Une cliente avait souscrit un premier contrat en novembre 2016 avec un fournisseur d’électricité qui prévoyait des tarifs fixes pour l’abonnement et les consommations d’électricité. A la suite du rachat de ce fournisseur d’électricité, l’acquéreur avait proposé à celle-ci, le 8 novembre 2017, une nouvelle offre avec une réduction de 10% par rapport au tarif réglementé sur le prix hors taxes du kWh. Cette dernière avait accepté la nouvelle offre dans la mesure où le contrat garantissait un prix fixe.

Les deux premières factures ont été établies conformément aux prix prévus contractuellement, mais la cliente a vu le montant de ses factures augmenter à partir du 1^er février 2018. Elle a donc saisi le Médiateur de l’énergie.

Ce dernier s’est livré à une analyse du contrat en cause et a constaté que, nonobstant la mention d’un prix fixe, les grilles de prix des deux offres souscrites successivement prévoyaient toutes deux un prix fixe pour les consommations en kWh (« hors évolution des impôts, taxes et contributions de toute nature »), mais indexé concernant l’abonnement, dans la mesure où son prix est aligné sur le tarif réglementé de vente de l’électricité. 

Le médiateur de l’énergie considère que dès lors que les tarifs réglementés évoluant régulièrement sur décision des pouvoirs publics, le fournisseur était fondé à répercuter cette évolution dans sa facturation.

En revanche, il considère que le fournisseur « devrait corriger l’information qui accompagne son “ Offre Electricité verte ”, qui, de par son contenu ambiguë, […] a laissé croire que les prix fixes garantis concernaient aussi l’abonnement ».

R et Mme R (ci-après, les « requérants ») ont adressé à la société Enedis, par une lettre du 4 août 2015, une demande de modification du raccordement de leurs installations pour passer d’un raccordement de type C3 à un raccordement de type C5.

Le 19 août 2015, la société Enedis a communiqué aux requérants une proposition de raccordement en se fondant sur la version 4 du barème pour la facturation des raccordements au réseau public de distribution d’électricité concédé à ERDF.

Les requérants ayant jugé la proposition de la société Enedis excessive. ils ont donc saisi le comité de règlement des différends et des sanctions (ci-après, le « Cordis ») d’une demande tendant notamment à ce qu’il constate que la société Enedis avait rompu l’égalité devant les charges publiques par le caractère excessif du montant des travaux de raccordement envisagés. Les requérants ont également conclu à la condamnation de la société Enedis au titre des préjudices qu’ils estimaient avoir suivi. Enfin, les requérants demandaient au Cordis d’ordonner à la société Enedis la modification des propositions techniques et financières relatives à leur demande de raccordement.

Avant de se prononcer au fond, le Cordis rappelle les dispositions de l’article L. 134-19 du Code de l’énergie. Il juge ainsi qu’il ne suffit pas qu’un différend oppose un gestionnaire de réseau à un utilisateur pour que le comité soit compétent pour le trancher. Le Cordis poursuit en jugeant qu’une demande de constat d’une méconnaissance de l’obligation d’égalité devant les charges publiques a pour objet de mettre en œuvre la responsabilité sans faute de la personne publique, notamment du fait des lois ou du fait de décisions administratives régulières, en vue d’obtenir réparation d’un préjudice et qu’il ne lui appartient pas, au titre des dispositions précitées du Code de l’énergie, fondant la compétence du Cordis, de statuer sur les demandes tendant à la réparation d’un préjudice.

Le Cordis rejette donc pour incompétence les demandes des requérants tendant à la condamnation de la société Enedis au titre d’une rupture d’égalité devant les charges publiques. Il se reconnaît néanmoins compétent pour apprécier la demande tendant à ce qu’il soit ordonnée à la société Enedis la modification des propositions techniques et financières relatives à la demande de raccordement des requérants.

Le Cordis commence alors par rappeler qu’au titre de l’article L. 342-8 du Code de l’énergie, « lorsque le gestionnaire du réseau public de distribution est le maître d’ouvrage des travaux, les principes généraux de calcul de la contribution qui lui est due sont arrêtés par l’autorité administrative sur proposition de la Commission de régulation de l’énergie. Ils peuvent prendre la forme de barèmes. Les barèmes de raccordement, établis par chaque gestionnaire de réseau de plus de 100 000 clients, sont soumis à l’approbation de la Commission de régulation de l’énergie ».

Il rappelle ensuite qu’au titre de l’arrêté du 28 août 2007 fixant les principes de calcul de la contribution mentionnée aux articles 4 et 18 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité, chaque gestionnaire de réseau public de distribution établit un barème de raccordement qui entre en vigueur trois mois après son approbation par la Commission de régulation de l’énergie.

En l’espèce, le Cordis relève que la société Enedis avait appliqué la version 4 du barème de raccordement fut ce à la demande des requérants du 4 août 2015. Or, il relève que ce barème avait été approuvé par la Commission de régulation de l’énergie le 8 juillet 2015 et n’entrait en vigueur qu’à compter du 8 octobre 2015. Il en conclut que c’est donc la version 3 de ce barème qui aurait dû être appliquée à la demande de raccordement des requérants.

