En ce tout début d’année 2023 et en parallèle du projet de loi relatif à l’accélération de la production d’énergies renouvelables faisant l’objet d’un focus dans la présente Lettre d’actualités juridiques, plusieurs textes sont en préparation devant le Parlement.

Par quatre recommandations ici commentées, le Médiateur National de l’Energie a apporté des précisions sur l’obligation d’information des fournisseurs à leurs clients sur les évolutions tarifaires induites par l’application de nouveaux prix.

Médiateur National de l’Energie- Recommandation D2022-04051du 23 septembre 2022 (mise en ligne le 23.01.2023)

Dans cette première affaire, le client ayant saisi le Médiateur avait souscrit un contrat dont les prix étaient indexés sur les TRV, avant que le fournisseur ne bascule le contrat vers une offre indexant le tarif sur les prix des marchés de gros de vente d’électricité, ce qui entraîna nécessairement une forte augmentation du montant des factures. Après avoir relevé que si le fournisseur avait informé le client de cette modification du contrat conformément à l’article L. 224-10 du Code de la consommation[1], il n’avait pas livré une information « claire et loyale, transparente et compréhensible » lui permettant d’appréhender les conséquences économiques induites par les nouveaux prix. Le MNE recommande ainsi au fournisseur en cause de porter à la connaissance de ses clients, à chaque changement de prix ou d’offre tarifaire, le pourcentage d’évolution que représente les nouveaux prix par rapport à ceux précédemment appliqués.

Médiateur National de l’Energie – Recommandation N° D2022-04760 du 26 septembre 2022 (mise en ligne le 26.01.2023)

Le MNE a, dans la même veine, considéré que l’information délivrée par un fournisseur à un client n’était pas « loyale complète et sincère » dans le cadre d’un contrat prévoyant la succession de deux modes de détermination du prix, à savoir un prix fixe durant la première année suivi d’un prix entièrement indexé sur un indice correspondant à la moyenne des prix mensuels du marché de gros de l’électricité. Le MNE a en effet estimé que, dans un contexte de très forte hausse des prix de vente, le client n’a pas été informé des conséquences de cette évolution sur ses factures dès lors qu’aucune mention n’était faite sur les risques auxquels exposait cette forte volatilité des prix et, qu’en outre, le prix appliqué par le fournisseur ne pouvait être déterminé avant le terme du mois de consommation. Il recommande ainsi au fournisseur concerné, dans cette deuxième recommandation, de ne pas commercialiser d’offres dont le prix de l’énergie n’est pas déterminé au moment de la consommation.

La même solution avait d’ailleurs été retenue par le MNE aux termes d’une précédente recommandation dans le cadre d’un contrat de fourniture de gaz naturel.

Médiateur National de l’Energie – Recommandation N° D2022-05014 du 7 octobre 2022 (mise en ligne le 30 janvier 2023).

Enfin, saisi par un consommateur dont le contrat de fourniture d’électricité était indexé sur les tarifs réglementés de vente d’électricité pour une durée d’un an, le MNE considère que ce dernier n’a pas été informé par son fournisseur de manière « claire, loyale, transparente et compréhensible » de l’application de nouveaux prix indexés sur les prix de marchés de gros de l’électricité au moment du renouvellement de son contrat. En effet, cette information ayant été, selon le MNE, dissimulée au milieu d’un courriel « dont le contenu est sans rapport avec l’évolution contractuelle proposée » (en l’occurrence, un bilan énergétique), elle n’est pas conforme aux exigences de l’article L. 224-10 du Code de la consommation susvisé. Il recommande ainsi au fournisseur de se conformer à ces dernières en informant des nouvelles conditions contractuelles proposées au moyen d’un courrier ou courriel spécifique, et ce en attirant l’attention sur les risques liés à la nouvelle indexation des prix.

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[1] Cet article disposant que :« Tout projet de modification envisagé par le fournisseur des conditions contractuelles est communiqué au consommateur par voie postale ou, à sa demande, par voie électronique, au moins un mois avant la date d’application envisagée. En matière d’électricité, les projets envisagés de modification des dispositions contractuelles relatives aux modalités de détermination du prix de la fourniture, ainsi que les raisons, les conditions préalables et la portée de cette modification sont communiqués de manière transparente et compréhensible. Cette communication est assortie d’une information précisant au consommateur qu’il peut résilier le contrat sans pénalité, dans un délai maximal de trois mois à compter de sa réception. Les dispositions du présent article ne sont pas applicables aux modifications contractuelles imposées par la loi ou le règlement ».

L’envolée des prix de l’électricité sur le marché de gros a occasionné d’importants écarts entre les prévisions de charges et de recettes fixées par la délibération TURPE 6 HTB et les charges et recettes constatées pour l’année 2022 par RTE, le gestionnaire de réseau public de transport.

Ces écarts, qui s’expliquent notamment par la hausse des recettes d’interconnexion du fait d’écarts de prix de gros entre la France et ses pays voisins, ont donné lieu à un fort excédent à verser au compte de régularisation des charges et produits de RTE au titre de l’année 2022.

Par une délibération du 8 décembre 2021[1], la CRE a décidé que RTE devait restituer de manière anticipée cet excédent exceptionnel à ses utilisateurs.

Par un communiqué de presse du 6 février 2023, la CRE a ainsi annoncé que le montant de cette restitution était fixé à 1,939 milliards d’euros au titre de 2022, soit une diminution de 48,2 % des composantes tarifaires appliquées aux clients de RTE en 2022.

Le montant de cette restitution a été acté par la délibération du 31 janvier 2023 portant décision relative à la fixation du montant total du versement anticipé exceptionnel d’une partie du solde du compte de régularisation des charges et produits (CRCP) de RTE.

Le montant global à restituer sera réparti entre les clients de RTE au prorata des montants facturés en 2022, mais la CRE précise qu’Enedis et les entreprises locales de distribution en seront, en volume, les principales bénéficiaires.

Ce versement, prévu avant le 15 mars 2023 prendra la forme d’un versement réparti au prorata des composantes tarifaires, hors composante d’injection, facturées au titre de l’année 2022.

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[1] Délibération n°2022-323 du 8 décembre 2022 portant décision relative à la mise en œuvre d’un versement anticipé exceptionnel d’une partie du solde du compte de régularisation des charges et produits (CRCP) de RTE

Tel qu’elle l’a indiqué dans un communiqué de presse publié le 19 janvier 2023, la Commission de Régulation de l’Energie (ci-après « CRE ») a exposé au Gouvernement sa proposition d’évolution des tarifs réglementés de vente d’électricité (ci-après « TRVE ») au 1^er février 2023, au sein de sa délibération du 19 janvier 2023 portant proposition des tarifs réglementés de vente d’électricité.

La CRE a proposé une hausse du niveau moyen des TRVE de + 99,2 % TTC par rapport aux TRVE gelés en vigueur depuis le 1^er février 2022, soit + 99,36 % HT pour les tarifs bleus résidentiels et + 99,94 % HT pour les tarifs bleus professionnels.

On relèvera que cette proposition tarifaire prend en compte toutes les modifications de la méthode de fixation des TRVE détaillées au sein de la délibération du 12 janvier 2023 de la CRE portant communication sur la méthode de fixation des tarifs réglementés de vente d’électricité et rendues nécessaires dans le contexte de la hausse des prix de gros sur le marché de l’électricité. Pour rappel, comme nous l’exposions dans une précédente lettre d’actualité, la CRE a préalablement mené une consultation publique du 22 septembre au 17 octobre 2022 sur l’évolution de la méthode de fixation des TRVE à compter de l’année 2023.

Cependant, la loi de finances pour 2023[1] autorise le Gouvernement à s’opposer aux propositions d’évolution des tarifs par la CRE si elles excèdent de 15 % TTC les tarifs applicables au 31 décembre 2022 en territoire métropolitain et dans les zones non interconnectées.

Ainsi, si ces propositions d’évolution vont servir de référence pour le calcul de la compensation par le budget de l’Etat des fournisseurs livrant les clients aux TRVE (EDF et les entreprises locales de distributions sur leur périmètre de desserte historique) et des autres fournisseurs proposant des offres de marchés, les barèmes proposés par la CRE ne seront pas appliqués aux consommateurs.

Et, ceux-ci se verront plutôt appliquer les barèmes de prix gelés fixés par le Gouvernement et précisés au terme des arrêtés suivants :

• L’arrêté du 30 janvier 2023 relatif aux tarifs réglementés de vente de l’électricité applicables dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental ;

• L’arrêté du 30 janvier 2023 relatif aux tarifs réglementés de vente de l’électricité Jaunes et Verts applicables aux consommateurs en France métropolitaine continentale ;

• L’arrêté du 30 janvier 2023 relatif aux tarifs réglementés de vente de l’électricité applicables aux consommateurs non résidentiels en France métropolitaine continentale ;

• L’arrêté du 30 janvier 2023 relatif aux tarifs réglementés de vente de l’électricité applicables aux consommateurs résidentiels en France métropolitaine continentale.

