La Commission de régulation de l’énergie (ci-après, CRE) vient de publier son rapport biannuel sur le respect des codes de bonne conduite et sur l’indépendance des gestionnaires de réseaux d’électricité et de gaz naturel.

Aux termes de l’article L. 111-22 du Code de l’énergie, les sociétés gestionnaires de réseaux publics de transport d’électricité et de gaz doivent mettre en place un Code de bonne conduite pour prévenir toute pratique discriminatoire en matière d’accès des tiers au réseau. Cette obligation concerne également les gestionnaires des réseaux publics de distribution desservant plus de 100.000 clients (article L. 111-61 du Code de l’énergie).

La CRE est chargée de publier un rapport sur le respect de ces codes de bonne conduite et de l’assortir d’une évaluation de l’indépendance de leurs auteurs (article L. 134-15 du Code de l’énergie). Le 13^ème rapport de la CRE pour les années 2021/2022 vient d’être publié.

La CRE s’est penchée sur quatre thématiques qui ont donné lieu à des recommandations spécifiques :

• Relations contractuelles entre les gestionnaires de réseaux et leurs maisons-mères ;
• Raccordement des infrastructures de recharge pour véhicules électriques
• Mise en œuvre de la séparation des activités régulées et concurrentielles ;
• Actions de communication des gestionnaires de réseaux.

Le CRE souligne par ailleurs que les difficultés précédemment identifiées relatives à l’indépendance opérationnelle des gestionnaires de réseaux vis-à-vis de leurs maisons mères, EDF et ENGIE, ont été levées, malgré des progrès encore nécessaires.

En revanche, elle identifie de nouveaux enjeux, à savoir la non-discrimination entre les différentes catégories de clients et la parfaite séparation entre les activités en monopole et les activités de nature concurrentielles, qui selon elle, « restent des sujets d’amélioration ».

La CRE publie son prix repère de vente de gaz naturel pour juin 2023 pour les consommateurs résidentiels

La Commission de régulation de l’énergie (ci-après, CRE) a récemment mis en ligne sa page internet sur la référence mensuelle de coûts d’approvisionnement du gaz et publié le prix repère de vente de gaz naturel pour juin 2023 pour les consommateurs résidentiels.

Ces publications s’inscrivent dans le cadre de la suppression des tarifs réglementés de vente de gaz, qui interviendra le 30 juin 2023, que nous avions déjà commentée ici, et là.

Pour rappel, la suppression des tarifs réglementés de gaz résulte de l’article 63 de la loi n° 2019-1147 zn date du 8 novembre 2019 relative à l’énergie et au climat, suppression pour se conformer au droit européen (CE, 19 juillet 2017, Association nationale des opérateurs détaillants en énergie, n° 370321).

Pour accompagner les consommateurs dans la période post suppression des tarifs réglementés de vente, la CRE a pris l’initiative de publier mensuellement un prix repère de vente du gaz naturel, dont le calcul est basé sur la référence du coût d’approvisionnement en gaz.

Sur la référence du coût d’approvisionnement en gaz

La publication de la référence du coût d’approvisionnement en gaz résulte de l’article 181 de la loi n° 2022-1726 du 30 décembre 2022 de finances pour 2023 ayant prolongé le bouclier tarifaire gaz pour le premier semestre 2023.

Pour l’application de ce dispositif, les fournisseurs de gaz naturel bénéficient d’une compensation qui correspond au manque à gagner résultant de l’application du bouclier tarifaire. Cette compensation a une limite : les coûts d’approvisionnement des fournisseurs.

Ces coûts sont calculés par la CRE, conformément à une formule de calcul prévue par l’arrêté en date du 18 avril 2023 relatif à la référence de prix du gaz sur les marchés représentative des coûts d’approvisionnement des fournisseurs prévue à l’article 181 de la loi n° 2022-1726 du 30 décembre 2022 de finances pour 2023.

Afin d’assurer une plus grande transparence et « pour faciliter l’accès à cette référence à l’ensemble des acteurs » (communication de la CRE du 11 mai 2023), la CRE a décidé de mettre en place une page internet décrivant la méthode de calcul et l’historique de cette référence. La page internet est désormais en ligne.

Sur la publication du prix repère de vente du gaz naturel

La publication d’un prix repère de vente du gaz naturel répond à un double objectif. D’une part, elle vise à permettre à apporter au consommateur une information transparente sur la formation des prix des offres proposées par les fournisseurs. D’autre part, elle permet aux acteurs de marché, qui utilisent pour leurs transactions actuelles la référence « TRVG non gelés », d’avoir la possibilité d’y substituer un indice équivalent.

Le principe même et la méthode de calcul du prix repère de vente du gaz naturel ont été fixés par la délibération n° 2023-102 du 12 avril 2023 de la CRE (que nous avions déjà commentée).

La mise en place de ce référentiel devait notamment permettre « de prolonger le rôle de boussole précédemment joué par les TRVG » (voir la communication de la CRE du 14 mars 2023).

Le prix repère de vente du gaz naturel pour juin a ainsi été publié. Aux termes de la communication de la CRE du 22 mai 2023, le montant du prix a été fixé comme suit :

Le Gouvernement a ouvert une consultation sur trois projets de textes portant application de l’article L. 171-4 du Code de la construction et de l’habitation (ci-après, CCH). Cet article impose à certaines constructions de disposer sur leur toit d’une surface végétalisée ou d’un procédé de production d’énergie renouvelable.

La consultation porte sur trois projets de texte :

• Projet de décret définissant les rénovations lourdes et exonérations associées aux bâtiments ;
• Projet d’arrêté fixant les caractéristiques minimales que doivent respecter les systèmes de végétalisation installés en toiture ;
• Projet d’arrêté fixant la proportion de la toiture du bâtiment couverte par un système de végétalisation ou de production d’énergies renouvelables, et précisant les conditions économiquement acceptables liées à l’installation de ces systèmes.

Ces projets viennent modifier et compléter de dispositions déjà existantes.

Pour mémoire, l’article L. 111-18-1 du Code de l’urbanisme prévoyait déjà, depuis 2019, l’obligation d’installer un système de végétalisation ou un procédé de production d’énergie renouvelable. La loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets a déplacé cet article dans le CCH, à l’article L. 171-4 du CCH, précisé cette obligation et l’a étendue aux rénovations lourdes.

Dans ce cadre, et en premier lieu, le I. de l’article L. 171-4 du CCH précise l’obligation imposée aux aménageurs. Il dispose : « dans le respect des objectifs généraux de performance énergétique et environnementale des bâtiments énoncés à l’article L. 171-1, les bâtiments ou parties de bâtiments mentionnés au II du présent article doivent intégrer soit un procédé de production d’énergies renouvelables, soit un système de végétalisation basé sur un mode cultural ne recourant à l’eau potable qu’en complément des eaux de récupération, garantissant un haut degré d’efficacité thermique et d’isolation et favorisant la préservation et la reconquête de la biodiversité, soit tout autre dispositif aboutissant au même résultat ».

Et le III. de l’article L. 171-4 du CCH prévoit que l’obligation s’applique à une certaine proportion de la toiture, définie par arrêté. L’article prévoit des seuils minimums. Ainsi, la proportion de la toiture correspondant à la surface minimale devant être végétalisée ou équipée de procédé de production d’énergie renouvelable est d’« au moins de 30 % à compter du 1er juillet 2023, puis de 40 % à compter du 1er juillet 2026, puis de 50 % à compter du 1er juillet 2027 ».

L’un des projets d’arrêtés reprend ces seuils, sans les modifier.

En deuxième lieu, le II. de l’article L. 171-4 du CCH précise les constructions concernées par l’obligation.

De première part, sont ainsi obligées de prévoir une surface végétalisé ou un procédé de production d’énergie renouvelable les « constructions de bâtiments ou parties de bâtiment à usage commercial, industriel ou artisanal, aux constructions de bâtiments à usage d’entrepôt, aux constructions de hangars non ouverts au public faisant l’objet d’une exploitation commerciale et aux constructions de parcs de stationnement couverts accessibles au public, lorsqu’elles créent plus de 500 mètres carrés d’emprise au sol ».