En conséquence, le Cordis fait droit à la demande des requérants sur ce point et ordonne à la société Enedis de communiquer une proposition technique et financière, en application de l’article 14 de son barème de raccordement, version 3, pour la modification du raccordement de leurs installations.

Publiés au Journal Officiel de la République française du 31 juillet 2018, le Ministre de la transition écologique et solidaire et le Ministre de l’économie et des finances ont pris conjointement trois décisions par lesquelles ils fixent les tarifs réglementés de vente de l’électricité (ci-après les « TRVE ») : 

–       La décision du 27 juillet 2018 relative aux tarifs règlementés de vente de l’électricité applicables aux consommateurs non résidentiels en France métropolitaine continentale ;

–       La décision du 27 juillet 2018 relative aux tarifs réglementés de vente de l’électricité applicables aux consommateurs résidentiels en France métropolitaine continentale ;

–       La décision du 27 juillet 2018 relative aux tarifs réglementés de vente de l’électricité Jaunes et Verts applicables aux consommateurs en France métropolitaine continentale.

Ces trois décisions tarifaires font suite à la décision du Conseil d’Etat  du 18 mai 2018, Société Engie et Association nationale des opérateurs détaillants en énergie, (n°413688 et 414656) – portant sur l’annulation partielle des TRVE jusqu’alors applicables – et à la proposition de la Commission de régulation de l’énergie du 12 juillet 2018 conformément à l’article L. 337-4 du Code de l’énergie (cf. notre Focus du 7 juin 2018 sur le sujet).

Par la décision du Conseil d’Etat du 18 mai 2018 précitée, les TRVE jusqu’alors applicables ont été annulés au motif que la décision dans laquelle ils étaient fixés « est applicable à tous les consommateurs finals, domestiques ou non domestiques, pour leurs sites souscrivant une puissance inférieure ou égale à 36 kilovoltampères » (cf. CE, 18 mai 2018, Société Engie et Association nationale des opérateurs détaillants en énergie, n° 413688 et 414656).

Les décisions tarifaires commentées se déclinent désormais en trois catégories de consommateurs finals : (i) les consommateurs domestiques, (ii) les consommateurs non-domestiques, ces derniers étant visés à l’article L. 337-7 du Code de l’énergie, et (iii) les consommateurs bénéficiant encore des tarifs réglementés « Jaunes » ou « Verts » visés à l’article L. 337-9 du Code de l’énergie.

Surtout, la décision portant sur les TRVE applicables aux non résidentiels précise que les options tarifaires proposées sont en voie d’extinction « pour les sites non résidentiels appartenant à une grande entreprise », et cela en application de la décision du Conseil d’Etat précitée.

C’est également le cas pour les sites non résidentiels appartenant à une grande entreprise s’agissant des deux options tarifaires applicables aux tarifs réglementés de vente dits « Verts », en voie d’extinction par application de la décision du Conseil d’Etat précitée.

Et, aux termes des articles 2 respectifs des décisions portant sur les TRVE applicable aux non résidentiels et aux tarifs « Jaunes » et « Vert » : « on entend par grande entreprise toute entreprise répondant aux critères d’une grande entreprise au sens du décret n° 2008-1354 du 18 décembre 2018 relatif aux décrets permettant de déterminer la catégorie d’appartenance d’une entreprise pour les besoins de l’analyse statistique et économique ».

Enfin, ces trois décisions tarifaires sont entrées en vigueur depuis le 1^er août 2018.

Dans une recommandation en date du 23 juillet 2018, publiée le 21 août dernier, le Médiateur National de l’Energie a rappelé les obligations qui pèsent sur le concessionnaire de la distribution publique d’électricité à l’égard des parties communes d’un immeuble lorsqu’il réalise des travaux de rénovation de la colonne montante électrique de l’immeuble.

Le Médiateur National de l’Energie était saisi par une copropriété dont les parties communes avaient été endommagées par le concessionnaire de la distribution publique d’électricité à l’occasion de travaux de rénovation, menés par ce-dernier, sur la colonne montante électrique de l’immeuble.

Le concessionnaire ayant refusé de réparer les dommages causés, la copropriété a saisi le Médiateur National de l’Energie.

Dans sa recommandation, celui-ci souligne que lorsque le concessionnaire procède à la rénovation d’une colonne montante ; « il ne doit en résulter aucun préjudice pour la copropriété : les lieux doivent être remis dans un état aussi proche que possible de leur état antérieur aux travaux et le respect d’une norme ne peut être invoqué pour justifier une atteinte à ce principe au prétexte que les ouvrages existants doivent être déviés ou refaits selon d’autres technique ».

Après avoir constaté, photographies à l’appui, que les murs de la cage d’escalier avaient été laissés dans un état dégradé par apport à leur état antérieur, le Médiateur recommande au gestionnaire du réseau de distribution d’électricité de « se rapprocher de la copropriété pour déterminer avec ses représentants les finitions à réaliser à ses frais ainsi que leurs modalités d’exécution ». Il rappelle également le principe général selon lequel « chaque fois qu’il est procédé à la rénovation, au remplacement ou au renforcement d’une colonne montante en concession, [il ne doit] résulte(r) de ces travaux aucune atteinte à l’état antérieur des lieux notamment lorsqu’ils impliquent un nouveau tracé ou le recours à d’autres technique ».

