Le 26 juillet dernier, la Commission de Régulation de l’Energie (ci-après, CRE) a rendu un avis favorable sur le projet d’arrêté portant dérogation au critère de proximité géographique dans le cadre d’opération l’autoconsommation collective étendue.

Pour mémoire, aux termes de l’article L. 315-2 du Code de l’énergie, une opération d’autoconsommation collective est qualifiée d’étendue 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 dont les points de soutirage et d’injection sont situés sur le réseau basse tension et respectent les critères, notamment de proximité géographique, fixés par arrêté du ministre chargé de l’énergie, après avis de la Commission de régulation de l’énergie».

Un arrêté daté du 21 novembre 2019 est venu fixer le critère de proximité géographique, qui correspond à la distance maximale entre deux participants à l’opération, à 2 kilomètres. La puissance cumulée des installations de production doit être inférieure à 3 MW sur le territoire métropolitain et à 0,5 MW dans les zones non interconnectées.

Une dérogation à ce critère géographique a été consacrée par l’arrêt du 14 octobre 2020. Depuis cette date, la personne morale organisatrice d’un projet d’autoconsommation collective étendue peut demander au ministre de l’Énergie l’autorisation de mener l’opération selon un critère géographique de 20 kilomètres au maximum entre les deux participants les plus éloignés. L’article 1^er bis de l’arrêté du 21 novembre 2019, modifié par l’arrêté du 14 octobre 2020, précise que le Ministre chargé de l’énergie accorde cette dérogation au regard de l’isolement du lieu du projet, du caractère dispersé de son habitat et de sa faible densité de population.

C’est dans ce contexte que la CRE a été saisie pour avis sur un projet d’arrêt pris en application de l’article L. 315-2 du Code de l’énergie afin d’étendre la possibilité de déroger au critère de proximité géographique applicable aux opérations d’autoconsommation collective étendue lorsque tous les participants à l’opération sont exclusivement situés sur une ou plusieurs communes rurales ou périurbaines du territoire métropolitain continentale. Dans cette hypothèse, le Ministre de l’Énergie pourrait autoriser des projets au sein desquels la distance séparant les deux participants les plus éloignées est de 10 km au maximum.

On soulignera qu’un amendement au projet de loi relatif à l’industrie verte, qui doit prochainement faire l’objet d’une commission mixte paritaire, a été présenté en ce sens devant le Sénat mais a été jugé irrecevable car qualifié de cavalier législatif.

La CRE a ainsi rendu un avis favorable à ce projet de décret considérant qu’en permettant d’élargir de façon dérogatoire le périmètre des opérations d’autoconsommation collectives étendues dans les situations susvisées il allait contribuer au développement de tels projets et à leur rentabilité dans les zones périurbaines et à densité intermédiaires.

Sur l’application de cette dérogation, elle recommande cependant que celle-ci soit cohérente avec les densités de population des zones éligibles.

CRE, Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 20 juillet 2023 portant correction de la délibération du 29 juin 2023 portant décision sur le calcul du complément de prix ARENH sur l’année 2022

CRE, Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 20 juillet 2023 portant avis sur le projet d’arrêté relatif au calcul des droits à l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique, et portant décision sur les modalités de calcul des tarifs réglementés de vente d’électricité

Arrêté du 27 juillet 2023 portant modification de l’arrêté du 17 mai 2011 relatif au calcul des droits à l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique

Conseil d’État, 25 août 2023, n° 477334

Plusieurs actualités intéressantes s’agissant du mécanisme d’Accès Régulé à l’Electricité Nucléaire Historique (ci-après, ARENH) sont à signaler.

• Calcul du complément de prix ARENH sur l’année 2022

D’abord, la Commission de Régulation de l’Energie (ci-après, CRE) est venue préciser, dans la délibération n° 2023-176 publiée le 29 juin 2023 et corrigée par la délibération n° 2023-207 du 20 juillet 2023, le calcul du complément de prix ARENH sur l’année 2022.

Le Régulateur indique notamment que lors du guichet de novembre 2021, certains fournisseurs ont demandé un volume supérieur à leurs droits réels en ARENH calculés sur la base de la consommation constatée de leurs clients. Cela concerne, après redistribution théorique, 58 fournisseurs sur la centaine ayant formulés une demande d’ARENH pour 2022. Ces fournisseurs sont ainsi redevables d’un complément de prix 1 (ci-après, CPI 1).

Ces compléments de prix seront redistribués aux fournisseurs impactés par les demandes excédentaires d’autres fournisseurs à due proportion de leur perte et dans la limite des montants effectivement recouvrés, en application des articles R. 336-35-1 du Code de l’énergie.

La CRE précise que les consommateurs résidentiels et les petits professionnels ne seront pas affectés par les compléments de prix dès lors que leur prix de l’électricité a été gelé en 2022 par mesures gouvernementales.

En outre, elle précise que 11 fournisseurs sont redevables d’un complément de prix 2 (ci-après, CP 2) à reverser à EDF dans la limite des montants effectivement recouvrés et en déduction de la compensation des charges imputables aux missions de service public assignées à EDF et évaluées par la CRE dans sa délibération publiée mi-juillet 2023. Le CP2 correspond à une pénalité financière attribuée à un fournisseur qui a formulée une surestimation excessive de son besoin en ARENH.

On peut également souligner que le 25 août 2023, le Juge des référés du Conseil d’Etat a rejeté la demande de suspension, formulée par le fournisseur E-Pango, de l’exécution de la notification du complément de prix 1 de l’ARENH mis à sa charge pour 2022 ainsi que des deux délibérations de la CRE susvisée.

Le Conseil d’Etat a considéré que contrairement à ce qu’affirmait le fournisseur, le calcul du complément de prix 1 avait bien pris en compte la période d’interruption par la société de ses livraisons d’électricités aux consommateurs finals.

• Calcul des droits à l’accès à l’ARENH

Le 27 juillet 2023, le Ministre de la Transition Ecologique a publié un arrêté portant modification de l’arrêt du 17 mai 2011 relatif au calcul des droits à l’accès régulé à l’électricité nucléaire histoire, après l’avoir soumis à l’avis de la CRE qui s’est prononcée favorablement dans une délibération n° 2023-208 du 20 juillet 2023.

L’arrêté prévoit notamment une baisse du coefficient de bouclage utilisé dans le calcul des droits ARENH. Ce coefficient permet d’ajuster les volumes d’ARENH théorique à la part de la production nucléaire dans la consommation française, telle que le précise la CRE dans sa délibération susvisée qui a jugé cet abaissement pertinent et bienvenu au regard de la baisse du taux d’écrêtement de l’ARENH qui en découlera.

Toutefois, comme la Commission le précise, cette modification entraînera une augmentation du Tarif d’Utilisation Du Réseau Public d’Electricité (ci-après, TURPE) dans la mesure où elle entraînera une hausse du prix des pertes électriques pour les gestionnaires de réseau qui sera répercutée sur les factures des consommateurs.

