En parallèle de leur mission première (en monopole légal sur leurs zones de dessertes exclusives) d’acheminement d’électricité et de gaz naturel sur le réseau de distribution jusqu’au consommateur final, les gestionnaires de réseau de distribution d’électricité et de gaz naturel réalisent à titre exclusif des prestations annexes.

Et la CRE reçoit des dispositions du Code de l’énergie le pouvoir de fixer les méthodes utilisées pour établir leur tarification, délibérer sur leurs évolutions tarifaires (articles L. 341-3 en matière d’électricité et L. 452-2 et L. 452-3 en matière de gaz naturel) ainsi que de préciser les missions des gestionnaires de réseau réalisées à titre exclusif (articles L. 134-1 et L. 134-2 du Code de l’énergie).

Dans ce cadre, les tarifs des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les GRD de gaz naturel sont actuellement fixés par la délibération de la CRE en date du 22 juin 2022. Et ceux des prestations annexes réalisées à titre exclusif en matière d’électricité ont été définis par une délibération du 1^er juillet 2021 modifiée par délibération du 15 décembre 2022.

C’est dans ce contexte que les délibérations des 31 mai et 7 juin 2023 commentées apportent aux prestations annexes les évolutions suivantes.

Concernant les prestations annexes réalisées à titre exclusif par les gestionnaires du réseau de distribution d’électricité, la délibération en date du 31 mai 2023 notamment :

 – fait évoluer le tarif de plusieurs prestations à destination des clients résidentiels : « mise en service sur raccordement existant » ; « mise en service à la suite d’un raccordement nouveau » ; « relevé spécial » et « activation de la TIC [Télé-Information Client] du compteur », afin de prendre en compte la baisse des coûts induite par le déploiement des compteurs évolués ;

• fait évoluer le tarif de plusieurs prestations à destination des petits producteurs : « mise en service sur raccordement existant » ; « résiliation » ; « changement de responsable d’équilibre ou d’acheteur » ; « intervention pour impayé » et « rétablissement », afin également de prendre en compte la baisse des coûts induite par le déploiement des compteurs évolués ;
• mais aussi supprime les prestations suivantes « remplacement du compteur par un compteur électronique avec activation TIC » et « mise en place d’un système de téléreport des index », devenues obsolètes du fait du déploiement des compteurs évolués.

S’agissant des prestations annexes réalisées à titre exclusifs par le gestionnaire du réseau de distribution de gaz, la délibération en date du 7 juin 2023 a quant à elle notamment pour objet de :

• supprimer pour GRDF la prestation « fréquence de relevé supérieure à la fréquence standard » par suite de la fin du déploiement massif du compteur évolué Gazpar; mais de la conserver pour les entreprises locales de distribution (ELD) « compte tenu de l’hétérogénéité des calendriers et des niveaux de déploiement des compteurs évolués » ;

• modifier le tarif de la prestation « passage au pas horaire » pour une période de deux ans, en parallèle d’une concertation des acteurs de marché sur le potentiel de cette prestation et sa souscription par les consommateurs, la CRE devant ensuite étudier l’opportunité de faire évoluer de façon pérenne le tarif de la prestation ;

• ou encore fixer un tarif unique de la prestation « service d’injection biométhane » pour l’ensemble des GRD à la suite des travaux de mutualisation réalisés par les ELD de gaz.

Ces évolutions entreront en vigueur les 1^er juillet et 1^er août prochain.

Le juge administratif est souvent saisi par des propriétaires sollicitant le déplacement ou la suppression d’ouvrages de distribution d’électricité implantés sur leur parcelle en raison des troubles de jouissances qu’entraînent leur présence.

Deux cas de figure sont alors à distinguer :

• L’ouvrage est régulièrement implanté sur la parcelle en vertu d’une convention de servitude régulièrement conclue ou d’une déclaration d’utilité publique des ouvrages (il devra alors être déplacé si sa présence porte atteinte aux droits de propriété du propriétaire dans les conditions prévues par le cahier des charges de la concession de distribution d’électricité conclue par le gestionnaire du réseau);
• L’ouvrage est irrégulièrement implanté sur la parcelle.

C’est dans ce deuxième cas de figure qu’estime se trouver le requérant dans l’affaire commentée, celui-ci étant propriétaire d’une parcelle surplombée par une ligne électrique et en bordure de laquelle se trouve un pylône électrique.