Ces conclusions sont à rapprocher d’une précédente recommandation en date du 29 juin 2017 (n° D2017-04232, commentée dans notre Lettre d’actualité juridique Energie et Environnement de février 2018), dans le cadre de laquelle le Médiateur National de l’Energie avait déjà formulé à l’égard du gestionnaire du réseau de distribution, la recommandation suivante « à chaque fois que la rénovation d’une colonne montante en concession sera décidée, de prendre à sa charge la totalité des travaux rendus indispensables, qu’ils portent sur la partie électrique ou le génie civil ». Dans cette affaire, le concessionnaire avait refusé de prendre à sa charge les travaux générés autour du renouvellement de la colonne, tels que dépose de coffrages, percements de planchers, pose de fourreaux, menuiserie et travaux de finition (enduits et peinture), estimant que ces frais incombaient à la copropriété. Le Médiateur National de l’Energie avait donné raison à la copropriété et invité le concessionnaire à prendre ces coûts en charge.

Par deux jugements rendus le 23 mai 2018, le Tribunal administratif de Nantes a apporté des précisions sur les termes T, B et E intervenant dans le calcul de la redevance d’investissement dite « R2 » prévue par les contrats de concession relatifs à la distribution publique d’électricité.

On rappellera, en effet, que les contrats de concession relatifs à la distribution publique d’électricité comportent une redevance R2 versée par le concessionnaire à l’autorité concédante en contrepartie des travaux réalisés sur le réseau de distribution publique d’électricité, et dans l’intérêt dudit réseau, sous maîtrise d’ouvrage publique (par l’autorité délégante ou ses collectivités adhérentes).

Cette redevance R2 est calculée par l’application d’une formule mathématique constituée de plusieurs termes et figure à l’annexe 1 du cahier des charges dans les contrats de concession établis sur la base du modèle négocié en 1992 par EDF et la Fédération Nationale des Collectivités Concédantes et des Régies.

Dans le cadre du premier litige soumis au Tribunal administratif de Nantes, c’est la question du terme T qui était en cause. Ce terme est contractuellement défini comme le « produit net des taxes municipales sur l’électricité sur le territoire de la concession, ayant fait l’objet de titres de recettes de l’autorité concédante l’année pénultième ; T ne peut toutefois être inférieur au produit net des taxes municipales sur l’électricité sur le territoire des communes rurales de la concession ». Le terme T vient en déduction de la formule de calcul, puisqu’il est soustrait aux autres termes.

On rappellera également que la taxe visée par le terme T est, actuellement, la taxe communale sur la consommation finale d’électricité (ci-après, TCCFE) mentionnée à l’article L. 2333-2 du Code Général des Collectivités Territoriales (ci-après, CGCT). Conformément à ce que prévoit l’article L. 5212-24 du CGCT, dans les communes et Etablissements Publics de Coopération Intercommunale (ci-après, EPCI) de moins de 2000 habitants ainsi que dans les communes de plus de 2000 habitants ayant délibéré en ce sens, cette taxe est perçue par le Syndicat exerçant la compétence d’Autorité Organisatrice de la Distribution d’Electricité (ci-après, AODE). En revanche, dans les commune de plus de 2000 habitants, sauf délibération contraire, la taxe est perçue et conservée par la commune, et ce, même si elle a transféré sa compétence d’AODE à un Syndicat et ne l’exerce donc plus. Dans l’hypothèse où c’est le Syndicat qui perçoit la taxe, il dispose de la possibilité d’en reverser une fraction à ses communes et EPCI membres. On précisera enfin que des dispositions similaires sont prévues par le CGCT au profit des Métropoles, des communautés urbaines, des communautés d’agglomération et des communautés de communes lorsque ce sont elles qui exercent la compétence d’AODE, et non un Syndicat.

Dans cette affaire, étaient en cause trois contrats de concession conclus par trois communes ayant, ensuite, transféré leur compétence d’AODE ainsi que les contrats afférant à Nantes Métropole. Cependant, ces trois communes, de plus de 2000 habitants, avaient, malgré le transfert de leur compétence d’AODE à Nantes Métropole, décidé de continuer à percevoir elle-même et de conserver la TCCFE correspondant à leur territoire.

Ne percevant aucun montant de TCCFE au titre de ces trois communes, Nantes Métropole avait décidé, au titre de la redevance R2 des années 2014 et 2015, de ne déduire de la redevance R2 aucune somme au titre du terme T. La société Enedis a contesté ce raisonnement et introduit des recours en annulation contre ces deux titres exécutoire auprès du Tribunal administratif de Nantes.

Dans son jugement du 23 mai 2018, le Tribunal administratif censure ce raisonnement en considérant que « le montant de la redevance R2 doit être calculé en déduisant du montant des investissements réalisés par l’autorité concédante le produit des taxes communales sur la consommation finale d’électricité recouvrées respectivement sur le territoire des communes de Nantes, Rezé et Indre, alors même que ces communes ont émis les titres de recette en vue du recouvrement de ces taxes et qu’elles en conservent le produit ».

Ce faisant, le Tribunal s’en tient à une lecture stricte et littérale du cahier des charges qui ne prend pas en compte la situation de l’AODE qui ne perçoit pas la TCCFE. Nantes Métropole est donc ici doublement lésée puisque non seulement elle ne perçoit pas la TCCFE qui est conservée par les communes, mais elle doit de surcroit déduire le montant – qu’elle ne perçoit pourtant pas – du montant de la redevance R2 que lui verse le concessionnaire. Pourtant, ce n’était sans doute pas l’esprit de la formule de calcul de cette redevance.