Par ailleurs, par une délibération de la CRE du 19 janvier 2023, la CRE a également proposé aux Ministres chargés de l’énergie et de l’économie les nouveaux tarifs de cession de l’électricité aux entreprises locales de distribution (ci-après « ELD »).

Pour rappel, les tarifs de cession permettent aux ELD de s’approvisionner auprès d’EDF 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. Les ELD bénéficient donc du mécanisme dérogatoire des « tarifs de cession » lorsqu’elles achètent de l’électricité pour la revendre aux TRVE et pour l’approvisionnement des pertes d’électricité sur leurs réseaux.

La proposition d’évolution des tarifs de cession par la CRE entrainait une augmentation de + 141,73 %/ MWh HT par apport au tarif de cession en vigueur en 2022. Par conséquent, par un arrêté du 30 janvier 2023 relatif aux tarifs de cession de l’électricité aux entreprises locales de distribution, le Gouvernement s’est opposé à cette proposition, et y a également substitué les barèmes des tarifs gelés qu’il a renseignés en annexe.

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[1] Loi n° 2022-1726 du 30 décembre 2022 de finances pour 2023.

Trois récentes décisions rendues par le Conseil d’Etat sur le mécanisme de l’Accès Régulé à l’Electricité Nucléaire Historique (ARENH) sont à relever.

Pour rappel, dans le contexte de crise énergétique et afin de contenir la hausse des prix de vente d’électricité, par un décret[1] et deux arrêtés du 11 mars 2022[2], le Gouvernement a, d’une part, porté le volume global maximal d’ARENH pouvant être cédés par la société EDF aux fournisseurs en faisant la demande à 120 TWh pour l’année 2022 et, d’autre part, fixé le prix de ces volumes additionnels d’ARENH à hauteur de 46,2 euros/MWh.

1. C’est dans ce contexte, et suite au rejet de leur référé suspension le 5 mai 2022, que la société EDF, des syndicats, des membres du conseil d’administration et des représentants des actionnaires minoritaires du groupe EDF ont demandé au Conseil d’Etat d’annuler le décret et les arrêtés susvisés.

Par un arrêt du 3 février 2023, le Conseil d’Etat a rejeté les demandes d’annulation présentées par les requérants.

Il a considéré que les actes contestés, qui ne créaient pas un dispositif distinct du mécanisme de l’ARENH, ne prévoyaient pas une mesure excessive pour atteindre, dans un contexte exceptionnel, les objectifs de libre choix du fournisseur et de stabilité des prix fixés par les articles L. 336-1 et L. 336-2 du Code de l’énergie.

Également, le Conseil d’Etat a considéré que cette mesure ne portait pas une atteinte disproportionnée, au regard des objectifs poursuivis, à la liberté d’entreprendre d’EDF qui dispose du monopole d’exploitation du parc électronucléaire français.

En outre, le Conseil d’Etat a écarté les moyens développés par les requérants sur l’atteinte porté par ces actes au droit de l’Union européenne en estimant que le mécanisme de l’ARENH et son le relèvement ne constituaient pas une aide d’Etat aux fournisseurs alternatifs qui aurait dû être notifiée auprès de la Commission européenne.

2. Deux fournisseurs alternatifs, la société OHM Energies et la société Sagiterre, ont formé deux référés suspension devant le Conseil d’Etat afin de contester l’ajustement par la CRE des volumes additionnels d’ARENH qui leur ont été attribués.

Ces deux fournisseurs alternatifs s’étaient vu corriger par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) leur demande de volume d’ARENH additionnels dans le cadre de la délibération n° 2022-312 de la CRE du 1^er décembre 2021 relative à l’allocation des volumes d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH)[3]. La Commission avait considéré que leurs demandes étaient manifestement surévaluées au regard de leur portefeuille de consommateurs.

S’agissant de la société OHM Energies, la CRE a considéré que ses demandes d’ARENH pour les consommateurs « résidentiels » et pour les consommateurs « petits professionnels » dépassaient les seuils d’alerte prévus par la délibération n° 2022-287 du 10 novembre 2022 de la CRE[4], et que les explications du fournisseur, liées notamment au développement de son offre à venir sur le marché des consommateurs « petits professionnels », déjà annoncé antérieurement par la société sans réalisation concrète, ne permettaient pas de justifier ses demandes.

La CRE a également considéré que les demandes présentées par la société Sagiterre pour les clients résidentiels dépassaient les seuils d’alerte susmentionnés. La justification apportée par le fournisseur sur un développement commerciale en 2023 devant porter son nombre de clients résidentiels de 300 à 20.000 n’a pas convaincu la CRE. En outre, la CRE considérait que la demande de cette société avait déjà été surestimée pour l’année 2022.

Les deux fournisseurs ont ainsi, tous deux, demandé au Conseil d’Etat de suspendre l’exécution de la délibération n° 2022-312 de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) du 1^er décembre 2021 relative à l’allocation des volumes d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) dans le cadre du guichet qui s’est clos le 21 novembre 2022, et d’enjoindre la CRE de réexaminer sa demande d’ARENH au plus tard le 31 décembre 2022.

Pourtant, par deux ordonnances du 9 janvier 2023 et du 13 janvier 2023, le Conseil d’Etat a rejeté les demandes de suspension des sociétés OHM Energies et Sagiterre, considérant que les moyens soulevés par les requérantes n’étaient pas de nature à créer un doute sérieux sur la légalité des décisions attaquées.

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[1] Décret n° 2022-342 du 11 mars 2022 définissant les modalités spécifiques d’attribution d’un volume additionnel d’électricité pouvant être alloué en 2022, à titre exceptionnel, dans le cadre de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH).

[2] Arrêté du 11 mars 2022 fixant le volume global maximal d’électricité devant être cédé par Electricité de France au titre de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique, pris en application de l’article L. 336-2 du code de l’énergie ; Arrêté du 11 mars 2022 pris en application de l’article L. 337-16 du code de l’énergie et fixant le prix des volumes d’électricité additionnels cédés dans le cadre de la période de livraison exceptionnelle instaurée par le décret n° 2022-342 du 11 mars 2022 définissant les modalités spécifiques d’attribution d’un volume additionnel d’électricité pouvant être alloué en 2022, à titre exceptionnel, dans le cadre de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH)

[3] Délibération de la CRE du 1er décembre 2022 relative à l’allocation des volumes d’ARENH dans le cadre du guichet s’étant clos le 21 novembre 2022

[4] Délibération de la CRE du 10 novembre 2022 portant décision sur la méthode de répartition des volumes d’ARENH en cas de dépassement du plafond prévu par la loi et portant communication sur les critères d’évaluation des demandes d’ARENH

Au cours du mois de janvier 2023, la Commission de Régulation de l’Energie (ci-après, CRE) a adopté plusieurs dispositifs liés à la situation des Tarifs Réglementés de Vente du Gaz (ci-après, TRVG) dont on rappellera qu’ils prendront fin le 1^er juillet 2023.

Ces différents dispositifs ont été présentés dans un communiqué de presse du 31 janvier 2023.

Comme la CRE le rappelle :

• Sur un total de 11 millions de consommateurs résidentiels, les tarifs réglementés de vente de gaz (TRVG) concernent 2,4 millions de clients au 30 novembre 2022, dont 93 % chez Engie et environ 7 % chez les entreprises locales de distribution (ELD) ;
• En outre, 2,4 millions de clients résidentiels ont choisi une offre de marché dont les évolutions sont indexées sur les TRVG.

Pour rappel, les barèmes des TRVG sont calculés tous les mois par la CRE sur la base des prix de marché du gaz.

Depuis le 1e novembre 2021, début du bouclier tarifaire décidé par le Gouvernement, les barèmes des TRVG calculés mensuellement par la CRE ne s’appliquent plus. Ainsi, sur décision gouvernementale, l’augmentation des TRVG a été plafonnée à 15 % TTC le 1er janvier 2023.

La CRE a néanmoins continué de publier mensuellement les barèmes théoriques des TRVG qui s’appliqueraient en l’absence de bouclier tarifaire, barèmes nécessaires au calcul de la compensation des fournisseurs par le budget de l’Etat.

On rappellera en outre que le bouclier tarifaire pourra continuer à s’appliquer après la fin des TRVG conformément à la loi de finances 2023 donnant au Gouvernement le pouvoir de prolonger par décret le bouclier tarifaire après le 30 juin 2023 jusqu’au 31 décembre 2023.

Ceci rappelé, une délibération n° 2023-31 la CRE du 25 janvier 2023 portant proposition de la référence de coût d’approvisionnement du gaz visée à l’article 181 de la loi de finances pour 2023 a pour objet de proposer aux ministres une référence de prix théorique du coût d’approvisionnement en gaz d’un fournisseur de consommateurs résidentiels, qui servira de base pour la compensation des fournisseurs de gaz en cas de prolongation du bouclier tarifaire à partir du 1^er juillet 2023.