Dans une telle situation, le juge administratif peut ordonner la démolition ou le déplacement de l’ouvrage prétendument implanté de façon irrégulière sous réserve que, conformément à une jurisprudence bien établie, soient réunies les conditions suivantes :

• le caractère irrégulier de l’implantation de l’ouvrage est établi ;
• il n’y a pas, le cas échéant, de possibilité de régularisation de cette-dernière ;
• enfin, il ne résulte pas du déplacement ou de la suppression sollicitée de l’ouvrage une atteinte excessive à l’intérêt général au regard des inconvénients que la présence de l’ouvrage entraîne pour le propriétaire du terrain d’assiette (selon la théorie du bilan « avantages/inconvénients ») (Voir notamment en ce sens CE, 29 janvier 2003, Syndicat départemental de l’électricité́ et du gaz des Alpes Maritimes, N° 245239 ou encore CAA de Nancy, 16 mars 2021, C c/ société Enedis, N° 20NC00531).

Après avoir rappelé ces conditions, la Cour administrative d’appel vient toutefois ici considérer que le pylône électrique litigieux ne se trouve pas en réalité sur la propriété du requérant et que la ligne électrique surplombant sa parcelle a quant à elle régulièrement été établie. En l’occurrence, une autorisation avait été signée par une indivisaire au nom de l’indivision propriétaire de la parcelle.

Une solution quelque peu surprenante au regard des droits des propriétaires indivisaires. La Cour administrative de Lyon avait d’ailleurs il y a quelques années estimé, dans un précédent arrêt, qu’une convention prévoyant en elle-même la nécessité de recueillir l’assentiment de l’unanimité des indivisaires ne peut être régulièrement conclue si seuls certains indivisaires l’ont signé. Or, rien sur le contenu de la convention ici conclue n’est précisé.

Par ailleurs, la Cour administrative d’appel de Lyon rejette les conclusions indemnitaires présentées par le requérant en ce qu’elles doivent pour partie (concernant les conséquences inhérentes à la servitude de passage) être présentées devant le juge judiciaire. La Cour estime d’autre part que les dommages accidentels qui auraient été causés en raison d’opérations d’entretien des ouvrages (dont l’indemnisation relève quant à elle de son champ de compétence) ne sont pas établis.

Par une communication en date du 5 juin 2023, la Commission de régulation de l’énergie (ci-après, CRE) a apporté des précisions sur le guichet de déclaration des pertes de recettes prévisionnelles pour les fournisseurs d’électricité et de gaz, s’agissant des déclarations qui devaient être déposées le 26 juin 2023.

Pour mémoire, les fournisseurs d’électricité et de gaz peuvent bénéficier de compensations financières pour les pertes de recette relatives aux charges imputables aux missions de service public de l’énergie qu’ils assurent. Ces charges sont déterminées par les articles R. 121-25 à R. 121-29 du Code de l’énergie. Elles recouvrent également les pertes de recettes supportées par les fournisseurs au titre des boucliers tarifaires et de l’amortisseur électricité.

Les déclarations des pertes de recette des fournisseurs sont organisées sous la forme de guichet par la CRE. Par sa communication du 5 juin 2023, la CRE a mis en ligne les formulaires à utiliser par les fournisseurs d’électricité et de gaz pour les déclarations du guichet du 26 juin 2023. Ces formulaires concernent respectivement le bouclier tarifaire électricité, l’amortisseur électricité et le bouclier tarifaire gaz.

La CRE a précisé dans sa communication que les déclarations en date du 26 juin 2023 « ne donneront pas lieu à une délibération de réévaluation des pertes et des compensations. Il s’agit d’un exercice optionnel, destiné à donner de la visibilité aux fournisseurs et à la CRE sur la prise en compte de la limite des montants de compensations par la couverture des coûts d’approvisionnement, et sur les contrôles de répercussions sur les clients ». En effet, les déclarations obligatoires et les délibérations d’évaluation des pertes intégrant l’ensemble des contraintes seront réalisées ultérieurement.

Enfin, la CRE apporte, dans une note de clarification, des précisions sur certains éléments contenus dans sa délibération n° 2023-91 du 23 mars 2023. Par cette délibération, la CRE avait notamment précisé les modalités de déclarations concernant les boucliers tarifaire et l’amortisseur électricité et décrit les éléments complémentaires pouvant faire l’objet d’une remise lors du guichet ultérieur du 26 juin 2023.