Il convient de souligner la liste des constructions concernées par l’obligation va être étendue à partir du 1^er janvier 2025. Aux termes de la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergie renouvelable, devront inclure une surface végétalisée ou un procédé de production d’énergie renouvelable sur leur toit les bâtiments administratifs, les hôpitaux, les équipements sportifs, récréatifs ou de loisir et les bâtiments ou parties de bâtiments scolaires et universitaire.

De seconde part, outre les constructions, sont également concernées les « rénovations lourdes ». L’article L. 171-4 du CCH prévoit que cette notion est précisée par décret en Conseil d’Etat, précision prévue par le décret en consultation.

L’article 1^er du projet de décret prévoit ainsi la création d’un article R. 174-32 dans le CCH. Cet article devrait disposer que « les travaux de rénovation lourde visés à l’article L. 171-4 sont ceux qui ont pour objet le renforcement ou le remplacement d’éléments porteurs concourant à la stabilité ou à la solidité du bâtiment, y compris de la charpente ». Ne seront ainsi concernées que les travaux portant sur les éléments porteurs des bâtiments.

En troisième lieu, l’article 171-4 du CCH prévoit également des exceptions à l’obligation d’installer des surfaces végétalisées ou des dispositifs de production d’énergie renouvelable.

Le IV. de l’article précité donne à l’autorité compétente en matière d’urbanisme le pouvoir de prévoir que l’obligation ne s’applique pas :

• « Aux constructions et extensions ou rénovations lourdes de bâtiments ou de parties de bâtiment qui, en raison de contraintes techniques, de sécurité, architecturales ou patrimoniales, ne permettent pas l’installation des procédés et dispositifs mentionnés au I, notamment si l’installation est de nature à aggraver un risque ou présente une difficulté technique insurmontable » ;
• « Aux constructions et extensions ou rénovations lourdes de bâtiments ou parties de bâtiment pour lesquels les travaux permettant de satisfaire cette obligation ne peuvent être réalisés dans des conditions économiquement acceptables ».

Le projet de décret apporte utilement des précisions supplémentaires. Ainsi, il est envisagé que l’exception à l’obligation soit accordée lors de l’examen de la demande d’autorisation d’urbanisme. Le pétitionnaire devra pour ce faire joindre à sa demande une attestation motivée et accompagnée des pièces justificatives le cas échéant, justifiant son exonération.

Le projet de décret détaille également les cas d’exonération :

• Sur l’impossibilité de réaliser les travaux dans des conditions économiquement acceptables: le projet de décret précise que l’absence de conditions économiquement acceptables sera caractérisée en cas de disproportion manifeste entre le coût permettant la satisfaction des obligations de l’article L. 171-4 du CCH et le coût global des travaux de construction, d’extension ou de rénovation.

Le projet de décret fixe les méthodes de calcul de cette disproportion. Il renvoie à un arrêté le soin de définir certaines valeurs. Cet arrêté est l’un des deux arrêtés soumis à consultation.

Aux termes du projet de décret, cette disproportion sera caractérisée lorsque « le rapport entre coût des travaux liés à l’installation d’un système de végétalisation ou d’un système de production d’énergies renouvelables, et le coût global des travaux de construction, d’extension ou de rénovation, dépasse une valeur seuil fixée par arrêté ». Cette valeur seuil sera fixée, selon le projet d’arrêté, à 15 % du coût global des travaux.

Concernant plus spécifiquement les dispositifs de production d’énergie renouvelable, le projet de décret prévoit encore un cas d’exonération. Ainsi, lorsque le coût actualisé de l’énergie produite par le système sur une durée de 20 ans dépasse une valeur fixée par arrêté, l’obligation ne sera pas applicable. Cette valeur est précisée par le projet d’arrêté précité. Ainsi, aux termes de son article 3, ce projet d’arrêt prévoit que « la disproportion des coûts est justifiée dès lors que le coût actualisé de l’énergie produite par le système sur une durée de 20 ans est supérieur à la valeur du tarif d’achat ou du tarif de référence utilisé pour le calcul des revenus pouvant être obtenus par la vente de l’électricité produite par l’installation, tel que défini à l’article 4, multiplié par un coefficient égal à 1,5 ».

• Sur l’impossibilité de satisfaire les obligations en raison de contraintes techniques, de sécurité, architecturales ou patrimoniales : le projet de décret prévoit une série d’hypothèses :

• Présence d’une sur-toiture ventilée consistant en une paroi horizontale surimposée faisant office de pare-soleil ne permettant pas l’installation d’un système végétalisé ou d’un système de production d’énergies renouvelables : le projet de décret précise que cette exonération concerne les rénovations lourdes ;
• Mise en cause de la pérennité des ouvrages initiaux, ou l’impossibilité de réalisation technique des systèmes : le projet de décret indique également que cette exonération concerne les rénovations lourdes ;

• Présence d’installations techniques en toiture ne permettant pas d’atteindre le pourcentage de couverture : de même, le projet de décret envisage que cette exonération concerne les seules rénovations lourdes ;

• Pente de la toiture supérieure à 20 % dans le cas de l’obligation d’installation d’une surface végétalisée ;

• Hypothèse où les systèmes existants ne permettent pas d’atteindre les objectifs de sécurité définis aux titres III et IV du livre Ier de la partie législative du CCH, ou créent un risque inacceptable relatif à la sécurité civile.

Le projet de décret souligne également que ces exonérations sont accordées « sans préjudice des décisions, avis conformes, accords prévus au titre des autres législations que le Code de l’urbanisme, [notamment celles portant sur les monuments historiques et leurs abords, les sites patrimoniaux remarquables, les sites classés ou inscrits] ».

Enfin, le projet de décret procède à une mise en cohérence du Code de l’urbanisme avec les modifications apportées au CCH. Les attestations d’exonérations à l’obligation prévue par l’article L. 171-4 du CCH feront notamment partie des documents composant le dossier de demande de permis de construire (modification de l’article R. 431-16), le dossier de déclaration préalable (modification de l’article R. 431-36) et le dossier de demande de permis d’aménager (nouvel article R. 441-8-4).

En quatrième et dernier lieu, l’un des deux projets d’arrêtés fixe les caractéristiques techniques devant être respectées par les toitures végétalisées. Les caractéristiques techniques minimales portent sur l’épaisseur de substrat, la capacité de rétention en eau, le nombre et les types de végétaux, l’alimentation en eau et le contrat d’entretien. Certaines caractéristiques minimales sont adaptées lorsqu’il s’agit d’une construction neuve ou d’une extension et lorsqu’il s’agit d’une rénovation lourde.

Au total, ce sont là de nombreuses précisions qui sont apportées et qui gagneront en lisibilité lorsque, les textes adoptés, elles seront consolidées dans les dispositions codifiées.

Les dispositions de l’article R. 446-15 du Code de l’énergie prévoient notamment la transmission annuelle à la CRE, par les producteurs de biogaz, le détail des coûts et des recettes relatives à leurs installations de production.

Dans ce cadre et dans le prolongement d’un webinaire afin d’informer les acteurs de la filière de ce dispositif, la CRE a lancé sa campagne de déclaration des coûts et recettes pour les projets de production de biométhane injecté.

Elle précise ainsi, sur la publication effectuée sur son site internet, les modalités de déclaration, à réaliser via la plateforme DECRYPTE jusqu’au 5 juillet 2023.

Ainsi que l’indique la CRE, cette campagne aura pour objectif de :

• « s’assurer du bon dimensionnement des niveaux de soutien dont bénéficieront les nouveaux projets (niveaux des tarifs, formules d’indexation…) ;
• caractériser les conséquences économiques du contexte de crise sanitaire puis énergétique sur l’économie des projets dont les tarifs d’achat sont d’ores et déjà garantis par les contrats de soutien de l’Etat, afin d’éclairer les pouvoirs publics sur d’éventuels ajustements nécessaires du cadre tarifaire pour maintenir la rentabilité des installations ».

