Un texte d’application de la loi n° 2015-992 relative à la transition énergétique pour la croissante verte retient ce mois-ci l’attention.

Il s’agit de l’arrêté du 24 février 2017 modifiant l’arrêté du 9 février 2017 portant validation du programme « Economies d’énergie dans les TEPCV » dans le cadre du dispositif des certificats d’économies d’énergie, pris en application de l’article 1^er II. de la loi relative à la transition énergétique pour la croissante verte.

Pour rappel, l’article L.100-2 du Code de l’énergie définit le territoire à énergie positive (ou territoire à énergie positive pour la croissante verte, « TEPCV ») comme « un territoire qui s’engage dans une démarche permettant d’atteindre l’équilibre entre la consommation et la production d’énergie à l’échelle locale en réduisant autant que possible les besoins énergétiques et dans le respect des équilibres des systèmes énergétiques nationaux ».

L’arrêté du 9 février 2017 prévoit que le programme d’innovation en faveur de la maîtrise de la demande en énergie dénommé « Economies d’énergie dans les TEPCV » est éligible au dispositif des certificats d’économies d’énergie (« CEE »).

Ce programme, annexé à cet arrêté, a pour objet, d’une part, d’accélérer les économies d’énergie dans les TEPCV, et, d’autre part, d’informer et de sensibiliser les ménages aux actions d’économies d’énergie.

Selon ce programme, les dépenses éligibles à la délivrance des CEE sont les dépenses réalisées par le TEPCV ou par les communes ou EPCI inclus dans ce territoire pour aider au financement des travaux d’économie d’énergie sur le patrimoine du TEPCV, sur le patrimoine des collectivités de ce territoire, ou dans le logement de personnes physiques.

Ces dépenses doivent être réalisées pour l’une des opérations d’économies d’énergie suivantes : rénovation de l’éclairage public, isolation ou changement de chauffage des bâtiments publics et des logements résidentiels individuels, raccordement d’un bâtiment public ou résidentiel à un réseau de chaleur.

Le programme annexé à l’arrêté du 9 février 2017 a d’ores et déjà fait l’objet d’une modification par l’arrêté susvisé en date du 24 février 2017.

En particulier, le nouveau programme court jusqu’à la fin de l’année 2018 et non plus de l’année 2017. Le volume de CEE délivré par territoire a été largement revu à la hausse, de même que le volume total des certificats délivré dans le cadre de ce programme, qui a été doublé. Enfin, la liste des opérations éligibles à la délivrance des CEE en matière de rénovation de l’éclairage public a été allongée.

La distribution d’électricité telle qu’elle a existé pendant de nombreuses années, fait actuellement l’objet, sous l’impulsion tant du droit européen et que du législateur interne, de mutations profondes qui devraient affecter durablement ses modalités d’exercice.

A cet égard, l’on peut ainsi souligner l’introduction dans l’ordre juridique interne, au cours des derniers mois, des notions d’autoproduction, d’autoconsommation et de réseaux fermés de distribution, à travers l’adoption :

• de l’ordonnance n° 2016-1019 du 27 juillet 2016 relative à l’autoconsommation d’électricité ayant crée les articles L. 315-1 et suivants du Code de l’énergie et de l’ordonnance n° 2016-1059 du 3 août 2016 relative à la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables, ces deux textes ayant tous deux été ratifiés très récemment 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 brève sur le sujet dans la présente lettre d’actualité) ;
  

• de l’ordonnance n° 2016-1725 du 15 décembre 2016 relative aux réseaux fermés de distribution (voir notre précédent focus sur le sujet dans la lettre d’actualité de janvier 2017) pour lequel un projet de loi de ratification a été déposé au Sénat le 15 février 2017 par Madame Ségolène Royal, Ministre de l’environnement, de l’énergie et de la mer, chargée des relations internationales sur le climat, texte n° 424 – 2016-2017.
  

C’est en tant qu’elle permet de s’interroger sur l’articulation de ces différentes notions que la décision rendue par la Cour d’appel de Paris le 12 janvier 2017 et qui refuse d’admettre la possibilité d’une demande de raccordement indirecte de consommateurs présente un intérêt tout particulier.

Après avoir rappelé le contexte et le contenu de la décision rendue par la Cour d’appel de Paris (I), on indiquera en quoi celle-ci nous semble, si ce n’est contestable, au moins étonnante, à différents égards (II).

