle externe réalisé par un organisme indépendant destiné à vérifier la conformité électrique de ces ouvrages ne faisant plus l’objet d’une APO, afin d’assurer la sécurité des tiers (ce contrôle est limité aux seuls ouvrages électriques qui cheminent sur le domaine public ou sur des terrains appartenant à des tiers).

L’article L. 323-11 du Code de l’énergie prévoit également qu’un décret en Conseil d’État détermine les modalités de ce contrôle externe. Le ministre de la transition écologique et solidaire a donc saisi la Commission de régulation de l’énergie (ci-après, « CRE ») pour avis sur son projet de décret d’application de l’article 59 de la loi n° 2018-727 du 10 août 2018 pour un État au service d’une société de confiance.

La CRE relève que l’APO pour les nouveaux ouvrages électriques aux réseaux publics d’électricité est désormais limitée aux seules lignes électriques aériennes dont le niveau de tension est supérieur à 50 kV et aux lignes électriques aériennes, les lignes électriques souterraines et les postes électriques n’y étant plus soumises. La CRE se révèle favorable à ces dispositions dès que lors que le contrôle technique semble suffisante et que « ces modifications réglementaires permettront, d’une part, de réduire les délais de réalisation des différents ouvrages et, d’autre part, d’assurer la sécurité des tiers ».

S’agissant des contrôles de conformité des ouvrages assimilables aux réseaux publics d’électricité, l’article 4 du projet de décret prévoit que les ouvrages situés en amont du point d’injection par les producteurs sur le réseau public d’électricité et ceux qui sont situés en aval du point de raccordement des consommateurs au réseau public, autres que les lignes électriques aériennes et les lignes sous-marines, feront l’objet d’un « contrôle de conformité sur pièces et sur place », par un organisme agréé, tenu à la disposition des autorités compétentes. Or, la CRE estime qu’il convient de s’assurer que les nouvelles modalités de contrôle, mises en place dans un objectif de simplification, n’engendrent pas de difficultés ou risques complémentaires en imposant, par exemple, de laisser une tranchée ouverte le temps de son contrôle.

En conséquence, la CRE propose de modifier le troisième alinéa de l’article 4 du projet de décret et de rajouter que les ouvrages font l’objet d’un « contrôle de conformité sur pièces et sur place, pendant ou après la réalisation des travaux ».

La société DIRECT ENERGIE, fournisseur d’électricité, dans le cadre de cette mission et afin de faciliter la facturation de ses services, a demandé au gestionnaire du réseau de distribution, la société ENEDIS, de lui transmettre les données de ses clients correspondant à leur consommation journalière d’électricité ainsi que les données de consommation à la demi-heure.

Or, aux termes des dispositions de la loi n° 78-17 du 6 janvier 1978 relative à l’informatique, aux fichiers et aux libertés (ci-après, la « Loi Informatique et Libertés ») ces données ne peuvent être recueillies qu’après avoir obtenu le consentement des personnes concernées.

Le président de la Commission nationale informatique et libertés (ci-après, la « CNIL ») a donc diligenté une mission ayant pour objet de procéder à la vérification de la conformité des demandes et pratiques de la société DIRECT ENERGIE aux dispositions de la Loi Informatique et Libertés.

A l’issue de son contrôle, la CNIL a pu conclure que, au regard des éléments qui lui avaient été communiqués, le consentement donné par le client en vue de la transmission de ses données de consommation au pas de trente minutes à la société DIRECT ENERGIE ne pouvait être considéré comme libre, éclairé et spécifique.

La CNIL a pu conclure à une telle absence de consentement aux motifs notamment que « la finalité affichée de la collecte des données de consommations (vous assurer une facturation au plus juste) ne correspond pas à la réalité puisqu’aux jours des contrôles, la société ne proposait pas à ses clients d’offre basée sur la consommation au pas de trente minutes » et que « le consentement est recueilli de manière générale sur la collecte de données relatives à la courbe de charge, sans aucune précision sur la cadence effective de cette collecte – à savoir le pas de trente minutes ».

