Faisant suite à une consultation publique qui s’était déroulée du 21 juillet au 9 septembre 2016, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a publié une nouvelle délibération en date du 16 novembre 2016 afin de faire évoluer les prestations annexes que les gestionnaires des réseaux de distribution (GRD) d’électricité peuvent réaliser.

Cette délibération est importante dans la mesure où elle consolide l’ensemble des modifications apportées aux prestations annexes réalisées à titre exclusif par les GRD d’électricité.

Les principaux objectifs de cette délibération sont :

• d’adapter la liste des prestations annexes au déploiement des compteurs évolués pour les points de connexion en BT > 36 kVA et HTA, en mettant en place des prestations de transmission de données, et en révisant le tarif de certaines prestations effectuées par télé-opération ;

• de modifier la prestation de décompte afin de faciliter l’implantation d’infrastructures de recharge de véhicules électriques ;

• de retirer les prestations « mise à disposition d’un DEIE4 » et « batteries de condensateurs en location » de la liste des prestations réalisées à titre exclusif par les GRD d’électricité, ces deux prestations ne relevant pas du monopole du GRD ;

• de mettre en place une prestation de transmission de données aux propriétaires ou gestionnaires d’immeubles, correspondant aux nouvelles dispositions de l’article L. 341-4 et aux dispositions des articles D. 341-13 et suivants du Code de l’énergie.

S’agissant plus particulièrement de la nouvelle prestation annexe relative aux données de comptage, il convient de rappeler que tout utilisateur du réseau doit avoir accès sans frais à l’ensemble de ses données de consommation. Ainsi, et comme l’avait déjà indiqué la CRE, tous les tiers autorisés par l’utilisateur devront pouvoir accéder sans frais aux données auxquelles l’utilisateur a lui-même accès.

Ces tiers peuvent être le fournisseur titulaire du contrat de fourniture, un fournisseur concurrent, ou d’autres acteurs choisis par l’utilisateur (entreprise de services énergétiques par exemple).

En revanche, pourront faire l’objet d’une facturation, dans le cadre de ces nouvelles prestations annexes, sous réserve qu’il existe des surcoûts entraînés par la souscription en masse de telles prestations :

• la collecte de données dont la relève implique un surcoût comparé à la collecte des informations de base ;

• la transmission de données via un canal plus coûteux (tel qu’un flux quotidien), si les données en elles-mêmes restent accessibles sans frais par un autre canal.

C’est dans ce cadre, et afin de permettre aux utilisateurs de bénéficier des données enregistrées par les compteurs évolués, et de permettre leur transmission à des tiers de leur choix, que la CRE a soumis à consultation la mise en place de plusieurs prestations de transmission de données.

Lors de la consultation, une majorité des acteurs s’est déclarée favorable aux prestations proposées de mise à disposition de données, de transmission ponctuelle de données et de transmission récurrente de données. Toutefois, certains acteurs sont restés réservés sur les modalités de mise en œuvre.

Ainsi la délibération introduit notamment la prestation dénommée « Emission d’un historique de données ».

Cette prestation permet au consommateur, ou à des tiers autorisés par lui (dont son fournisseur), de consulter sans frais, sur un portail mis à disposition par le GRD :

• les données générales du point de connexion : la puissance souscrite, la formule tarifaire d’acheminement, etc. ;

• l’historique des index de consommation des grilles du fournisseur et du distributeur sur une période de 24 mois ;

• un historique des puissances atteintes et des dépassements de puissance du point de connexion sur une période de 24 mois ;

• l’historique de courbe de charge au pas dix minutes sur une période de 24 mois ;

• les factures du TURPE des consommateurs ayant conclu un contrat d’accès au réseau public de distribution (CARD).

Cette prestation ne sera donc pas facturée. Le calendrier de mise en œuvre de cette prestation sera établi par chaque GRD au regard du calendrier de déploiement des compteurs évolués sur sa zone de desserte et des contraintes liées à ses systèmes d’information. Ce calendrier devra être transmis à la CRE et rendu public par le GRD. 

Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 17 novembre 2016 portant décision sur les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité dans les domaines de tension HTA et BT

Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 17 novembre 2016 portant décision sur les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité dans le domaine de tension HTB

Le 17 novembre dernier, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a publié deux délibérations sur les nouveaux tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité dits « TURPE » : l’une relative aux domaines de tension HTA/BT (pour les réseaux de distribution) et l’autre relative aux domaines de tension HTB (pour le réseau de transport).

Ces tarifs entreront en vigueur le 1^er août 2017 pour une durée d’environ 4 ans. Cette nouvelle période tarifaire donnera naissance aux TURPE 5.

S’agissant du TURPE 5 HTA/BT qui nous intéresse plus particulièrement, il convient de rappeler qu’il doit être calculé de manière à couvrir l’ensemble des coûts supportés par les gestionnaires de réseau dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau efficace. Le TURPE permet ainsi à la société Enedis (ex- ERDF) de financer ses activités et d’assurer sa mission d’entretien et de renouvellement du réseau de distribution publique d’électricité.

Pour la période 2017-2020, le principal enjeu du TURPE 5 HTA/BT réside ainsi dans la prise en compte des conséquences de la transition énergétique.

En l’état, le TURPE 5 prévoit un renforcement du signal horo-saisonnier du tarif c’est-à-dire la variation à la hausse ou à la baisse du tarif de réseau en fonction des périodes de pointe ou de faible utilisation.  Ainsi seront créées, en janvier 2017, deux options tarifaires : une option tarifaire à pointe mobile dans le domaine de tension HTA et une option tarifaire à quatre plages temporelles pour les utilisateurs en BT équipés d’un compteur le permettant.

De plus, le TURPE 5 HTA-BT intègre la totalité des programmes d’investissements et de recherche et développement présentés par Enedis. Il prend en compte les effets du déploiement des compteurs évolués « Linky », notamment la réduction des pertes sur les réseaux. Il introduit également la possibilité pour Enedis de présenter des projets de smart grids en cours de période tarifaire (sous réserve que l’analyse coûts/ bénéfices soit favorable).

Deux points sont également à retenir :

• d’une part, concernant la méthode de calcul des charges de capital retenue (à savoir la méthode dite « comptable ») : la CRE reconduit la même méthode de calcul que celle utilisée dans le TURPE 4 HTA-BT, et validée par la décision du Conseil d’Etat du 13 mai 2016, société Direct Energie, n° 375501, qui avait jugé que ni les dispositions incluses dans le droit de l’Union européenne, ni celles de l’article L. 341-2 du Code de l’énergie, « n’excluent […] l’application d’une méthode telle que celle à laquelle a eu recours la CRE, dès lors que celle-ci prend en compte, dans les taux de rémunération qu’elle retient, les comptes spécifiques des concessions et les provisions pour renouvellement des immobilisations […] ».

• d’autre part, le TURPE 5 HTA/BT vient inscrire dans le périmètre du compte de régulation des charges et produits (CRCP) du TURPE 5, les redevances de concession, répondant ainsi à une préoccupation des autorités concédantes, notamment dans le contexte actuel du renouvellement des contrats de concession.
  

Jusqu’à présent, les redevances de concession versées par Enedis était couvertes par le TURPE sur la base de trajectoires prévisionnelles définies en début de période tarifaire.

La délibération a par ailleurs prévu une clause de rendez-vous afin de permettre, le cas échant, d’adapter la structure des tarifs à l’issue de deux ans de mise en œuvre du TURPE 5 HTA/BT, soit à l’été 2019.

Enfin, conformément à l’article L. 341-3 du Code de l’énergie, le Gouvernement dispose d’un délai de deux mois pour éventuellement demander à la CRE de se pencher à nouveau sur le sujet, si elle estime que la délibération ne tient pas compte des orientations de la politique énergétique.