Au sein de sa délibération, la CRE fixe également les modalités de prise en compte dans le calcul des Tarifs Réglementés de Vente d’Electricité (ci-après, TRVE) de la baisse du coefficient de bouclage.

Enfin, dans son avis, la CRE recommande qu’une décision soit prise dans de brefs délais sur l’évolution ou non des autres paramètres de l’ARENH et particulièrement le volume maximal annuel et le prix.

Pour rappel, et ainsi que nous l’évoquions dans un précédent focus avant la publication de la loi n° 2023-175 en date du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables (ci-après, loi APER), il est désormais possible, en vertu des articles 27, 37 et 66 de la loi APER, de déroger au principe d’inconstructibilité dans certains secteurs soumis aux dispositions de la loi n°86-2 du 3 janvier 1986 relative à l’aménagement, la protection et la mise en valeur du littoral (ci-après, loi Littoral).

Plus précisément :

• L’article 27 de la loi APER permet de déroger à l’article L. 121-5-2 du Code de l’urbanisme afin que soit autorisée la construction de postes électriques dans les espaces identifiés comme remarquables ou caractéristiques et dans les milieux identifiés comme nécessaires au maintien des équilibres biologiques sur certains sites au sens de l’article L. 121-23 du Code de l’urbanisme ;
• L’article L. 121-12-1 I. du Code de l’urbanisme, modifié par l’article 37 de la loi APER, permet, par dérogation à l’article L. 121-8 de ce même Code, que des ouvrages nécessaires à la production d’énergie solaire photovoltaïque ou thermique puissent être autorisés sur des friches ou des bassins industriels de saumure saturée qui ne sont pas en continuité avec les agglomérations et villages existants ;
• L’article L. 121-5-2 du Code de l’urbanisme, créé par l’article 66 de la loi APER, permet à titre exceptionnel l’implantation d’ouvrages du réseau public de transport nécessaires au développement de l’éolien en mer et à la décarbonation des industries dans les zones exposées au recul du trait de côte et dans les bandes littorales de cent mètres.

La loi APER a soumis le bénéfice de ces dérogations à l’obtention d’une autorisation délivrée par les ministres chargés de l’urbanisme et de l’énergie ou par l’autorité administrative compétente de l’Etat.

Le décret n° 2023-517 publié le 28 juin 2023 et fixant certaines modalités d’application des articles 27, 37 et 66 de la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables est ainsi venu préciser les modalités de délivrance de ces autorisations.

D’abord, au regard de leur objet particulier, le décret déroge au principe selon lequel le silence gardé par l’administration sur une demande d’autorisation vaut acceptation.

Ensuite, s’agissant des autorisations prévues à l’article L. 121-12-1 du Code de l’urbanisme et par l’article 27 de la loi APER, il est précisé qu’une décision implicite de rejet naît à l’expiration d’un délai de quatre mois, même si, s’agissant de la seconde autorisation, ce délai pourrait être modifié par décret en Conseil d’Etat. Cette durée se justifie notamment par la complexité de la procédure d’instruction des demandes d’autorisations.

Enfin, le décret désigne le ministre chargé de l’urbanisme comme l’autorité administrative de l’Etat compétente pour délivrer l’autorisation prévue à l’article L. 121-12-1 du Code de l’urbanisme susvisée.

Règlement du Parlement et du conseil sur le déploiement d’une infrastructure pour carburants alternatifs et abrogeant la directive 2014/94/UE

L’adoption du paquet européen Fit for 55 se poursuit avec la publication durant l’été de deux textes significatifs relatifs à l’efficacité énergétique et aux infrastructures de carburant alternatif.

Pour rappel, le paquet « Ajustement à l’objectif 55 » est un ensemble de propositions visant à réviser et à actualiser le droit européen pour atteindre l’objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 55 % en 2030 que l’union européenne s’est fixée. Nous avions déjà eu l’occasion de commenter les textes relevant de ces propositions (notre article de juillet 2022 est consultable ici).

Si la majorité des quinze textes ayant vocation à être modifiés sont encore en cours de révision, certains ont déjà été adoptés par les organes de l’Union européenne. Ainsi, nous avons relevé pendant notre veille estivale deux textes qu’il convient de signaler :

• La directive relative à l’efficacité énergétique ;
• Le règlement sur le déploiement d’infrastructures pour carburants alternatifs

Sur la directive relative à l’efficacité énergétique

Le projet de réforme de la directive sur l’efficacité énergétique a été formellement adopté par le Parlement européen et le Conseil. Le nouveau texte devrait être publié prochainement au Journal officiel de l’Union européenne.

En premier lieu, face au constat que l’objectif d’amélioration de l’efficacité énergétique n’est pas atteignable selon les modalités actuelles, la directive fixe un objectif collectif de réduction de la consommation (article 4).

Cet objectif, contraignant, de réduction de la consommation d’énergie est fixé à 11,7 % en 2030 par rapport aux prévisions de consommation d’énergie pour 2030 établies en 2020. Les Etats membres devront ainsi fixer des contributions et trajectoires nationales indicatives pour atteindre l’objectif dans leurs plans nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat. La Commission assurera le suivi de l’atteinte de l’objectif.

En deuxième lieu, la directive prévoit un rehaussement des économies d’énergie devant être réalisées par les états membres du 1er janvier 2021 au 31 décembre 2030 sur la base de la moyenne des trois dernières années précédant le 1er janvier 2019.

En d’autres termes, la directive organise une augmentation progressive des objectifs annuels d’économie d’énergie. L’objectif était jusqu’alors de 0.8 % par an, il augmentera désormais progressivement comme suit :

• 8 du 1er janvier 2021 au 31 décembre 2023
• 3 du 1er janvier 2024 au 31 décembre 2025
• 5 du 1er janvier 2026 au 31 décembre 2027
• 9 du 1er janvier 2028 au 31 décembre 2030

En troisième lieu, la directive consacre un chapitre spécifique à l’information et la sensibilisation des consommateurs. Là où un seul article abordait ce sujet, quatre y sont désormais consacrés (articles 21 à 24). L’article 24 vise plus spécifiquement les personnes en situation de précarité énergétique en imposant aux Etats membres de prendre : « les mesures appropriées pour autonomiser et protéger les personnes touchées par la précarité énergétique, les clients vulnérables, les ménages à faibles revenus et, le cas échéant, les personnes vivant dans des logements sociaux ».

Sur le règlement relatif au déploiement d’une infrastructure pour carburants alternatifs

Le règlement sur le déploiement d’une infrastructure pour carburants alternatifs et abrogeant la directive 2014/94/UE a été adopté par le Conseil européen le 25 juillet 2023 en des termes identiques au texte adopté par le Parlement européen. Sa publication au Journal officiel de l’Union européenne devrait prochainement intervenir.

La refonte de la législation européenne relative au développement des infrastructures pour carburants alternatifs résulte du constat que le développement de ces infrastructures s’effectue de manière inégale entre les Etats membres. Face à ce constat, l’Union européenne a donc substitué à la directive 2014/94/UE un règlement introduisant des « objectifs nationaux contraignants menant au déploiement de suffisamment d’infrastructures pour carburants alternatifs dans l’Union » (article 1^er du règlement).