Dans le second jugement rendu le 23 mai 2018, ce sont les termes E et B de la redevance de concession qui étaient en cause.

Le terme E est défini par le contrat de concession comme « le montant total hors TVA en francs des travaux d’investissement sur les installations d’éclairage public, mandaté par les collectivités exerçant la maîtrise d’ouvrage de ces travaux l’année pénultième. / Ce montant est déterminé par un état dressé par l’autorité concédante explicitant la situation, la nature et le montant des travaux réalisés. (…) ». En application de la formule de calcul prévue contractuellement, seul 30% due montant total est intégré dans la redevance R2.

La société Enedis contestait tout d’abord la prise en compte dans le calcul du montant total du terme E de dépenses d’investissement relatives aux dispositifs de télécommande et de programmation du réseau d’éclairage public « au seul motif qu’elles seraient par nature dissociables du réseau de distribution électrique concédé ». Toutefois, le Tribunal rejette cette argumentation en soulignant que « les parties ont entendu intégrer une part des dépenses d’investissement effectuées par le concédant et se rapportant au réseau d’éclairage public dans le formule de calcul de la redevance R2 en raison de l’existence d’ouvrages d’éclairage public indissociables des ouvrages de distribution électrique, lesquels peuvent partager un même support ou un fil conducteur commun » et que « les parties ont contractuellement admis que le forfait de 30 % du total des dépenses d’investissement effectuées sur le réseau d’éclairage public est réputé ne concerner que des ouvrages indissociables du réseau de distribution électrique ». Autrement dit, une autorité concédante n’a pas à démontrer que des travaux réalisés sur le réseau d’éclairage public seraient indissociables du réseau de distribution électrique pour pouvoir les intégrer dans le terme E.

Le Tribunal rejette également l’argumentaire de la société Enedis qui soutenait que les coûts afférant à la pose de fourreaux nécessaires au fonctionnement du réseau d’éclairage public devaient être exclus du terme E. Le Tribunal considère que « compte tenu de la localisation précise de ces fourreaux et de leur proximité avec les ouvrages d’éclairage public, la société Enedis ne peut être regardée comme contestant sérieusement que ces fourreaux sont effectivement destinés au réseau d’éclairage public ».

Le Tribunal rejette encore l’argument de la société Enedis qui souhaitait que soient déduites du montant du terme E les coûts correspondant aux protections mécaniques des candélabres, le juge considérant que ces protections sont « des équipements accessoires de ces ouvrages destinés à réduire le risque de leur endommagement, et ainsi, à en prolonger la durée d’utilisation ».

En revanche, le Tribunal fait droit à la demande de la société Enedis en tant qu’elle porte sur la déduction du terme E des frais de maîtrise d’œuvre, de contrôle technique, de coordination sécurité et protection de la santé, dont la finalité n’aurait pas été justifiée par l’autorité concédante.

S’agissant des demandes présentées par la société Enedis sur le terme B, on rappellera que le terme B correspond au « montant total hors TVA en francs, mandaté au cours de l’année pénultième par les collectivités exerçant la maîtrise d’ouvrage, des travaux sur le réseau concédé financés en dehors des programmes aidés par le FACE ou de tout programme de péréquation répondant à la définition susvisée ».

En l’espèce, le juge fait droit à la demande présentée par la société Enedis en déduisant du montant du terme B certaines sommes dont Nantes Métropole n’aurait pas contesté qu’elles ne correspondaient pas « à des travaux dont elle a assuré la maîtrise d’ouvrage en qualité d’autorité concédante ». Ces travaux auraient, a priori, été réalisés sous la maîtrise d’ouvrage du concessionnaire. Le Tribunal décide donc de défalquer ces sommes du montant du terme B.

La loi n° 2018-727 du 10 août 2018 pour un Etat au service d’une société de confiance, dont la mesure phare consiste dans l’instauration d’un « droit à l’erreur » et dont l’ambition plus globale consiste à simplifier et alléger différents pans du droit, comporte notamment un volet intéressant le droit de l’énergie.

D’abord, de nombreuses dispositions sont introduites au sein du Code de l’énergie et du Code de l’environnement pour modifier et préciser tant les procédures de mise en concurrence préalable à la construction et à l’exploitation d’ouvrages éoliens en mer que les procédures de raccordement aux réseaux publics d’électricité desdites installations (art. 58 de la loi).

Ensuite, l’article 59 1° de la loi pour un Etat au service d’une société de confiance modifie l’article L. 323-11 du Code de l’énergie relatif au contrôle de la réalisation des travaux de construction des réseaux de transport et de distribution. En effet, celui-ci prévoit désormais que l’approbation des travaux par l’autorité administrative est requise uniquement pour la construction de lignes électriques aériennes dont la tension est supérieure à 50 kilovolts, mais n’est plus requise désormais pour « les ouvrages privés qui empruntent le domaine public », comme c’était le cas auparavant.