Le mécanisme de capacité a, récemment, été l’objet d’une décision de la Commission européenne, d’un arrêté ministériel et d’un avis de l’Autorité de la concurrence.

Par une décision en date du 8 novembre 2016, la Commission européenne a autorisé la mise en œuvre par la France de son projet de mécanisme de capacité.

Le mécanisme de capacité consiste à valoriser et rémunérer des unités de production d’électricité afin de garantir durablement la sécurité d’approvisionnement en électricité des consommateurs.

Conformément à la procédure prévue à l’article 108 paragraphe 2 du Traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, la Commission européenne avait lancé une enquête sectorielle en matière d’aides d’État sur les mesures françaises portant sur le mécanisme de capacité et invité la France, par une décision en date du 13 novembre 2015, à présenter ses observations.

La Commission européenne craignait notamment que la rémunération supplémentaire des fournisseurs de capacité, que sont les producteurs d’électricité et les opérateurs d’effacement, favorise certaines entreprises et entrave l’arrivée de nouveaux acteurs sur le marché.

Au cours de l’enquête, la France a proposé de modifier le mécanisme de capacité tel qu’elle l’avait envisagé afin de se conformer aux règles de l’Union européenne en matière d’aides d’État. En particulier, les certificats de capacité pourront avoir une durée de sept ans au lieu d’un an, le mécanisme de capacité français sera ouvert aux fournisseurs de capacité situés dans les États membres voisins de la France, et cette dernière prendra des mesures visant à empêcher toute manipulation du marché.

Au vu de ces modifications, la Commission européenne a estimé que « le marché de capacité mis à exécution par la République française constitue une aide d’État », mais que celle-ci est « compatible avec le marché intérieur, en vertu de l’article 107 paragraphe 3, alinéa c du TFUE ». Elle a autorisé ce régime d’aides pour une durée de dix ans maximum.

Conformément à l’article R.335-2 du Code de l’énergie, la Ministre chargée de l’énergie a, par un arrêté en date du 29 novembre 2016, approuvé les règles du mécanisme de capacité, proposées par le gestionnaire du réseau public de transport d’électricité, la société Réseau transport d’électricité (« RTE »).

Une « capacité » correspond à une capacité, soit de production d’électricité, soit d’effacement de consommation d’électricité, c’est-à-dire une diminution temporaire de consommation. Une « garantie de capacité » ou « certificat de capacité » est un bien meuble incorporel, correspondant à une puissance unitaire normative, émis par RTE et délivré aux exploitants de capacité à la suite de la certification d’une capacité. Ces garanties peuvent être échangées sur des marchés de capacité.

Et, en application de l’article L.335-2 du Code de l’énergie, chaque fournisseur doit disposer de garanties de capacités d’effacement et de production, pouvant être mises en œuvre pour satisfaire l’équilibre entre la production et la consommation sur le territoire métropolitain, notamment lors des périodes de pointe de consommation.

Ainsi, parmi les règles approuvées par l’arrêté du 29 novembre 2016 définissant les règles du mécanisme de capacité et pris en application de l’article R. 335-2 du Code de l’énergie, figurent notamment des dispositions définissant les périodes de pointe, précisant l’obligation de capacité des fournisseurs (obligation de contribuer à la sécurité d’approvisionnement en électricité en disposant de garanties de capacité) et fixant les méthodes de certification des capacités.

Enfin, s’agissant plus spécifiquement de l’effacement de consommation d’électricité, l’Autorité de la concurrence a rendu un avis (n° 16-A-22) le 22 novembre 2016.

Cet avis fait suite à l’analyse d’un projet de décret et d’un projet d’arrêté relatifs au régime dérogatoire au principe du versement d’une somme aux fournisseurs d’électricité des sites effacés, par les opérateurs d’effacement, lorsque les effacements de consommation sont valorisés sur les marchés de l’énergie ou sur le mécanisme d’ajustement par un opérateur d’effacement proposant un service dissociable d’une offre de fourniture.