La CNIL a conclu dans le même sens s’agissant du recueil des données relatives aux consommations quotidiennes. En effet, la CNIL a relevé que s’il existait une information des personnes quant à la collecte des données de consommations quotidiennes, il ressortait de l’ensemble de ces éléments que le consentement exprès des clients et futurs clients n’était recueilli à aucun stade de la conclusion du contrat ou de la souscription aux offres de la société DIRECT ENERGIE.

Au regard de ces manquements, le Président de la CNIL a demandé à la société DIRECT ENERGIE, par une décision n° 2018-007 du 5 mars 2018, de « recueillir le consentement préalablement à la collecte des données relatives aux consommations au pas de trente minutes et aux consommations quotidiennes des clients, y compris de ceux dont les données sont déjà enregistrées par la société et à défaut, supprimer lesdites données collectées » ainsi que de « justifier auprès de la CNIL que l’ensemble des demandes précitées a bien été respecté, et ce dans le délai imparti ».

En outre et compte tenu du nombre de clients concernés par ces traitements (plusieurs centaines de milliers en février 2018), la CNIL a décidé de rendre publique cette décision de mise en demeure afin de sensibiliser les personnes quant à leurs droits et leur capacité de maîtrise sur leurs données de consommation énergétique.

Après avoir donné lieu à une décision majeure relative, notamment, à la qualification de bien de retour d’une délégation de service public et à l’inventaire desdits biens que le concédant est en mesure d’exiger de son délégataire (CE, Ass., 21 décembre 2012, Cne de Douai c/ ERDF, n° 342788), les relations contractuelles existant entre la commune de Douai et les sociétés concessionnaires de la distribution publique d’électricité et de la fourniture d’électricité aux tarifs réglementés de vente continuent de nourrir le contentieux administratif.

Ainsi, par un arrêt du 11 octobre 2018, la Cour administrative d’appel de Douai a fourni de très intéressantes précisions concernant l’interprétation du contrat de concession relatif à la distribution publique d’électricité et des conventions qui sont souvent conclues en marge de celui-ci.

La commune de Douai avait conclu avec la société Saint-Quentinoise d’éclairage et de chauffage un contrat de concession du service public de la distribution de l’électricité sur son territoire pour une durée de quarante ans par contrat de concession du 17 décembre 1923, entré en vigueur le 9 janvier 1924. Les Parties avaient également conclu le même jour une convention pour l’éclairage public prévoyant, au titre des conditions tarifaires, la fourniture à la ville par le concessionnaire d’une gratuité partielle d’électricité au regard des besoins constatés en 1923. Electricité de France (EDF) a ensuite été substituée à cette société, comme titulaire du contrat de concession, par application de la loi du 8 avril 1946 portant nationalisation et création d’un monopole pour le transport et la distribution de l’électricité en France. Par la suite, c’est la société ErDF, devenue Enedis, qui s’est elle-même substituée à la société EDF au titre de la mission de distribution d’électricité.

Par un avenant au contrat de concession du 29 mai 1952, approuvé par le préfet le 27 mars 1953, adopté dans un contexte de rénovation de l’éclairage public et d’augmentation de sa puissance, les parties ont décidé « d’annuler » la convention d’éclairage public du 17 décembre 1923 et d’intégrer notamment les avantages tarifaires consentis dans l’article 12 du cahier des charges modifié. Cet avenant prévoyait ainsi que la commune qui « s’engage à prendre au concessionnaire toute l’énergie électrique nécessaire à ses services » bénéficierait d’une réduction de 20 à 25 % sur le tarif applicable aux particuliers pour l’éclairage des voies publiques et des bâtiments communaux. Il était également prévu par l’avenant que la ville de Douai bénéficierait de 105 000 kwh gratuits pour l’année 1952 avec une augmentation de 700 kwh par année à compter de 1953 et dans la limite de 25% de l’énergie totale fournie pour l’éclairage public. 

Le concessionnaire a cessé, à compter de l’expiration de la concession le 9 janvier 1964, d’appliquer les remises tarifaires susmentionnées à la commune de Douai. Ladite commune a alors demandé à Electricité de France, puis au Tribunal administratif de Lille, que lui soit versée la somme de 10 479 853 euros, calculée à compter de l’année 1984 (la raison de ce choix ne résulte pas clairement de l’arrêt) au titre des remises non appliquées. Le Tribunal administratif de Lille a rejeté ces demandes dans un jugement du 23 mai 2016 contre lequel la commune a interjeté appel devant la CAA de Douai.