L’essentiel du règlement est une refonte de la directive 2014/94/UE ainsi que des règlements délégués pris pour son application. Néanmoins, les objectifs chiffrés, qui étaient alors fixés par les Etats eux-mêmes sont désormais fixés par le règlement. On relèvera parmi ces objectifs :

• Le déploiement de stations de recharge rapide d’au moins 150 kW pour voitures et camionnettes devront être installées tous les 60 km le long des principaux corridors de transport de l’UE, formant le « réseau transeuropéen de transport (RTE-T) », de stations de recharge pour véhicules utilitaires lourds d’une puissance minimale de 350 kW devront être déployées tous les 60 km le long du réseau central du RTE-T et tous les 100 km sur le réseau global plus vaste du RTE-T à partir de 2025 – article 3 ;

• Le déploiement de stations de ravitaillement en hydrogène pour voitures et camions devra être réalisée à partir de 2030 dans tous les nœuds urbains et tous les 200 km le long du réseau central RTE-T– article 6 ;

• La facilitation des paiements par les utilisateurs de véhicules électriques ou fonctionnant à l’hydrogène aux points de recharge ou de ravitaillement au moyen de cartes de paiement ou de dispositifs sans contact et sans avoir besoin d’un abonnement, en toute transparence au niveau des prix – article 5 et 7 ;

• La fourniture par les exploitants de points de recharge ou de ravitaillement aux consommateurs, par voie électronique, des informations complètes sur la disponibilité, le temps d’attente ou les prix dans les différentes stations – article 5.

Cass. Civ., 3ème, 15 juin 2023, n° 21-22.816

Quelle est la nature juridique d’un bail emphytéotique organisant l’occupation d’un barrage hydroélectrique conclu entre une commune et un opérateur privé ? Par un arrêt remarqué en date du 15 juin 2023, la Cour de cassation a confirmé la position de la Cour d’appel d’Orléans en considérant que le bail emphytéotique en cause était un bail emphytéotique administratif.

Une centrale hydroélectrique a fait l’objet d’un bail emphytéotique entre une commune et une société. Cette société a été mise en demeure par le préfet de département de réaliser des travaux afin de respecter les dispositions du Code de l’environnement relatives aux débits minimaux des cours d’eau. Cette mise en demeure a été suivie d’un refus d’accorder une autorisation d’exploiter la centrale.

La société a alors assigné la commune en condamnation à réaliser les travaux de mise en conformité et en indemnisation devant la juridiction judiciaire. Mais la commune a opposé une exception d’incompétence au profit de la juridiction administrative. C’est de cette question de compétence qu’a été saisie la Cour de cassation.

Aux termes de l’article L. 1311-2 du Code général des collectivités territoriales : « un bien immobilier appartenant à une collectivité territoriale peut faire l’objet d’un bail emphytéotique prévu à l’article L. 451-1 du Code rural et de la pêche maritime en vue de la réalisation d’une opération d’intérêt général relevant de sa compétence ».

L’article L. 1311-2 du CGCT a ouvert la faculté aux collectivité territoriale de conclure des baux emphytéotiques, prenant alors la qualification de bail emphytéotique administratif. La conclusion de ce type de contrat par les collectivités territoriales est, aux termes de l’article précité, conditionnée à la réunion de deux conditions : que l’opération à réaliser soit une opération d’intérêt général et que l’opération relève de la compétence de la collectivité.

La Cour de cassation a fait application de cet article pour déterminer si le contrat en cause était un bail emphytéotique administratif. Elle a répondu par l’affirmative en considérant que la mise à disposition, par l’effet d’un bail emphytéotique, d’une centrale hydroélectrique, en vue de la production et de la vente d’électricité à un fournisseur d’énergie, constitue une opération d’intérêt général au motif que l’opération :

• favorise la diversification des sources d’énergie et participe au développement des énergies renouvelables ;
• participe au développement des énergies renouvelables.

Le bail emphytéotique organisant la mise à disposition d’une centrale hydroélectrique par une commune à une société est donc un bail emphytéotique administratif. Sa contestation relève des juridictions de l’ordre administratif.

Arrêté du 3 août 2023 modifiant l’arrêté du 27 novembre 2015 relatif à la valorisation des recettes des concessions hydroélectriques mentionnées à l’article L. 523-2 du Code de l’énergie

Pour rappel, l’article L. 523-2 du Code de l’énergie met à la charge des concessionnaires de concession hydroélectrique une redevance proportionnelle aux recettes de la concession au profit de l’Etat[1].

Le calcul de cette redevance est organisé par l’article L. 523-2 précité, par les articles R. 523-1 et suivants du Code de l’énergie ainsi que par l’arrêté commenté. Le calcul repose sur plusieurs facteurs et notamment sur :

• Les recettes de la concession résultant de la vente d’électricité, établies par la valorisation de la production aux prix constatés sur le marché ;
• Le résultat normatif défini comme le total des recettes de la concession, diminuées de l’ensemble des charges et amortissements correspondant à l’exploitation de la concession.

L’arrêté en du 3 août 2023 ici commenté apporte des précisions sur ces facteurs en modifiant l’arrêté du 27 novembre 2015 relatif à la valorisation des recettes des concessions hydroélectriques mentionnées à l’article L. 523-2 du Code de l’énergie.

En premier lieu, l’arrêté commenté insère un nouvel article 1^er dans l’arrêté du 27 novembre 2015 définissant les prix constatés sur le marché utilisés pour le calcul de la redevance proportionnelle. Ainsi, ces prix constatés sur le marché sont définis comme « les prix résultant des ventes d’électricité issues de l’exploitation de la concession ».

Le nouvel article 1^er impose la production d’une attestation de conformité par un expert-comptable pour certifier les prix annoncés. Dans le cas où une attestation ne pourrait être produite, le calcul des prix sur le marché utilisés pour la valorisation de la production sont : « égaux aux moyennes pour la zone France des cotations à terme des années N-1 et N-2 par rapport à l’année sur laquelle est calculée la redevance et des prix spots horaires pour livraison le lendemain, constatés sur la bourse de l’électricité EPEX Spot SE de l’année sur laquelle est calculée la redevance » et pondérés en fonction du type de production utilisé selon un tableau inséré dans l’arrêté du 27 novembre 2015.

En deuxième lieu, aux termes de l’article R. 523-5 précité : « l’assiette de la redevance mentionnée à l’article L. 523-3 est le résultat normatif de la concession diminué de l’impôt sur les sociétés calculé sur ce résultat. Le résultat normatif est défini comme le total des recettes de la concession déterminées conformément au premier alinéa de l’article L. 523-2, diminuées de l’ensemble des charges et amortissements correspondant à l’exploitation de la concession ».

L’article 5 de l’arrêté commenté apporte des précisions sur les charges et amortissements mentionnées à l’article R. 523-5 du Code de l’énergie en fixant une liste d’éléments. Sont ainsi compris dans les charges et amortissements :

• les achats et les charges d’entretien et de maintenance ;
• les impôts, redevances, taxes et versements assimilés ;
• les charges de personnels ;
• les autres charges d’exploitation dont les coûts d’accès aux réseaux et les charges de structure et frais de siège ;
• les dotations aux amortissements ;
• la participation des salariés.