Conformément à l’article L. 443-9-2 du Code de l’énergie, les fournisseurs de dernier recours – devant permettre au client final domestique raccordé au réseau de distribution et qui ne trouve pas de fournisseur de souscrire à une offre de fourniture en gaz naturel – sont désignés par le Ministre de l’énergie à l’issue d’un appel à candidatures organisé avec l’appui de la CRE.

Les modalités de cette procédure d’appel à candidatures sont prévues par les dispositions des articles R. 43-14 à R. 443-20 du Code de l’énergie. Celles-ci prévoient notamment que le projet de cahier des charges de l’appel à candidatures est rédigé par la CRE et amendé, le cas échéant, par le Ministre, lequel adresse l’avis d’appel à candidatures à l’Office des publications de l’Union européenne en vue de sa publication au JOUE. Le Ministre transmet à la CRE le cahier des charges, amendé le cas échéant, en vue de sa publication sur son site internet « le jour ouvré suivant la publication de l’avis par l’Office des publications de l’Union européenne ».

C’est dans ce cadre que l’avis d’appel à candidatures portant sur la fourniture de dernier recours en gaz naturel a été publié au JOUE (journal officiel de l’Union Européenne) du 22 mai 2023 et le lendemain, accompagné du cahier des charges afférent et du rappel des modalités de dépôt des candidatures, sur le site de la CRE.

Les opérateurs ont jusqu’au 17 juillet 2023 à 12h00 pour déposer leurs candidatures.

Un consommateur s’est vu adresser une facture portant sur sa consommation en gaz naturel redressée à la suite du dysfonctionnement du système de télétransmission de son compteur Gazpar. Estimant que la consommation facturée et le montant afférent étaient anormalement élevés, le consommateur a saisi le Médiateur National de l’Energie (ci-après MNE).

L’occasion a été ainsi donné à ce dernier, en exposant les explications quant aux éléments figurant dans cette facture, de revenir sur diverses pratiques qu’il considère répréhensibles pour les distributeurs et fournisseurs en gaz naturel.

• D’abord, le MNE relève que le délai mis par le distributeur de gaz pour remplacer le compteur communiquant défaillant (8 mois) est anormalement long. Ce délai a été de nature à aggraver la situation du consommateur requérant dès lors que la facture en cause portait sur une consommation redressée à la suite de cette période de dysfonctionnement. En conséquence de quoi, le MNE estime que le distributeur défaillant devrait accorder un dédommagement au consommateur ;

• Et le fournisseur de gaz naturel n’est quant à lui pas en reste, plusieurs comportements fautifs lui étant également reprochés par le Médiateur dans cette facturation :

• La période de facturation régularisée par ce dernier est, compte tenu de la période de défaut de communication du compteur, supérieure à 14 mois en violation de l’article 224-11 du Code de la consommation (sans que les éléments d’explication fournis par le fournisseur n’emportent la conviction du Médiateur). Le Médiateur lui recommande donc de limiter la période de facturation en ce sens ;

• La consommation réalisée pendant la période de dysfonctionnement du compteur a été facturée selon les tarifs applicables après son remplacement alors que, selon le Médiateur, le fournisseur aurait dû tenir compte des différents tarifs applicables au cours de cet intervalle. Il lui demande donc de rectifier sa facture en ce sens ;

• Enfin, le MNE relève que pendant la majeure partie de la période de facturation, les mensualités prévues par le fournisseur n’étaient pas suffisantes pour couvrir le niveau de consommation de la requérante sans qu’il ne lui ait été proposé d’augmenter leur montant. Cette abstention, qui empêche tout lissage des paiements, contraint donc le consommateur à régler une somme élevée au moment de la facturation litigieuse. A ce dernier titre, le Médiateur considère également que le fournisseur en cause devrait lui accorder un dédommagement.

Pour mémoire, en complément de leur prestation d’acheminement de gaz naturel, les gestionnaires de réseaux de distribution (ci-après, GRD) réalisent à titre exclusif des prestations annexes sur demande. Ces prestations sont regroupées dans un catalogue.

La Commission de Régulation de l’Energie (ci-après, CRE) délibère, conformément à l’article L. 452-23 et du Code de l’énergie, sur les évolutions tarifaires de ces prestations annexes.

C’est ainsi qu’au sein d’une délibération publiée le 22 juin 2022, commentée dans une précédente lettre d’actualité, la CRE a fixé les tarifs des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les GRD de gaz naturel.

Faisant suite à une consultation publique clôturée le 14 avril 2023, la présente délibération publiée le 11 mai 2023 a pour objet de :

• Supprimer pour GRDF la prestation « fréquence de relevé supérieure à la fréquence standard » dans le contexte de fin du déploiement du compteur Gazpar, sans appliquer cette suppression aux entreprises locales de distribution ;

• Modifier le tarif de la prestation « passage au pas horaire» pour une période de deux ans ;

• Fixer un tarif unique de la prestation « service d’injection biométhane» pour tous les GRD ;

• Modifier certaines prestations afin de les rapprocher des pratiques opérationnelles ;

• Permettre d’aligner certaines notions et définitions précisées dans le catalogue avec celles présentes dans le contrat de distribution de gaz – fournisseur (CDG-F) validé par la CRE ;

• Modifier la terminologie de certaines prestations relatives à l’injection de biométhane ;

• Appliquer aux tarifs des prestations annexes une indexation fondée sur l’évolution de l’indice des prix à la consommation hors tabac.

Ces évolutions devraient s’appliquer à compter du 1^er juillet 2023 pour les GRD monoénergie et les GRD biénergies qui ont choisi un alignement tarifaire sur celui de GRDF, et le 1^er août 2023 pour les GRD biénergies qui ont choisi un alignement des tarifs sur ceux des prestations en électricité.

L’article L. 523-3 du Code de l’énergie, a été introduit par la loi de finances pour 2019 (Loi n° 2018-1317 du 28 décembre 2018 de finances pour 2019) afin de pallier le préjudice financier subi par les collectivités territoriales et leur groupement en cas d’application du mécanisme dit des « délais glissants » pour les concessions hydroélectriques.

En effet, tel que nous l’indiquions dans une précédente lettre d’actualité, certaines concessions hydroélectriques arrivées à leur termes devaient être renouvelées par l’organisation d’une procédure de publicité et de mise en concurrence. Faute pour ces concessions d’avoir été renouvelées après publicité et mise en concurrence, les concessions ayant été prolongées selon le mécanisme des « délais glissants », leurs concessionnaires, exploitants des barrages, échappaient au paiement de la redevance proportionnelle aux recettes de la concession prévue par l’article L. 523-2 du Code de l’énergie pour les nouvelles concessions hydrauliques[1] due aux collectivités et groupements de collectivités sur le territoire desquels les cours d’eau exploités sont situés.

Cette question a fait l’objet de quelques décisions juridictionnelles. A titre d’exemple, dans une décision publiée en décembre 2021 et commentée dans une précédente lettre d’actualité, la Cour administrative d’appel de Bordeaux a pu se prononcer sur l’engagement par une commune de la responsabilité de l’Etat en réparation du préjudice subi pour non-renouvellement d’une concession hydroélectrique.

Par suite dans doute de ces débats, depuis le 1^er janvier 2019, l’article L. 523-3 du Code de l’énergie a fixé une redevance obligatoire pesant sur les concessionnaires d’installations hydroélectriques, dont ceux dont le contrat de concession est soumis au régime des « délais glissants ». Cette redevance, proportionnelle aux recettes ou aux bénéfices de la concession, est pour partie affectée aux collectivités et groupements de collectivités sur le territoire desquels sont situés les cours d’eaux concernés.