I – Le refus par la Cour d’appel de Paris d’un raccordement indirect de consommateurs

Rappel du contexte

 Etait en cause dans cette affaire, la demande présentée par la société Valsophia (société de promotion immobilière) à la société ENEDIS (ERDF, à l’époque) en vue du raccordement d’un ensemble immobilier neuf en cours de construction. Cet ensemble immobilier s’inscrivait dans un programme dit « à énergie positive » et prévoyait la création de quatre bâtiments dont une partie de l’énergie consommée devait être produite sur place au moyen de panneaux photovoltaïques équipés d’un dispositif de stockage d’électricité. Dans ce cadre, la société a adressé à ENEDIS, gestionnaire du réseau de distribution publique d’électricité sur le territoire de la commune concernée, une demande de raccordement en indiquant qu’elle souhaitait disposer pour ce projet d’un seul point de raccordement.

La société ENEDIS a alors refusé la solution technique sollicitée par la société Valsophia en considérant que le fait de ne solliciter qu’un seul point de raccordement pour l’ensemble du site était assimilable à une rétrocession illégale d’énergie (aux utilisateurs finals présents dans le périmètre) et portait atteinte au monopole légal d’ENEDIS pour assurer la distribution de l’électricité produite sur le site.

Des discussions techniques ont par la suite eu lieu entre la société ENEDIS et la société Valsophia. Au cours de celles-ci, ENEDIS a également justifié son refus d’accéder à la demande présentée, par le fait que le dispositif envisagé par la société Valsophia ferait également obstacle à la liberté de choix d’un fournisseur d’énergie par les utilisateurs finals situés dans le périmètre.

La société ENEDIS a finalement formulé une proposition technique et financière aux termes de laquelle le raccordement serait réalisé au moyen d’un branchement collectif sans extension de réseau raccordé, ledit raccordement étant notamment composé de vingt-quatre dérivations individuelles pour vingt-quatre points de livraison et une dérivation individuelle pour un point de livraison des services généraux.

Intervention du CoRDiS

 Estimant que les conditions de raccordement proposées n’étaient pas satisfaisantes, la société Valimmo (agissant pour le compte de la société Valsophia) a saisi le CoRDiS (Comité de Règlement des Différents et des sanctions) institué au sein de la Commission de Régulation de l’Energie, d’une demande de règlement de ce différend.

Le CoRDiS, dans une décision le 6 mai 2015, a alors donné raison à la société demanderesse en accueillant ses différents arguments et en validant, surtout, la notion de raccordement indirect d’unités de consommation, en considérant que le droit positif applicable à la date des faits, s’il n’autorisait pas explicitement un tel raccordement, ne l’interdisait pas pour autant. La CoRDiS relève notamment que le raccordement indirect doit être admis tant pour les unités de production (cf. développements infra II), que pour les unités de consommation. Dans cette mesure, le CoRDiS admettait l’existence, qu’il acceptait, d’un réseau fermé de distribution au sein de l’ensemble immobilier concerné.

Afin de répondre à l’argument, opposé par ENEDIS, tenant à ce que les consommateurs indirectement raccordés ne pourraient pas choisir librement leur fournisseur d’énergie, le CoRDiS a estimé que cette liberté de choix ne pouvait être garantie que si une « prestation annuelle de comptage en décompte » était souscrite auprès d’ENEDIS. Cette prestation annexe permet, en effet, d’individualiser les consommations de chacun des consommateurs finals raccordés au branchement unique.

Le CoRDis avait alors enjoint à ENEDIS de communiquer dans un délai d’un mois à la société requérante une proposition technique et financière conforme à sa demande initiale, c’est-à-dire ne comportant qu’un seul point de raccordement pour l’ensemble du projet immobilier, assortie d’une prestation de comptage en décompte (afin de permettre à chaque consommateur situé à l’intérieur du périmètre, de  connaître sa consommation et de choisir son fournisseur).

Solution contredite par la Cour d’appel de Paris

La Cour d’appel de Paris, instance de recours contre les décisions et mesures conservatoires prises par le CoRDiS en application des articles L. 134-19 et L. 134-22 du Code de l’énergie (art. R. 134-21 du Code de l’énergie), saisie par ENEDIS, a cependant statué en sens inverse, en annulant, dans sa décision du 12 janvier 2017, la décision du CoRDiS et en rejetant la demande de la société, reconnaissant ainsi le bien fondé du refus opposé par ENEDIS.