L’article 181 de la loi de finances pour l’année 2022 a en effet mis en place un dispositif de compensation des pertes de recettes des fournisseurs pour leurs offres aux TRVG et indexées sur les TRVG, qui constituent des charges imputables aux obligations de service public au sens des articles L. 121-35 et L. 121-36 du Code de l’énergie.

On rappellera également que les pertes de recettes supportées par les fournisseurs de gaz naturel pour leurs offres de marché, pour tout contrat conclu à compter du 1er septembre 2022 et les contrats en vigueur au 31 août 2022 indexés sur les TRVG, sont compensées, dans la limite de leurs coûts d’approvisionnement. Or, ces pertes de recettes sont calculées sur la base du niveau du TRVG qui aurait été appliqué sans gel.

La disparition des TRVG entraîne la disparition de la référence de coût d’approvisionnement utilisée pour calculer les pertes de recettes des fournisseurs de gaz naturel, qui seront compensées. Par conséquent, compte tenu de la fin à venir des TRVG, il était nécessaire de prévoir un nouveau tarif de référence permettant de calculer les pertes de recettes des fournisseurs.

L’article 181 de la loi de finances pour 2023 prévoyait ainsi que la CRE devait proposer aux ministres chargés de l’économie, de l’énergie et du budget, avant le 31 janvier 2023, une référence de prix théorique du coût d’approvisionnement en gaz d’un fournisseur de consommateurs résidentiels, qui servira de base pour la compensation des fournisseurs de gaz en cas de prolongation du bouclier tarifaire à partir du 1^er juillet 2023.

La délibération n° 2023-31 du 25 janvier 2023 formule la proposition attendue, après avoir consulté les acteurs sur la construction de la référence de coûts d’approvisionnement, en proposant « une formule indexée à 80 % sur le produit mensuel PEG et 20 % sur le produit trimestriel PEG, lissés sur le mois se terminant un mois avant la période de livraison visée ».

Selon la CRE, « cette formule de coûts indexée sur des produits de court terme sur le PEG répond aux attentes des acteurs (fournisseurs, associations gazières et associations de consommateurs), s’inscrit dans la continuité du TRVG actuel et est aisément réplicable par les fournisseurs ».

La Délibération n° 2023-32 de la CRE du 25 janvier 2023 portant évaluation des pertes des fournisseurs dans le cadre de la définition des acomptes à verser aux fournisseurs en compensation du gel des tarifs réglementés de vente de gaz naturel prise en application de l’article 181 de la loi de finances pour 2023 est venue quant à elle fixer les montants des compensations à verser aux fournisseurs.

L’article 181 de la loi de finances pour 2023 a en effet reconduit le principe de la compensation des pertes de recettes des fournisseurs de gaz dans le cadre des charges imputables aux obligations de service public, et prévu un guichet de déclaration de pertes de recettes prévisionnelles des fournisseurs de gaz couvrant le premier semestre 2023, de façon à pouvoir verser des acomptes aux fournisseurs, en anticipation du calcul de leurs charges de service public.

La délibération fixe ainsi les montants de la compensation des pertes de recettes à verser sous forme d’acomptes au titre du premier semestre de 2023 à chaque fournisseur en ayant fait la demande.

Le montant total des charges évaluées par la CRE sur la période visée s’élève à 1 805,6 M€, dont 281,1 M€ seront versés avant le 28 février 2022. Le détail des charges à compenser et les acomptes à verser en 2023 par opérateur figurent dans l’annexe confidentielle de la délibération.

Enfin, est ouverte jusqu’au 28 février prochain, une consultation publique relative à la définition d’un prix de référence du gaz dans l’optique de la fin des TRVG. Ainsi, la Consultation publique n° 2023-01 du 25 janvier 2023 relative à la définition d’un prix de référence du gaz pour les clients particuliers pour accompagner la fin des tarifs réglementés de vente de gaz naturel a pour objet de recueillir les avis des personnes intéressées sur le dispositif de prix de référence du gaz imaginé par la CRE.

En effet, la loi de finances 2023 prévoit la possibilité pour le Gouvernement de prolonger par décret jusqu’au 31 décembre 2023 le bouclier tarifaire, actuellement en vigueur jusqu’au 30 juin 2023. A partir du 1^er juillet 2023, le bouclier s’appliquerait donc aux consommateurs domestiques et aux propriétaires uniques d’un immeuble à usage principal d’habitation et syndicats des copropriétaires d’un tel immeuble, sans condition sur le type d’offre souscrite, puisqu’au 30 juin 2023 date de fin des TRVG, les clients encore aux TRVG à cette date seront transférés automatiquement dans une offre de bascule de leur fournisseur historique.

C’est dans ce contexte que la CRE envisage de publier, à compter du 1er juillet 2023 et à un rythme mensuel, « des prix de référence du gaz (HT) s’inscrivant dans la continuité des TRVG historiques et représentatifs des offres que les fournisseurs devraient pouvoir proposer aux consommateurs résidentiels et aux petites copropriétés, compte tenu des conditions de marché et des coûts qu’ils supportent ».

La CRE souligne que ces prix de référence devront respecter un certain nombre de principes :

• assurer une continuité avec les TRVG et donc être fondés sur des principes de calcul équivalents pour pouvoir jouer le même rôle d’offre de référence que les TRVG ;
• être construits de façon à être aisément réplicables par les fournisseurs qui le souhaiteraient, tout en reflétant le comportement d’un acteur efficace ;
• être adaptés à la réalité du marché de détail telle qu’observée dans la durée.

Par une délibération en date du 26 janvier 2023, la Commission de Régulation de l’Energie (ci-après, CRE) s’est prononcée sur un projet de décret visant à apporter un certain nombre de modifications au dispositions réglementaires du Code de l’énergie. Ces projets de modifications portent sur les sujets suivants :

• Clarification des dispositions relatives à la phase de demandes d’informations lors des procédures d’appels d’offres et d’exclusion d’un candidat durant la phase de dialogue concurrentiel. Le projet de décret, d’une part, supprime la compétence de la CRE pour fixer un délai au ministre pour répondre aux questions et, d’autre part, précise que la CRE publie les réponses faites aux demandes d’informations formulées dans le cadre des appels d’offres dans un délai de quinze jours avant la date d’ouverture du dépôt des offres. La CRE ajoute à l’article R. 311-25-11 du Code de l’énergie que lors de la phase de dialogue concurrentiel, un candidat peut être exclu en cas de non-respect d’une prescription du règlement de consultation. Enfin, le projet de décret apporte des précisions relatives aux modifications non-substantielles du cahier des charges susceptibles d’être apportées en fin de procédure ;

• Permission de procéder à la consignation auprès de la Caisse des dépôts d’une garantie financière constituée dans le cadre des procédures de mise en concurrence ;

Les modèles de cahiers des charges des appels d’offres prévoient fréquemment que les candidats doivent s’engager à constituer une garantie financière. Le projet de décret précise que la garantie financière peut prendre désormais la forme d’une consignation entre les mains de la Caisse des dépôts et consignations ;

• Autorisation des cas de changement d’actionnaire pour les installations bénéficiant d’un soutien public : le projet de décret prévoit la modification des articles R. 311-27-5 et R. 314-10 du Code de l’énergie afin d’introduire une disposition relative au changement d’actionnaire après la mise en service complète de l’installation pour celles ayant recours à des procédures de mise en concurrence ou au guichet ouvert ;

• Facilitation de l’accès de l’Etat et de la CRE aux données relatives aux installations bénéficiant d’un soutien public ;

• Obligation des gestionnaires de réseaux de transmettre, sur la demande de l’Etat ou de la CRE, les éléments d’identification ou de caractérisation des installations bénéficiant d’un soutien public et les informations relatives à l’avancement des travaux de raccordement afférents. En outre, le projet de décret prévoit d’imposer aux cocontractants des contrats de soutien la transmission au Ministre chargé de l’énergie, à la CRE et au préfet des informations contenues dans les demandes de contrats et contrats d’obligation d’achat ou de complément de rémunération ainsi que des informations relatives à la négociation, la conclusion et l’exécution de ces contrats. Il étend cette obligation de transmission d’informations de manière similaire à la production de gaz renouvelables soutenue par l’Etat ;

• Dispositions permettant la reprise, par les acheteurs obligés, des contrats d’achat gérés par un organisme agréé en cas de retrait de son agrément ;

Le projet de décret introduit un mécanisme de reprise des contrats par EDF ou les ELD en cas de retrait de l’agrément de l’organisme agréé, ainsi que l’introduction de nouvelles obligations d’information pesant sur l’organisme agréé ;

• Organisation des échanges entre le Gouvernement et la CRE sur les appels d’offres.

Sous une réserve rédactionnelle et une réserve de fond liée au rôle de la CRE dans le cadre des procédures de dialogue concurrentiel et d’appel d’offres, cette dernière rend un avis favorable sur l’intégralité du projet de décret.