Dans le contexte de la crise énergétique, cet article a été modifié par la loi de finances pour 2023 (loi n° 2022-1726 du 30 décembre 2022 de finances pour 2023) pour préciser que « si la moyenne annuelle des prix constatés sur le marché mentionnés au premier alinéa de l’article L. 523-2 est supérieure à un prix cible de l’électricité, les parts mentionnées aux troisième à cinquième alinéas du présent article sont calculées sur la base de ce prix cible. Un prix cible différencié peut être utilisé pour les stations de transfert d’énergie par pompage. Les prix cibles sont fixés par arrêté du ministre chargé de l’énergie ».

Un arrêté publié le 10 mai 2023 vient ainsi préciser les prix cibles mentionnés par l’article L. 523-3 du Code de l’énergie.

Son article 1^er précise ainsi : « pour l’application du sixième alinéa de l’article L. 523-3 du Code de l’énergie, la moyenne annuelle des prix constatés sur le marché mentionnés au premier alinéa de l’article L. 523-2 du Code de l’énergie, est calculée, par concession, en pondérant les prix constatés sur le marché par la production électrique de la concession. Le prix cible mentionné au sixième alinéa de l’article L. 523-3 du Code de l’énergie est égal à 100 €/MWh pour les installations hydroélectriques gravitaires et est égal à la somme entre 30 €/MWh et les achats liés aux pompages valorisés aux prix constatés sur le marché divisés par la production électrique de la concession pour les stations de transfert d’énergie par pompage ».

Et, l’article 2 de l’arrêté vient préciser les conséquences en cas de dépassement du prix cible par la moyenne annuelle des prix constatés sur le marché. Il dispose : « pour les installations hydroélectriques gravitaires, lorsque la moyenne annuelle des prix constatés sur le marché calculée conformément au premier alinéa de l’article 1^er excède le prix cible mentionné au second alinéa de l’article 1er, les parts mentionnées aux troisième à cinquième alinéas de l’article L. 523-3 sont calculées sur la base d’une valorisation de la production d’électricité égale au produit entre le prix cible et la production électrique de la concession. Pour les stations de transfert d’énergie par pompage, lorsque la moyenne annuelle des prix constatés sur le marché calculée conformément au premier alinéa de l’article 1er excède le prix cible mentionné au second alinéa de l’article 1er, les parts mentionnées aux troisième à cinquième alinéas de l’article L. 523-3 sont calculées sur la base d’une valorisation de la production d’électricité égale, avant déduction des achats liés aux pompages, au produit entre le prix cible mentionné au second alinéa de l’article 1er et la production électrique de la concession ».

Il a ainsi été souhaité éviter que les collectivités profitent d’un effet d’aubaine dans le calcul de leurs redevances, en pleine crise sanitaire. Elles ont pourtant été pour nombre d’entre elles longtemps privées de ces redevances. Des contentieux indemnitaires sont encore pendants à ce sujet.

[1] L. 523-1 du Code de l’énergie : « 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 […]. »

Pour rappel, le 1^er juillet 2021, le Conseil d’Etat a annulé le refus implicite opposé par le Président de la République, le Premier ministre et le Ministre de la transition écologique à la demande de la commune de Grande-Synthe (notamment) de prendre toutes mesures utiles permettant d’infléchir la courbe des émissions de gaz à effet de serre produites sur le territoire national afin d’assurer sa compatibilité avec les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre. Le Conseil d’Etat a en outre enjoint l’Etat à prendre des mesures supplémentaires avant le 31 mars 2022.

Considérant que les mesures pour exécuter cette décision n’avaient pas été prises par le Gouvernement, la commune de Grande-Synthe ainsi que la ville de Paris, et les associations Notre Affaire à Tous, Oxfam France, la Fondation de la nature et l’Homme (qui s’est ensuite désistée) et Greenpeace France, parties à la première instance, ont de nouveau saisies le Conseil d’Etat de trois demandes afin d’obtenir le prononcé d’une astreinte.

Le Conseil d’Etat devait alors déterminer si sa première décision avait été correctement exécutée et, dans la négative, ordonner les mesures d’injonction ou d’astreinte nécessaires pour en assurer l’exécution.

Pour ce faire, il a examiné les éléments remis par le Gouvernement lors de l’instruction contradictoire.

Ainsi, le Conseil d’Etat a porté son analyse sur :

• Les niveaux d’émissions de gaz à effet de serre: sur ce point, il constate un rythme de diminution annuel moyen des émissions de l’ordre de -1,9 % ;
• Les mesures adoptées ou annoncées par le Gouvernement pour justifier de l’exécution de la décision: à ce titre, le Ministre de la transition écologique indique notamment que l’adoption de la loi « Climat et Résilience » du 22 août 2021 (Loi n° 2021-1104 en date du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets) et ses textes d’application comportent des mesures destinées à se conformer à la décision du Conseil d’Etat ;
• La compatibilité de ces mesures et du pilotage des politiques publiques mise en place avec la trajectoire de diminution des émissions de gaz à effet de serre: sur ce point, le Conseil d’Etat précise que deux circonstances exogènes – la pandémie de Covid-19 qui a conduit à une diminution des activités qui génèrent des émissions de gaz à effet de serre puis à un rebond d’activité, et la crise liée à la guerre en Ukraine qui a conduit le Gouvernement à prendre des mesures pouvant aller à l’encontre des objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre en intervenant notamment sur les prix de l’énergie – rendent compliquée l’an

En outre, le Conseil d’Etat constate que les différentes évaluations menées par le Gouvernement sur les mesures prises pour atteindre les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre présentent un degré d’incertitude significatif en raison notamment de « l’absence d’évaluation rétrospective sur la capacité des mesures prises en compte à permettre effectivement les réductions d’émissions de gaz à effet de serre projetées à l’horizon 2030 ». Dès lors, cette évaluation dot être complétée par une appréciation des politiques sectorielles menées au regard des orientations fixées par secteur dans la stratégie nationale bas carbone (ci-après, SNBC).

Sur ce point, le juge a aussi analysé les éléments complémentaires produits par les associations requérantes ainsi que le rapport réalisé par le Haut conseil pour le climat conformément aux dispositions de l’article L. 132-4 du Code de l’environnement et publié en juin 2022.

 A l’issue de cet examen, le Conseil d’Etat a considéré que sa décision du 1^er juillet 2021 n’avait pas été complètement exécutée, malgré la réduction des émissions de gaz à effet de serre constatées ainsi que les mesures adoptées dans certains secteurs d’activités et les investissements réalisés par le Gouvernement en lien avec la transition écologique énergétique.

En effet, il indique qu’il « demeure des incertitudes persistantes, qui n’ont pas été levées par l’instruction contradictoire menée, complétée par la séance orale d’instruction, quant à la capacité des mesures prises à ce jour et des modalités de coordination stratégique et opérationnelle de l’ensemble de l’action publique mises en œuvre, à rendre suffisamment crédible l’atteinte d’un rythme de diminution des émissions territoriales de gaz à effet de serre cohérent avec les objectifs de réduction fixés pour 2030 par les dispositions législatives nationales ou par le droit de l’Union européenne pertinents ».

Par conséquent, le Conseil d’Etat a enjoint à la Première ministre « de prendre toutes mesures supplémentaires utiles pour assurer la cohérence du rythme de diminution des émissions de gaz à effet de serre avec la trajectoire de réduction de ces émissions retenue par le décret du 21 avril 2020 précité en vue d’atteindre les objectifs de réduction fixés par l’article L. 100-4 du Code de l’énergie et par l’annexe I du règlement (UE) 2018/842 du 30 mai 2018 avant le 30 juin 2024 et de produire, à échéance du 31 décembre 2023, puis au plus tard le 30 juin 2024, tous les éléments justifiant de l’adoption de ces mesures et permettant l’évaluation de leurs incidences sur ces objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre ».

Toutefois, comme en 2021, cette injonction n’a été accompagnée d’aucune astreinte.

Le projet relatif à l’accélération des procédures liées à la construction de nouvelles installations nucléaires à proximité de sites nucléaires existants et au fonctionnement des installations existantes a été adopté par le Sénat le 4 mai 2023 et par l’Assemblée nationale le 9 mai 2023 dans sa version issue des travaux de la Commission mixte paritaire.