Ces clarifications portent notamment sur le calcul du foisonnement, la nature du guichet du 26 juin 2023, l’étalement au-delà du 31 janvier 2024 de compensations générées par le dispositif de bouclier tarifaire 2023 électricité ou encore sur la déclaration des volumes éligibles aux TRV 2023 en électricité.

Arrêté du 2 juin 2023 relatif à l’encadrement de la contribution au titre du déploiement d’infrastructures collectives de recharge relevant du réseau public de distribution dans les immeubles collectifs à usage principal d’habitation

Délibération de la CRE du 21 juin 2023 portant décision sur la mise en place d’indemnités versées par les gestionnaires de réseaux publics de distribution d’électricité en cas de retard pour le raccordement des infrastructures de recharge de véhicule électrique dans les immeubles collectifs à usage principal d’habitation non concernées par l’article L. 353-12 du Code de l’énergie

Deux arrêtés et une délibération de la Commission de régulation de l’énergie (ci-après, CRE) sont venus préciser les conditions, notamment financières, de la réalisation des infrastructures collectives de recharge de véhicules électriques dans les immeubles collectifs d’habitation.

Pour mémoire, la réalisation de l’infrastructure peut être confiée au gestionnaire de réseau public de distribution (article L. 352-12 du Code de l’énergie) ou à un opérateur d’infrastructures de recharge (article L. 352-13 du Code de l’énergie). Les deux arrêtés et la délibération concernent respectivement ces deux cas de figure.

En synthèse, les deux arrêtés sont pris en application du décret n° 2022-1249 du 21 septembre 2022 ayant porté codification des articles D. 353-12-1 et D. 353-12-2 du Code de l’énergie. Les arrêtés viennent préciser les modalités de dimensionnement des infrastructures collectives de recharge lorsqu’elles relèvent du réseau public de distribution d’électricité et les valeurs plancher et plafond de détermination de la contribution au titre de l’infrastructure collective.

La délibération de la CRE étend le bénéfice des indemnités de retard imposées au gestionnaire de réseau en cas de dépassement du délai de raccordement aux cas où la réalisation de l’infrastructure a été confiée à un opérateur.

Sur l’arrêté en date du 2 juin 2023 relatif à la définition du taux d’équipement à long terme et de la puissance de référence par point de recharge pour le déploiement d’infrastructures collectives de recharge relevant du réseau public de distribution

Dans le cas où la réalisation de l’infrastructure serait confiée au gestionnaire de réseau de distribution, la convention de raccordement prévue à l’article L. 342-9 du Code de l’énergie doit comprendre plusieurs informations.

Ces informations sont notamment précisées par l’article D. 353-12-1 du Code de l’énergie. Ainsi, la convention doit indiquer le nombre d’emplacements inclus dans le périmètre de desserte de l’infrastructure ainsi que la puissance totale de l’infrastructure. Ces deux données sont calculées selon des facteurs déterminés par l’arrêté commenté.

• Concernant le nombre d’emplacement inclus dans le périmètre de desserte ; l’article D. 353-12-1 indique que ce nombre est déterminé à partir du taux d’équipement à long terme. Ce taux est fixé par l’arrêté à 70 % ;

• Concernant la puissance totale de l’infrastructure ; l’article D. 353-12-1 prévoit qu’elle est déterminée en fonction de la puissance de référence par point de recharge. Cette puissance de référence est fixée à 6 kVA.

La détermination de ces informations est essentielle pour le calcul de la contribution au titre de l’infrastructure collective de recharge due par le demandeur de la création d’un ouvrage de branchement individuel alimenté par cette infrastructure.

Sur l’arrêté du 2 juin 2023 relatif à l’encadrement de la contribution au titre du déploiement d’infrastructures collectives de recharge relevant du réseau public de distribution dans les immeubles collectifs à usage principal d’habitation

Aux termes de l’article L. 353-12 du Code de l’énergie, relatif au cas dans lequel le syndicat de copropriété ou les copropriétaires font appel au gestionnaire de réseau de distribution pour l’installation de l’infrastructure collective de recharge, « chaque utilisateur qui demande la création d’un ouvrage de branchement individuel alimenté par cette infrastructure collective est redevable d’une contribution au titre de l’infrastructure collective ».