La Cour administrative de Douai confirme le jugement de première instance au terme d’un arrêt particulièrement intéressant quant aux méthodes mises en œuvre par le juge pour interpréter la convention.

Le cœur du débat portait en effet sur l’identification des règles applicables dans le temps, aucune des parties ne semblait en effet en mesure de retracer avec certitude la succession des avenants et autres actes contractuels adoptés.

Pour identifier ces règles, le juge administratif procède à une analyse fine de l’ensemble des actes à sa disposition (notamment une délibération adoptée par la commune concomitamment à l’engagement de négociations portant sur l’élaboration d’un nouveau contrat de concession ou encore les échanges de courriers qui lui ont été produits par les parties) et se réfère à la « commune intention des parties » qui n’était pas, selon lui, « de maintenir les avantages tarifaires antérieurement consentis au-delà du 9 janvier 1964 ».

On relèvera en outre que dans le cadre de ce travail de reconstitution du cadre contractuel applicable au fil du temps, la CAA de Douai a prononcé une mesure d’instruction destinée à obtenir la communication par la commune de Douai de la convention qui serait entrée en vigueur à compter de 1964, mais sans succès.

Le juge se réfère également, à la « pratique constante » des Parties pour corroborer l’analyse de ce qu’il estime pouvoir faire de leur commune intention. Et, pour conclure à l’inapplicabilité des dispositions dont se prévalait la commune, le juge constate que ces avantages ont été abandonnés au profit d’autres avantages consentis à la collectivité.

Au final, la CAA donne raison à la société EDF et estime que l’avantage tarifaire dont la privation faisait l’objet de la demande indemnitaire présentée par la commune n’était pas dû par la société concessionnaire, d’autres mécanismes tarifaires ayant, au fil du temps, été intégrés dans le contrat et s’étant substitué audit mécanisme.

Cet arrêt témoigne enfin de l’importance de réaliser, préalablement à toute renégociation d’un contrat de concession, à un audit exhaustif des obligations contenues, dans le cahier des charges et ses annexes en premier lieu, mais également dans l’ensemble des conventions qui s’y ajoutent. Selon les territoires en effet un certain nombre d’obligations, importantes pour l’autorité concédante peuvent figurer dans ces actes annexes.

Par arrêté en date du 27 septembre 2018, le Ministre de la transition écologique et solidaire et le Ministre de l’action et des comptes publics ont fixé, pour l’année 2018, la contribution due par les gestionnaires des réseaux publics de distribution pour le financement des aides aux collectivités pour l’électrification rurale.

Le principe de cette contribution est fixé par l’article L. 2224-31 I bis du Code général des Collectivités Territoriales qui prévoit qu’« il est dû par les gestionnaires des réseaux publics de distribution une contribution, assise sur le nombre de kilowattheures distribués à partir des ouvrages exploités en basse tension l’année précédant celle du versement de la contribution. Le taux de cette contribution est fixé annuellement au début de l’exercice concerné par arrêté des ministres chargés du budget et de l’énergie après consultation du conseil mentionné à l’avant-dernier alinéa du I.». La contribution doit correspondre aux prévisions de dépenses et assurer l’équilibre du compte d’affectation spéciale « Financement des aides aux collectivités pour l’électrification rurale » (CAS-Facé), lequel retrace les aides versées aux Autorités Organisatrices de la Distribution d’Electricité pour le financement des travaux d’électrification en zone rurale dont elles assurent la maîtrise d’ouvrage.

Pour l’année 2018, et conformément à ces principes, les taux sont fixés aux montants suivants (art. 1er de l’arrêté) :

• 0,1891616 centime d’euro par kilowattheure pour les communes dont la population est supérieure à 2 000 habitants,
• 0,037832 centime d’euro par kilowattheure pour les communes dont la population est inférieure à 2 000 habitants.

On constatera que ces taux affichent une légère baisse par rapport à ceux qui avaient été fixés pour 2017 (à hauteur, respectivement de 0,191450 centime d’euro par kilowattheure pour les communes dont la population est supérieure à 2 000 habitants et à 0,038290 centime d’euro par kilowattheure pour les communes dont la population est inférieure à 2 000 habitants).