Pour rappel, ce texte s’inscrit dans le contexte de l’urgence climatique et de la guerre en Ukraine qui ont ravivé la question de la souveraineté et de la sécurité d’approvisionnement en énergie. Il vise à garantir l’indépendance énergétique de la France et s’inscrit dans l’objectif de neutralité carbone d’ici 2050. Selon le rapport fait au nom de la Commission mixte paritaire publié le 4 mai 2023, ce projet de loi vient ainsi compléter la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables.

Tel que nous l’indiquions dans une précédente lettre d’actualité, ce projet de loi, dont on commentait le communiqué de presse du Gouvernement, entend alléger les procédures à suivre en vue de la création de réacteurs électronucléaires dont l’installation est envisagée à proximité immédiate ou à l’intérieur du périmètre d’une installation nucléaire de base existante et pour lesquels la demande d’autorisation de création est déposée dans les quinze ans qui suivent la promulgation de la loi.

Ce projet de loi porte notamment sur :

• L’allègement de la procédure de mise en compatibilité des documents d’urbanisme pour permettre un projet de construction de réacteur électronucléaire (art. 2) ;
• La dispense d’autorisation d’urbanisme et la simplification de l’obtention d’autorisation environnementale pour les constructions, aménagements, installations ou travaux réalisés en vue de la création d’un réacteur électronucléaire et des équipements et installations nécessaires à son exploitation (art. 3) ;
• La possibilité de démarrer certains travaux de manière anticipée (art. 5) ;
• La possibilité de déroger aux dispositions de la « loi Littoral » (loi n° 86-2 du 3 janvier 1986 relative à l’aménagement, la protection et la mise en valeur du littoral) pour construire de nouveaux réacteurs nucléaires en bord de mer, à condition qu’ils soient construits à proximité immédiate ou à l’intérieur du périmètre d’un réacteur électronucléaire existant (art. 6) ;
• La possibilité de recourir à l’expropriation pour cause d’utilité publique pour la prise de possession immédiate, par le bénéficiaire de la déclaration d’utilité publique, de tous les immeubles bâtis ou non bâtis dont l’acquisition est nécessaire à la réalisation d’un réacteur électronucléaire (art. 7) ;
• S’agissant des règles de fonctionnement des installations existantes, la modification de la procédure de réexamen périodique des réacteurs électronucléaires au-delà de la trente-cinquième année de fonctionnement, en simplifiant ladite procédure tout en renforçant la participation du public (art. 9) ;
• La modification de la procédure de mise à l’arrêt définitif d’une installation nucléaire de base ayant cessé de fonctionner depuis plus de deux ans (art. 10).

Les débats parlementaires ont donné lieu à quelques évolutions du texte initial. Parmi celles-ci, figure notamment, et de manière emblématique, la suppression du 5° de l’article L. 100-4 du Code de l’énergie qui prévoit à ce jour un plafond de 50 % de la part d’énergie nucléaire dans le mix énergétique à l’horizon 2050. L’article 1^er A du projet de loi adopté en Commission mixte paritaire précise que dans un délai d’un an à compter de la promulgation de la loi, la programmation pluriannuelle de l’énergie pourrait être révisée pour tenir compte des dispositions de cette loi et notamment de cette modification.

C’est là une étonnante modification tandis que n’est pas achevée au niveau européen la révision du marché de l’électricité, dont la place du nucléaire dans la production d’énergie.

En outre, le texte tel qu’adopté prévoit la remise de plusieurs rapports. L’article 1^er précise en effet que dans un délai de cinq ans à compter de la programmation de la présente loi, le Gouvernement devra remettre au Parlement un rapport sur la faisabilité et l’opportunité de l’extension des mesures prévues au titre 1^er, relatives à l’accélération des procédures liées à la construction de nouvelles installations nucléaires à proximité de sites nucléaires existants, à d’autres types de réacteurs nucléaires et d’autres conditions d’implantation géographiques, et notamment aux projets de production d’hydrogène bas-carbone (article L. 811-1 du Code de l’énergie), couplée avec une production d’électricité d’origine nucléaire par des réacteurs existants.

Le 22 mai 2023, le Conseil constitutionnel a été saisi de ce projet de loi par soixante députés et devrait rendre sa décision dans un délai maximum d’un mois.

CAA Paris, 17 mai 2023, n° 21PA03378

CAA Paris, 17 mai 2023, n° 21PA03373

La contribution tarifaire sur les prestations d’acheminement (CTA), créée par la loi n° 2004-803 en date du 9 août 2004 relative au service public de l’électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières, assure le financement d’une partie des retraites des agents des industries électriques et gazières pour ce qui concerne les droits acquis au 31 décembre 2004 des activités de transport et de distribution d’électricité et de gaz.

La CTA est assise, pour l’électricité, sur la part fixe hors taxes des tarifs d’utilisation des réseaux de transport et de distribution d’électricité (les TURPE) et, pour le gaz naturel, sur une quote-part hors taxes des tarifs d’utilisation des réseaux de transport (dit ATRT) et de distribution du gaz naturel (dit ATRD).

La CTA due au titre de la distribution et du transport d’électricité a donné lieu à trois décisions rendues par la Cour administrative d’appel de Paris le 17 mai 2023 saisie par la société BNP Paribas, la société Générale et la société Accoinvest.

Ces trois sociétés sollicitaient l’annulation de trois ordonnances du Tribunal administratif de Paris par lesquelles la juridiction avait rejeté leurs recours respectifs tendant à obtenir la condamnation de l’Etat à les indemniser du versement indu, selon elles, de la CTA au cours de plusieurs années.

Le principal moyen soulevé par les société consistait à soutenir que la CTA constitue une « taxe indirecte supplémentaire » sur l’électricité, au sens de l’article 1er, paragraphe 2, de la directive 2008/118/CE du Conseil du 16 décembre 2008 relative au régime général d’accise et abrogeant la directive 92/12/CEE, s’ajoutant à l’accise prévue au paragraphe 2 de ce même article, à savoir, pour la France, la taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité (TICFE), alors prévue à l’article 266 quinquies C du Code des douanes, et qu’elle ne respecte pas les règles de taxation prévues par les mêmes dispositions de la directive.

Les sociétés entendaient donc engager la responsabilité de l’Etat pour faute au titre de son activité normative.

Statuant sur le recours des trois sociétés, la Cour commence par annuler les trois ordonnances rendues par le Tribunal administratif qui s’était à tort estimé incompétent au profit de la juridiction judiciaire. La Cour administrative d’appel de Paris rappelle ainsi que si « les tribunaux de l’ordre judiciaire sont seuls compétents pour connaître de toutes les contestations concernant l’assiette et le recouvrement de la contribution tarifaire d’acheminement, laquelle revêt le caractère d’une contribution indirecte », en revanche, « la juridiction administrative est seule compétente pour connaître des actions indemnitaires introduites par les personnes qui supportent financièrement cette contribution, lorsqu’elles entendent rechercher la responsabilité pour faute de l’Etat ou de toute autre personne publique du fait de son activité normative, qu’elle soit législative ou réglementaire ». Au cas présent, la juridiction administrative est bien compétente pour statuer sur les trois recours.

Sur le fond, la Cour administrative d’appel de Paris rejette les recours indemnitaires. Pour ce faire, la Cour commence par rappeler que la CTA « est due par les gestionnaires des réseaux publics de transport ou de distribution ou par les fournisseurs d’électricité, qui la perçoivent auprès des consommateurs, à raison des contrats – contrats d’accès au réseau public de distribution ou contrats uniques – qu’ils ont conclus pour la réalisation des prestations de transport et de distribution d’électricité », pour en déduire que « Son montant est donc intégralement répercuté par les redevables sur le consommateur final, sous la forme d’un prélèvement qui s’ajoute au prix de l’abonnement ».