La version définitive du projet de loi d’accélération des énergies renouvelables a été entérinée par la Commission mixte paritaire. Fruit du compromis entre les deux chambres du Parlement, le texte définitif, approuvé le 31 janvier 2023 par l’Assemblée Nationale et le 7 février dernier par le Sénat, réintègre des dispositions qui avaient été supprimées par l’Assemblée nationale, en adaptent d’autres, en supprime certaines (voir nos différents points d’étape sur le projet de loi).

Le texte va cependant, avant d’être promulgué, être soumis au contrôle du Conseil constitutionnel, saisi par des députés contestant la légalité de huit articles du projet de loi. Sous réserve de la décision du Conseil constitutionnel, la loi d’accélération des énergies renouvelables devrait donc être publiée prochainement.

La particularité de ce texte tient à sa transversalité. Les Codes de l’environnement, de l’urbanisme, des impositions sur les biens et les services, ou encore de l’énergie se trouvent enrichis de nouvelles dispositions. Zones d’accélération des énergies renouvelables, obligation d’installer des dispositifs de production d’énergie renouvelable sur le foncier public ou privé, agrivoltaïsme, autoconsommation, PPA…

Véritable coup d’accélérateur ou complexification malvenue du cadre légal applicable aux énergies renouvelables ?

Nous vous proposons un tour d’horizon non exhaustif des nouvelles dispositions tant sur le plan du droit de l’énergie (I), que sur les sujets liés à l’urbanisme et à l’environnement (II).

I. Principaux apports au regard du droit de l’énergie

Si les dispositions du texte touchant au droit de l’énergie sont évidemment nombreuses, certains sujets méritent une attention particulière.

Power Purchase Agreements – PPA

Tout d’abord, le projet de loi crée un cadre juridique applicable aux contrats directs de long terme de vente d’électricité d’origine renouvelable, communément désignés par l’acronyme anglais PPA (pour « Power Purchase Agreement »). La possibilité de recourir à de tels contrats est enfin consacrée, notamment pour les pouvoirs adjudicateurs et entités adjudicatrices.

Si aucune définition de ce type de contrat n’est fournie par le projet de loi, son article 86 I modifie l’article L. 333-1 du Code de l’énergie afin d’intégrer les « producteurs d’électricité concluant un contrat de vente directe d’électricité à des consommateurs finals ou à des gestionnaires de réseaux pour leurs pertes » au nombre des entités devant être titulaires d’une autorisation pour exercer leur activité.

Les producteurs d’électricité seront donc soumis à la même obligation que 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 ».

L’article 86 I 3 du projet de loi insère en outre un article L. 331-5 dans le Code de l’énergie aux termes duquel : « les pouvoirs adjudicateurs et entités adjudicatrices […] peuvent recourir à des contrats de la commande publique pour répondre à leur besoin en électricité produite à partir de sources renouvelables […]. Dans le cadre d’un contrat de vente directe à long terme d’électricité ».

Est ainsi consacrée, tout à la fois, la possibilité pour les personnes soumises au Code de la commande publique de recourir à ce type de contrat pour satisfaire leurs besoins en électricité, mais également la nécessité pour conclure ces contrats de s’inscrire dans le cadre défini par ledit Code.

Le dernier alinéa du nouvel article L. 331-5 du Code de l’énergie apporte enfin des précisions sur la détermination de la durée de ces contrats. Ainsi, elle doit être définie en tenant compte de la nature des prestations réalisées et de l’amortissement des installations, y compris lorsque le pouvoir adjudicateur ou l’entité adjudicatrice n’acquiert pas l’installation en fin de contrat.

Les contrats de longue durée sont en principe proscrits s’agissant des marchés publics. Par dérogation donc, le législateur propose de consacrer pour les contrats de vente directe d’électricité la possibilité de recourir à des contrats de longue durée pour la fourniture en électricité.

Un dispositif miroir est prévu pour la fourniture de gaz renouvelable par la codification d’un nouvel article L. 441-6 dans le Code de l’énergie et la modification de l’article L. 443-1 du même Code consacrant les contrats de vente directe à long terme de biogaz, de gaz renouvelable ou de gaz bas‑carbone.

L’intégration de ces dispositifs dans le droit positif répond à un besoin fort exprimé par les acheteurs publics dans le contexte actuel de crise énergétique et de hausse massive des coûts d’approvisionnement en électricité.

Autoconsommation individuelle et collective

Le projet de loi apporte ensuite diverses précisions concernant le cadre applicable aux opérations d’autoconsommation individuelle et collective menées, notamment, par les personnes publiques.

En premier lieu, la possibilité pour les personnes publiques de recourir à de telles opérations pour satisfaire leurs besoins énergétiques est explicitement consacrée. Aux termes du point 3° de l’article 86 I du projet de loi précité, les pouvoirs adjudicateurs et entités adjudicatrices peuvent recourir à un contrat de la commande publique pour répondre à leurs besoins en matière d’électricité produite à partir de sources renouvelables :

« 1° Avec un tiers mentionné à l’article L. 315‑1 pour la mise en œuvre d’une opération d’autoconsommation individuelle mentionnée au même article L. 315‑1. Ce contrat peut confier au titulaire l’installation, la gestion, l’entretien et la maintenance de l’installation de production pour autant qu’il demeure soumis aux instructions de l’autoproducteur ;

2° Dans le cadre d’une opération d’autoconsommation collective mentionnée à l’article L. 315‑2 avec un ou plusieurs producteurs participant à cette opération ».

Néanmoins, comme pour le PPA, le projet de loi confirme que tant la désignation du tiers investisseur d’une opération d’autoconsommation individuelle que la contractualisation avec le producteur d’une opération d’autoconsommation collective s’effectuent au moyen d’« un contrat de la commande publique ». Cette précision ouvre ainsi un vaste champ d’interrogations pour les acheteurs publics s’agissant des modalités d’organisation de cette mise en concurrence, en particulier s’agissant de l’autoconsommation collective.

En deuxième lieu, la participation d’un producteur à une opération d’autoconsommation collective peut désormais constituer son activité professionnelle ou commerciale principale. « Aux termes de l’article 48 du projet de loi portant modification de l’article L. 315-2 du Code de l’énergie, le producteur n’est plus concerné par l’interdiction d’avoir pour activité professionnelle ou commerciale principale une activité d’autoconsommation collective.

En troisième lieu, on signalera, concernant les organismes d’habitation à loyer modéré mettant en place une opération d’autoconsommation collective, que l’article 49 du projet de loi impose une obligation d’affectation des recettes liées à la vente du surplus de l’électricité produite dans le cadre de l’opération d’autoconsommation à la réduction des coûts engendrés par ladite opération lorsque ces coûts sont imputés par l’organisme d’habitations à loyer modéré sur les charges des parties communes.

Autoconsommation de gaz renouvelable

L’article 100 du projet de loi insère un chapitre VIII dans le titre IV du livre IV de la partie législative du Code de l’énergie, relatif à l’autoconsommation de gaz renouvelable, nommé « autoconsommation collective étendue ». Le régime applicable au gaz renouvelable est en tout point similaire à celui déjà existant en matière d’électricité d’origine renouvelable. Comme pour ce dernier, un décret devra préciser les conditions d’application du chapitre, et notamment le critère de proximité géographique afférant à l’opération d’autoconsommation collective étendue de gaz renouvelable.

Communautés d’énergie  

Par ailleurs, l’article 3 du projet de loi apporte des modifications du régime des communautés d’énergie en modifiant les dispositions existantes et en en intégrant de nouvelles.

Pour mémoire, les communautés d’énergie renouvelable (ci-après, CER) et les communautés énergétiques citoyennes (ci-après, CEC) constituent des outils récemment introduits dans le Code de l’énergie et dont l’objet est de donner un cadre aux initiatives et projets locaux en matière, notamment, de production d’énergie renouvelable. Toutefois, à ce jour, le cadre juridique applicable à ces outils demeure incomplet, faute notamment de dispositions réglementaires. Le projet de loi pallie partiellement ces lacunes.

Concernant la forme que peuvent prendre les communautés d’énergie, l’article crée deux nouvelles dispositions, les articles L. 291-3 et L.292-4 du Code de l’énergie, concernant respectivement les CER et les CEC, dont il résulte que les communautés d’énergie peuvent prendre la forme d’une société anonyme, d’une société par actions simplifiées, d’une société coopérative d’intérêt collectif ou d’une association régie par la loi du 1^er juillet 1901.

Concernant les personnes pouvant prendre part au capital des communautés d’énergie, il convient de distinguer les CER et les CEC.

Aux termes de l’article L. 291-1 modifié du Code de l’énergie, peuvent être membre des CER, en plus des membres auxquels la participation était déjà ouverte (pour rappel, personnes physiques, petites et moyennes entreprises, collectivités territoriales et leurs groupements, associations), les société d’économie mixte locale, les fonds d’entreprenariat social spécialisés dans l’investissement en capital dans les énergies renouvelables, les sociétés ayant pour objet le développement des énergies renouvelables et bénéficiant de l’agrément « entreprise solidaire d’utilité sociale ».