[1] L’article L. 523-2 du Code de l’énergie dispose : « Pour toute nouvelle concession hydroélectrique, y compris lors d’un renouvellement, il est institué, à la charge du concessionnaire, au profit de l’Etat, une redevance proportionnelle aux recettes de la concession. Les recettes résultant de la vente d’électricité sont établies par la valorisation de la production aux prix constatés sur le marché, diminuée, le cas échéant, des achats d’électricité liés aux pompages. Les autres recettes sont déterminées selon des modalités définies par arrêté du ministre chargé de l’énergie ».

Décret n° 2023-810 du 21 août 2023 relatif aux sanctions applicables aux installations de production de biogaz

Deux décrets sont venus modifier les dispositions de la partie réglementaire du Code de l’énergie relatives aux soutiens publics à la production de biogaz.

Le premier étend la liste des technologies éligibles aux soutiens publics et assouplit les règles de suspension du délai de prise d’effet du contrat. Le second définit la procédure de sanction pouvant être mise en œuvre par le préfet à l’encontre d’un producteur bénéficiant d’un dispositif de soutien en cas de manquement, fraude ou non-conformité.

Sur le décret n° 2023-809 du 21 août 2023 portant diverses dispositions relatives à la vente de biogaz injecté dans le réseau de gaz naturel

Aux termes de l’article 1 du décret n° 2023-810 du 21 août 2023, l’article R. 446-12-2 du Code de l’énergie a été modifié. Cet article précise la liste des installations de production de biogaz éligibles aux soutiens publics tels que l’obligation d’achat ou le complément de rémunération.

Seules les installations de production de biométhane en installation de stockage de déchets non dangereux à partir de déchets ménagers et assimilés ou par « méthanisation en digesteur » étaient concernées par l’ancienne version de l’article précité. Sont désormais éligibles aux soutiens publics, outre les installations de stockage de déchets en digesteur, les installations de production de biogaz à partir de méthanation, de méthanisation, de gazéification ou de pyrolyse de produits ou déchets non dangereux.

L’article 1^er modifie également les dispositions relatives au délai de réponse des candidats aux appels d’offres et à la période de suspension de la prise d’effet du contrat en cas de recours. Ainsi, dans une logique d’accélération, le délai dont dispose les candidats aux appels d’offre du ministre en charge de l’énergie pour répondre auxdits appel d’offres est réduit de six mois à 35 jours. Par ailleurs, le délai pendant lequel la prise d’effet du contrat peut être suspendue en cas de recours est allongé.

Sur le décret n° 2023-810 du 21 août 2023 relatif aux sanctions applicables aux installations de production de biogaz

Le décret n° 2023-810 en date du 21 août 2023 est pris en application de l’article L. 446-56 du Code de l’énergie.

Cet article, codifié par la loi n° 2022-217 du 21 février 2022 relative à la différenciation, la décentralisation, la déconcentration et portant diverses mesures de de simplification de l’action publique locale, organise le pouvoir de sanction de l’autorité administrative à l’encontre des producteurs de biométhane bénéficiant d’un dispositif de soutien en cas de manquement.

Le décret n° 2023-810 met la partie réglementaire du Code de l’énergie en cohérence avec l’article L. 446-56 en modifiant certains articles (R. 121-31-2 et R. 446-46-3) et en en insérant de nouveaux.

En premier lieu, aux termes du nouvel article R. 456-16-6-1, une procédure de sanction spécifique pour les fraudes commises par les bénéficiaires des dispositifs de soutien est mise en place.

Le nouvel article R. 456-16-6-1 prévoit de confier la procédure au préfet de région. En cas de fraude constatée, le préfet de région peut engager la procédure de sanction en accordant un délai d’un mois minimum au producteur mis en cause pour présenter ses observations. A l’issue de ce délai, le nouvel article R. 456-16-6-1 prévoit que le préfet peut soit abandonner la procédure, soit la poursuivre en enjoignant le cocontractant de résilier le contrat relatif au dispositif de soutien.

En second lieu, le nouvel article R. 456-16-6-2 du Code de l’énergie détaille les modalités du remboursement des aides perçues par l’exploitant en cas de résiliation du contrat d’achat prononcée par le préfet.

Ce remboursement est prévu par l’article L. 446-56 précité, ses modalités d’application sont désormais connues. Aux termes du nouvel article R. 456-16-6-2, le remboursement porte sur les sommes actualisées perçues au titre du contrat de soutien, dans la limite des surcoûts résultant de l’obligation d’achat de biogaz mentionnés aux 3° ou 4° de l’article L. 121-36 du Code de l’énergie.

En outre, seules les sommes versées à compter de l’entrée en vigueur du décret commenté, soit à compter du 24 août 2023, seront exigibles et le montant du remboursement devra être apprécie « en fonction de la gravité de la fraude, du manquement ou de la non-conformité et de la situation du producteur ».

Parmi les textes d’application de la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables (ci-après, APER) qui sont attendus prochainement, le Gouvernement a mis en consultation un projet de décret sur les comités de projet pris en application de l’article L.211-9 du Code de l’énergie tel qu’issu de la loi APER.

Pour mémoire, l’article L. 211-9 du Code de l’énergie consacre l’obligation pour les porteurs de projets d’énergie renouvelable dont la demande d’autorisation est déposée à compter du 10 septembre 2023 et situés en dehors des zones d’accélération pour l’implantation d’installations terrestres de production d’énergies renouvelables de constituer à leurs frais de tels comités de projets.

Aux termes de ce même article, le comité de projet inclut « les différentes parties prenantes concernées par le projet, notamment les communes et les établissements publics de coopération intercommunale dont elles sont membres, ainsi que les représentants des communes limitrophes ».

Les modalités d’application du présent article, et notamment le seuil de puissance à partir duquel les projets emportent application de cette obligation, restent encore à fixer par décret en Conseil d’Etat. C’est l’objet du projet de décret soumis à consultation.

Le projet de décret prévoit donc les seuils à partir desquels les installations sont concernées par l’obligation de créer un comité de projet (nouvel article R. 212-2 du Code de l’énergie).

Sont notamment visées les installations terrestres de production d’électricité à partir de l’énergie mécanique du vent, regroupant un ou plusieurs aérogénérateurs, soumises à autorisation au titre de la réglementation des Installations Classées pour la Protection de l’Environnement (ICPE), les installations solaires photovoltaïques et thermiques d’une puissance supérieure à 3.5 MWc ou encore les installations de méthanisation soumises à autorisation au titre de certaines rubriques de la nomenclature des ICPE.