Et aux termes de l’article D. 353-12-2 du Code de l’énergie, le montant de la contribution due par le demandeur de la création d’un ouvrage de branchement individuel alimenté par l’infrastructure est enfermé dans des seuils plafond et plancher. L’arrêté commenté précise la valeur de ces seuils.

Ainsi, le montant minimum de la contribution est fixé à 410 € hors taxe (article 1^er de l’arrêté).

Le montant maximum est fixé à 2.038 € hors taxe. Il convient de préciser que ce montant maximum vaut pour une puissance de raccordement au titre du branchement individuel inférieure ou égale à 9 kilovoltampères et qu’il peut être augmenté de 2.000 € lorsque les travaux sont réalisés en présence d’amiante et sous maitrise d’ouvrage du gestionnaire de réseau (article 2 de l’arrêté).

Sur la délibération de la CRE en date du 21 juin 2023 portant décision sur la mise en place d’indemnités versées par les gestionnaires de réseaux publics de distribution d’électricité en cas de retard pour le raccordement des infrastructures de recharge de véhicule électrique dans les immeubles collectifs à usage principal d’habitation non concernées par l’article L. 353-12 du Code de l’énergie.

Lorsque la réalisation de l’infrastructure collective de recharge est confiée au gestionnaire du réseau public de distribution en application de l’article L. 352-12 du Code de l’énergie, le syndicat de copropriétaire ou les copropriétaires peuvent bénéficier d’un préfinancement par le tarif d’utilisation des réseaux public de distribution d’électricité (ci-après, TURPE) et d’indemnités de retard versées par le gestionnaire de réseau dans le cas où le délai de réalisation de l’infrastructure ne serait pas respecté.

Le montant de ces indemnités est fixé par le décret du 21 septembre 2022 précité, dit « décret préfinancement », à 0,55 % du coût de l’installation hors taxe par semaine de retard.

Lorsque la réalisation de l’infrastructure collective de recharge est confiée à un opérateur d’infrastructure de recharge, les copropriétaires ne peuvent pas bénéficier de ces indemnités de retard.

La CRE avait relevé cette inégalité de traitement dans sa délibération n° 2022-147 du 19 mai 2022 relative au projet de décret préfinancement (délibération que nous avions déjà commentée). La Commission soulignait ainsi : « la CRE considère toutefois que ces indemnités ne doivent pas être limitées au raccordement d’infrastructures de recharge bénéficiant du dispositif de préfinancement par le TURPE, mais doivent être élargies à l’ensemble des schémas de raccordement d’IRVE. La CRE a l’intention d’introduire des indemnités ou incitations similaires dans la régulation incitative du TURPE ».

Cette intention d’introduire des indemnités dans la régulation incitative du TURPE est concrétisée dans la délibération ici commentée.

La CRE vient ainsi modifier sa délibération n° 2021-13 du 21 janvier 2021 sur le TURPE 6 HTA-BT en y introduisant un nouveau point 2.6 afin d’étendre le mécanisme des indemnités de retard pesant sur le gestionnaire de réseau de distribution aux infrastructures réalisées dans les immeubles collectifs à usage principal d’habitation non concernées par l’article L. 353-12 du Code de l’énergie.

La CRE justifie sa décision comme suit : « il est nécessaire que les GRD aient les mêmes incitations financières au respect des délais de raccordement, quelles que soient les solutions retenues pour l’infrastructure intérieure à l’immeuble collectif, ce qui est l’objectif du mécanisme d’indemnités proposé par la CRE ».

Le dispositifs mis en place est calqué sur celui existant pour les installations concernées par l’article L. 353-12 :

• Même montant : 0.55 % du cout HT ;
• Même temporalité : montant dû pour chaque semaine calendaire ;
• Même cas d’exception (cf. D. 342-4-14 du Code de l’énergie).

Les modifications opérées par la CRE entreront en vigueur le 1^er août 2023.

Loi n° 2023-491 du 22 juin 2023 relative 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

Après la décision du Conseil Constitutionnel rendue le 21 juin 2023 (Décision n° 2023-851 DC du 21 juin 2023, la loi n° 2023-491 du 22 juin 2023 relative 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 promulguée au Journal Officiel du 23 juin dernier.

Le texte a pour objet de faciliter le développement de l’énergie nucléaire, conformément aux annonces du Président de la République. Parmi les principales mesures prévues par le texte, on peut mentionner les dispositions suivantes.