Par une décision en date du 3 octobre 2018, le Conseil d’Etat a annulé partiellement la décision conjointe du ministre en charge de l’économie et du ministre en charge de l’énergie du 28 juillet 2016 relative aux tarifs réglementés de vente de l’électricité (TRVE) en ce qu’elle est applicable à tous les consommateurs finals domestiques et non domestiques pour leurs sites souscrivant une puissance inférieure ou égale à 36 kilovoltampères.

Ce nouvel arrêt du Conseil d’Etat est la confirmation pure et simple de sa précédente décision du 18 mai 2018 (n° 413688 et 414656) qui, tout en admettant la légalité des TRVE, a annulé les tarifs adoptés par la décision du 27 juillet 2017 (cf. notre Focus de juin 2018).

Sur une nouvelle requête de l’Association Nationale des Opérateurs Détaillants en Energie (ANODE), la Haute juridiction a également été saisie de la légalité des tarifs qui se sont appliqués à compter du 1er août 2016 tels que résultant de la décision du 28 juillet 2016.

Or, la base juridique constituée des textes législatifs et réglementaires relatifs aux TRVE étant identique en 2016 et en 2017, le Conseil d’Etat a donc repris intégralement, dans la décision commentée, les considérants de sa décision du 18 mai 2018 précitée sur la légalité des TRVE au regard de la directive n° 2009/72/CE du Parlement Européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la directive 2003/54/CE.

Notamment, au considérant n° 31 de la décision commentée, le Conseil d’Etat conclut que :

« l’entrave à la réalisation d’un marché de l’électricité concurrentiel que constitue la réglementation tarifaire contestée est disproportionnée aux objectifs d’intérêt économique général invoqués pour la justifier en ce qu’elle ne prévoit pas un réexamen périodique de la nécessité de l’intervention étatique sur les prix de vente au détail et en ce qu’elle est applicable à tous les consommateurs finals, domestiques et non domestiques, pour leurs sites souscrivant une puissance inférieure ou égale à 36 kilovoltampères ».

Il en résulte pour le Conseil d’Etat que les dispositions applicables aux TRVE sont illégales au regard de la directive 2009/72/CE du 13 juillet 2009 précitée mais que cette illégalité n’affecte pas la décision du 28 juillet 2016 attaquée dans la mesure où elle a été prise pour une période d’un an au maximum.

Le Conseil d’Etat annule donc la décision du 28 juillet 2016 attaquée seulement en ce qu’elle est applicable à tous les consommateurs finals, domestiques et non domestiques pour leurs sites souscrivant une puissance inférieure ou égale à 36 kilovoltampères.

C’est le même raisonnement qui avait abouti à l’annulation par le Conseil d’Etat des tarifs adoptés par la décision du 27 juillet 2017.

A noter une différence avec la décision précédente du Conseil d’Etat en mai dernier, l’ANODE a soulevé plusieurs autres moyens d’annulation[1] à l’encontre de la décision du 28 juillet 2016 qui ont tous été écartés par le Conseil d’Etat.

Il appartient maintenant au législateur de se saisir de l’avenir des TRV d’électricité et de gaz. C’est l’objet du récent projet de loi relatif à la croissance et la transformation des entreprises, en cours de discussion au Parlement, qui prévoit de renvoyer au Gouvernement la définition d’un nouveau dispositif en l’autorisant à agir par voie d’ordonnance.

Dans cette attente, on rappellera que les TRVE, actuellement en vigueur depuis le 1er août 2018, résultent de plusieurs décisions du 27 juillet 2018 (cf. notre brève de septembre 2018).

[1] Absence de prise en compte des coûts des fournisseurs historiques, méconnaissance de l’article L. 337-6 du Code de l’énergie, abus de position dominante, existence de subventions croisées et atteintes au droit de propriété, à la liberté d’entreprendre de ces fournisseurs, au principe d’égalité devant les charges publiques.

Saisie par le ministre de la transition écologique et solidaire le 26 septembre 2018, la Commission de Régulation de l’Energie (« CRE ») a rendu un avis favorable sur un nouveau projet de décret en Conseil d’État relatif aux conditions d’achat de l’électricité cédée dans le cadre de l’Accès Régulé à l’Energie Nucléaire Historique (« ARENH »).