Dans la décision faisant l’objet du présent commentaire, la Cour d’appel de Paris, déboutant tout à la fois la société Valsophia et la CRE, relève :

• au terme d’une interprétation contraire à celle du CoRDiS, que le raccordement indirect d’installations de consommation d’électricité n’est pas autorisé par le droit en vigueur, et qu’un tel raccordement est assimilable à un réseau fermé de distribution d’électricité ;

• qu’à la date des faits, la législation n’avait pas encore transposé la possibilité de créer des réseaux fermés de distribution ;

• que le schéma envisagé par la société ayant sollicité le raccordement consistant à acheminer de l’électricité depuis les panneaux photovoltaïques jusqu’aux consommateurs finals implique en réalité la création d’un réseau de distribution d’électricité entre le point de raccordement unique du site et les différents consommateurs finals que sont les différents propriétaires et locataires des lots , réseau de distribution dont la société Valsophia serait le gestionnaire ;

• en conclut donc qu’un tel schéma est illicite en tant qu’il aboutit à violer le monopole conféré à la société ENEDIS dans sa zone de desserte par l’article L. 111-52 du Code de l’énergie.

Dans son raisonnement la Cour d’appel note également que la notion de raccordement indirect des producteurs ne saurait être transposée au cas des consommateurs.

La Cour d’appel annule donc la décision du CoRDiS et rejette la demande de la société Valsophia.

II – Une solution en décalage avec le contexte général

Si cette solution peut s’expliquer au regard des règles applicables au moment des faits, la décision nous semble néanmoins critiquable à différents égards.

Un renvoi contestable au régime des réseaux fermés de distribution

 Dans son arrêt, la Cour indique de manière surabondante que la solution retenue aurait pu être différente si les faits de l’espèce s’étaient déroulés postérieurement à l’introduction en droit interne de la notion de réseau fermé de distribution (dont on rappellera qu’elle résulte, en droit interne de l’Ordonnance n° 2015-1725 relative aux réseaux fermés de distribution ayant inséré dans le Code de l’énergie les articles L. 344-1 et suivants dans le droit fil du droit de l’Union Européenne). La Cour indique en effet « en tant que de besoin, que ce rejet, prononcé au vu de la législation applicable à la date de la décision entreprise, ne préjuge pas de la possibilité que l’ordonnance n° 2016-1725 autorise, depuis son entrée en vigueur, des solutions de raccordement telles que celle retenue par la décision entreprise ».

On peut toutefois s’interroger sur la pertinence de cette incise dans la mesure où il ne nous semble pas certain que le réseau en cause dans le cas d’espèce soit susceptible d’entrer dans le champ de la définition du réseau fermé issue de l’ordonnance n° 2015-1725 relative aux réseaux fermés de distribution. En effet, l’article L. 344-1 du Code de l’énergie dispose que :

« Un réseau fermé de distribution d’électricité est un réseau de distribution qui achemine de l’électricité à l’intérieur d’un site géographiquement limité et qui alimente un ou plusieurs consommateurs non résidentiels exerçant des activités de nature industrielle, commerciale ou de partages de services.

Il doit remplir l’une des deux conditions suivantes :

– l’intégration dans ce réseau des opérations ou du processus de production des utilisateurs est justifiée par des raisons spécifiques ayant trait à leur technique ou à leur sécurité ;

– ce réseau distribue de l’électricité essentiellement au propriétaire ou au gestionnaire de réseau ou à des entreprises qui leur sont liées au sens de l’article L. 233-3 du Code de commerce.

Les utilisateurs d’un réseau fermé de distribution d’électricité sont les personnes physiques ou morales dont les installations soutirent ou injectent de l’électricité directement sur ce réseau ».

Au cas présent, même si, ni la décision du CoRDiS, ni celle de la Cour d’appel ne sont parfaitement claires sur ce point, il semble que le projet en cause portait sur la construction de bâtiments ayant vocation à desservir des consommateurs résidentiels (logements), ce qui exclurait donc la qualification de réseau fermé au sens de l’article L. 344-1 précité. L’observation de la Cour nous semble donc contestable dans cette mesure.