La composition du comité de projet proposée est la suivante :

• un représentant ou plusieurs représentants de la ou des commune(s) d’implantation du projet d’énergie renouvelable ;
• un représentant de chaque établissement public de coopération intercommunale à fiscalité propre sur lequel est implanté le projet d’énergie renouvelable ;
• lorsque l’installation relève de l’article L. 511-1 du Code de l’environnement (ICPE), d’un représentant des communes dont une partie du territoire est située à une distance, prise à partir du périmètre de l’installation, inférieure au rayon d’affichage fixé dans la nomenclature, annexée à l’article R. 511-9 du Code de l’environnement, des installations classées pour la rubrique dont l’installation relève ;

• lorsque l’installation ne relève pas de l’article L. 511-1 du Code de l’environnement (ICPE), d’un représentant de chaque commune limitrophe de la ou des commune(s) d’installation du projet

• d’un représentant pour chaque porteur de projet.

 A la demande des collectivités membres du comité de projet et du porteur de projet, peuvent également être invités à participer au comité de projet le référent préfectoral à l’instruction des projets d’énergies renouvelables et des projets industriels nécessaires à la transition énergétique nommé en application de l’article L. 181-28-10 du Code de l’environnement , un représentant des gestionnaires de réseaux publics de distribution concernés, un représentant des gestionnaires de réseaux publics de transport d’énergie concernés.

Le projet de décret précise en outre que le comité de projet est réuni au moins à deux reprises en amont du dépôt du dossier du projet. :

• une première réunion est réalisée avant tout engagement du porteur de projet dans des procédures administratives. Le projet de décret liste en outre les documents devant être soumis au comité de projet lors de cette première réunion.

• si le porteur de projet souhaite poursuivre son projet, une deuxième réunion pour répondre aux recommandations et points de vigilance formulés par le comité de projet à l’occasion ou après la première réunion.

Le projet de décret fixe des délais minimum de convocation ainsi que des règles relatives aux membres dont la présence est obligatoire pour que le comité se réunisse valablement.

La consultation sur le projet de décret est ouverte jusqu’au 17 septembre prochain.

Les Tarifs Réglementés de Vente d’Electricité (ci-après, TRVE) ont donné lieu à différents actes et décisions au cours de l’été.

D’abord, quatre arrêtés du 28 juillet 2023 ont fixé les TRVE applicables à compter du 1^er août 2023 respectivement aux consommateurs résidentiels et non résidentiels en France Métropolitaine, aux tarifs jaunes et verts applicables aux consommateurs en France Métropolitaine, et dans les zones non interconnectées du réseau métropolitain continental.

Dans les quatre arrêtés, il est précisé que les Ministres ne suivent pas les propositions formulées par la Commission de Régulation de l’Energie (ci-après, CRE) lesquelles auraient pour conséquence que les nouveaux tarifs excèdent de plus de 15 % ceux applicables au 31 décembre 2022. La hausse résultant des quatre arrêtés du 27 juillet 2023 se situe autour de 10 %.

Comme la CRE le souligne sur son site internet, au 1er août 2023, en application des dispositifs de gel des tarifs décidés par le Gouvernement dans le contexte de hausse massive des prix de l’énergie les TRVE théoriques que la CRE continue de calculer conformément à ses obligations légales et réglementaires se situent désormais 74,5 % TTC au-dessus des tarifs gelés actuellement en vigueur au terme des arrêtés susmentionnés.

Ensuite, en conséquence des quatre arrêtés précités, un arrêté du 28 juillet 2023 fixe le tarif de cession applicable aux Entreprises Locales de Distribution (ci-après, ELD) à compter du 1^er août 2023. Les tarifs de cession permettent en effet aux ELD de s’approvisionner en électricité pour la fourniture de leurs clients aux TRVE et, pour celles desservant moins de 100 000 clients, pour la fourniture de leurs pertes réseau. Ces tarifs sont donc intimement liés au niveau des TRVE.

Enfin, par une décision en date du 26 juillet 2023 (CE, 26 juillet 2023, Sté EkWateur, n° 462612), le Conseil d’Etat a censuré les TRVE applicables aux consommateurs non résidentiels en France métropolitaine continentale en vertu de l’arrêté du 28 janvier 2022 des Ministres de l’Economie et de l’Energie dont la société EkWateur demandait l’annulation, mais neutralisé l’effet rétroactif qui s’attache normalement aux annulations contentieuses.

Le Conseil d’Etat fait droit à cette demande, d’une part, en retenant l’incompétence du pouvoir réglementaire, le législateur n’ayant habilité les Ministres chargés de l’économie et de l’énergie à fixer des tarifs de vente de l’électricité inférieurs à ceux proposés par la CRE que pour ce qui concerne les tarifs réglementés dits « bleus » applicables aux consommateurs résidentiels, et non pas pour les consommateurs non résidentiels et d’autre part ; en considérant qu’en  fixant lesdits tarifs à un niveau significativement inférieur à celui résultant de la proposition tarifaire de la CRE, « ne permettant pas d’assurer une concurrence tarifaire effective sur le marché de la fourniture d’électricité, l’arrêté en litige ne respecte pas, […] les conditions prévues à l’article 5 de la directive du 5 juin 2019 et mentionnées au point 9 auxquelles est subordonnée toute intervention publique dans la fixation des prix pour la fourniture d’électricité ».

Pour autant, en dépit de cette censure, l’annulation prononcée n’est pas assortie de l’effet rétroactif compte tenu des répercutions financières qu’une telle annulation aurait emporté sur les clients non résidentiels pour la période comprise entre l’entrée en vigueur de l’arrêté et la décision du Conseil d’Etat et compte tenu de l’incertitude s’attachant aux conséquences d’une telle annulation concernant les restitutions financières devant intervenir entre EDF et les fournisseurs alternatifs.

Faisant en effet application de son pouvoir de modulation des effets de ses annulations contentieuses, le Conseil d’Etat estime « qu’eu égard, d’une part, à l’importante charge financière qu’engendrerait l’annulation rétroactive prononcée par la présente décision, sur les consommateurs non résidentiels de France métropolitaine soumis aux tarifs réglementés ou qui étaient titulaires d’un contrat de fourniture dont le prix était déterminé par référence à ces mêmes tarifs, et d’autre part, aux incertitudes sur les conséquences en chaîne que provoquerait cette annulation, notamment au regard des éventuelles restitutions financières dues par  » Electricité de France  » et les fournisseurs alternatifs pour l’année 2023  qu’il y a lieu de prévoir, à titre exceptionnel, que les effets produits par l’arrêté attaqué sont, sous réserve des actions contentieuses déjà engagées à la date de la présente décision, regardés comme définitifs ».

Les effets de cette annulation sont donc neutralisés.

La notion de contrat d’achat direct d’électricité entre un producteur et un consommateur (également usuellement dénommé « PPA » pour « Power Purchase Agreement ») a été récemment introduite en droit interne par la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables (ci-après, APER).

Si cette nouvelle catégorie de contrats est désormais consacrée par le Code de l’énergie (art. L. 333-1 et L. 331-5), un texte réglementaire d’application, annoncé pour septembre 2023, est encore attendu afin de préciser en particulier « le contenu du dossier de demande d’autorisation et […] les obligations en matière d’information des consommateurs d’électricité » pesant sur les producteurs (art. L. 333-1 III du Code de l’énergie).