L’article L. 100-4 du Code de l’énergie relatif aux objectifs de la politique énergétique nationale est modifié de manière à supprimer de la liste desdits objectifs celui consistant à « réduire la part du nucléaire dans la production d’électricité à 50 % à l’horizon 2035 » (art. 1^er de la loi). La programmation pluriannuelle de l’énergie devra être modifiée avant le 23 juin 2024 pour tenir compte de cette suppression de l’objectif de réduction du nucléaire (art. 1^er).

Les procédures d’autorisation sont simplifiées à plusieurs égards. Par exemple, est supprimée l’obligation pour une unité de production d’obtenir une autorisation administrative d’exploitation lorsqu’elle regroupe plusieurs unités de production dont la puissance unitaire dépasse 800 mégawatts (art. 2).

La construction de nouvelles installations à proximité d’installations existantes est par ailleurs facilitée au regard des procédures prévues par le Code de l’environnement et de l’urbanisme (art. 7 à 18). Par exemple :

• l’autorité administrative compétente de l’Etat est autorisée à engager la procédure de mise en compatibilité des documents d’urbanisme locaux pour permettre la réalisation d’un réacteur électronucléaire ;
• la conformité de la réalisation d’un réacteur électronucléaire aux règles d’urbanisme est vérifiée dans le cadre de l’instruction de la demande d’autorisation environnementale ou d’autorisation de création du réacteur, dans des conditions qui seront fixées par décret, et dispense de toute formalité au titre du Code de l’urbanisme les constructions, aménagements, installations et travaux liés à cette réalisation ;
• la réalisation d’un réacteur électronucléaire satisfaisant à certaines conditions est constitutive d’une raison impérative d’intérêt public majeur de nature à justifier la délivrance d’une dérogation aux interdictions de porter atteinte à des espèces protégées ainsi qu’à leurs habitats ;
• la réalisation d’un réacteur électronucléaire n’est pas soumise aux dispositions relatives à l’aménagement et à la protection du littoral prévues par le Code de l’urbanisme ;
• la loi autorise le recours à une procédure spéciale d’expropriation avec prise de possession immédiate des biens dont l’acquisition est nécessaire à la réalisation d’un réacteur électronucléaire ;
• Ces mesures s’appliqueront à la réalisation des réacteurs électronucléaires pour lesquels une demande d’autorisation de création aura été déposée dans les vingt ans qui suivent la promulgation de la loi.

On relèvera que ces différentes dispositions étaient contestées devant le Conseil Constitutionnel qui, au terme de son examen, les a considérées comme étant conformes à la Constitution.

Par ailleurs, avant la promulgation de la première loi de programmation sur l’énergie et le climat (LPEC) attendue en 2023 en application de l’article L. 100-1-A du Code de l’énergie, le Gouvernement devra remettre au Parlement un rapport visant à évaluer les conséquences de la construction de quatorze réacteurs électronucléaires sur, notamment, « la situation des industriels de la filière nucléaire française, dont le groupe Électricité de France, du marché de l’électricité et des finances publiques », « la sûreté et la sécurité nucléaires » ou encore « l’amont et l’aval du cycle du combustible » (art. 5).

Ce rapport devra également déterminer « les capacités de construction de réacteurs électronucléaires supplémentaires, notamment en cas de développement accéléré de l’activité industrielle française » et faire état « des tendances mondiales, notamment européennes, s’agissant de la production d’électricité d’origine nucléaire et de la concurrence internationale dans ce secteur » (art. 5).

Dans sa décision en date du 21 juin 2023, le Conseil Constitutionnel a déclaré le texte qui lui avait été soumis partiellement conforme à la Constitution. Les censures prononcées portaient sur des dispositions issues d’amendements et considérées comme des « cavaliers législatifs » dépourvus de lien avec le texte initial. Tel est notamment le cas des articles 3 relatif à l’hydrogène bas carbone ou encore 24 relatif au recrutement d’agents par l’Agence de Sureté Nucléaire et 25 relatif à la composition du collège de ladite Agence.

Seule une censure reposait sur un autre motif, il s’agit de la censure de l’article 17, considéré comme contraire à la séparation des pouvoirs, puisqu’il subordonnait le dépôt d’un projet de loi à l’établissement de certains documents par le Gouvernement.