En réalité, l’hypothèse rencontrée en l’espèce nous parait davantage relever de la notion d’autoconsommation collective récemment définie par le législateur qui a intégré dans le Code de l’énergie les articles L. 315-1 et suivants relatifs à l’autoconsommation. Pour mémoire, l’autoconsommation recouvre deux hypothèses :

• l’autoconsommation individuelle définie comme : « le fait pour un producteur, dit autoproducteur, de consommer lui-même et sur un même site tout ou partie de l’électricité produite par son installation. La part de l’électricité produite qui est consommée l’est soit instantanément, soit après une période de stockage » (art. L. 315-1 Code de l’énergie complété par la loi de ratification n° 2017-227 du 24 février 2017, voir notre brève sur la question dans la présente lettre d’actualité) ;

• l’autoconsommation collective qui est, quant à elle, caractérisée : « 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 en aval d’un même poste public de transformation d’électricité de moyenne en basse tension » (art. L. 315-2 Code de l’énergie).

Le cas d’espèce faisant l’objet de la décision commentée pourrait renvoyer à la notion d’autoconsommation collective à la limite près qu’il ne ressort pas de la décision que le producteur de l’énergie issue des panneaux photovoltaïques et les consommateurs seraient réunis au sein d’une même personne morale.

En tout état de cause, l’articulation des notions d’autoconsommation et de réseau fermé demeure à ce jour assez incertaine, les différents dispositifs intégrés au Code de l’énergie n’apportant pas de précision en ce sens.

Une solution en inadéquation avec le contexte général

 De manière générale, l’arrêt s’inscrit quelque peu à contre-courant d’autres décisions juridictionnelles ainsi que, de manière générale, du contexte militant plutôt en faveur de solutions techniques telles que celle retenue en l’espèce pour croiser la production locale d’énergies renouvelables et l’autoconsommation.

Ainsi, la Cour d’appel refuse ici explicitement de transposer la solution résultant de la décision de la Cour de cassation du 11 juin 2012 (Cass. Comm. 12 juin 2012, pourvoi n° 11-17344) ayant admis le raccordement indirect des installations de production d’électricité. Dans cette affaire, la Cour de cassation, tout en censurant l’arrêt d’appel sur la question de l’articulation de ce raccordement indirect avec les normes de sécurité posées par le décret n° 2008-386 du 23 avril 2008 relatif aux prescriptions techniques générales de conception et de fonctionnement pour le raccordement d’installations de production aux réseaux publics d’électricité, confirme que la Cour d’appel n’a pas commis d’erreur en jugeant qu’aucun obstacle juridique ne s’opposait au raccordement indirect d’une installation de production au réseau public de distribution et conclut qu’ « en mettant ses installations de raccordement au réseau public à la disposition d’un producteur d’électricité tiers, la société FET n’accomplit pas une opération de distribution d’électricité ».

Cette possibilité avait été reprise par le Ministre chargé de l’énergie dans une décision du 7 août 2009 (déc. 7 août 2009  : JO 15 août 2009, texte n° 7), fixant la date d’entrée en vigueur des tarifs des prestations annexes réalisées sous le monopole des gestionnaires de réseaux publics d’électricité, puisque l’article 4.11 de son annexe indique que la prestation annuelle de décompte consiste « pour une installation raccordée indirectement au réseau public de distribution par l’intermédiaire des installations électriques privatives appartenant à un tiers, à effectuer le relevé, le contrôle et les calculs de décompte en vue de l’affectation des flux de soutirage et/ou d’injection au périmètre d’un responsable d’équilibre et de la publication des données de comptage ». Cette définition étant reprise dans la délibération de la CRE du 22 mai 2014 portant décision sur la tarification des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseaux de distribution d’électricité et applicable au moment des faits (CRE, 22 mai 2014 : JO 2 juill. 2014, texte n° 101). Aucune différenciation de principe entre le raccordement indirect des producteurs et des consommateurs n’était alors effectuée. En l’espèce d’ailleurs, l’entité à raccorder n’était pas uniquement constituée de consommateurs, mais également de producteurs.

Cette définition étant reprise dans la délibération de la CRE du 22 mai 2014 portant décision sur la tarification des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseaux de distribution d’électricité (CRE, 22 mai 2014 : JO 2 juill. 2014, texte n° 101).

Aucune différenciation de principe entre le raccordement indirect des producteurs et des consommateurs n’était alors effectuée. En l’espèce d’ailleurs, l’entité à raccorder n’était pas uniquement constituée de consommateurs, mais également de producteurs.