La Cour rappelle ensuite de manière détaillée la manière dont est calculée la CTA en matière d’électricité en soulignant qu’ « elle est assise sur la part fixe hors taxes des tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité (TURPE), […] ou sur la part fixe hors taxes, […] relative à l’utilisation des réseaux comprise dans le prix ou dans les tarifs réglementés de vente de l’électricité » et qu’elle est « essentiellement fonction du domaine de tension et de la puissance souscrite dans le cadre du contrat de raccordement aux réseaux, à l’exclusion de la part variable de ce tarif, seule à dépendre de la consommation d’électricité ».

La Cour administrative d’appel de Paris en conclut qu’ « il n’existe pas de lien direct et indissociable entre la contribution et la consommation d’électricité, et la contribution ne peut être regardée comme calculée directement ou indirectement sur la quantité d’électricité au moment de la mise à la consommation de celle-ci ». Il s’en suit que « la contribution tarifaire d’acheminement ne constitue pas un impôt indirect frappant directement ou indirectement la consommation d’électricité ».

Au total donc, la CTA ne relève pas du champ de l’article 1^er, paragraphe 2, de la directive européenne du 16 décembre 2008, et aucune violation du droit européen, et donc aucune faute, ne peuvent être imputées à l’Etat français pour avoir institué cette contribution.

Par ailleurs, on signalera, s’agissant de la CTA afférente aux activités gazières, que la Commission de Régulation de l’Energie (ci-après, CRE) a délibéré le 11 mai 2023 afin de donner son avis sur le projet d’arrêté soumis par le Gouvernement pour fixer le coefficient de proportionnalité pour la contribution tarifaire sur les prestations de transport de distribution de gaz naturel.

En effet, chaque année, ce coefficient est fixé par arrêté des Ministres chargés de l’énergie et du budget, pris après avis de la CRE, et permet de calculer la quote-part hors taxes des ATRT et ATRD sur lesquelles est prélevée la CTA de gaz naturel.

La CRE relève, dans sa délibération, que le coefficient soumis par le Gouvernement est calculé conformément aux dispositions réglementaires applicables et est conforme au niveau calculé sur la base des éléments transmis à la CRE par les gestionnaires de réseau de transport et de distribution de gaz naturel. La CRE émet donc un avis favorable.

L’autoconsommation, qu’elle soit individuelle ou collective, constitue un outil incontournable des réflexions menées aujourd’hui par les acteurs publics et parapublics pour faire face à la crise énergétique majeure que l’on connaît et poursuivre une politique de verdissement de leurs achats énergétiques.

L’autoconsommation permet en effet, en relocalisant les outils de production d’énergie, de tendre, au moins en partie, vers une forme d’indépendance énergétique, de mieux maîtriser les coûts associés aux consommations énergétiques en étant moins dépendant des prix pratiqués par les fournisseurs d’énergie, le tout en contribuant au développement des énergies renouvelables.

Les acteurs publics et parapublics sont ainsi de plus en plus nombreux à souhaiter développer les opérations d’autoconsommation.

Les acteurs, publics comme privés, du secteur du logement social ne font pas exception et s’interrogent de plus en plus sur la faisabilité d’opérations menées à l’échelle d’un ou plusieurs bâtiments relevant de leur patrimoine.

Néanmoins, force est de constater que de nombreux acteurs paraissent encore souvent réticents à franchir le pas en raison notamment des questionnements laissés en suspens par le cadre juridique, en particulier sur les modalités financières à mettre en œuvre vis-à-vis des locataires ou encore des contraintes jugées trop importantes.

Le présent focus est l’occasion de faire un point sur le cadre juridique régissant l’autoconsommation, en ce qui concerne spécifiquement les acteurs du logement social (I) et d’envisager les problématiques de répercussion financière sur les locataires (II).

I. L’encadrement par le droit de l’énergie de l’autoconsommation et les dispositions propres au secteur du logement social

I.1. Rappel des notions d’autoconsommation individuelle et collective

Autoconsommation individuelle

L’autoconsommation individuelle est définie par l’article L. 315-1 du Code de l’énergie 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 ».

Ainsi, en autoconsommation individuelle, il s’agit de répondre aux besoins en électricité d’une unique personne, l’autoproducteur/autoconsommateur, en installant une unité de production d’électricité sur le même site que celui sur lequel la consommation intervient.

De telles opérations peuvent ainsi permettre à un bailleur social d’installer sur la toiture d’un immeuble de son patrimoine des panneaux photovoltaïques alimentant électriquement les parties communes de l’immeuble concerné.

L’autoconsommation individuelle connaît en outre une variante à travers la notion de « tiers investissement ». L’article L. 315-1 du Code de l’énergie précité indique en effet que « L’installation de l’autoproducteur peut être détenue ou gérée par un tiers. Le tiers peut se voir confier l’installation et la gestion, notamment l’entretien, de l’installation de production, pour autant qu’il demeure soumis aux instructions de l’autoproducteur. Le tiers lui-même n’est pas considéré comme un autoproducteur ».

Ce dispositif permet ainsi d’intégrer une seconde personne, en plus de l’autoproducteur/autoconsommateur. La consécration du tiers investissement permet ainsi de recourir à des montages juridiques reposant sur l’intervention d’un tiers qui peut notamment assurer le pré-financement de l’ouvrage et en être propriétaire.

On précisera que la relation avec le tiers investisseur qui fournit à l’autoproducteur/autoconsommateur une prestation de services constituera en principe un contrat de la commande publique et que le choix de ce tiers devra donc intervenir dans le respect des procédures prévues par le Code de la commande publique. A moins que ce tiers soit, avec l’organisme de logement social intéressé, une structure auquel ce dernier appartient et avec laquelle il entretient une relation de quasi régie ou in house (un GIE ou un GIP par exemple).

L’article L. 331-5 du Code de l’énergie récemment créé par la loi n° 2023-175 en date du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables a en effet confirmé que le contrat ainsi conclu avec le tiers investisseur relève du droit de la commande publique et précise que « la durée du contrat est définie en tenant compte de la nature des prestations et de la durée d’amortissement des installations nécessaires à leur exécution, y compris lorsque le pouvoir adjudicateur ou l’entité adjudicatrice n’acquiert pas ces installations », levant ainsi les obstacles liés à l’encadrement par le Code de la commande publique de la durée des marchés publics.

Ainsi, les montages d’autoconsommation individuelle avec tiers investissement peuvent permettre à des bailleurs sociaux de s’adjoindre, dans le respect du Code de la commande publique, les services d’un tiers qui sera en capacité de gérer l’installation et d’apporter ses compétences techniques.

Autoconsommation collective

L’article L. 315-2 du Code de l’énergie définit l’autoconsommation collective comme une opération dans laquelle « 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 ».

L’opération d’autoconsommation collective réunit en principe un ou plusieurs producteurs et un ou plusieurs consommateurs finals situés dans un même immeuble.

Par dérogation toutefois, ces producteurs et consommateurs peuvent se situer dans plusieurs immeubles situés dans un périmètre de 2 kilomètres (autoconsommation collective dite « étendue »), voire de 20 kilomètres en cas d’autorisation ministérielle accordée plutôt dans les secteurs ruraux (cf. arrêté du 21 novembre 2019 fixant le critère de proximité géographique de l’autoconsommation collective étendue).

La puissance cumulée des installations de production doit être inférieure à 3 MW sur le territoire métropolitain continental et 0,5 MW dans les zones non interconnectées.

La loi du 10 mars 2023 susvisée a élargi la possibilité de monter des opérations d’autoconsommation collective étendue en gaz. Un décret reste toutefois à être adopté pour compléter le cadre applicable et préciser notamment les critères à respecter.

Ainsi, une opération d’autoconsommation collective peut être mise en œuvre, par exemple, entre un bailleur et social et les locataires d’un immeuble. Les installations de production d’électricité (ou à terme de gaz) peuvent ainsi être installées et permettre l’alimentation tant des logements des locataires, que des parties communes de leur bâtiment.

Des périmètres plus larges réunissant les locataires de plusieurs immeubles peuvent également être envisagés.