Arrêté du 10 juin 2023 fixant les conditions d’achat du biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel

Arrêté du 10 juin 2023 fixant le tarif d’achat du biométhane injecté dans un réseau de gaz naturel livré au cocontractant en dépassement de la production annuelle prévisionnelle

Trois textes réglementaires ont été récemment adoptés en matière de bio-gaz.

D’abord, un décret n° 2023-456 du 10 juin 2023 relatif à la modification de la production annuelle prévisionnelle ou de la capacité maximale de production des installations de production de biométhane comporte deux dispositions de nature à conférer davantage de souplesse aux producteurs de bio méthane.

D’une part, jusqu’au 13 juin 2025, les producteurs de biométhane ayant signé un contrat d’achat sont autorisés à modifier leur production prévisionnelle ou la capacité maximale de production de leur installation une fois tous les 12 mois (contre une fois tous les 24 mois avant l’intervention du décret), afin de donner plus de flexibilité aux producteurs de biométhane, dans un contexte d’approvisionnement tendu.

D’autre part, le décret modifie l’article D. 446-10 du Code de l’énergie en supprimant la limitation des périodes de suspension du contrat d’achat faisant suite à l’introduction de recours contentieux à l’encontre des actes nécessaires à la réalisation ou au fonctionnement de l’installation de production qui ont pour effet de retarder son achèvement.

Ensuite, un arrêté du 10 juin 2023 fixant les conditions d’achat du biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel vient se substituer, pour l’avenir, au précédent arrêté en date du 13 décembre 2021 qui fixait précédemment lesdites conditions d’achat (ledit arrêté du 13 décembre 2021 demeurant applicable aux contrats en cours).

Au nombre des modifications apportées par ce nouvel arrêté, on peut notamment mentionner :

• Une meilleure prise en compte de l’inflation par les formules de calcul des tarifs d’achat (voir annexe de l’arrêté) ;
• La création d’une prime bénéficiant aux producteurs de biogaz autoconsommant une partie de leur production « pour satisfaire les besoins en énergie de l’activité de pasteurisation, d’hygiénisation et/ ou de prétraitement des intrants et dans la mesure où cette autoconsommation correspond à celle d’un opérateur efficace» (voir annexe de l’arrêté IV) ;
• La modulation plus aisée de la production avec l’annualisation de la capacité maximale de production (art. 22), qui était jusqu’alors analysée mensuellement ce qui pouvait créer des difficultés notamment pendant les périodes au cours desquelles la capacité d’injection était moindre ;
• La création d’un dispositif incitant les producteurs de biométhane à limiter leur consommation électrique à 0,15 MWh par MWh de gaz produit. Ce dispositif s’appliquera aux futurs contrats ;
• La création d’un cadre incitatif pour les producteurs de biométhane issu de boue de stations d’épuration.

Enfin, un autre arrêté du 10 juin 2023 fixant le tarif d’achat du biométhane injecté dans un réseau de gaz naturel livré au cocontractant en dépassement de la production annuelle prévisionnelle vient compléter l’ensemble.

Aux termes de l’article 1^er de l’arrêté, le tarif d’achat du biométhane livré au cocontractant en dépassement de la production annuelle prévisionnelle « correspond au prix moyen constaté sur le marché de gros du gaz naturel de la zone d’équilibrage concernée ».

Plus précisément « ce tarif correspond à la cotation journalière du prix pour livraison pour le jour ouvré suivant (indice « Powernext End-Of-Day Day-Ahead et Weekend »), pour le biométhane livré les jours visés par l’indice de prix » (art. 1^er de l’arrêté). Ce tarif permet ainsi de mieux valoriser la production de biométhane.

Ces différents textes sont accueillis favorablement par les professionnels du secteur qui estiment qu’ils introduisent de la souplesse dans les textes et permettent une meilleure valorisation financière de l’activité.

Délibération de la CRE du 31 mai 2023 portant décision sur l’évolution au 1er août 2023 de la grille tarifaire des tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité dans le domaine de tension HTB et sur le montant de la compensation à verser à Strasbourg Electricité Réseaux en application de l’article D. 341-11-1 du Code de l’énergie

Par une délibération en date du 21 janvier 2021 applicable depuis le 1^er août 2021, la Commission de Régulation de l’Energie (ci-après, CRE) a adopté les tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution d’électricité dans les domaines de tension HTA et BT (TURPE 6 HTA-BT) et HTB (TURPE 6 HTB), pour une durée de quatre années, soit jusqu’au 31 juillet 2025.