D’ailleurs, commentant la solution retenue par le CoRDiS le 6 mai 2015 dans l’affaire de la société Valsophia (avant que la Cour d’appel ne se prononce dans l’arrêt du 12 janvier 2017), la doctrine considérait que cette solution consistait simplement à valider la solution de l’alimentation en décompte, sans qu’aucune difficulté supplémentaire ni aucune différence  ne soit identifiée (P. SABLIERE, « Rétrocession d’électricité, alimentation en décompte et réseaux fermés de distribution », Énergie – Environnement – Infrastructures n° 12, Décembre 2015, étude 20).

De manière plus générale, on peut relever que cette solution prend le contre-pied du pragmatisme dont a fait preuve le législateur au sujet des réseaux fermés et des hypothèses d’autoconsommation, puisqu’il a reconnu l’existence de telles situations antérieurement à l’édiction de l’ordonnance n° 2016-1019 du 27 juillet 2016 relative à l’autoconsommation d’électricité et de l’ ordonnance n° 2016-1725 du 15 décembre 2016 relative aux réseaux fermés de distribution et a introduit des mécanisme de régularisation de ces situations dans les quelques mois suivant l’entrée en vigueur de ces textes ( art. 3 de l’ ordonnance n° 2016-1019 du 27 juillet 2016 relative à l’autoconsommation d’électricité et art. 3 de l’ ordonnance n° 2016-1725 du 15 décembre 2016 relative aux réseaux fermés de distribution).

Il sera donc intéressant d’observer si un pourvoi en cassation est formé contre cette décision et, in fine, quelle sera la solution retenue par le Juge judiciaire sur l’articulation de ces différentes questions.

On retiendra de cette décision l’articulation qu’elle préfigure des nouveaux dispositifs d’autoproduction et d’autoconsommation, pour favoriser le développement des énergies renouvelable et la transition énergétique.

Marie-Hélène PACHEN-LEFEVRE et Marianne HAUTON

L’arrêté du 24 février 2017 modifiant la durée des contrats d’achat de l’électricité produite par les installations qui valorisent le biogaz permet de porter à 20 ans la durée des contrats d’achat d’électricité produite par ces installations en application des arrêtés du 10 juillet 2006 et du 19 mai 2011 fixant les conditions d’achat de l’électricité produite par les installations qui valorisent le biogaz.

Sont concernées (1) les installations qui utilisent à titre principal l’énergie dégagée par la combustion ou l’explosion de gaz résultant de la décomposition ou de la fermentation de produits, déchets et résidus provenant de l’agriculture, de la sylviculture et des industries connexes ou du traitement des eaux, et (2) les installations qui valorisent, en utilisant le biogaz, des déchets ménagers ou assimilés.

Pour allonger la durée du contrat d’achat, fixée jusque-là en application des deux arrêtés précités à 15 ans à compter de la mise en service de l’installation, l’acheteur doit adresser au producteur, avant le 30 avril 2017 ou au plus tard deux mois après l’entrée en vigueur du contrat d’achat, un avenant à ce contrat. Il appartient ensuite au producteur de renvoyer cet avenant signé à l’acheteur dans les trois mois suivant la date d’envoi par ce dernier.

Enfin, l’arrêté du 24 février 2017 plafonne, en heures de fonctionnement en équivalent pleine puissance, la rémunération versée au producteur à partir de la seizième année.

Le 3 février dernier la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) a publié son dixième rapport de suivi sur le « Respect des codes de bonne conduite et indépendance des gestionnaires de réseaux d’électricité et de gaz naturel en 2015 et 2016 ».

Dans ce rapport la CRE a analysé la situation des huit gestionnaires de réseaux de distribution desservant plus de 100.000 clients (Enedis, ES, URM, SRD et Gérédis Deux-Sèvres pour l’électricité, GRDF, Régaz-Bordeaux et Réseau GDS pour le gaz naturel) et des trois gestionnaires de réseaux de transport (RTE pour l’électricité, GRTgaz et TIGF pour le gaz naturel). La situation de Gaz Électricité de Grenoble (GEG) n’a pas été analysée puisque cette entreprise locale de distribution ne dépassera le seuil des 100.000 clients desservis qu’au cours de l’année 2017.

Pour chaque opérateur concerné, la CRE a évalué l’indépendance des gestionnaires puis le respect par eux de leur code de bonne conduite. La CRE a également publié quatre dossiers thématiques portant sur l’enquête client mystère réalisée auprès des gestionnaires de réseaux de distribution fin 2014, la séparation des systèmes d’information des gestionnaires de réseaux, l’analyse des accords commerciaux et financiers (ACF) conclus entre GRDF et sa maison-mère Engie et, enfin, les relations entre les gestionnaires de réseaux d’électricité Enedis et RTE et leurs filiales respectives.