Par ailleurs, le même article 59 2° de la loi modifie l’article L. 342-2 du Code de l’énergie, qui portait auparavant sur le raccordement au réseau des producteurs d’énergie. Ainsi, l’article L. 342-2 du Code de l’énergie dispose désormais que : « Le producteur, ou le consommateur, peut faire exécuter, à ses frais et sous sa responsabilité, les travaux de raccordement sur les ouvrages dédiés à son installation par des entreprises agréées par le maître d’ouvrage mentionné à l’article L. 342-7 ou à l’article L. 342-8 et selon les dispositions d’un cahier des charges établi par ce maître d’ouvrage sur la base de modèles publiés par ce dernier ».  La disposition a donc ainsi vocation à permettre au maître d’ouvrage des travaux (à savoir le gestionnaire du réseau de transport et le gestionnaire du réseau de distribution) de déléguer la réalisation des travaux de raccordement des ouvrages dédiés à une installation déterminée, à l’exclusion donc des ouvrages dédiés à plusieurs utilisateurs ou producteurs.

Le nouvel article L. 342-2 du Code de l’énergie précise également que « La mise en service de l’ouvrage est conditionnée à sa réception par le maître d’ouvrage ». Ces ouvrages n’intègreront donc le réseau public qu’après avoir été contrôlés par le maître de l’ouvrage. Le même article renvoie à un décret pris après avis de la Commission de régulation de l’énergie, pour les modalités d’application de cet article. 

L’article 61 de la loi commentée concerne quant à lui les schémas de raccordement. On rappellera que ces schémas, institués par la loi n° 2010-788 du 12 juillet 2010 portant engagement national pour l’environnement, définissent les ouvrages à créer ou à renforcer pour atteindre les objectifs fixés par les schémas régionaux du climat, de l’air et de l’énergie en matière d’énergies renouvelables.

Ces schémas régionaux, actuellement, prévus par l’article L. 321-7 du Code de l’énergie, sont élaborés par le gestionnaire du réseau public de transport, en accord avec les gestionnaires des réseaux publics de distribution et après avis des autorités organisatrices de la distribution concernés dans leur domaine de compétence. Une fois élaboré, le schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables (ci-après le S3REnR) est soumis à l’approbation du préfet de région dans un délai de six mois suivant l’établissement du schéma régional du climat, de l’air et de l’énergie ou du schéma régional en tenant lieu.

Les dispositions réglementaires relatives à l’élaboration, à la modification et à la mise en œuvre des S3REnR ont fait l’objet de modifications successives ainsi que, pour certaines d’entre elles, d’une annulation par le Conseil d’Etat (voir notre brève dans la Lettre d’actualité Energie et Environnement du mois de juillet 2018).

L’article 61 I de la loi autorise le Gouvernement à prendre par ordonnance, dans les douze mois suivant la promulgation de la loi, soit jusqu’au 10 août 2019, des mesures « visant à simplifier la procédure d’élaboration et de révision des schémas régionaux de raccordement au réseau des installations de production d’électricité usant d’énergies renouvelables prévue à l’article L. 321-7 du code de l’énergie, afin d’accélérer l’entrée en vigueur de ces schémas, et mettre en cohérence les autres dispositions du même code ».

Le législateur entend ainsi, une nouvelle fois, retoucher au régime juridique des S3REnR, dans le but d’en faciliter l’édiction et la mise en œuvre.

Enfin, l’article 61 II de la loi modifie l’article L. 522-1 du Code de l’expropriation prévoit une procédure d’expropriation spéciale susceptible d’être mise en œuvre, en extrême urgence, par décret rendu après avis conforme du Conseil d’Etat, notamment lorsque l’exécution de certains types de travaux – limitativement énumérés – risque d’être retardée  par des difficultés tenant à la prise de possession d’un ou de plusieurs terrains non bâtis. L’article 61 II modifie ainsi la disposition précitée en ajoutant les travaux de construction « d’ouvrages des réseaux publics d’électricité » à la liste des travaux susceptibles de donner lieu à l’engagement de cette procédure d’expropriation exceptionnelle. L’analyse des travaux débats parlementaires révèle qu’étaient notamment visés par le législateur les difficultés d’implantation d’éoliennes terrestres.

En cette rentrée 2018, nombreuses sont les collectivités concédantes, autorités organisatrices de la distribution d’électricité (AODE), qui vont reprendre ou entamer des négociations en vue de renouveler leurs contrats de concession d’électricité, signés pour la grande majorité au cours des années 1990 pour des durées allant de 25 à 30 ans. De nombreux contrats viendront ainsi à échéance au cours des prochains mois.

Ces négociations s’inscriront – pour la quasi-totalité de ces AODE – dans un cadre national reposant sur un « modèle » de contrat de concession adopté conjointement, fin décembre 2017, par la Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR), France urbaine, Enedis et EDF[1]. Ce modèle national adopté vient clôturer près de deux ans de négociations entre les instances représentatives des autorités concédantes (FNCCR et France Urbaine) et les sociétés concessionnaires Enedis et EDF[2]. Il est assorti d’un accord-cadre conclu entre ces mêmes entités.

Diffusé en début d’année 2018 aux autorités concédantes, quelques-unes d’entre elles (celles dont les contrats étaient venus à expiration) ont d’ores et déjà renouvelé leur contrat en s’appuyant sur ce nouveau modèle, tandis que d’autres vont progressivement analyser ce nouveau modèle pour en comprendre les enjeux et envisager le renouvellement de leur contrat une fois celui-ci arrivé à son terme, voire de façon anticipée ainsi que les y incite l’accord-cadre susvisé.