Pour rappel, ce dispositif introduit par la loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité permet aux fournisseurs alternatifs d’acheter, à un prix régulé, l’électricité produite par les centrales nucléaires historiques d’EDF.

Aux termes de l’article L. 336-10-2° du Code de l’énergie, « un décret en Conseil d’Etat, pris après avis de la Commission de régulation de l’énergie, précise (…) les conditions dans lesquelles la Commission de régulation de l’énergie calcule et notifie les volumes et propose les conditions d’achat de l’électricité cédée dans le cadre de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique en application du présent chapitre et les conditions dans lesquelles les ministres chargés de l’économie et de l’énergie arrêtent ces conditions d’achat ».

Dans ce cadre, la CRE a analysé un projet de décret visant, d’une part, à supprimer le guichet à mi-année de l’ARENH et, d’autre part, à instaurer un mécanisme de souscription progressive des volumes de l’ARENH sur une année, composé de trois guichets avec des seuils de souscription.

En 2016 et 2017, le guichet à mi-année a permis aux fournisseurs alternatifs d’opérer des arbitrages dans leur achat en électricité entre l’ARENH et le marché de gros, en raison notamment de hausses importantes des prix sur le marché de gros pendant cette période.

La CRE, dans son rapport d’évaluation du dispositif du 18 janvier 2018, ainsi que la Cour des comptes dans un référé du 22 décembre 2017 portant sur l’évaluation de la mise en œuvre de l’ARENH, avaient relevé que la « conformité avec l’esprit du dispositif » de l’ARENH de ces arbitrages opérés par les fournisseurs alternatifs devait être questionnée.

Le projet de décret soumis à l’avis de la CRE satisfait donc à ces recommandations, sous trois réserves liées à la possibilité de faire évoluer les seuils des guichets et à deux composantes de la référence de prix visant à juger l’attractivité du prix des marchés de gros vis-à-vis du prix de l’ARENH.

La CRE relève toutefois, dans la délibération commentée, que les gestionnaires de réseaux peuvent eux-aussi opérer des arbitrages, entre marché de gros et ARENH, pour la gestion de leurs pertes techniques, et que ces arbitrages devraient eux-aussi être limités.

Par ailleurs, la CRE rend également, dans la délibération commentée, un avis favorable sur les autres dispositions du projet de décret portant sur le traitement des volumes d’ARENH demandés aux guichets antérieurs, ainsi que, à une seule réserve, sur la modification de la méthodologie de calcul des compléments de prix dans les conditions des articles R. 336-33 et suivants du Code de l’énergie.

L’autoconsommation (souvent associée ou confondue avec l’autoproduction) se place progressivement comme une solution permettant à la fois de promouvoir les énergies renouvelables mais aussi de préparer les acteurs à la décentralisation du système électrique français.

Elle implique chaque acteur du système électrique à des degrés divers.

Perspective nouvelle pour les consommateurs, celle de l’autosuffisance électrique, l’autoconsommation est également un nouveau débouché pour les producteurs d’électricité. Pour les propriétaires et gestionnaires des réseaux publics d’électricité, elle constitue un défi financier et technique, alors que les pouvoirs publics en ont fait une de leurs priorités en matière de politique énergétique nationale et locale.

Si seulement 20.000 autoconsommateurs ont été compatibilisés à la fin de l’année 2017, leur développement à plus grande échelle n’est sans nul doute qu’à ses débuts.

Avant d’entrevoir le régime juridique qui s’applique à l’autoconsommation ainsi que ses perspectives d’évolution, revenons tout d’abord sur les conditions qui ont permis son essor en France.

• Les deux initiatives en faveur du développement de l’autoconsommation

C’est le Législateur a qui donné la première impulsion par la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte.

Par cette loi, le Gouvernement s’est vu autoriser à prendre par ordonnance toute mesure relevant du domaine de la loi afin « de mettre en place les mesures nécessaires à un développement maîtrisé et sécurisé des installations destinées à consommer tout ou partie de leur production électrique, comportant notamment la définition du régime de l’autoproduction et de l’autoconsommation, les conditions d’assujettissement de ces installations au tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution d’électricité et le recours à des expérimentations » (cf. article 119 la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 précitée).