La dérogation, prévue à l’article L. 271-3 du Code de l’énergie, consiste en un partage, entre l’opérateur d’effacement et le gestionnaire du réseau public de transport d’électricité, du paiement de cette somme versée aux fournisseurs d’électricité.

L’Autorité de la concurrence a émis des réserves sur ces deux projets, en estimant notamment que la réduction des coûts supportés par les opérateurs d’effacement apparaît très complexe et induira des coûts administratifs significatifs pour les acteurs, alors même que ce mécanisme dérogatoire a vocation à être transitoire et d’un coût limité.

Si le Gouvernement décide tout de même de mettre en place ce dispositif dérogatoire, l’Autorité recommande que celui-ci soit notifié à la Commission européenne au titre du régime des aides d’État, et fait des propositions pour simplifier ce dispositif.

Deux textes d’application de la loi n° 2015-992 relative à la transition énergétique pour la croissance verte, ainsi qu’un rapport d’information de l’Assemblée nationale, retiennent ce mois-ci l’attention.

Pris en application de l’article L. 461-3 du Code de l’énergie, le décret n° 2016-1518 du 9 novembre 2016 relatif aux sites fortement consommateurs de gaz naturel éligibles à une réduction de tarif d’utilisation des réseaux de transport et de distribution fixe les conditions selon lesquelles un site d’une entreprise peut bénéficier de tarifs d’utilisation des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel spécifiques.

Le site doit répondre à quatre conditions cumulatives pendant au moins deux ans au cours des quatre années civiles précédant la date de la demande, à savoir les conditions suivantes :

• le rapport entre le volume de gaz qu’il consomme et sa valeur ajoutée est supérieur à 4 kilowattheures par euro de valeur ajoutée ;
• l’activité exercée sur le site appartient à un secteur dont l’intensité des échanges avec les pays tiers est supérieure à 4% ;
• le site consomme plus de 100 gigawattheures de gaz naturel par an ;
• le rapport entre la consommation du site du 1^er avril et le 31 octobre, et sa consommation annuelle, est supérieur à un certain niveau, fixé par arrêté ministériel.

Le décret n° 2016-1518 fixe également les critères d’éligibilité pour les sites d’entreprises dont l’activité principale est de produire des « produits intermédiaires », c’est-à-dire, en application de l’article D. 461-3 du Code de l’énergie, de la vapeur, de l’hydrogène ou du monoxyde de carbone.

Sur le plan pratique, l’entreprise qui souhaite faire bénéficier l’un de ses sites des tarifs spécifiques doit établir une attestation justifiant que ledit site remplit les conditions sus énoncées, et doit transmettre sa demande au gestionnaire du réseau de gaz naturel auquel ce site est raccordé.

Par ailleurs, le décret n° 2016-1618 du 29 novembre 2016 relatif à l’offre, par les fournisseurs d’électricité et de gaz naturel, de transmission des données de consommation exprimées en euros au moyen d’un dispositif déporté fixe les modalités de transmission desdites données aux consommateurs domestiques en situation de précarité énergétique. Pour rappel, ceux-ci bénéficient de la tarification spéciale « produit de première nécessité » s’agissant de la consommation d’électricité, et du tarif spécial de solidarité, s’agissant de la consommation de gaz, jusqu’à ce que le chèque énergie se substitue à ces deux tarifs, le 1^er janvier 2018. Ainsi, le décret n° 2016-1618 décrit, pour les consommateurs bénéficiant de ces tarifs, et qui bénéficieront du chèque énergie, les options que peut comporter l’offre de transmission de données, les obligations de transparence du fournisseur sur la consistance des données susceptibles de lui être transmises, et les délais de mise à disposition du dispositif déporté d’affichage.