En effet, aux termes de l’article L. 333-1 I du Code de l’énergie issu de la loi APER les producteurs concluant ce type de contrats doivent être titulaires d’une autorisation ministérielle, similaire à celle dont bénéficient les fournisseurs, sauf à « désigner un producteur ou un fournisseur tiers, déjà titulaire d’une telle autorisation, afin qu’il assume, par délégation, à l’égard des consommateurs finals, les obligations incombant aux fournisseurs d’électricité ».

Dans l’attente du texte réglementaire, le Ministère de la Transition Ecologique vient de publier sur son site internet une notice explicative et un modèle de convention de délégation auprès d’un titulaire de l’autorisation.

Le Ministère explique que « cette notice vise à aider les pétitionnaires à préparer leur dossier de demande d’autorisation en tant que producteurs d’électricité concluant un contrat de vente directe d’électricité à des consommateurs finals ou à des gestionnaires de réseaux pour leurs perte ». Ladite notice prend la forme d’un tableau listant les rubriques constitutives du dossier de demande d’autorisation et les pièces attendues au titre de chacune desdites rubriques.

S’agissant de la délégation, le Ministère précise qu’elle « peut notamment se matérialiser par la conclusion d’un contrat de délégation parfaite entre le producteur [vendeur] et le fournisseur d’électricité de l’acheteur ou entre le producteur (vendeur) et une société le contrôlant, si celle-ci est titulaire d’une autorisation ».  Le Ministère ajoute que « ce contrat prévoit la prise en charge par le délégué de toutes les obligations qui incombent aux titulaires d’une autorisation d’achat pour revente » et qu’il « mentionne l’arrêté d’autorisation du délégué ».

Il est également précisé par le Ministère que le contrat de délégation doit être joint au contrat de vente directe d’électricité conclu entre le producteur (vendeur) et le consommateur d’électricité (acheteur), obligation non prévue par le Code de l’énergie en l’état.

Un modèle de convention de délégation parfaite entre l’acheteur d’électricité, le producteur non titulaire de l’autorisation ministérielle et le fournisseur qui en dispose est proposé par le Ministère.

Toujours au titre de l’élaboration progressive du cadre juridique applicable aux contrats d’achat direct d’électricité, la Commission de Régulation de l’Energie (ci-après, CRE) a initié une enquête en mettant en ligne des questionnaires destinés aux producteurs, consommateurs et fournisseurs signataires de ce type de contrat afin de rassembler des informations sur ces contrats. Ces questionnaires concernent les contrats d’une durée minimale de dix ans portant sur des actifs de production d’électricité renouvelable situés en France métropolitaine continentale.

Les producteurs, consommateurs et fournisseurs ont jusqu’au 16 octobre prochain pour faire parvenir leurs réponses à la CRE.

Les objectifs affichés par le régulateur consistent notamment à « concourir au bon fonctionnement des PPA […] grâce à une meilleure compréhension des modalités contractuelles » ; « aider au bon dimensionnement des dispositifs de soutien, sur lesquels la CRE dispose d’une compétence d’avis » ou encore « améliorer le suivi par la CRE du développement des installations de production d’électricité renouvelable en France quel que soit leur mode de valorisation, ainsi que de l’évolution du coût des installations de production d’électricité renouvelable ».

La loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables avait habilité le Gouvernement à prendre par voie d’ordonnance toute mesure relevant du domaine de la loi afin de modifier les dispositions législatives du Code de l’énergie relatives au raccordement aux réseaux d’électricité.

Aux termes de l’article 26 de la loi précitée, le gouvernement a été habilité pour :

• supprimer les incohérences rédactionnelles ;
• améliorer la lisibilité des dispositions relatives à l’accès et au raccordement aux réseaux publics d’électricité ;
• clarifier les modalités de prise en charge des coûts de raccordement au réseau par les redevables de la contribution au titre du raccordement ou par le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité, sans modifier la répartition actuelle de ces prises en charge ni aggraver leur niveau ;
• adapter, pour les zones non interconnectées à la France métropolitaine continentale, les procédures d’élaboration et d’évolution des schémas de raccordement au réseau des énergies renouvelables ;
• modifier, le cas échéant, pour les zones non interconnectées à la France métropolitaine continentale, la définition du périmètre de mutualisation ;
• prévoir les conditions dans lesquelles les conventions de raccordement peuvent permettre une évolution de la puissance de raccordement par rapport à la puissance effectivement mise à disposition par le gestionnaire des réseaux publics d’électricité.

Ainsi, par une ordonnance n° 2023-816 en date du 23 août 2023, le Gouvernement a mis en œuvre son habilitation et procédé à une refonte de plusieurs parties du Code de l’énergie.

Après avoir abordé successivement les modifications apportées aux dispositions relatives aux raccordements (I.), aux ZNI (II.) et à la modification des conventions de raccordement (III.), le présent focus présentera les limites juridiques liées à l’application de l’ordonnance qui mériteraient d’être clarifiées à l’occasion d’un nouveau texte (IV.).

I. Sur la recodification du chapitre relatif au raccordement

Le Gouvernement était habilité pour clarifier les modalités de prise en charge des coûts de raccordement aux réseaux. Pour ce faire, il a procédé à une refonte du chapitre 2 du titre IV de la partie III du Code de l’énergie, chapitre relatif au raccordement aux réseaux.

Si les dispositions étaient organisées de manière anarchique entre le chapitre précité et d’autres dispositions du Code de l’énergie, force est de constater que le Gouvernement est parvenu à mettre de l’ordre en réorganisant le chapitre 2, qui obéit désormais à un plan détaillé abordant successivement : les ouvrages de raccordement (Section 1), l’exécution des travaux et la maitrise d’ouvrage (Section 2), les délais de raccordement et l’indemnisation des retards des dysfonctionnements (Section 3), le financement (Section 4) et les règles générales applicables aux conventions de raccordement (Section 5).

Quelques modifications au sein de ce chapitre revisité méritent d’être étudiées.

En premier lieu, le Gouvernement a consacré un paragraphe aux schémas régionaux de raccordement aux réseaux des énergies renouvelables (ci-après S3RENR). Ainsi, les dispositions relatives à ces schémas ne sont plus présentées dans la partie du Code relative aux missions du gestionnaire du réseau de transport mais dans une partie dédiée.

Pour rappel, ce schéma est chargé de :

• définir les ouvrages à créer ou renforcer ;
• assurer la pertinence technique et économique des investissements à réaliser par les gestionnaires de réseau ;
• définir un périmètre de mutualisation des postes du réseau public ;
• évaluer le coût prévisionnel de l’établissement des capacités d’accueil nouvelles nécessaires.

En outre, le S3RENR fixe une quote-part unitaire dont doivent s’acquitter les exploitants des nouvelles installations de production d’énergie renouvelable raccordées au réseau. L’objet de cette quote-part est de mutualiser les coûts d’adaptation et de modification du réseau public.