Ainsi que le prévoient les délibérations fixant les tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution d’électricité, ces tarifs sont réévalués chaque année au 1^er août en fonction des indicateurs suivants :

• L’inflation prévisionnelle de l’année en cours fixée dans la loi de finances ;

• Un coefficient X d’évolution annuelle défini dans les délibérations tarifaires ;

• Un coefficient d’apurement du compte de régularisation des charges et des produits (CRCP) d’Enedis pour le TURPE HTA-BT et de RTE pour le TURPE HTB.

Par deux délibérations publiées le 31 mai 2023, la CRE a ainsi précisé l’évolution de la grille tarifaire du TURPE HTA-BT et du TURPE HTB à compter du 1^er août 2023.

Suivant cette méthodologie, le TURPE HTA-BT évolue au 1^er août 2023 de + 6,51 %, soit une augmentation bien supérieure à celle de 2022, qui s’élevait à + 2,26 %.

La CRE précise que cette évolution tarifaire résulte de la prise en compte de l’inflation prévisionnelle de + 4,2 %, d’un coefficient d’évolution annuelle de + 0,31 % et d’un coefficient d’apurement du CRCP de + 2,0 %.

Outre ces éléments, et de la même façon qu’en 2022, cette évolution s’explique notamment selon la CRE par :

• L’existence « des recettes tarifaires inférieures aux prévisions, s’expliquant par un volume acheminé (334 TWh) inférieur aux prévisions (344 TWh), du fait d’un hiver 2022 doux et des efforts de sobriété réalisés par les consommateurs d’électricité en fin d’année» ; l’occasion pour nous de rappeler la pleine couverture des risques pour le concessionnaire Enedis ;

• Avec le même effet de couverture de risques, l’existence « de charges liées aux achats au titre des pertes d’électricité, supérieures aux prévisions, du fait de la forte hausse des prix de gros de l’électricité en 2022 » ;

• Mais aussi toutefois par la circonstance que « les performances d’Enedis en matière de qualité de service en 2022, pour laquelle Enedis est incité financièrement dans le cadre du TURPE 6, sont très contrastées».

Ces résultats contrastés sont notamment dus aux délais de raccordement pratiqués par Enedis qui n’atteignent pas les objectifs fixés par la CRE. Sur ce point, la Commission souligne qu’Enedis ne se rapproche des objectifs fixés que sur une seule catégorie de client, ceux en soutirage en basse tension de moins de 36 kVa.

En outre, le TURPE HTB perçu par RTE augmente de + 6,69 % au 1^er août 2023 du fait de la prise en compte de l’inflation pour + 4,20 %, l’augmentation du coefficient d’indexation annuelle automatique de 0,49 % et la prise en compte du coefficient d’apurement du CRCP de + 2,00 %.

Par ailleurs, conformément à l’article L. 341-4-2 du Code de l’énergie qui prévoit une réduction du TURPE HTB pour les sites fortement consommateurs d’électricité et qui présentent un profil de consommation prévisible et stable ou anticyclique, la CRE a également fixé le montant de compensation qui couvre les charges supportées par Strasbourg Electricité Réseaux pour l’année 2022 à 1.629.000 euros.

CAA Lyon, 14 juin 2023, M.C et autres, n° 22LY01972

L’hydroélectricité est au cœur de récentes actualités.

En premier lieu, pour rappel, l’article L. 521-16-1 du Code de l’énergie permet à un même concessionnaire de plusieurs concessions hydrauliques, lorsqu’elles forment une chaîne d’aménagements hydrauliquement liés, de bénéficier du regroupement de ses différentes concessions au sein d’un même contrat afin d’optimiser l’exploitation de cette chaîne pour atteindre les objectifs de la politique énergétique précisés par les articles L. 100-1, L. 100-2 et L. 100-4 du Code de l’énergie et L. 211-1 du Code l’environnement.

Une nouvelle date commune d’échéance de la nouvelle concession issue de ce regroupement doit alors être calculée comme le prévoit l’article L. 521-16-2 du Code de l’énergie et selon les modalités précisées par les articles R. 521-61 et R. 521-62 de ce même Code.