Ce Focus de rentrée est donc l’occasion de présenter ce nouveau modèle de contrat de concession qui sera, dans les mois à venir, au cœur des négociations entre les autorités concédantes et leurs sociétés concessionnaires Enedis et EDF.

L’adoption d’un nouveau « modèle » de contrat de concession d’électricité

Jusqu’à présent les concessions l’électricité reposaient sur un « modèle » national élaboré en 1992, de manière conjointe entre la FNCCR et EDF (alors Etablissement public). Bien qu’ayant un caractère supplétif[3], ce modèle avait été adopté par la quasi-totalité des autorités concédantes de l’époque au gré du renouvellement de leurs contrats de concession entre 1992 et 1995. 

Ce modèle national avait été actualisé en 2007 afin de l’adapter avec les textes législatifs et réglementaires adoptés depuis 1992[4]. Cela étant, nombre d’AODE n’avaient pas procédé à cette mise à jour.

Ces dernières années ce modèle de 1992 était devenu pour certaines clauses obsolète au vu des nombreuses évolutions que le paysage français de l’énergie a connu ces dernières années (ouverture du marché à la concurrence de la fourniture d’électricité, changement de statut d’EDF, publication de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte, tarifs sociaux de l’énergie, chèque énergie…).

C’est dans ce contexte qu’après de longues négociations, la FNCCR, France urbaine, Enedis et EDF ont adopté, le 21 décembre 2017, un nouveau modèle de contrat de concession pour le service public du développement et de l’exploitation du réseau public de distribution d’électricité de la fourniture d’énergie électrique aux tarifs réglementés de vente. Ce nouveau modèle se compose précisément d’un accord-cadre quadripartite, d’un modèle de convention de concession, d’un modèle de cahier des charges et des modèles d’annexes à ce dernier. 

L’accord-cadre quadripartite qui accompagne ce nouveau modèle de contrat encourage une renégociation rapide et coordonnée des contrats en vigueur, soit dès 2018, avec pour objectif, dans la mesure du possible, que les contrats soient renouvelés selon le nouveau modèle en vue d’une entrée en vigueur au plus tard le 1er juillet 2021, et ce indépendamment de l’échéance contractuelle des contrats de concession en cours. Cela requerrait donc des AODE concernées par cette dernière situation de résilier leur contrat de concession et ses actes attachés, en cours d’exécution.

Le rôle déterminant des AODE dans les négociations et dans la définition des enjeux énergétiques des territoires

L’adoption de ce nouveau modèle ouvre ainsi la voie à de nombreuses renégociations de contrats de concession d’électricité qui devront être menées par les AODE.

Dans ce contexte, il est important de rappeler le rôle fondamental des AODE, propriétaires des réseaux de distribution d’électricité, en charge d’organiser ce service public local qui recouvre deux missions distinctes (distribution et fourniture) comme défini à l’article L.121-2 du Code de l’énergie.

L’article L. 2224-31 du Code général des collectivités territoriales (CGCT) fonde la compétence de ces AODE en précisant qu’en leur qualité d’autorités concédantes, elles négocient et concluent les contrats de concession. Le rôle des AODE dans les négociations est ainsi fondamental d’autant qu’elles ne disposent pas du choix du mode de gestion (en régie ou en concession) de leur service public ni, en l’état du monopole légal dont il dispose, du choix de leur gestionnaire de réseau, ni encore de la tarification de ces activités de service public, fixée nationalement.

Si la porte est étroite, les AODE, qui sont des communes, ou leurs établissements publics de coopération (syndicats intercommunaux ou mixtes – souvent à taille départementale – ou métropoles) ou encore des départements (seuls deux l’exerçant aujourd’hui) devront donc cerner avec attention les enjeux en matière de distribution d’électricité et de fourniture d’électricité sur leurs différents territoires et ne pas renoncer par avance à exercer ce pouvoir de discussion, inhérent à leurs missions d’AODE et à la liberté contractuelle qui est la leur comme pour toute collectivité locale.

Pour la plupart d’entre elles, ces enjeux sont maîtrisés, puisque les AODE sont très souvent investies dans leur mission d’autorité concédante et exercent le contrôle du bon accomplissement des missions de service public de leurs concessionnaires.

Ces AODE sont par ailleurs maître d’ouvrage de certains travaux sur le réseau de distribution dans les zones rurales, tandis que la maîtrise d’ouvrage des investissements sur le réseau est assurée par le concessionnaire, gestionnaire du réseau de distribution, en zone urbaine, les AODE conservant toutefois la maîtrise d’ouvrage des travaux d’enfouissement des réseaux pour des raisons dites esthétiques. Ou encore des spécificités ont pu être négociées par certaines AODE pour porter la maîtrise d’ouvrage de certains travaux.

Au vu de ce contexte, le modèle national constituera sans nul doute un document de référence sur lequel les AODE comme les concessionnaires pourront s’appuyer durant leurs négociations. Pour autant, le renouvellement de chaque contrat devra laisser place à des négociations locales[5] adaptées aux enjeux de chaque territoire.