Aux termes de l’article L. 292-1 modifié du Code de l’énergie, peuvent être membres des CEC, en plus des membres auxquels la participation était déjà ouverte (pour rappel, personnes physiques, collectivité territoriales et leurs groupements, petites entreprises telles que définies par la directive 2019/944), les sociétés d’économie mixte locales, les fonds d’entreprenariat social spécialisés dans l’investissement en capital exerçant les missions dévolues à la CEC, les sociétés ayant pour objet les missions dévolues à la CEC et bénéficiant de l’agrément « entreprise solidaire d’utilité sociale », les associations dont les membres sont des personnes physiques, des PME, des collectivités territoriales ou leurs groupements ou des sociétés d’économie mixte locales.

Enfin, concernant seulement les CER, le projet de loi instaure un droit de préemption sur les parts de capital vendues par une entreprise membre d’une CER au profit de la collectivité territoriale ou du groupement de collectivités territoriales dont la participation est la plus élevée. Il est précisé qu’à défaut de préemption, la société peut céder librement sa participation.

Raccordement au réseau de distribution d’électricité, prise en charge des coûts : suppression de la contribution des collectivités en charge de l’urbanisme

Dans un autre domaine, le projet de loi prévoit la suppression de la contribution due par les communes et établissements Publics de Coopération Intercommunale (EPCI) en charge de l’urbanisme au financement de l’extension des réseaux publics de distribution d’électricité. En effet, l’article 29, I., 7° du projet de loi prévoit la suppression du deuxième alinéa du 1° de l’article L. 342-11 du Code de l’énergie qui prévoit actuellement : « la part de contribution correspondant à l’extension située hors du terrain d’assiette de l’opération reste due par la commune ou l’établissement public de coopération intercommunale compétent pour la perception des participations d’urbanisme ».

Cette suppression était envisagée dès le texte initial présenté par le Gouvernement, au titre de l’habilitation demandée au Parlement de pouvoir légiférer par voie d’ordonnance (cf. Etude d’impact du projet de loi d’accélération des énergies renouvelables, Point 3.2. Quatrième point). Le principe même de la suppression a été consacré directement dans la loi par le Sénat, puis par la Commission mixte paritaire (Cf. Article 29 du projet de loi).

Il reste que la part des coûts de branchement et d’extension des réseaux non couverts par le TURPE peut toujours faire l’objet de la contribution due par le redevable tel que prévue par les articles L. 342-6 à L. 342-12 du Code de l’énergie.

Et le TURPE ne peut en principe toujours couvrir que 40 % du coût de raccordement. Par exception, il est prévu dans ce texte nouveau que la part prise en charge par le TURPE peut être portée à 60 % (installation de production d’énergie renouvelable d’une puissance inférieure à 500kW) voire 80 % (travaux de remplacement ou d’adaptation d’ouvrages existants ou de création de canalisations parallèles à des canalisations existantes afin d’en éviter le remplacement) (Cf. Article L. 341-2-1 du Code de l’énergie introduit par le projet de loi).

Les modalités concrètes de répartition du coût restant dans le cas d’une demande de raccordement par le bénéficiaire d’une autorisation d’urbanisme, notamment constituées par l’extension du réseau entre le terrain d’assiette et le réseau public de distribution, ne sont pas encore déterminées.

En principe, le Gouvernement devrait apporter les précisions nécessaires par voie d’ordonnance (voir ci-après). Les nouvelles dispositions concernant la prise en charge du coût du raccordement entre le terrain d’assiette et le réseau public de distribution seront donc connues à l’issue de ce délai. Le coût de raccordement ne sera en revanche plus pris en partie en charge par les collectivités en charge de l’urbanisme dans les six mois suivant l’entrée en vigueur de la loi, une fois celle-ci promulguée.

Habilitation du gouvernement à légiférer par voie d’ordonnance  

Le Gouvernement est en outre habilité, pour une durée de six mois, à légiférer par voie d’ordonnance pour les sujets liés au raccordement. En effet, aux termes de l’article 26 du projet de loi, le Gouvernement est habilité pour intervenir sur les sujets suivants :

• Amélioration de la cohérence interne et de la lisibilité des dispositions relatives au raccordement ;
• Clarification des modalités de prise en charge des coûts de raccordement (contribution et TURPE), dans la continuité de la modification d’ores et déjà apportée sur la contribution des collectivités en charge de l’urbanisme vue supra;
• Adaptation dans les ZNI des schémas de raccordement des énergies renouvelables et des modalités de réfaction pour les installations de production d’énergie renouvelable ;
• Modification du périmètre de mutualisation des postes du réseau public de transport, des postes de transformation entre les réseaux publics de distribution et le réseau public de transport ;
• Prévision des conditions d’évolutions permises par les conventions de raccordement concernant la puissance de raccordement ;
• Suppression des dispositions et références devenues sans objet ou obsolètes ainsi que des incohérences rédactionnelles.

Adaptation des procédures de mise en concurrence sur le domaine public de l’État, des collectivités territoriales et des EPCI à fiscalité propre afin d’accélérer le développement de projets de production d’ENR

Pour rappel, l’article 52 de la loi n° 2020-1525 du 7 décembre 2020 d’accélération et de simplification de l’action publique avait d’ores et déjà complété l’article L. 2122-1-3-1 du Code général des propriétés des personnes publiques afin de permettre à l’autorité compétente, pour le domaine public appartenant à l’État, de renoncer à organiser une procédure de mise en concurrence lorsque le titre d’occupation est destiné à l’installation et à l’exploitation d’une installation de production d’énergies renouvelables bénéficiant d’un soutien public au terme d’une procédure de mise en concurrence.

Il s’agissait plus précisément des installations de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables bénéficiant d’un soutien public au terme d’une des procédures de mise en concurrence prévues aux articles L. 311-10 ou L. 311-11-1 du Code de l’énergie ; et des installations de production de biogaz mises en place dans le cadre d’une des procédures de mise en concurrence mentionnées aux articles L. 446-5, L. 446-14 ou L. 446-15 du même Code.

Par la suite, l’article 87 de la loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 dite « Climat et résilience » a étendu cette faculté aux installations de production d’hydrogène renouvelable ou d’hydrogène bas-carbone par électrolyse de l’eau, bénéficiant d’un soutien public au titre de l’article L. 812-2 du Code de l’énergie.

Il convient de préciser que si ces dispositions ont vocation à éviter la mise en place de deux procédures de sélection successives, génératrices de délais, elles n’exonèrent cependant pas l’autorité compétente d’effectuer des mesures de publicité préalable suffisantes pour permettre aux candidats potentiels à l’occupation du domaine public de se manifester.

En effet, l’autorité compétente doit délivrer dans les mêmes conditions, à chaque candidat qui a manifesté son intérêt, un accord de principe à la délivrance du titre d’occupation, conditionné au fait que le projet d’installation soit lauréat d’une des procédures de mise en concurrence prévues par le code de l’énergie et au respect d’un cahier des charges établi par l’autorité compétente. Si plusieurs projets sont lauréats, il est alors prévu que l’autorité compétente délivre le titre d’occupation au lauréat le mieux noté dans la procédure de mise en concurrence précitée.

L’article L. 2122-1-3-1 du Code général des propriétés des personnes publiques issu de la présente loi étend désormais ces dispositions :

• aux concessionnaires du domaine public de l’État qui détiennent en vertu d’un texte (une loi ou un règlement), ou en vertu de leur propre titre d’occupation, la compétence de délivrer un titre d’occupation du domaine concédé. Ils pourront de la sorte dispenser les projets d’ENR de mise en concurrence pour occuper leur partie du domaine lorsque ces projets auront déjà fait l’objet d’une sélection pour les soutiens publics. Cela concernerait tous les gestionnaires du domaine public (VNF, CNR, EDF, etc.) et non uniquement ceux des concessions autoroutières.

• aux collectivités territoriales ou aux EPCI à fiscalité propre pour le domaine public leur appartenant, étant précisé qu’en séance publique en première lecture, l’Assemblé nationale avait pourtant adopté l’amendement n° 2787 supprimant cette extension au motif d’une part qu’elle allait favoriser les gros opérateurs au détriment des acteurs citoyens, coopératifs ou des SEM, et d’autre part, qu’elle allait aboutir à la sélection en appel d’offres de projets trop éloignés des contraintes technico-économiques imposées par le foncier mis à disposition.

Toutefois, la possibilité pour leur éventuel gestionnaire de se substituer à eux a été exclue afin qu’ils demeurent pleinement libres d’exercer ou non cette compétence.

Ce nouvel article L. 2122-1-3-1 du Code général des propriétés des personnes publiques impose enfin à l’État de fixer, par décret, pour la période 2023-2027, un objectif de mise à disposition de terrains dans ses domaines public et privé pour le développement des ENR, pour chacun des ministères ou opérateurs gestionnaires du domaine public ou du domaine privé de l’État.