On notera à cet égard que si le bailleur social participe à l’opération comme consommateur achetant de l’électricité auprès d’un producteur participant également à l’opération, l’article L. 331-5 du Code de l’énergie introduit par la loi du 10 mars 2023 susmentionnée impose le respect des procédures de mise en concurrence du Code de la commande publique préalablement à la contractualisation. Cette disposition récemment introduite génère de nombreuses interrogations quant aux modalités concrètes de cette mise en concurrence et à la possibilité d’identifier des dérogations (au-delà de la dérogation in house qui pourrait éventuellement jouer selon les circonstances).

Par ailleurs, aux termes de l’article L. 315-2 du Code de l’énergie précités, le(s) producteurs et le(s) consommateur(s) final(s) participant à une opération d’autoconsommation collective doivent être réunis au sein d’une « personne morale », également dénommée « personne morale organisatrice » ou « PMO ».

Le cadre juridique ne précise pas la forme que doit prendre cette PMO, ladite forme étant donc libre. Il peut notamment s’agir d’une association. Pour un organisme de logement social participant à une opération d’autoconsommation, la participation à la PMO devra être compatible avec son objet, proscrivant notamment la prise de participations dans des sociétés commerciales.

La PMO joue un rôle central dans la mise en œuvre de l’opération d’autoconsommation collective puisqu’elle gère l’opération et fait le lien entre le(s) producteur(s) et le(s) consommateur(s).

Elle joue également le rôle d’interlocuteur unique auprès du gestionnaire de réseau de distribution.

C’est ainsi à la PMO qu’il incombe d’indiquer au gestionnaire du réseau de distribution d’électricité (Enedis dans la majeure partie des cas, sinon les entreprises locales de distribution), la répartition de la production autoconsommée entre les consommateurs finals concernés (art. L. 315-4 du Code de l’énergie).

L’exigence de la PMO est l’une des difficultés régulièrement pointées par les praticiens et l’un des freins au développement des opérations d’autoconsommation collective.

Or, c’est notamment sur ce thème que des dispositions spécifiques aux bailleurs sociaux ont été introduits dans le Code de l’énergie.

I.2. Les dispositions spécifiques à l’autoconsommation collective dans le contexte du logement social

Depuis plusieurs années déjà, le législateur comme le pouvoir réglementaire ont en effet intégré au sein du Code de l’énergie des dispositions spécifiques à l’autoconsommation collective appliquée au secteur du logement social.

L’article L. 315-2-1 du Code de l’énergie précise en effet que « lorsque l’opération d’autoconsommation collective réunit un organisme d’habitations à loyer modéré, au sens de l’article L. 411-2 du Code de la construction et de l’habitation, et ses locataires ou des personnes physiques ou morales tierces », la PMO « peut être ledit organisme d’habitations à loyer modéré »^[1].

L’article L. 424-3 du Code de la Construction et de l’Habitation (ci-après, CCH) comporte une disposition analogue puisqu’il indique que « les organismes d’habitations à loyer modéré peuvent créer, gérer et participer à des opérations d’autoconsommation collective d’électricité en application des articles L. 315-2 et L. 315-2-1 du Code de l’énergie. A ce titre, un organisme d’habitations à loyer modéré peut être désigné comme la personne morale organisatrice d’une opération d’autoconsommation collective ».

Ainsi, dès lors qu’un organisme d’habitations à loyer modéré participe à une opération d’autoconsommation collective, il peut être lui-même la PMO, et n’a pas l’obligation de créer une personne morale distincte.

On relèvera que cette rédaction a évolué puisqu’il résultait de la rédaction de l’article L. 315-2-1 du Code de l’énergie antérieure à la loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets que le bailleur social pouvait être la PMO uniquement si l’opération ne réunissait que le bailleur social et ses locataires. Ainsi, si la composition de l’opération était plus large et incluait des tiers, le bailleur social ne pouvait en revanche plus jouer le rôle de PMO.

Au-delà de cette particularité concernant la PMO, le Code de l’énergie apporte diverses précisions s’agissant du fonctionnement de l’opération ainsi que des obligations d’information à la charge du bailleur social, et précise les modalités selon lesquelles les locataires peuvent accepter ou refuser de participer à une opération d’autoconsommation collective, et quitter ou rejoindre une telle opération.

C’est l’objet des articles L. 315-2-1 et des articles D. 315-1 à D. 315-11 et R. 315-12 à R. 315-16 du Code de l’énergie, dont il ressort les éléments suivants :

• Le bailleur n’a pas besoin de recueillir l’avis, ou a fortiori l’accord exprès, des locataires sur le principe même de la mise en œuvre d’un projet d’autoconsommation collective ; il doit simplement les en informer.

• Le locataire peut en revanche, au vu de l’information qui lui est donnée par le bailleur, refuser de participer à l’opération, et ce dans un « délai raisonnable » ; son silence au terme de ce délai vaudra participation à l’opération.

• Le locataire participant à une opération d’autoconsommation collective peut, à tout moment, informer son bailleur de son souhait de ne plus participer à l’opération.

Les dispositions réglementaires apportent des informations précises sur les modalités d’information des locataires (support, contenu, …) et les modalités formelles selon lesquelles ceux-ci peuvent faire connaître leur volonté de participer ou non à une opération, ou de la quitter, et ce en distinguant les projets d’autoconsommation collective initiés postérieurement à la conclusion du bail du locataire et ceux mis en œuvre antérieurement à la conclusion du bail du locataire.

Ainsi, outre la complexité que peut représenter la gestion administrative de telles opérations d’autoconsommation collective, le cadre juridique apporte pour les bailleurs sociaux un degré de détail substantiellement plus important que pour les autres personnes publiques ou parapubliques.

Toutefois, au-delà de ces sujets organisationnels, se pose la question cruciale de l’équilibre économique de telles opérations et des modalités selon lesquelles les bailleurs sociaux peuvent amortir de telles opérations.

II. Les relations financières avec les locataires

Dans le cadre d’une opération d’autoconsommation collective dans un immeuble ou un groupe d’immeubles à caractère social, se pose en premier lieu la question de la facturation de l’énergie ainsi produite, alimentant les parties privatives (II.1) ainsi que les parties communes (II.2).

En second lieu, le bailleur social souhaitant mettre en place une opération d’autoconsommation collective peut être tenté de récupérer auprès des locataires le coût de l’investissement nécessaire à la mise en place des équipements nécessaires à l’opération (panneaux photovoltaïques notamment (II.3).

II.1. L’alimentation en énergie autoproduite des parties privatives

Si le bailleur social désigné comme PMO dans l’opération d’autoconsommation collective gère, comme indiqué ci-avant, l’opération et fait le lien entre le(s) producteur(s) et le(s) consommateur(s), il ne pourra contractualiser avec les locataires concernés au sujet de l’alimentation des parties privatives, ni individuellement (via le bail), ni collectivement (via un accord collectif), pour les motifs exposés ci-après.

En premier lieu, s’agissant de ses relations individuelles avec les locataires, toute clause du bail ou d’un autre acte qui imposerait au locataire le choix d’un fournisseur d’électricité serait très probablement considérée comme non écrite, la jurisprudence estimant par exemple que doivent être écartées des clauses imposant au locataire le choix d’un prestataire[2].

Surtout, les ménages et donc l’ensemble des consommateurs finals ont depuis 1^er juillet 2007 la possibilité de contracter avec le fournisseur de leur choix, liberté consacrée à l’article L. 331-1 du Code de l’Energie[3].

En second lieu, s’agissant des relations collectives entre le bailleur social et les locataires, la signature d’un accord collectif, sur le fondement de l’article 42 de la loi n° 86-1290 du 23 décembre 1986, sera à proscrire, dans la mesure où un tel accord ne peut déroger aux dispositions des lois du 23 décembre 1986 et du 6 juillet 1989 précitées, ni contenir une renonciation à un droit d’ordre public[4].