En synthèse, la CRE constate que dans le domaine de la distribution d’électricité et de gaz, les demandes et recommandations formulées dans son précédent rapport ont conduit les gestionnaires de réseaux à mettre en œuvre de nombreuses actions et ainsi à remédier à une majorité des situations de non-conformité qui avaient été identifiées.

Dans le secteur de l’électricité, à la suite du changement de nom d’ERDF en Enedis, la CRE considère que « l’indépendance d’Enedis vis-à-vis de sa maison-mère s’est renforcée en 2016 grâce à des décisions fortes, dont le changement de son nom en mai 2016 et l’engagement de reprise de son processus d’achat dans les domaines des matériels électriques et des technologies de l’information ».

 Par ailleurs, la CRE a mené une enquête de septembre 2014 à décembre 2016 après avoir été alertée de l’achat et de la pose par Enedis de compteurs et autres matériels portant le marquage « EDF » sur des millions de sites. Prenant en compte les mesures prises pour effacer le marquage d’EDF sur ces compteurs et l’engagement de la société ENEDIS de gérer elle-même les achats des matériels électriques, la CRE a décidé de clore cette enquête tout en demandant à  Enedis de mettre en place une procédure d’alerte interne et d’intégrer pleinement le principe d’indépendance dans la gouvernance de l’entreprise. À ce titre, ENEDIS doit transmettre à la CRE un plan d’action d’ici le 1^er juillet 2017 visant à disposer de procédures aptes à assurer efficacement l’alerte interne et la sensibilisation des employés d’Enedis au principe d’indépendance.

On relèvera également que d’autres évolutions sont attendues de la CRE de la part d’Enedis et EDF et notamment, d’une part, de mettre fin, dans un premier temps pour les cadres dirigeants d’Enedis, à la pratique d’abondement optionnel en cas de placement de l’intéressement sur les fonds Actions EDF et, le cas échéant, à la pratique de distributions d’actions EDF et, d’autre part, d’étudier l’évolution de la politique générale de rémunération d’Enedis afin que l’ensemble des agents ne puissent être rémunérés à travers une distribution d’actions EDF.

Dans le secteur du gaz, la CRE a relevé que l’utilisation par Engie de la marque « Tarif Réglementé Gaz GDF SUEZ », ainsi que certaines pratiques de communication d’Engie et de GRDF étaient de nature à faire perdurer la confusion entre GRDF et le fournisseur historique. La CRE a ainsi demandé à Engie de supprimer, d’ici le 30 juin 2018 au plus tard, toute référence à « GDF SUEZ » dans le cadre de la commercialisation des tarifs réglementés de vente. De plus, la CRE a constaté que le recrutement, la gestion et la rémunération de ses cadres dirigeants donnaient parfois lieu à des interventions d’ENGIE, mettant ainsi en cause le principe d’indépendance. A ce titre, la CRE a demandé à GRDF et ENGIE de mettre fin à de telles pratiques.

Le rapport peut être téléchargé sur le site internet de la CRE.

L’autorité administrative indépendante chargée de veiller au bon fonctionnement des marchés de l’électricité et du gaz en France est désormais dirigée par Monsieur Jean-François Carenco en remplacement de Monsieur  Philippe de Ladoucette.

La nouvelle était attendue puisque le Président de la République avait, le 28 janvier dernier, exprimé le souhait de nommer Monsieur Jean-François Carenco en qualité de  président de la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

Après avoir était auditionné les 7 et 8 février dernier par la Commission des Affaires économiques de l’Assemblée nationale et celle du Sénat, Monsieur Jean-Francois Carenco a  été nommé par décret du 16 février 2017 paru au Journal officiel du 17 février 2017. Il remplace ainsi Monsieur Philippe de Ladoucette qui occupait ce poste depuis 2006 et dont le mandat est arrivé à échéance le 7 février dernier.

Ce nouveau Président de la CRE connaît bien le secteur de l’énergie. En effet, le communiqué de presse de la CRE rappelle ainsi que Monsieur Jean-François Carenco a été l’un des principaux artisans de la loi portant nouvelle organisation du marché de l’électricité. Il a par ailleurs largement contribué au « Grenelle de l’environnement » qui a fixé les objectifs du développement de la production d’électricité à partir de sources d’énergies renouvelables.