Caractère facultatif d’un budget annexe pour les ouvrages publics de production d’électricité photovoltaïque en cas d’autoconsommation

Par dérogation à l’article L. 1412-1 du Code général des collectivités territoriales, l’article 88 de la loi a supprimé l’obligation de constituer une régie et un budget annexe pour les collectivités territoriales, leurs établissements publics, les établissements publics de coopération intercommunale ou les syndicats mixtes qui exploitent un service de production d’électricité photovoltaïque n’excédant pas un seuil de puissance défini par arrêté conjoint du Ministre chargé de l’énergie et des collectivités territoriales, dans le cadre :

• d’une opération d’autoconsommation individuelle prévue à l’article L. 315-1 du Code l’énergie ;

• d’une opération d’autoconsommation collective prévue à l’article L. 315-2 du même Code sous réserve des critères fixés par arrêté du Ministre chargé de l’énergie.

De plus, par dérogation à l’article L. 2224-2 du Code général des collectivités territoriales, les conseils municipaux pourraient ainsi prendre en charge dans leur budget propre, sans avoir à établir un budget annexe, les dépenses afférentes à l’installation et à l’exploitation de panneaux solaires (par exemple, par les contributions des membres du syndicat mixte en vertu de l’article L. 5212-19 du CGCT).

En effet, pour rappel, la doctrine administrative retient, en cohérence avec la jurisprudence, que la production d’électricité de source solaire présente un caractère industriel et commercial dès lors que la collectivité productrice conclut un contrat d’obligation d’achat qui génère des recettes d’exploitation par le prix de vente de l’électricité revendue (Rép. Min. QE n° 56011 en date du 27 mai 2014, JOAN page 4192).

Or, cette qualification de SPIC implique la création d’une régie conformément à l’article L. 1412-1 du Code général des collectivités territoriales, ce qui suppose la création d’un budget annexe qui a pour objet d’individualiser et de retracer les dépenses et recettes inhérentes au fonctionnement du service et à ses investissements en matière de production d’électricité photovoltaïque.

De plus, cette qualification impose d’assurer l’équilibre en recettes et en dépenses du budget du service et interdit toute prise en charge des dépenses du service public industriel et commercial par la collectivité en vertu de l’article L. 2224-2 du Code général des collectivités territoriales. Le conseil municipal ne peut en décider autrement que dans trois cas :

• lorsque les exigences du service public conduisent la collectivité à imposer des contraintes particulières de fonctionnement ;
• lorsque le fonctionnement du service public exige la réalisation d’investissements qui, en raison de leur importance et eu égard au nombre d’usagers, ne peuvent être financés sans augmentation excessive des tarifs ;
• lorsque, après la période de réglementation des prix, la suppression de toute prise en charge par le budget de la commune aurait pour conséquence une hausse excessive des tarifs.

La modification introduite par l’article 88 était particulièrement attendue par les collectivités et les groupements de collectivités dont la charge humaine et financière résultant de la création d’une régie, notamment pour assurer le suivi administratif, présente un frein au développement de leurs projets en autoconsommation individuelle ou collective dans le cadre desquels ils/elles souhaitent vendre leur surplus d’électricité compte tenu de la faible puissance de l’installation. En effet, dès lors que ces collectivités enregistreraient plus de dépenses pour définir un budget annexe que de recettes grâce à l’autoconsommation, elles abandonnent leurs projets.

Outre la charge que représente la création d’un budget annexe, cette nouvelle dérogation intéressera les communes qui ne disposent pas toujours des besoins suffisants pour absorber de manière continue la production d’électricité et n’ont, en l’absence d’une revente d’une partie conséquente de cette dernière, aucune incitation à réaliser de telles opérations qui demeurent déficitaires et pour lesquelles il leur est interdit toute prise en charge des dépenses par le budget de la collectivité.

Toutefois, l’impact de ces nouvelles dispositions va dépendre du seuil de puissance retenu par l’arrêté conjoint du Ministre chargé de l’énergie et des collectivités territoriales. En effet, si le seuil retenu est trop bas, nombre de communes continueront d’abandonner des projets en autoconsommation dans la mesure où ils ne répondront pas à la satisfaction de leurs faibles besoins et qu’elles devront créer un budget annexe pour revendre leur surplus.

Perception anticipée de l’intégralité de la redevance d’occupation domaniale pour le financement d’une participation au capital d’une entreprise productrice d’énergie renouvelable

L’article 96 de la loi commentée a ajouté à l’article L. 2125-4 du Code général des propriétés des personnes publiques un alinéa autorisant les collectivités territoriales ou leurs groupements – à l’exclusion  donc de l’Etat et de ses établissements publics – à percevoir par anticipation l’intégralité de la redevance due au titre de l’occupation ou de l’utilisation d’une partie de leur domaine public, dès lors que le produit ainsi perçu sert au financement de la participation au capital d’une société ayant pour objet social la production d’énergie renouvelable.

Cet article établit de la sorte une nouvelle dérogation au principe du paiement annuel et par avance de la redevance d’occupation ou d’utilisation du domaine public, en considération de la poursuite d’un objectif qui peut relever d’un intérêt public.

Par la référence aux articles L. 2253-1, L. 3231-6 et le 14° de l’article L. 4211-1 du CGCT, il n’autorise le recours à une telle dérogation que pour le financement de la participation des communes, des départements et des régions au capital social de sociétés dont l’objet social est la production d’énergie renouvelable ou d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone. Du reste, et par symétrie avec ces dispositions, seules entrent dans le champ du dispositif les sociétés anonymes et les sociétés par actions simplifiées.

Le pouvoir réglementaire est par ailleurs chargé de définir, par décret en Conseil d’État, les modalités d’application du nouvel alinéa, notamment les conditions d’inscription au budget des collectivités ou de leurs groupements.

Cette disposition donne ainsi aux collectivités territoriales un instrument de soutien financier à des entreprises engagées dans le développement des énergies renouvelables sans obérer leurs ressources.

Plan de valorisation du foncier des entreprises pour la production d’énergies renouvelables

Les entreprises publiques et les sociétés dont l’effectif salarié est supérieur à 250 personnes devront établir un plan de valorisation de leur foncier en vue de produire des énergies renouvelables dans un délai de deux ans à compter de la date de promulgation de la loi. Cette obligation devrait concerner près de 6 000 entreprises privées.

Le plan de valorisation du foncier devra être assorti d’objectifs quantitatifs et par typologie de production d’énergie renouvelable au sens de l’article L. 211-2 du Code de l’énergie, à savoir l’énergie éolienne, l’énergie solaire, l’énergie géothermique, l’énergie hydroélectrique, la biomasse et le biogaz.

Cette disposition part du constat qu’il existe du foncier détenu par des entreprises qui n’est pas valorisé pour installer des ENR. L’établissement de tels plans permettra de connaître les réserves foncières disséminées sur le territoire national qui pourraient être utilement mobilisées pour l’implantation d’ENR, ainsi que d’inciter les entreprises à le valoriser.

La valorisation du foncier des entreprises pour l’installation des énergies renouvelables concourt à limiter l’anthropisation de nouvelles zones et à assurer le respect de l’objectif « zéro artificialisation nette » d’ici à 2050, fixé par la loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets.

II. Principaux apports au regard du droit de l’urbanisme et de l’environnement

Adaptation à la procédure d’autorisation environnementale (article 1ànouvel article 5)

Toute une série de mesures ponctuelles, visant à gagner du temps dans l’instruction d’une demande d’autorisation environnementale en vue de la réalisation d’installations de production d’énergies renouvelables sont prévues par la loi.

Les activités concernées par ces mesures sont les suivantes ;

• La production ou le stockage d’électricité, de chaleur, de froid ou de gaz à partir des sources renouvelables ;
• La fabrication ou l’assemblage de produits ou équipements nécessaires à ces activités ;
• Les projets de modification d’installations industrielles ayant pour objectif :

• • Le remplacement de combustibles fossiles pour la production d’énergie ;
  • L’amélioration de l’efficacité énergétique ;
  • La diminution significative des émissions de gaz à effet de serre.

• Les activités ou opérations de préparation de déchets en vue de la réutilisation, de recyclage.

Les mesures en cause sont principalement les suivantes :

• Suppression de la possibilité pour le porteur de projet de demandes un certificat de projet ;
• Permettre le rejet d’une demande de mauvaise qualité pendant la phase d’examen et non à l’issue de celle-ci ;
• Supprimer la possibilité pour l’autorité compétente d’organiser une enquête publique à la place d’une participation du public par voie électronique lorsque l’enquête publique n’est pas automatique.

La mesure envisagée prévoit que l’application sera limitée à une durée de 48 mois à compter de la publication de la loi au JO.

Un décret en Conseil d’Etat devra préciser la liste des installations et opérations concernées.

Extension du régime de la participation du public par voie électronique aux projets soumis à déclaration préalable de travaux (article 2 ànouvel article 13)

L’article L. 123-2 du Code de l’environnement prévoit actuellement que les permis d’aménager et les permis de construire soumis à évaluation environnementale après examen au cas par cas ne sont pas soumis à une enquête publique, mais à une participation du public par voie électronique.