Les modifications apportées par l’ordonnance sont résiduelles, le Gouvernement ayant en effet largement reproduit les dispositions préexistantes. Par ailleurs, les dispositions nouvelles, qui ont vocation à avoir force législative après ratification de l’ordonnance, s’efforcent de ne pas contrevenir aux dispositions réglementaires en vigueur.

Enfin, ainsi que le laissait entrevoir l’étude d’impact de la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023, la partie réglementaire du Code de l’énergie aura également vocation à être modifiée. Des précisions sont ainsi attendues notamment s’agissant de périodicité de la mise à jour du schéma et de son délai d’élaboration.

En deuxième lieu, le Gouvernement a procédé à une clarification des dispositions relatives au financement du coût des raccordements (nouveaux articles L. 342-11 à L. 342-21). Si la répartition n’est pas bouleversée, les nouvelles dispositions font œuvre de clarté.

Le coût du raccordement au réseau public de distribution est ainsi réparti comme suit, s’agissant de la part extension du raccordement, la part branchement du raccordement restant inchangée :

• Une partie du coût de l’extension est couverte par le TURPE (nouvel article L. 342-11) ; cette partie est en principe de 40 % du coût mais par exception elle peut être de :

• • 60 % lorsque le raccordement concerne une installation de production d’électricité d’origine renouvelable raccordée au réseau public de distribution et ayant une puissance inférieure à 500 kW ;

• • 100 % lorsque le raccordement consiste en un renforcement du réseau de distribution et est un raccordement en basse tension de consommateurs finals effectué par le gestionnaire du réseau de distribution;

• • 80 % lorsque les travaux de renforcement sont rendus nécessaires par les évolutions des besoins de consommateurs raccordés en basse tension pour des puissances inférieures ou égales à 36 kilovoltampères et qu’ils concourent à l’atteinte des objectifs de la politique énergétique.

Il y a là d’utiles précisions sur la prise en charge de la part renforcement du raccordement, quoique la dernière précision ci-dessus nous semble prêter à interprétation.

• L’autre partie du coût fait l’objet d’une contribution due par le demandeur du raccordement, dans les conditions déterminées au nouvel article L. 342-21, reprenant in extenso les dispositions de l’ancien article L. 342-11 mais ajoutant un nouveau membre de phrase aux termes duquel « le demandeur d’un raccordement aux réseaux publics de distribution d’électricité est le redevable de la contribution», confirmant de fait la suppression de la part de la contribution due par les collectivités en charge de l’urbanisme (ci-après, CCU).

Il convient enfin de souligner l’apparition d’une nouvelle disposition, codifiée au nouvel article L. 342-14, qui concerne le raccordement des producteurs d’électricité renouvelable. Aux termes de cet article :

« Lorsque des ouvrages, autres que les ouvrages propres, sont nécessaires au raccordement de l’installation et qu’ils ne sont pas prévus par le schéma régional de raccordement en vigueur, le producteur est redevable d’une contribution portant sur ses ouvrages propres et sur l’intégralité des ouvrages créés et renforcés pour ce raccordement, sans qu’aucun des éléments constitutifs de ce raccordement, y compris les renforcements, puisse bénéficier de la prise en charge prévue au 3° de l’article L. 341-2 et à l’article L. 342-11.

La contribution due par le producteur ne peut être inférieure à un seuil défini par un décret, pris après avis de la Commission de régulation de l’énergie ».

II. Sur les dispositions relatives aux ZNI

Aux termes des points 4 et 5 de l’article 26 de la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023, le Gouvernement devait adapter aux zones non interconnectées au réseau métropolitain continental (ci-après, ZNI) les procédures d’élaboration et d’évolution des schémas de raccordement au réseau des énergies renouvelables ainsi que modifier la définition du périmètre de mutualisation.

Ces sujets ont été traités par l’article 4 de l’ordonnance qui a modifié le chapitre 1 du titre VI de la partie III du Code de l’énergie, relatif aux dispositions applicables aux départements et régions d’outre-mer.

A titre liminaire, il convient de souligner que la Corse, qui faisait l’objet d’une disposition spécifique (le dernier alinéa de l’article L. 322-8), est désormais régie par les mêmes dispositions que les territoires d’outre-mer.

Le chapitre se décompose désormais en trois articles.

En premier lieu, l’article L. 361-1, seul préexistant à l’ordonnance, et relatif aux S3ENR des ZNI, a été partiellement modifié, dans la continuité des modifications apportées aux S3ENR métropolitains.

Ainsi, le schéma de raccordement au réseau des énergies renouvelables des ZNI devra :

• définir les ouvrages à créer ou renforcer ;
• assurer la pertinence technique et économique des investissements à réaliser par les gestionnaires de réseau ;
• définir un périmètre de mutualisation des postes du réseau public ;
• evaluer le coût prévisionnel de l’établissement des capacités d’accueil nouvelles nécessaires.

Conformément à l’habilitation législative, le Gouvernement a procédé à une légère adaptation des S3RENR aux ZNI. Ainsi, les distinguos entre réseau public de transport et réseau public de distribution sont remplacés par une distinction entre ligne à plus de 50 kV et autres lignes.

De surcroît, le schéma de raccordement au réseau des énergies renouvelables est pensé pour s’intégrer aux documents de planification locaux en matière d’énergie, et notamment à la programmation pluriannuelle de l’énergie prévue par l’article L. 141-5 du Code de l’énergie. Ainsi, aux termes du quatrième alinéa de l’article L. 361-1 : « l’élaboration, la modification ou la révision de la programmation pluriannuelle de l’énergie peut entraîner la modification ou la révision du schéma ».

En deuxième lieu, l’article L. 361-2 du Code de l’énergie est une nouveauté. S’il prévoit que « le périmètre de mutualisation du schéma peut être étendu, dans des conditions fixées par voie réglementaire, à des ouvrages du réseau public de distribution exploités à une tension supérieure ou égale à 15 kV », cette formulation ne donne pas grande indication sur l’objectif du Gouvernement.

Le rapport au Président de la République est toutefois éclairant. En effet, ce rapport dispose au sujet du nouvel article L. 361-2 : « l‘ordonnance prévoit par ailleurs un élargissement ciblé du périmètre de mutualisation des ouvrages du réseau à certains ouvrages exploités en haute tension de niveau A (HTA), en réponse à des difficultés identifiées sur certains départements et régions d’outre-mer caractérisés par exemple par une double insularité ».

L’article L. 361-2 prévoit donc que le périmètre de mutualisation peut être étendu à des ouvrages du réseau public de distribution exploités à une tension supérieure ou égale à 15 kV.

En troisième et dernier lieu, le nouvel article L. 361-3 est une reprise in extenso des alinéas 3, 4 et 5 de l’article L. 361-1 dans sa rédaction antérieure à l’ordonnance.

III. Sur les dispositions relatives à l’évolution de la puissance de raccordement

Aux termes du point 6 de l’article 26 de la loi n° 2023-175 en date du 10 mars, le Gouvernement était habilité afin de :

« Prévoir les conditions dans lesquelles les conventions de raccordement mentionnées aux articles L. 342-4 et L. 342-9 du même Code peuvent permettre une évolution par rapport à la puissance de raccordement par rapport à la puissance effectivement mise à disposition par le gestionnaire des réseaux publics d’électricité, à des fins de dimensionnement optimal du réseau sur les plans technique et économique ».