De surcroît, ce modèle ne saurait être figé puisqu’il devra nécessairement s’adapter aux évolutions législatives et réglementaires encore à venir dans le secteur de la distribution et de la fourniture d’électricité aux tarifs réglementés de vente (on pense par exemple déjà au projet de loi portant évolution du logement, de l’aménagement et du numérique (ELAN) toujours en discussions au Parlement dont le projet issu du Sénat comporte des dispositions sur le sujet des colonnes montantes[6], aux offres de raccordement intelligentes[7]  ou encore à l’avenir des TRV d’électricité à la suite de l’arrêt du Conseil d’Etat du 18 mai 2018, Société Engie et Association nationale des opérateurs détaillants en énergie (Anode), n° 413688, 414656 (cf. notre commentaire dans la LAJEE n°40 – Juin 2018).

Une étape préalable indispensable à toute discussion : le bilan de fin du contrat de concession en cours

Si la négociation doit viser à aboutir à la rédaction d’un nouveau contrat de concession partagé entre l’autorité concédante et ses concessionnaires, qui sera la base d’une nouvelle relation contractuelle dans le cadre de laquelle le service concédé s’exécutera sur les prochaines années, elle ne doit pas faire oublier une étape préalable essentielle, celle de l’analyse critique de la concession en cours afin d’en dresser un bilan global au plan technique, juridique et financier.

Ce bilan global (qu’on appelle usuellement le bilan de fin de contrat) est l’étape indispensable pour déterminer le « T0 » du futur contrat. Il doit permettre à l’AODE d’identifier les forces et les faiblesses de son contrat de concession actuel en vue d’entamer de nouvelles négociations avec ses concessionnaires.

Le volet juridique du bilan de fin de contrat de concession devra ainsi comporter une analyse juridique des clauses importantes du contrat de concession (obligations des concessionnaires, fin de contrat) de manière à déterminer quels sont les sujets qui devront plus particulièrement faire l’objet de négociations avec les concessionnaires. Il établira les éventuelles difficultés survenues dans l’exécution de la concession pour les éviter à l’avenir. Il déterminera l’état de la répartition de la maîtrise d’ouvrage, dont la vision diverge parfois entre AODE et gestionnaire du réseau.

Au plan technique, le bilan devra dégager les forces et faiblesses en termes de patrimoine et de qualité du service (qualité de la desserte et des prestations du gestionnaire du réseau de distributeur, contenu de l’offre du fournisseur aux tarifs réglementés de vente…).

Enfin, le partage entre l’AODE et les concessionnaires d’un état des lieux financier de l’activité concédée, y compris un état comptable du patrimoine et des origines de son financement, outre le stock des provisions pour renouvellement, en fin de contrat constituent un point central dans les échanges en vue de la conclusion d’un contrat de concession équilibré entre autorité concédante et concessionnaires. Il en va également ainsi du niveau des redevances de concession et autres ressources de l’autorité concédante (« article 8 » du cahier des charges de concession au sens du modèle de 1992) issues du contrat de concession en cours, afin de les confronter aux flux financiers issus du nouveau modèle.

Les enjeux de négociation

Une fois l’analyse de l’existant et de l’état des lieux (forces et faiblesses) de la concession réalisée, l’AODE sera à même de déterminer les axes d’amélioration de la concession qu’elle attend, en cohérence avec les enjeux identifiés sur son territoire.

Naturellement, les évolutions du nouveau modèle national concernent largement ces enjeux. Les sujets de négociation sont de ce fait nombreux. Nous en énumèrerons quelques-uns, sans être exhaustives.

Il en va tout d’abord de la durée du contrat : compte tenu du régime dérogatoire du mode de financement de ces activités de service public d’une part, et de la circonstance que le modèle n’impose pas le retour gratuit des ouvrages concédés en fin de contrat d’autre part, cette durée pourrait être courte. Telle n’est pas la recommandation du nouveau modèle. Chaque AODE devra apprécier l’opportunité d’une durée courte, moyenne ou longue à l’aune des contreparties qui lui seront consenties dans cette négociation et de sa perception de l’évolution possible des enjeux de ces activités de service public dans le temps. Et une durée moyenne ou longue mériterait de porter une attention particulière aux modalités d’évolution de la concession afin de permettre de l’adapter dans le temps (clause de revoyure), de même qu’aux clauses de fin de contrat.

Le périmètre des ouvrages concédés et notamment les modalités d’inventaire des biens (bien de retour, biens de reprise et biens propres), leur valorisation au début, en cours et au terme du contrat et le suivi de leurs origines de financement sont également des sujets majeurs pour que les AODE conservent la maîtrise de cette activité concédée dont les ouvrages sont leur propriété. 

De plus, le modèle introduit des nouvelles dispositions intéressantes concernant les investissements au bénéfice de la concession. Les AODE auront donc à établir un Schéma Directeur des Investissements (SDI) décliné en Programmes Pluriannuels d’Investissements successifs (PPI) et Programmes annuels. Ce SDI constitue ainsi une avancée importante, il est vrai en contrepartie de l’abandon, proposée dans le nouveau modèle, de la constitution pour l’avenir de provisions pour renouvellement des immobilisations et du maintien, entre les mains du concessionnaire, de l’usage du stock des provisions pour renouvellement constituées. A minima, la gouvernance de ces SDI, PPI et Programmes annuels doit être discutée pour y faire une large place à la validation par l’AODE des choix d’investissements et y flécher, pour le sanctuariser, le stock des provisions pour renouvellement qui aura été acté pour demeurer acquis aux usagers qui les ont financées, ou encore pour en garantir le suivi de la bonne exécution et la capacité à sanctionner sa non-exécution.