La loi prévoit d’étendre ce point aux déclaration préalable et aux permis de démolir soumis à évaluation environnementale après examen au cas par cas, notamment pour tenir compte du fait que les parcs photovoltaïques au sol de moins de 1 MWc font l’objet d’une évaluation environnementale à la suite d’un examen au cas par cas, et que la loi commentée prévoit que les petits parcs sont désormais soumis à déclaration préalable de travaux et non plus à permis de construire.

 Création de zones d’accélérations des énergies renouvelables (art. 3 et 3 bis à nouveaux article 15 et 17)

Le projet de loi adopté le 7 février 2023 prévoit, dans un nouvel article L. 141-5-3 du Code de l’énergie, la création de zones d’accélération au sein desquelles les installations terrestres de production d’énergies renouvelables et leurs ouvrages connexes auront vocation à être déployées (article 15 du projet de loi du 7 février 2023).

Il s’agit de zones disposant d’un potentiel pour l’accélération de la production des énergies renouvelables au sens de l’article L. 211-2 du Code de l’énergie et permettant d’atteindre les objectifs mentionnés à l’article L. 100-4 du même Code. Ces zones sont définies de manière à prévenir et maitriser les dangers ou inconvénients résultant de l’implantation des ouvrages nécessaires à la production d’énergie.

Les lieux d’implantation de ces zones d’accélération seront identifiés par les communes dans le cadre d’une délibération du conseil municipal, après concertation du public selon des modalités qu’elles définissent librement, au regard des informations relatives aux potentiels énergétiques, renouvelables et récupérables mobilisables transmises par l’Etat, dans les conditions prévues aux nouvelles dispositions de l’article L. 141-5-3 du Code de l’énergie. Le choix du lieu d’implantation de ces zones devra tenir compte de l’inventaire relatif aux zones d’activité économique prévu à l’article L. 318‑8‑2 du Code de l’urbanisme, afin de valoriser celles présentant un potentiel pour le développement des énergies renouvelables.

Les zones pourront être identifiées dans les périmètres des aires protégées (article L. 110‑4 du Code de l’environnement) et dans les périmètres des grands sites de France (article L. 341‑15‑1 du même Code), après avoir sollicité l’avis du gestionnaire. Elles pourront également être situées dans le périmètre d’un parc naturel régional après concertation du syndicat mixte gestionnaire. En revanche, sauf cas des procédés en toiture, ces zones ne pourront pas être localisées dans les parcs nationaux et les réserves naturelles ni, lorsqu’elles concernent le déploiement d’installations utilisant l’énergie mécanique du vent, dans les sites classés dans la catégorie de zone de protection spéciale ou de zone spéciale de conservation des chiroptères au sein du réseau Natura 2000.

Une cartographe des zones d’accélérations, identifiées par les communes, est arrêtée par le référent préfectoral après avis du comité régional de l’énergie ou de l’organe en tenant lieu, dans les conditions fixées par le nouvel article L. 141-5-3 du Code de l’énergie.

• L’article 15 du projet de loi du 7 février 2023 dote les auteurs des documents de planification et des documents d’urbanisme d’un pouvoir d’identification des zones d’accélération de production d’énergie renouvelable.

Le projet de loi modifie l’article L. 141-10 du Code de l’urbanisme relatif au contenu du Document d’Orientation et d’Objectifs (DOO) du Schéma de Cohérence Territoriale (SCoT) et précise que les orientations de ce document contribuent à favoriser « l’accroissement du stockage de carbone dans les sols et les milieux naturels et le développement des énergies renouvelables, au sens de l’article L. 211‑2 du code de l’énergie ». En l’absence de PLU ou de carte communale, le DOO peut ainsi « délimiter, sur proposition ou avis conforme des communes concernées, des secteurs dans lesquels est soumise à conditions l’implantation d’installations de production d’énergies renouvelables, dès lors qu’elles sont incompatibles avec le voisinage habité ou avec l’usage des terrains situés à proximité ou qu’elles portent atteinte à la sauvegarde des espaces naturels et des paysages, à la qualité architecturale, urbaine et paysagère, à la mise en valeur du patrimoine et à l’insertion des installations dans le milieu environnant ».

Est également modifié l’article L. 151-7 du Code de l’urbanisme qui permet désormais aux auteurs du Plan Local d’Urbanisme (PLU), lorsque la commune concernée n’est pas régie par un SCOT, d’identifier des zones d’accélération au sein des orientation d’aménagement et de programmation (OAP). Le cas échéant, lorsque la commune n’est régie ni par un SCOT, ni par un PLU, l’identification des zones d’accélération peut être effectuée au sein des cartes communales (article L. 161-4 du Code de l’urbanisme, modifié).

Les documents de planification et d’urbanisme peuvent, également, prévoir des secteurs dans lesquels dans lesquelles les zones d’accélération de la production d’énergies renouvelables seront interdites.

En effet, le DOO du SCoT et le Règlement du PLU pourront désormais, pour les communes des départements pour lesquels une cartographie des zones d’accélération a été arrêtée et lorsque l’avis du comité régional de l’énergie a estimé que les zones d’accélération identifiées étaient suffisantes pour l’atteinte les objectifs régionaux (tel que prévu à l’article L. 141‑5‑3 du Code de l’énergie), « délimiter des secteurs où est exclue l’implantation d’installations de production d’énergies renouvelables, dès lors qu’elles sont incompatibles avec le voisinage habité ou avec l’usage des terrains situés à proximité ou qu’elles portent atteinte à la sauvegarde des espaces naturels et des paysages, à la qualité architecturale, urbaine et paysagère, à la mise en valeur du patrimoine et à l’insertion des installations dans le milieu environnant ».

Les cartes communales pourront, quant à elle, délimiter des secteurs dans lesquels l’implantation d’installations de production d’énergies renouvelables est soumise à conditions dès lors qu’elles sont incompatibles avec le voisinage habité ou avec l’usage des terrains situés à proximité ou qu’elles portent atteinte aux mêmes espaces protégés.

Reconnaissance du caractère de RIIPM à certains projets d’installations d’énergie renouvelable et à certains projets déclarés d’utilité publique (article 4àdevenu 19)

Reconnaître la Raison Impérative d’Intérêt Public Majeur (RIIPM) pour les projets d’énergies renouvelables

Dans le cadre des procédures de demande de dérogation à l’interdiction de porter atteinte aux espèces protégées, la loi prévoit une reconnaissance automatique de la délicate condition de raison impérative d’intérêt public majeur pour les projets d’énergie renouvelable et les ouvrages permettant le raccordement des installations aux réseaux de transport et de distribution d’énergie respectant certaines conditions techniques.

Un décret en Conseil d’Etat devra préciser les conditions techniques auxquelles doivent répondre les projets d’énergies renouvelables pour être regardés comme constituant des RIIPM, notamment en ce qui concerne leur puissance et le type de source renouvelable.

Prévoir que la DUP puisse valoir reconnaissance du caractère d’opérations répondant à des RIIPM

Les notions d’utilité publique utilisée dans le cadre des DUP et de RIIPM ne se confondent pas.

Il peut donc arriver qu’un projet bénéficiant d’une DUP soit finalement remis en cause plusieurs années plus tard faute pour le projet de caractériser une raison impérative d’intérêt public majeur. C’est pour éviter cette situation que la loi commentée entend permettre, avant la finalisation du dossier d’autorisation et l’engagement de la phase travaux, d’interroger le caractère de RIIPM du projet, dès la phase de DUP.

Ainsi, un nouvel article L. 411-2-2 du Code de l’environnement prévoit que la DUP peut reconnaître, pour l’opération concernée, le caractère de l’opération répondant à une RIIPM au sens de l’article L. 411-2 du Code de l’environnement.

Modifications apportées à l’office du juge de plein contentieux des autorisations environnementales (article 5ànouvel article 23)

Tout comme cela avait été fait pour les articles L. 600-5 et L. 600-5-1 du Code de l’urbanisme s’agissant des autorisations d’urbanisme, la loi prévoit de modifier l’article L. 181-18 du Code de l’environnement qui organise les conditions de régularisation après sursis à statuer et d’annulation partielle des autorisations environnementale, pour préciser que, lorsque les conditions d’un tel sursis à statuer ou annulation partielle sont réunies, alors leur mise en œuvre ne sera plus une possibilité pour le juge, mais bien une obligation.

Cela doit conduire à exiger du juge administratif qu’il fasse usage des pouvoirs qu’il tient de l’article L. 181-18 du Code de l’environnement.

Obligation d’installer des dispositifs de production d’énergies renouvelables sur les parcs de stationnement de plus de 1.500 m² (article 11 à 40)

• Le projet de loi adopté le 7 février 2023 impose aux parcs de stationnement de plus de
  500 m² (contre 2.500 m² dans le texte initial), de s’équiper sur au moins la moitié de leur superficie d’ombrières photovoltaïques ou, lorsque les parcs de stationnement sont extérieurs, d’autres procédés de production permettant une production équivalente d’énergie renouvelable. Lorsque plusieurs parcs de stationnement sont adjacents, les procédés pourront être mutualisés.