On relèvera qu’étonnamment, l’article 7 du décret dispose que ce dernier entrera en vigueur le 1^er janvier 2018. Il semble pourtant que les articles 1 et 2 dudit décret, consacrés à la tarification spéciale « produit de première nécessité » et au tarif spécial de solidarité, ont vocation à s’appliquer dès à présent, puis à être abrogés − comme le confirme d’ailleurs l’article 5 du décret − le 1^er janvier 2018, et remplacés par les dispositions relatives au chèque énergie.

Enfin, un rapport d’information de l’Assemblée nationale du 26 octobre 2016 fait le point sur l’application de la loi relative à la transition énergétique pour la croissante verte.

La Mission d’information commune rappelle notamment qu’en application de l’article 33 de cette loi, le Gouvernement devait remettre au Parlement un rapport sur le statut des colonnes montantes d’électricité dans les immeubles d’habitation, au plus tard douze mois à compter de la promulgation de ladite loi, soit le 17 août 2016. Elle regrette qu’à ce jour, ce rapport ne soit pas encore paru.

A l’occasion de la loi relative au maintien sous forme de communes déléguées des communes associées en cas de création d’une commune nouvelle, le législateur a apporté de très utiles précisions relatives à l’éligibilité aux aides du Fonds d’Amortissement des Charges d’Electrification (ci-après, FACE) des communes nouvelles.

On précisera que la loi porte à titre principal sur la question spécifique des « communes associées », c’est-à-dire les communes regroupées dans le cadre du régime de fusion-association de la loi n° 71-588 du 16 juillet 1971 sur les fusions et regroupements de communes dite « loi Marcellin ». Ce régime a été largement modifié en 2010 (par la loi n° 2010-1563 du 16 décembre 2010 de réforme des collectivités territoriales) pour laisser place à celui des communes nouvelles tel qu’il existe actuellement au sein du Code Général des Collectivités territoriales. Ces nouvelles dispositions comportaient toutefois des lacunes quant à leur articulation et à leur application aux « communes associées », rendant de ce fait nécessaire l’adoption de la loi du 8 novembre dernier.

Les parlementaires ont profité de ce texte spécifique à certaines communes nouvelles pour introduire un certain nombre de mesures générales venant compléter le régime de l’ensemble des communes nouvelles. Tel est le cas de l’article 8 relatif aux aides du FACE.

On rappellera que l’éligibilité de travaux aux aides du FACE est subordonnée, entre autres conditions, à ce que les travaux soient réalisés sur le territoire de communes rurales au sens du FACE, c’est-à-dire des communes comptant moins de 2000 habitants. Ces communes éligibles sont listées par des arrêtés préfectoraux intervenant tous les six ans. Or, le regroupement de plusieurs communes éligibles au FACE au sein de communes nouvelles dont la population totale excède 2.000 habitants posait à de nombreuses collectivités la question du maintien du bénéfice des aides du FACE.

Dans ce cadre, l’article 8 de la loi précise que « jusqu’au prochain renouvellement général des conseils municipaux, les communes nouvelles demeurent éligibles aux aides attribuées aux communes au titre du fonds d’amortissement des charges d’électrification prévu à l’article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales, dans sa rédaction antérieure à la loi n° 2011-1978 du 28 décembre 2011 de finances rectificative pour 2011, pour la partie ou les parties de leur territoire qui y étaient éligibles la veille de leur création ».

Le législateur organise ainsi la cristallisation, toutefois temporaire, des situations qui prévalaient préalablement à la création de la commune nouvelle au regard des aides du FACE en posant le principe du maintien des aides jusqu’au prochain renouvellement des conseils municipaux.

Ainsi que les parlementaires l’ont souligné, « cette disposition transitoire constitue une mesure raisonnable qui permettra à la commune nouvelle d’anticiper la cessation de la perception de ces aides » (Rapport n° 22 (2016-2017) de M. François Grosdidier, fait au nom de la commission des lois du Sénat, déposé le 12 octobre 2016).