Cette possibilité d’évolution de la puissance de raccordement mentionnée dans les conventions de raccordement est prévue par le nouvel article L. 342-24. Cet article dispose :

« Les conventions ou protocoles de raccordement mentionnés aux articles L. 342-22 et L. 342-23 conclus postérieurement au 10 novembre 2023 ou en cours d’exécution à cette date précisent, dans des conditions déterminées par la Commission de régulation de l’énergie, les modalités selon lesquelles la puissance de raccordement peut être modifiée par le gestionnaire de réseau, lorsque la puissance maximale soutirée par l’utilisateur concerné est inférieure à la puissance de raccordement en soutirage prévue par cette convention ou ce protocole, à des fins de dimensionnement optimal du réseau.

La Commission de régulation de l’énergie détermine les modalités d’évolution de la puissance de raccordement et les éventuelles indemnités auxquelles un client peut prétendre, en cas de modification de sa puissance de raccordement.

Un arrêté du ministre chargé de l’énergie, pris après avis de la Commission de régulation de l’énergie, précise les catégories d’installations soumises aux dispositions du présent article, en fonction de leurs caractéristiques ».

En premier lieu, l’évolution de puissance envisagée se traduit par une possible diminution de puissance de raccordement pour les installations raccordées en soutirage dont la puissance prévue par la convention n’est pas atteinte en pratique.

En deuxième lieu, cette possibilité d’évolution de la puissance de raccordement concernant aussi bien les conventions conclues à partir du 10 novembre 2023 (date d’entrée en vigueur de l’ordonnance) que les conventions en cours d’exécution, le nouvel article L. 342-24 du Code de l’énergie impose donc aux gestionnaires de réseau de transport et de distribution de modifier leurs modèles de convention de raccordement en soutirage ainsi que les conventions en cours d’application.

En troisième et dernier lieu, les modalités selon lesquelles la puissance de raccordement pourra être modifiée par les gestionnaires de réseau seront précisées par la Commission de régulation de l’énergie.

Cette analyse résulte du rapport au président de la République qui indique :

« Dans l’objectif d’accélérer les raccordements tout en veillant à un dimensionnement optimal du réseau sur les plans technique et économique, les conditions dans lesquelles la part de puissance de raccordement non utilisée par l’installation concernée pourra être récupérée par le gestionnaire de réseau sont précisées. Ces dispositions s’appliqueront également aux contrats déjà signés ».

IV. Sur les difficultés juridiques relatives à la suppression de la contribution des CCU liées à l’entrée en vigueur de l’ordonnance

La suppression de la contribution due par les CCU était envisagée dès le projet de loi d’accélération des énergies renouvelables présenté par le gouvernement mais sa mise en œuvre renvoyée à l’ordonnance attendue du Gouvernement. Les sénateurs avaient toutefois entendu « inscrire dans le dur » le principe de cette suppression et habiliter le Gouvernement pour les détails. Toutefois, en l’état des textes, une part de la contribution ne sera due par personne pendant deux mois.

D’une part, la suppression de la contribution des CCU entre en vigueur le 10 septembre 2023. D’autre part, le nouvel article L. 342-21 du Code de l’énergie, introduit par l’ordonnance, et prévoyant que le demandeur du raccordement est redevable de la contribution, dans son intégralité (voir supra), entre en vigueur le 10 novembre 2023.

Quid de la période du 10 septembre au 10 novembre ? La part de la contribution due par les CCU ne sera plus, la prise en charge de l’intégralité de la contribution par le demandeur ne sera pas encore.

Et on ne pourrait affirmer que la part des CCU sera transférée au demandeur du raccordement. Car si l’article L. 342-11 a bien été modifié, l’article L. 332-15 du Code de l’urbanisme demeure. Et cet article limite la contribution du demandeur du raccordement « à la fraction de l’extension du réseau située sur le terrain d’assiette de l’opération ». La contribution des CCU concerne l’extension située en dehors du terrain d’assiette, qui ne peut donc, en l’état, être affectée au demandeur du raccordement.

Au-delà de la limite temporelle, l’absence de modification de l’article L. 332-15 pose des difficultés juridiques.

Une ordonnance n’a force de loi que lorsqu’elle est ratifiée, ou qu’un projet de loi de ratification a été déposé dans le délai d’habilitation initialement fixé et que celui-ci est échu (Conseil constitutionnel, 28 mai 2020, n° 2020-843 QPC). Tant que l’un de ces évènements n’est pas intervenu, l’ordonnance conserve un caractère réglementaire.

Or, au cas présent, ainsi qu’il a été vu, le nouvel article L. 341-21 du Code de l’énergie est en contradiction avec l’article L. 332-15 du Code de l’urbanisme. Le premier article met à la charge du demandeur l’intégralité de la contribution quand le second lui impose seulement de prendre en charge une part de cette contribution. Quelle est la norme à appliquer ? Tout dépend de l’intervention ou non de la loi de ratification de l’ordonnance avant la date limite.

Si l’ordonnance est ratifiée ou que la loi de ratification est publiée avant l’échéance de l’habilitation législative, alors les dispositions de l’ordonnance auront force de loi. Il conviendra dès lors de faire application de la loi nouvelle, soit de l’article L. 341-21 du Code de l’énergie, et d’imputer au demandeur du raccordement l’intégralité de la contribution due pour l’extension du réseau de distribution d’électricité.

A cette heure, cette première option n’est pas.

Et si l’ordonnance n’est pas ratifiée ou qu’un projet de loi de ratification n’est pas déposé dans un délai de trois mois à compter de la publication de l’ordonnance, soit le 24 novembre, aux termes du dernier alinéa de l’article 26 de la loi du 10 mars 2023 précitée, alors l’ordonnance conservera un caractère réglementaire.

Juridiquement, l’article L. 342-21 du Code de l’énergie aura donc la valeur d’un règlement et ne pourra contrevenir à une norme de valeur législative. Dès lors, il conviendra de faire application de l’article L. 332-15 du Code de l’urbanisme, au détriment de l’article L. 342-21 du Code de l’énergie.

On peut vraisemblablement penser que l’ordonnance ne sera pas ratifiée mais qu’un projet de loi de ratification sera déposé. Dès lors, l’article L. 342-21 du Code de l’énergie n’aura une force législative qu’à partir du 24 novembre 2023. La période pendant laquelle la contribution des CCU sera supprimée mais non remplacée s’étendra alors, dans ce cas de figure, du 10 septembre 2023 au 24 novembre 2023.

De tout cela on retiendra qu’il y a urgence à modifier l’entrée en vigueur de l’ordonnance ici commentée et à déposer le projet de loi de ratification de ladite ordonnance, une affaire on l’espère entre les mains du Gouvernement. Et à profiter d’une prochaine loi pour lever la contradiction entre le Code de l’urbanisme et le Code de l’énergie.