Quelques jours après sa prise de fonctions, le 22 février, et  conformément à son engagement de faire de l’Europe une priorité, Monsieur Jean-François Carenco a rencontré Monsieur Dominique Ristori, Directeur général de l’énergie à la Commission européenne à Bruxelles. L’entretien a été l’occasion pour Monsieur Carenco de faire part des réactions du régulateur français aux propositions de la Commission sur le paquet « Énergie propre pour tous les citoyens européens ».

La CRE a mis en ligne sur son site internet le rapport des deux auditions de M. Jean-François Carenco, devant la Commission des affaires économiques de l’Assemblée Nationale et devant la Commission des affaires économiques du Sénat.

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 (ci-après la « loi de ratification ») a tout d’abord pour objet, en application de l’article 38 de la Constitution, de ratifier les ordonnances précitées relatives, d’une part, à l’autoconsommation d’électricité et, d’autre part, à la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables afin que ces textes acquièrent une valeur législative.

Néanmoins, la loi de ratification ne se borne pas à simplement ratifier les deux ordonnances précitées aux termes des dispositions de son article premier puisqu’elle comprend plusieurs articles dont certains précisent des notions définies dans le cadre de ces ordonnances tandis que d’autres sont directement relatifs aux réseaux d’électricité et de gaz ainsi qu’aux énergies renouvelables.

L’article 8 de la loi de ratification précise la définition de l’autoconsommation en complétant l’article L. 315-1 du Code de l’énergie pour indiquer notamment que « la part de l’électricité produite [par l’installation d’un auto-producteur] qui est [auto] consommée l’est soit instantanément, soit après une période de stockage ». Cette précision a vocation à éviter la sollicitation du réseau d’électricité par les auto-producteurs en prohibant un mécanisme de compensation, dit de « net metering », qui consiste à compenser des kWh injectés par des kWh soutirés. En outre, à défaut de cette précision, il aurait été possible de qualifier d’auto-consommateur un acteur qui utiliserait le réseau pour s’alimenter en électricité ou revendre son surplus sans consommer lui-même sa propre production d’électricité renouvelable, ce qui apparaissait contraire à la logique poursuivie par l’ordonnance n° 2016-1019 du 27 juillet 2016 relative à l’autoconsommation d’électricité.

L’article 9 de la loi de ratification modifie quant à lui l’article L. 315-2 du Code de l’énergie pour préciser la définition du caractère de proximité sur le réseau des points de soutirage et d’injection d’une opération d’autoconsommation collective.

L’article 13 de la loi de ratification vise, pour sa part, à interdire le cumul, pour une même production d’énergie renouvelable ou de cogénération, entre la valorisation financière des garanties d’origine qui sont associées à cette production et les subventions publiques dont elle bénéficie sous forme d’obligation d’achat ou de complément de rémunération. Ainsi, l’électricité produite à partir de sources renouvelables ou de cogénération, pour laquelle une garantie d’origine a été émise, ne pourra ouvrir droit ni au bénéfice de l’obligation d’achat d’électricité, ni au complément de rémunération. A défaut, le contrat d’achat ou le contrat de complément de rémunération sera résilié et entraînera le remboursement des sommes perçues en application de ces contrats à compter du 25 février 2017, date de publication de la loi de ratification. Les dispositions de cet article devraient en principe prévenir tout risque de double rémunération des producteurs et par conséquent le risque de double paiement des consommateurs qui lui est associé.

Les parlementaires ont également tiré profit de l’article 14 de la loi de ratification pour modifier l’article L. 341-2 du Code de l’énergie afin d’élargir aux producteurs d’électricité renouvelable le bénéfice de la « réfaction tarifaire » qui consiste à couvrir par le tarif d’utilisation des réseaux une partie des coûts de raccordement. En effet, le coût du raccordement au réseau se révélait parfois un obstacle dirimant pour les projets des producteurs d’électricité renouvelable. L’extension de la « réfaction tarifaire » devrait ainsi encourager le développement de la production d’énergie renouvelable.