Le sujet des données est un autre sujet de négociation fondamental, à l’heure de la transition et de la planification énergétiques et du développement des projets de production d’énergies renouvelables dans les territoires, sous maîtrise d’ouvrage publique (directe ou indirecte) comme privée. Sur ce point, le nouveau modèle comprend des dispositions relatives aux données qui doivent être mises à disposition par les concessionnaires à l’autorité concédante et utiles à l’exercice de leurs compétences qui renvoient à des accords à parfaire. Un travail ad hoc doit être mené par les AODE en fonction de leurs ambitions territoriales.

Un autre sujet important concerne évidemment la répartition de la maîtrise d’ouvrage des travaux à réaliser sur le réseau (développement, raccordement, enfouissement) selon les zones concernées et en tenant compte notamment de la réforme récente du dispositif d’aides à l’électrification rurale, ainsi que des évolutions à venir en matière d’usages (développement des énergies renouvelables, déploiement des bornes de recharge des véhicules électriques, etc.). Ce sujet est traité dans le modèle de cahier des charges (article 5), dans son Annexe 1 mais également dans l’accord-cadre national qui comporte de nouvelles propositions de répartition entre autorité concédante et concessionnaire. L’AODE devra ainsi apprécier si elle préfère le statu quo (maintien de son actuelle répartition de la maitrise d’ouvrage) ou une nouvelle répartition issue des propositions du nouveau modèle. Ce choix devrait pourtant pouvoir être librement discuté tant il porte sur l’exercice même du pouvoir d’autorité concédante et organisatrice de la distribution d’électricité.

Enfin, si la majorité des sujets de négociation concernent la mission de distribution d’électricité, l’AODE ne devra pas oublier de mener des négociations avec le concessionnaire en charge de la fourniture d’électricité aux tarifs réglementés de vente, mission qui fait partie intégrante du service public local de l’électricité tel que défini à l’article L.121-2 du Code de l’énergie. De ce point de vue, il pourrait être examinée l’opportunité d’élargir le contenu de l’offre de ce service public local en termes de prestations incluses et de niveau de qualité, afin que ce ne soit pas une offre à minima et donc en extinction, mais une offre dynamique visant à la maîtrise des factures (pilotage des usages, traitement de la précarité énergétique).

En définitive, ce nouveau modèle national de contrat de concession d’électricité doit d’abord offrir aux AODE l’opportunité de dresser un bilan éclairé de la concession en cours avant de décider des orientations souhaitées dans le nouveau contrat de concession, sans se précipiter.

Marie-Hélène PACHEN-LEFEVRE, Associée et Aurélie CROS, Avocate

[1] Cf. Communiqué de presse du 26 février 2018 par Territoire d’Energie (FNCCR): https://www.territoire-energie.com/article/electricite-nouveau-contrat-de-concession/ , Cf. communiqué de presse d’Enedis du 3 janvier 2018 https://www.enedis.fr/actualites/un-nouveau-modele-de-contrat-de-concession Cf. communiqué de presse de France Urbaine http://franceurbaine.org/cadre-concession-distribution-publique-fourniture-electricite-aux-tarifs-reglementes-vente-un-accord

[2] Cf. Article Les Echos paru le 21 juin 2016 : « Enedis et élus tentent de s’accorder sur leurs prochains contrats de concession »

[3] Cf. Instruction du 27 juillet 1993 relative à la révision des concessions de distribution publique d’énergie électrique. Projet de modèle de cahier des charges et de documents contractuels pour la concession à Electricité de France des distributions publiques d’énergie électrique 

[4] Ce document modèle dans sa version du 1er juillet 2007 est intitulé « Modèle de cahier des charges de concession pour le service public du développement et de l’exploitation du réseau de distribution d’électricité et de la fourniture d’énergie électrique aux tarifs réglementés ». Il a été mis à jour à la suite de la signature d’un Accord-cadre relatif à la mise à jour juridique du modèle de contrat de concession conclu par la FNCRR et EDF le 5 juillet 2007.  Cet accord-cadre incitait par ailleurs à la départementalisation des autorités concédantes : « Les parties ont, simultanément, retenu une évolution conventionnelle du modèle de 1992 du contrat de concession portant sur la départementalisation des autorités concédantes »

[5] Cf. l’Etude plus approfondie de Pierre Sablière : « Un nouveau modèle de cahier des charges pour la concession des distributions publiques d’électricité dans les trente ans à venir », Lexis Nexis – Energie – Environnement – Infrastructures n°7 – juillet 2018, étude 12

[6] Cf. Article 55 bis AA relatif aux colonnes montantes électriques du projet de loi (Texte n° 145, 2017-2018 modifié par le Sénat le 25 juillet 2018

[7] Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 8 février 2018 portant proposition d’arrêté sur les principes généraux de calcul de la contribution versée au maître d’ouvrage des travaux de raccordement au réseau public de transport d’électricité