Sur ce fondement, le cadre juridique de l’autoconsommation a été instauré par l’ordonnance n° 2016-1019 du 27 juillet 2016 relative à l’autoconsommation, dont les dispositions sont codifiées aux articles L. 315-1 et suivants du Code de l’énergie.

Cette ordonnance a ensuite été ratifiée en 2017[1] et ses modalités d’applications ont été précisées la même année par un décret n° 2017-676 du 28 avril 2017[2], dont les dispositions sont codifiées aux articles R. 315-1 et suivants du Code de l’énergie.

Concomitamment, l’ordonnance n° 2016-1059 du 3 août 2016 relative à la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables a également remis à plat les dispositifs existants de soutien à la production d’électricité à partir de sources d’énergies renouvelables.

Désormais, un producteur d’électricité est, d’une part, autorisé à consommer sa propre production d’électricité (la plupart du temps d’origine renouvelable pour le domestique), et d’autre part, à bénéficier d’un tarif lié à une obligation d’achat ou d’une prime de rémunération pour la part d’électricité qu’il ne souhaite pas consommer lui-même.

La deuxième impulsion en faveur de l’autoconsommation résulte des appels d’offres expérimentaux de l’Etat portant sur la réalisation et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables en autoconsommation.

Ils visent à atteindre les objectifs de la France en matière de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables tels qu’inscrits dans la programmation pluriannuelle des investissements (PPI).

L’arrêté du 24 avril 2016 relatif aux objectifs de développement des énergies renouvelables a fixé la date de lancement au 31 décembre 2016, ainsi que le calendrier indicatif, des appels d’offres qui portent sur un volume total de 150 MW annuel sur 3 ans avec 9 périodes de candidature.

La première période a été attribuée à 145 projets le 11 décembre 2017[3]. Depuis lors, les deuxième, troisième et quatrième périodes ont été attribuées en janvier, mai et septembre 2018. La cinquième période de l’appel d’offres est encore ouverte jusqu’au 21 janvier 2019[4].

• La distinction entre autoconsommation individuelle et collective

D’une part, l’autoconsommation « individuelle » consiste à ce qu’un producteur (ou autoproducteur) consomme « lui-même et sur un même site tout ou partie de l’électricité produite par son installation », que cette électricité soit consommée « instantanément » ou « après une période de stockage », en vertu de l’article L. 315-1 du Code de l’énergie.

D’autre part, l’autoconsommation « collective » concerne un ou plusieurs producteurs et consommateurs liés, aux fins de produire et de consommer de l’électricité entre eux, par la création d’une personne morale commune, responsable de l’opération.

Point de rigidité pour l’autoconsommation collective, les points de soutirage (pour les consommateurs) et d’injection (pour les producteurs) doivent obligatoirement être « situés en aval d’un même poste public de transformation d’électricité de moyenne en basse tension » (appelé aussi « poche de réseau ») en vertu de l’article L. 315-2 du Code de l’énergie.

On verra d’ailleurs que le régime de l’autoconsommation collective est plus contraignant, comme en témoigne les obligations selon lesquelles la quantité d’électricité autoconsommée ne doit pas excéder celle produite, et l’électricité produite doit être affectée selon la consommation mesurée de chacun des consommateurs participants (cf. article D. 315-4 du Code de l’énergie).

Pour autant, quelle que soit la situation, le régime juridique de l’autoconsommation s’écarte des régimes applicables aux « réseaux fermés de distribution d’électricité » (cf. notre brève de janvier 2017) ou aux « réseaux intérieurs des bâtiments » (cf. nos brèves de janvier et juin 2018).

En effet, il ressort des particularités de son régime juridique qu’une opération d’autoconsommation doit nécessairement être raccordée aux réseaux publics de distribution d’électricité.

• L’articulation entre autoconsommation et réseaux publics de distribution d’électricité

S’agissant des participants à une opération d’autoconsommation, ceux-ci doivent s’adresser au gestionnaire du réseau de distribution d’électricité (GRD) compétent préalablement à la mise en service de l’opération (cf. article L. 315-7 du Code de l’énergie).