Cela étant, si la mise en œuvre de cette obligation se heurte à des contraintes techniques, de sécurité, architecturales ou patrimoniales faisant obstacle à l’installations d’ombrières photovoltaïques, ou si elle ne peut être respectée dans des conditions économiquement acceptables, le gestionnaire du parc de stationnement pourra être exempté de toute obligation. De la même manière, aucune obligation l’installation d’ombrières photovoltaïques ne s’imposera lorsque le parc de stationnement est ombragé par des arbres sur au moins la moitié de sa superficie.

Cette obligation ne trouvera, par ailleurs, pas à s’appliquer lorsque la suppression ou la transformation totale ou partielle du parking est prévue dans le cadre d’une action ou d’une opération d’aménagement (article L. 300-1 du Code de l’urbanisme) pour laquelle une première autorisation est délivrée avant l’expiration des délais par l’article 40 du projet de loi adopté.

• Pour tous les parcs de stationnement concernés, cette nouvelle obligation s’appliquera, sans préjudice de l’article L. 111‑19‑1 du code de l’urbanisme et de l’article L. 171‑4 du code de la construction et de l’habitation modifiés par l’article 101 de la loi n° 2021-1104 du 22 août 2021, aux parcs de stationnement extérieurs existant au 1^er juillet 2023 et à ceux dont la demande d’autorisation d’urbanisme a été déposée à compter de la promulgation de la loi. Pour mémoire, l’article 101 a déjà renforcé les obligations de performance énergétique et environnementale de certains bâtiments ou à usage économique et des aires de stationnement associées en imposant sur ces dernières de recourir à « des revêtements de surface, des aménagements hydrauliques ou des dispositifs végétalisés favorisant la perméabilité et l’infiltration des eaux pluviales ou leur évaporation et préservant les fonctions écologiques des sols».

Le projet de loi effectue, toutefois, une distinction en fonction du type de gestion des parcs de stationnement.

Ainsi, lorsque le parking est géré en concession ou en délégation de service public, l’obligation doit être remplie à l’occasion de la conclusion d’un nouveau contrat de concession ou de délégation ou de son renouvellement. Si la conclusion ou le renouvellement intervient avant le 1^er juillet 2026, l’obligation s’applique à cette date. Si elle est postérieure au 1^er juillet 2028, l’obligation entre en vigueur le 1^er juillet 2028. En revanche, lorsque le parking n’est pas géré en concession ou en délégation de service public, l’obligation entre en vigueur au 1^er juillet 2026 pour les parcs dont la superficie est égale ou supérieure à 10.000 m² et le 1^er juillet 2028 pour ceux dont la superficie est comprise entre 10.000 m² et 1.500 m².

Un délai supplémentaire peut toutefois être accordé par le préfet, lorsque le gestionnaire justifie que les diligences nécessaires ont été mises en œuvre pour satisfaire à ses obligations dans les délais impartis et que le retard ne lui est pas imputable.

De même, un report de délai peut être prononcé par le préfet pour les parcs de stationnement dont la suppression ou la transformation totale ou partielle est programmée dans le cadre d’une action ou d’une opération d’aménagement mentionnée à l’article L. 300‑1 du Code de l’urbanisme faisant l’objet d’un projet partenarial d’aménagement (article L. 312‑1 du même Code), d’une convention d’opération de revitalisation de territoire mentionnée (article L. 303‑2 du Code de la construction et de l’habitation) nécessaire à la réalisation d’une opération d’intérêt national (article L. 102‑12 du Code de l’urbanisme ou s’inscrivant dans une OAP d’un PLU approuvé ou dont l’élaboration ou la révision est arrêtée avant les délais susmentionnés.

En cas de non-respect de ces obligations, les gestionnaires de parcs de stationnement s’exposent à une amende plafonnée à 10.000 ou 20.000 euros en fonction de la superficie du parking. L’infraction est alors constatée par les fonctionnaires et les agents publics visés à l’article L. 142‑21 du Code de l’énergie ainsi que par les officiers ou les agents de police judiciaire et les fonctionnaires et les agents mentionnés par l’article L. 480‑1 du Code de l’urbanisme.

Encadrement de l’agrivoltaïsme (article 11 decies à 54)

Absent du projet de loi initial, l’encadrement de l’agrivoltaïsme a été introduit par le Sénat en première lecture. Le texte approuvé le 7 février 2023 modifie ainsi le Code de l’énergie et de l’urbanisme afin d’y insérer des dispositions spécifiques à la production d’électricité à partir d’installations agrivoltaïques et à leur implantation sur des terrains agricoles, naturels et forestiers.

L’agrivoltaïsme est désormais défini par l’article L. 314-36 du Code de l’énergie aux termes duquel :

 « I. – Une installation agrivoltaïque est une installation de production d’électricité utilisant l’énergie radiative du soleil et dont les modules sont situés sur une parcelle agricole où ils contribuent durablement à l’installation, au maintien ou au développement d’une production agricole.         

« II. – Est considérée comme agrivoltaïque une installation qui apporte directement à la parcelle agricole au moins l’un des services suivants, en garantissant à un agriculteur actif ou à une exploitation agricole à vocation pédagogique gérée par un établissement relevant du titre Ier du livre VIII du code rural et de la pêche maritime une production agricole significative et un revenu durable en étant issu :      

1° L’amélioration du potentiel et de l’impact agronomiques ;         

2° L’adaptation au changement climatique ;

3° La protection contre les aléas ;    

4° L’amélioration du bien‑être animal.          

III. – Ne peut pas être considérée comme agrivoltaïque une installation qui porte une atteinte substantielle à l’un des services mentionnés aux 1° à 4° du II ou une atteinte limitée à deux de ces services.        

IV. Ne peut pas être considérée comme agrivoltaïque une installation qui présente au moins l’une des caractéristiques suivantes :

1° Elle ne permet pas à la production agricole d’être l’activité principale de la parcelle agricole ; 

2° Elle n’est pas réversible ».

Cette définition, qui doit être précisée par décret, permet d’encadrer l’installation de dispositifs d’énergie solaire en zone agricole au sein des communes couvertes par un plan local d’urbanisme, une carte communale ou dépourvus de tout document d’urbanisme.

Ainsi, les ouvrages correspondant à la définition précitée sont désormais considérés comme « nécessaire à l’exploitation agricole » ce qui permet leur installation en zone agricole ou, en l’absence de document d’urbanisme, en dehors des parties urbanisées de la commune.

S’agissant de l’installation des serres, des hangars et des ombrières à usage agricole supportant des panneaux photovoltaïques, ces équipements doivent correspondre à une nécessité liée à l’exercice effectif d’une activité agricole, pastorale ou forestière significative.

L’installation des autres ouvrages de production d’électricité à partir de l’énergie solaire (qui ne correspondant pas à la définition précitée de l’article L. 314-36 du Code de l’énergie) est beaucoup plus limitée puisqu’elle ne pourra intervenir en dehors de surfaces identifiées dans un document-cadre établi par arrêté préfectoral après consultation de la de la commission départementale de préservation des espaces naturels, agricoles et forestiers, des organisations professionnelles intéressées et des collectivités territoriales concernées et sur proposition de la chambre départementale d’agriculture pour le département concerné. Ces ouvrages devront, par ailleurs, être compatibles avec l’exercice d’une activité agricole, pastorale ou forestière.

A noter, enfin, que tous les ouvrages de production d’électricité à partir de l’énergie solaire précités implantés sur les sols des espaces naturels, agricoles et forestiers sont autorisés sur avis conforme de la commission départementale de la préservation des espaces naturels, agricoles et forestiers. Cet avis est un avis simple lorsque le projet est implanté dans l’une des zones définies par le document-cadre précité.

Installation d’ouvrages de production d’énergie en secteur inconstructible

Le projet de loi comporte plusieurs dispositions permettant de déroger au principe d’inconstructibilité dans ces certains secteurs. L’on peut notamment citer les suivants :

S’agissant de la protection du littoral, est autorisée sous conditions, la construction de postes électriques dans les espaces dans les espaces identifiés comme remarquables ou caractéristiques et dans les milieux identifiés comme nécessaires au maintien des équilibres biologiques en application de l’article L. 121 23 du Code de l’urbanisme (art. 6 bis, VI nouvel art. 27, V) ou l’installation d’ouvrages nécessaires à la production d’énergie solaire photovoltaïque ou thermique sur des friches qui ne seraient pas en continuité avec les agglomérations et villages existants (article 9à nouveaux articles 37 à 39).

Dans le même sens, s’agissant des territoires soumis aux risques naturels et concernés par un plan de prévention, il est prévu de définir, dans les zones inconstructibles de ces plans, des exceptions aux interdictions ou aux prescriptions afin de ne pas s’opposer à l’implantation d’installations de production d’énergie solaire dès lors qu’il n’en résulte pas une aggravation des risques (article 11 quater à article 47).

Marianne Hauton, Emmanuel BARON, Yann-Gaël NICOLAS, Manon ROULETTE et Simon OLLIC