La Commission européenne a dévoilé le 30 novembre dernier un ensemble de mesures visant à « maintenir la compétitivité de l’Union européenne dans le contexte des changements apportés sur les marchés mondiaux de l’énergie par la transition vers l’énergie propre ».

Ce paquet consiste en une série de propositions visant à réorganiser le marché de l’énergie, en particulier renouvelable, afin de respecter les engagements pris par la signature de l’accord de Paris sur le climat.

L’objectif affiché par la Commission européenne est triple : (i) privilégier l’efficacité énergétique, (ii) parvenir au premier rang mondial pour les énergies renouvelables et (iii) offrir des conditions équitables aux consommateurs.

Ce paquet implique la révision des directives et règlements sur les énergies renouvelables, sur le marché de l’électricité (une directive et un règlement), la gouvernance énergétique et l’efficacité énergétique, notamment dans les bâtiments.

Ainsi, la Commission propose la mise en place d’un cadre pour l’amélioration de l’efficacité énergétique, qui implique une modification de la directive sur l’efficacité énergétique (Directive 2012/27/UE du 25 octobre 2012 relative à l’efficacité énergétique) qui porte de 27 % à 30 % l’objectif d’économie prévue dans l’accord cadre conclu lors du Conseil européenne des 23 et 24 octobre 2014. La Commission propose également la réorganisation du marché de l’électricité, afin de mieux intégrer les renouvelables. L’autoconsommation devrait être encouragée par ce dispositif.

Il revient désormais au Conseil et au Parlement européen de se saisir de ces propositions de la Commission.

Le Médiateur National de l’Energie a précisé les contours de l’obligation d’information pesant sur les fournisseurs d’énergie au profit de leurs clients s’agissant de la tarification appliquée et en particulier des éléments relatifs au Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Electricité (ci-après, TURPE).

Dans cette affaire, le client avait décidé de souscrire un abonnement, pour l’alimentation de son commerce de blanchisserie, auprès du fournisseur concerné, compte tenu des tarifs proposés qu’il estimait être très compétitifs. Cependant, l’attractivité desdits tarifs s’expliquait, au moins pour partie, par le fait que le fournisseur ne faisait pas apparaître la partie de la facture correspondant au TURPE.

Une fois le contrat souscrit, le client avait alors découvert les tarifs réellement pratiqués incluant la partie « TURPE ». Il avait contesté la facturation appliquée par le fournisseur et lui avait reproché de ne pas l’avoir informé de ces coûts lors de la souscription du contrat.

Le Médiateur National de l’Energie, saisi de ce différend, relève dans sa recommandation que « le fournisseur doit […] à son co-contractant une information complète sur le prix total à régler en contrepartie de la fourniture d’énergie ». Il ajoute que « la fourniture étant indissociable de l’acheminement dans le cadre d’un contrat unique, il doit en être de même pour le prix, d’autant que la part du TURPE représente environ le tiers du montant d’une facture d’électricité ». Il insiste ensuite en précisant qu’il existe une obligation d’ « information claire et complète sur les prix facturés » laquelle doit faire apparaître « les valeurs applicables des composantes tarifaires du TURPE », et ce, d’une manière adaptée à un « public non spécialiste de l’énergie ».

En l’espèce, le Médiateur constate que l’information du fournisseur était trop générale, manquait de transparence et n’apportait aucune précision sur la façon d’accéder à la grille tarifaire du TURPE. Il estime que ce défaut d’information claire a fait perdre au client une chance de bénéficier de prix plus avantageux proposés par d’autres fournisseurs.

Il recommande ainsi « à tous les fournisseurs d’électricité qui ne mentionnent pas les prix de l’acheminement pour les puissances de plus de 36 kVA, de faire évoluer la présentation de leurs offres et de leurs contrats,en indiquant clairement et de manière exhaustive toutes les composantes du TURPE à ajouter aux prix de l’abonnement et du kWh, de sorte que les consommateurs puissent comparer, en connaissance de cause, les prix des offres concurrentes ».