Ils sont également assujettis à certaines obligations à l’égard du GRD. 

En cours d’exploitation, le ou les participant(s) à une opération d’autoconsommation ont l’obligation de céder le surplus d’électricité produite à titre gratuit au GRD[5], lorsque ce surplus n’est pas vendu à des tiers via une obligation d’achat ou dans le cadre d’un complément de rémunération ou encore sur le marché (cf. article L. 315-5 du Code de l’énergie).

Enfin, pour les opérations d’autoconsommation collective, le responsable de l’opération doit indiquer au GRD de quelle manière la production autoconsommée est répartie entre les consommateurs impliqués, par un coefficient de répartition ou une méthode de calcul (cf. articles L. 315-4 et D. 315-6 du Code de l’énergie).

S’agissant du GRD, celui-ci doit lui-aussi respecter des obligations particulières à l’égard des autoproducteurs, notamment en situation d’autoconsommation collective.

Le GRD a aussi pour obligation de mettre en œuvre les dispositifs nécessaires pour le bon fonctionnement de l’autoconsommation suivants :

• les dispositifs de comptage électrique pour l’autoconsommation collective (cf. article D. 315-3 du Code de l’énergie) ;
• les formulaires pour les déclarations d’autoconsommation individuelle et collective (cf. article D. 315-11 du Code de l’énergie) ;
• les modalités de traitement des demandes d’autoconsommation collective (cf. article D. 315-8 du Code de l’énergie) ;
• le calcul de la quantité d’électricité consommée auprès d’un fournisseur pour compléter l’alimentation électrique d’un consommateur en situation d’autoconsommation collective (cf. articles L. 315-4 et D. 315-7 du Code de l’énergie).

Enfin, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) participe également à l’articulation entre l’autoconsommation et réseaux publics de distribution d’électricité.

La CRE doit ainsi fixer le tarif particulier qui s’applique aux participants à une opération d’autoconsommation collective pour leur utilisation des réseaux publics de distribution d’électricité (cf. article L. 315-3 du Code de l’énergie).

Ce tarif s’applique aux « installations de productions d‘électricité », dont la puissance est inférieure à 100 kW, entendue comme « l’ensemble des installations appartenant à un même producteur participant à l’opération d’autoconsommation collective » (cf. article D. 315-2 du Code de l’énergie).

Concrètement, la CRE a donc intégré l’autoconsommation, en distinguant le traitement de l’autoconsommation collective et individuelle, au sein des tarifs existants d’utilisation des réseaux publics d’électricité dans les domaines de tension HTA et BT (« TURPE HTA BT »).

C’est le cas depuis le « TURPE 4 », qui fût applicable du 1er janvier 2014 à fin janvier 2017, de même que sur la période tarifaire en cours du « TURPE 5 », dont la prise en compte de l’autoconsommation a été modifiée récemment par une délibération du 7 juin 2018 et entrée en vigueur depuis le 1er août dernier[6].

• L’articulation entre autoconsommation et tarifs réglementés de vente d’électricité

La CRE a proposé d’adapter les modalités de fixation des tarifs réglementés de vente d’électricité[7] afin que le TURPE associé aux soutirages autoproduits soit facturé aux participants à une opération d’autoconsommation collective.

En d’autres termes, la proposition visait à résoudre le cas où, un participant à une opération d’autoconsommation collective ayant souscrit une offre de fourniture d’électricité pour compléter son alimentation en électricité, le fournisseur d’électricité ne peut facturer à ce client que l’électricité qu’il lui a fournie et non la part autoproduite de sa consommation.

Cette proposition de la CRE a été suivie par le Ministre de la transition écologique et solidaire et le Ministre de l’économie et des finances dans leurs deux décisions conjointes du 27 juillet 2018 relatives aux tarifs réglementés de vente[8].

Désormais, les différents tarifs réglementés de vente entrés en vigueur depuis le 1er août 2018 intègrent une majoration de l’abonnement pour les consommateurs participant à une opération d’autoconsommation individuelle avec injection, ainsi qu’un prix pour les flux autoproduits des consommateurs participant à une opération d’autoconsommation.

• Perspectives d’évolution du régime juridique de l’autoconsommation

L’autoconsommation collective devrait prochainement couvrir un champ d’application plus large afin d’intéresser davantage de producteurs et de consommateurs d’électricité.