Le décret n° 2023-496 du 21 juin 2023 relatif aux modalités de calcul de la date d’échéance commune des concessions hydrauliques regroupées est venu modifier les règles applicables au calcul de cette date d’échéance et, plus précisément, les conditions de calcul qui s’appliquent lorsqu’un contrat de concession qui a fait l’objet d’une prorogation en application du troisième alinéa de l’article L. 521-16 du Code de l’énergie est concernée par une opération de regroupement.

En second lieu, le 14 juin 2023, la Cour administrative d’appel de Lyon a rejeté une question prioritaire de constitutionnalité (ci-après, QPC) présentée par des associations de préservation de la faune et de la flore, par une commune et par des particuliers, QPC qui interrogeait la conformité aux droits et libertés garantis par la Constitution des articles L. 511-4 et L. 511-9 du Code de l’énergie et du décret du 17 juillet 1793 ayant aboli les privilèges féodaux sans contrepartie.

En l’espèce, les requérants avaient demandé au Tribunal administratif de Clermont-Ferrand l’annulation d’un arrêté du 15 novembre 2018 pris par le Préfet de la Haute-Loire qui a autorisé la communauté de communes des rives du Haut-Allier à disposer de l’énergie d’une rivière pour une centrale hydroélectrique située sur le territoire d’une commune. Il s’agissait plus précisément d’un « moulin d’en haut » d’une puissance maximale de 181 kW. Le Tribunal administratif a rejeté leur requête.

Les requérants ont fait appel de ce jugement et demandé à la Cour administrative d’appel de Lyon de transmettre au Conseil d’Etat une question prioritaire de constitutionnalité (QPC).

Se prononçant sur cette demande, la Cour considère tout d’abord que l’article L. 511-9 du Code de l’énergie, qui dispose que « les installations hydrauliques autorisées à la date du 18 octobre 1919 et dont la puissance ne dépasse pas 150 kilowatts demeurent autorisées conformément à leur titre et sans autre limitation de durée que celle résultant de la possibilité de leur suppression dans les conditions fixées au titre Ier du livre II du Code de l’environnement » et le décret du 17 juillet 1793 ne sont pas applicables au litige.

Ensuite, les requérant prétendaient que l’article L. 511-4 du Code de l’énergie était contraire au principe d’égalité et au droit de propriété garantis par le bloc constitutionnel.

Pour rappel, aux termes de l’article L. 511-1 du Code de l’énergie « sous réserve des dispositions de l’article L. 511-4, nul ne peut disposer de l’énergie des marées, des lacs et des cours d’eau, quel que soit leur classement, sans une concession ou une autorisation de l’Etat » et l’article L. 511-4 de ce même Code vise notamment « les usines ayant une existence légale ». C’est sur la base de cet article que le Préfet de la Haute-Loire a pris son arrêté, considérant que le « moulin d’en haut » avait une existence légale.

Sur le principe d’égalité, la Cour administrative d’appel rappelle que « le principe d’égalité ne s’oppose ni à ce que le législateur règle de façon différente des situations différentes, ni à ce qu’il déroge à l’égalité pour des raison d’intérêt général pourvu que, dans l’un et l’autre cas, la différence de traitement qui en résulte soit en rapport direct avec l’objet de la loi qui l’établit ». Elle précise ensuite que l’article L. 511-4 du Code de l’énergie permet aux propriétaires d’installations et d’ouvrages fondés en titre de conserver leur droits d’antériorité et qu’ainsi, eu égard aux droits légalement acquis par ces installations, qui sont placés dans une situation différente de celles qui ont été par la suite autorisées ou concédées, la différence de traitement qu’instaure l’article susvisé est en rapport direct avec l’objet de la loi et n’est pas contraire au principe d’égalité. Il rejette donc ce moyen comme étant dépourvu de caractère sérieux.

Sur le droit de propriété garanti par la Déclaration de l’homme et du citoyen de 1789, la Cour considère notamment que la force motrice produite par l’écoulement d’eaux courantes ne fait pas l’objet d’un droit de propriété mais d’un droit d’usage. La Cour juge en conséquence que les requérants ne peuvent prétendre qu’une différence de traitement existe entre eux, qui disposent d’un simple droit de jouir de l’eau, et la communauté de communes des rives du Haut-Allier qui ne dispose de même d’aucun droit de propriété.

La Cour a donc également rejeté ce moyen comme étant dépourvu de caractère sérieux.