Or l’article L. 315-2-1 du Code de l’énergie permettant à un locataire de cesser de participer à une opération d’autoconsommation collective est d’ordre public. Il n’est donc pas envisageable de rendre obligatoire par accord collectif la souscription d’un abonnement auprès d’un producteur/fournisseur identifié dans l’opération d’autoconsommation. Un tel accord serait nécessairement considéré comme nul.

Dès lors, le ou les producteur(s) d’énergie identifiés dans le cadre de l’opération d’autoconsommation devra(ont) souscrire directement avec les locataires un contrat portant sur l’approvisionnement en électricité nécessaire à l’alimentation des parties privatives, contrat auquel le bailleur ne sera pas partie.

Un tel contrat sera valable dans la mesure où (i) le locataire adhère à l’opération d’autoconsommation collective et où (ii) le contrat respecte le principe posé par l’article L. 315-2-1 du Code de l’Energie permettant à un locataire de cesser de participer à une telle opération.

II.2. L’alimentation en énergie autoproduite des parties communes

S’agissant de l’alimentation des parties communes, le bailleur social, qui aura souscrit un contrat d’alimentation en énergie auprès du ou des producteur(s) identifiés dans le cadre de l’opération d’autoconsommation, pourra naturellement récupérer le coût de cette énergie auprès de ses locataires, en application des dispositions de l’article L. 443-2 I du CCH et du décret n° 82-955 du 9 novembre 1982, sans qu’un accord collectif soit nécessaire, étant rappelé que le bailleur reste en tout état de cause tenu de procéder à la régularisation annuelle des charges et de justifier du montant des dépenses auprès des locataires dans les conditions de droit commun[5].

II.3. La question de la récupération du coût de dépenses d’investissement et d’entretien des équipements nécessaires à l’opération d’autoconsommation

Deux hypothèses sont à distinguer :

• 1^ère hypothèse: la maîtrise d’ouvrage des travaux et l’installation des équipements sont réalisées par une entreprise tierce ou un tiers investisseur (signant par un exemple un bail emphytéotique avec le bailleur).

Dans cette hypothèse, aucune disposition du CCH n’empêche ledit investisseur de solliciter auprès des consommateurs la prise en charge d’une quote-part des coûts d’investissement et de maintenance des équipements, et ce d’autant plus que les locataires peuvent librement sortir du dispositif d’autoconsommation collective, dans les conditions posées par le Code de l’Energie ;

• 2^ème hypothèse: la maîtrise d’ouvrage des travaux est assurée par le bailleur social, qui devient alors propriétaire des équipements et souhaite demander à ses locataires de participer à leur financement.

Dans une telle hypothèse, la récupération de tout ou partie de ces dépenses auprès des locataires pose davantage question.

A cet égard, il sera relevé que si certaines dépenses d’entretien des panneaux photovoltaïques figurent bien dans la liste des charges récupérables annexée au décret n° 82-955 du 9 novembre 1982[6], pour le reste des dépenses, et en particulier des dépenses d’investissement, le législateur s’est expressément opposé à une facturation par le bailleur auprès des locataires au titre des charges récupérables des frais d’investissement, d’entretien et de remplacement relatifs à de telles opérations d’autoconsommation.

En effet, cette question avait été envisagée lors des débats de loi ELAN[7] à l’occasion de l’amendement n° CE517 du 4 mai 2018 qui proposait de créer un article L. 442-3 III au CCH sur ce sujet, rédigé comme suit :

« III. – Le propriétaire de l’immeuble qui a installé à ses frais des équipements d’une installation d’autoconsommation collective est fondé à demander à chaque usager acceptant de se raccorder à cet équipement, à titre de frais de branchement et d’utilisation, une quote-part des dépenses d’installation, d’entretien et de remplacement.

Les modalités de remplacement d’un équipement d’une installation d’autoconsommation collective par un autre mode de fourniture d’énergie sont déterminées par un accord collectif pris en application de l’article 42 de la loi n° 86-1290 du 23 décembre 1986 précitée ».

Au cours des débats qui ont eu lieu en commission au sujet de cette proposition, des parlementaires s’y sont opposés, estimant qu’il n’était pas normal de faire supporter aux locataires des coûts déjà répercutés dans le loyer (https://www.assemblee-nationale.fr/dyn/15/rapports/cion-eco/l15b0971_rapport-fond#_Toc256000064) :

« S’il appartient au locataire de supporter les charges liées à la consommation du combustible et à l’entretien courant de l’installation, en aucun cas les grosses interventions et l’amortissement ne peuvent lui être imputés. Cela revient à faire payer deux fois la même prestation au locataire : la première dans son loyer et la seconde dans ses charges. C’est d’ailleurs l’avis qu’a exprimé la Cour de cassation en 2005 et en 2009. » Intervention de Denis Sommer

Lors de son examen au Sénat, la Commission des affaires économiques a émis un avis défavorable sur cet article et a procédé à sa suppression[8].

De sorte que, dans l’hypothèse où le bailleur social assurerait la maîtrise d’ouvrage des travaux d’installation des équipements relatifs à l’opération d’autoconsommation collective, le coût des dépenses d’investissements et d’entretien de ces équipements ne saurait être mis à la charge des locataires, sauf à mettre en œuvre le dispositif de contribution au partage des économies de charges prévue à l’article L. 442-3 II du CCH, mais dont les conditions sont d’une part très restrictives, et d’autre part peu adaptées aux opérations d’autoconsommation, s’agissant d’un dispositif relativement ancien.

Pour les mêmes motifs que précédemment développés, la signature d’un accord collectif pour déroger à la liste des charges récupérables, qui pourrait être envisagée dans un objectif de développement durable[9], sera à écarter, car contraire aux dispositions d’ordre public de l’article L. 315-2-1 du Code de l’Energie.

En synthèse, le bailleur social a donc tout intérêt pour limiter les coûts d’une opération d’autoconsommation collective à faire appel à un tiers-investisseur pour assurer la maîtrise d’ouvrage des travaux d’installation des équipements destinés à l’opération d’autoconsommation collective et à ne pas en devenir propriétaire, dans le respect toutefois, rappelons-le, du Code de la Commande Publique.

Marianne HAUTON et Joanna HENRI-LUYTON

[1] On notera que le même assouplissement a été étendu aux communautés d’énergies renouvelables et au communautés énergétiques citoyennes. En effet, l’article L. 315-2-2 du Code de l‘énergie prévoit également que dans l’hypothèse où l’opération d’autoconsommation collective implique une communauté d’énergie renouvelable ou une communauté énergétique citoyenne, la PMO peut être l’une de ces deux communautés.

[2] A titre d’exemple, a été déclarée non écrite la clause obligeant le locataire à souscrire un contrat d’entretien de la chaudière auprès d’un professionnel imposé par le bailleur : CA Paris, 4 mars 1997 : Loyers et copr. 1997, n^o 138, obs. Vial-Pedroletti ; CA Colmar, 15 janv. 1998: BICC 1998, n^o 845; Loyers et copr. 1998, n^o 295, obs. Vial-Pedroletti.

[3] Cet article dispose « Tout client qui achète de l’électricité pour sa propre consommation ou qui achète de l’électricité pour la revendre a le droit de choisir son fournisseur d’électricité. ». Cette disposition fait application de l’article 21 de la Directive 2003/54/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la directive 96/92/CE

[4] Cass., Civ, 3^e , 19 janvier 2000, n° 98-12.658.

[5] Art. 23 de la loi n° 89-462 du 6 juillet 1989

[6] Tel est le cas, s’agissant de la production d’eau chaude sanitaire, du nettoyage périodique de la face extérieure des capteurs solaires, et de la vérification, du nettoyage et du graissage des organes desdits capteurs – cf. Annexe au décret n° 82-955 du 9 novembre 1982, II 2)

[7] https://www.assemblee-nationale.fr/dyn/15/amendements/0846/CION-ECO/CE517.pdf

[8]  https://www.senat.fr/rap/l17-630-1/l17-630-110.html#toc170

[9] Art. L. 442-3 I du CCH