Il est indéniable que l’autoconsommation collective peut intéresser un plus grand nombre de consommateurs que l’autoconsommation individuelle, notamment dans les secteurs industriels, agricoles ou encore tertiaires (comme les centres commerciaux), et en particulier en cas d’opérations d’urbanisme de grande envergure.

C’est pourquoi un élargissement de son champ d’application est déjà envisagé dans le cadre d’un amendement au projet de loi relatif à la croissance et la transformation des entreprises (dit projet de loi « PACTE ») actuellement en cours de discussion au Parlement.

Cet amendement, adopté par l’Assemblée nationale en première lecture, prévoit de mettre fin à la limite du périmètre d’une même opération d’autoconsommation collective au seul poste de distribution publique auquel il est raccordé, par un critère de proximité géographique défini par arrêté du ministre chargé de l’énergie, après avis de la CRE, et cela à titre expérimental pendant une période de cinq ans.

Cette suppression a également été préconisée par la CRE[9].

Le cadre juridique de l’autoconsommation reste également à parfaire.

Comme le suggère la CRE dans sa délibération n° 2018-027 du 15 février 2018 portant orientations et recommandations sur l’autoconsommation[10], plusieurs points méritent encore d’être précisés.

Il en va ainsi des conditions de raccordement, des modalités de déclaration, des compteurs communicants d’électricité chez les autoproducteurs, du nombre de contrats à conclure en autoconsommation individuelle, ou encore des règles de répartition de la production en autoconsommation collective.

Ce sont ces différents éléments de perspective qui, d’un point de vue juridique, sont envisagés à ce jour pour que l’évolution du droit puisse contribuer encore davantage au développement de l’autoconsommation, source importante de développement des énergies renouvelables.

Maxime GARDELLIN, Avocat à la cour et Marie-Hélène PACHEN-LEFÈVRE, Avocat Associé

[1] Cf. 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

[2] Cf. Décret n° 2017-676 du 28 avril 2017 relatif à l’autoconsommation d’électricité et modifiant les articles D. 314-15 et D. 314-23 à D. 314-25 du Code de l’énergie

[3] Communiqué de presse du ministère de la transition écologique et solidaire « Dans le cadre du Sommet sur le Climat « One Planet Summit », Nicolas Hulot accélère le développement de l’énergie solaire et de l’autoconsommation », 11 décembre 2017.

[4] Cf. site de la CRE : https://www.cre.fr/Documents/Appels-d-offres/Appel-d-offres-portant-sur-la-realisation-et-l-exploitation-d-Installations-de-production-d-electricite-a-partir-d-energies-renouvelables-en-auto.

[5] Pour les seules installations de production d’électricité dont la puissance installée maximale est de 3 kilowatts en vertu des articles L. 315-5 et D. 315-10 du Code de l’énergie.

[6] Cf. délibération de la CRE du 7 juin 2018 portant décision sur la tarification de l’autoconsommation, et modification de la délibération de la CRE du 17 novembre 2016 portant décision sur les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité dans les domaines de tension HTA et BT, faisant suite à la consultation publique n°2018-003 lancée le 15 février 2018 relative à la prise en compte de l’autoconsommation dans la structure du TURPE HTA-BT et des tarifs réglementés de vente.

[7] Cf. Consultation publique n°2018-003 lancée le 15 février 2018 relative à la prise en compte de l’autoconsommation dans la structure du TURPE HTA-BT et des tarifs réglementés de vente.

[8] Cf. Décision du 27 juillet 2018 relative aux tarifs règlementés de vente de l’électricité applicables aux consommateurs non résidentiels en France métropolitaine continentale et décision du 27 juillet 2018 relative aux tarifs réglementés de vente de l’électricité applicables aux consommateurs résidentiels en France métropolitaine continentale.

[9] Cf. Délibération n° 2018-027 du 15 février 2018 portant orientations et recommandations sur l’autoconsommation.

[10] Faisant suite à une conférence organisée en septembre 2017, à de plusieurs ateliers jusqu’à la mi-octobre 2017 et d’appels à contributions sur un site internet dédié (cf. notre brève sur le sujet du 9 novembre 2017).