Enfin, s’agissant du gaz naturel, l’article 16 de la loi de ratification confie aux gestionnaires de réseaux de distribution de gaz la coordination des opérations de conversion et d’adaptation des installations liées à la modification de la nature du gaz acheminé. Par ailleurs, les parlementaires ont également, dans le cadre de l’article précité, créé une nouvelle section au sein du Code de l’environnement dédiée à la prévention des risques propres aux canalisations de gaz ou liés au changement de la nature du gaz acheminé. L’exploitant d’une canalisation de transport ou de distribution de gaz concernée par une modification de la nature du gaz acheminé devra mettre en œuvre les dispositions nécessaires, dans le cadre de ses missions, pour assurer la sécurité des biens et des personnes.

Diverses jurisprudences administratives et judiciaires se succèdent et nourrissent le débat relatif au régime de propriété et à l’entretien des colonnes montantes d’électricité qui oppose les propriétaires d’immeubles (syndicats de copropriétaires, offices publics de l’habitat …) au principal gestionnaire du réseau public de distribution d’électricité, la société ENEDIS (anciennement ERDF).

Parmi ces jurisprudences, on s’arrêtera sur celle de la Cour d’appel de Limoges en date du 24 janvier 2017(CA Limoges, 24 janvier 2017, ERDF contre Office public de l’Habitat de Limoges Métropole, n° 15/01230).

A la suite de sinistres électriques intervenus dans des bâtiments d’un office public de l’habitat, et imputés à des défaillances de colonnes montantes électriques vétustes, cet office et le gestionnaire du réseau public de distribution d’électricité se sont opposés sur la question de savoir qui devait supporter la charge des travaux de réfection de ces ouvrages.

L’office a alors porté le débat devant le Tribunal de grande instance de Limoges, lequel a notamment jugé que les colonnes montantes sont des ouvrages du réseau public et que les frais de mise aux normes de celles-ci sont à la charge du gestionnaire du réseau public de distribution d’électricité.

Saisie à son tour, la Cour d’appel de Limoges a confirmé le jugement de première instance.

Plus précisément, se fondant sur la loi n° 46-628 du 8 avril 1946 sur la nationalisation de l’électricité et du gaz, le décret n° 46-2503 du 8 novembre 1946 relatif aux colonnes montantes d’électricité et le décret n° 55-326 du 29 mars 1955 relatif aux frais de renforcement des colonnes montantes d’électricité dans les immeubles d’habitation collective, la Cour d’appel de Limoges a expressément jugé qu’il existe une présomption de transfert des colonnes montantes aux concessions de distribution publique d’électricité depuis 1946.

Ce faisant, elle confirme l’apport d’un arrêt de la Cour d’appel de Versailles dans une espèce opposant un syndicat de copropriétaires au même gestionnaire du réseau public de distribution d’électricité (Cour d’appel de Versailles, 29 mars 2016, Syndicat des copropriétaires de l’immeuble situé 12 rue de l’Epinette à Saint-Mandé contre ERDF, n° 13/08946).

En outre, la Cour d’appel de Limoges a déduit de la présence de plombages, de plaques d’identification faisant état de la propriété d’ERDF et d’étiquettes mentionnant que « la violation du plombage entraîne des poursuites judiciaires » sur les colonnes montantes d’électricité, que cette société est la seule à pouvoir prendre l’initiative d’une intervention de maintenance ou de réparation de ces ouvrages.

Elle en conclut que les colonnes montantes litigieuses « constituent des dépendances des conduites principales auxquelles elles sont reliées et qu’elles font partie de la concession d’ERDF ; que ces branchements présentent le caractère d’un ouvrage public et que leur installation, leur transformation et leur entretien doit être mis à la charge de ce concessionnaire ».

Ainsi, dans cette affaire, le Juge judiciaire a clairement affirmé, d’une part, que les colonnes montantes électriques font par principe partie du réseau public de distribution d’électricité et, d’autre part, que l’entretien de ces ouvrages publics incombe au concessionnaire chargé de la distribution de l’électricité.

On relèvera par ailleurs que, saisie de l’appel interjeté contre le jugement du Tribunal administratif d’Amiens n° 1301146 en date du 17 février 2015 (voir notre brève à ce sujet), lequel avait rejeté le recours pour excès de pouvoir contre une décision d’abandon des colonnes montantes prise par un office public de l’habitat, la Cour administrative d’appel de Douai s’est saisie d’office de la question de la compétence juridictionnelle pour juger cette affaire et a renvoyé au Tribunal des conflits le soin d’en décider (CAA de Douai, 22 décembre 2016, ERDF contre Office public de l’habitat de l’Aisne, n° 15DA00675).