Dans une décision du 14 octobre 2021 (publiée récemment), le comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDiS) de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a tranché un différend opposant la société « Elec’Chantier 44 » à Enedis au sujet du raccordement au réseau de distribution d’électricité d’une habitation appartenant à des particuliers ayant mandaté la société Elec’Chantier 44 pour présenter sa demande de raccordement.

Enedis avait, au cours de l’instruction de la demande de raccordement, méconnu le mandat confié par les propriétaires à la société Elec’Chantier44 en adressant directement aux particuliers le devis de raccordement et en s’abstenant de communiquer à la société un certain nombre de documents qu’elle avait sollicités. La société Elec’Chantier44  soutenait dès lors que la société Enedis avait « fait preuve d’un défaut d’information, d’objectivité et de transparence dans le cadre du traitement de la demande de raccordement de l’habitation », qu’elle avait « agi de manière manifestement discriminatoire et failli à ses obligations de communication, de transparence et d’information » et, enfin, qu’elle n’avait « pas assuré le droit d’accès de M. M. et de Mme F. au réseau public de distribution d’électricité ».

Le CoRDiS écarte cet argumentaire en précisant « qu’une proposition de raccordement formulée dans des conditions dans lesquelles le gestionnaire de réseau a manqué à ses obligations de transparence, d’information, de non-discrimination et d’objectivité ne peut être assimilée à un refus d’accès au réseau que si la gravité des manquements est telle que l’accès en a été compromis, ce qui n’est pas établi en l’espèce ».

Le CoRDiS relève en effet « que pour regrettable qu’ait pu être la prise en compte imparfaite par la société Enedis du mandat dont dispose la société Elec’Chantier 44, les actes qui ont pu être formalisés en conséquence ont été retirés par la société Enedis et n’ont produit aucun effet sur la situation juridique des demandeurs, dont l’accès au réseau n’a pas été refusé. Que dès lors, s’il n’est pas de bonne administration pour la société Enedis de ne respecter que partiellement la portée d’un mandat de représentation, il n’y a pas lieu pour autant de relever qu’elle a méconnu ses obligations d’information, d’objectivité et de transparence, de manière à constituer un refus d’accès au réseau ».

Ainsi, la méconnaissance du mandat confié par les propriétaires à la société ne peut en l’espèce être regardée comme un refus d’accès au réseau dès lors, surtout, qu’Enedis a régularisé la situation.

Ensuite, sans entrer dans le détail du désaccord relatif à la solution technique de raccordement proposée (qui donne lieu à d’assez longs développements) et de l’appréciation qu’en fait le CoRDiS, on relèvera la réaffirmation par le comité du caractère non obligatoire de la norme NF C 14-100 relative aux branchements.

A ce titre, le CoRDiS relève que « si la norme NF C 14-100 demeure une norme de référence, elle ne peut faire obstacle à ce qu’une solution qui ne répond pas en tous points aux prévisions de cette norme ne puisse, par principe, constituer l’opération de raccordement de référence » (points 20 et 27).

Au global, le CoRDiS, estimant que les éléments produits par Enedis ne permettent pas de justifier les coûts la solution de raccordement proposée, enjoint au gestionnaire de réseau d’étudier l’opération de raccordement présentée par la société Elec’ Chantier 44 et de réaliser une étude permettant de déterminer l’opération de raccordement de référence, en transmettant tous les éléments nécessaires à la bonne information de la société Elec’ Chantier 44, dûment mandatée par le demandeur du raccordement, et de produire une proposition de raccordement dans un délai de 30 jours.

Par un arrêt en date du 10 décembre 2021, le Conseil d’Etat a partiellement annulé une délibération de la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) se prononçant sur l’applicabilité de la théorie de la force majeure aux accords-cadres pour l’Accès Régulé au Nucléaire Historique (ARENH) conclus par les fournisseurs d’électricité avec EDF en vue d’acquérir de l’électricité d’origine nucléaire.

On rappellera que depuis la libéralisation du marché de l’électricité, les fournisseurs alternatifs (Engie, Total, Eni…) peuvent acheter à l’avance et à prix fixe une certaine quantité d’électricité nucléaire produite par EDF, dans le cadre du mécanisme de l’ARENH.

En vertu de ce mécanisme, la société EDF est tenue de céder jusqu’à 100 TWh/an de sa production nucléaire à ses concurrents fournisseurs qui le lui demandent à un prix fixe de 42 euros/MWh. Dans le cadre de ce dispositif, chaque fournisseur est lié à EDF par un accord-cadre dont le modèle est fixé par arrêté ministériel.

Ceci rappelé, la crise sanitaire survenue en 2020 a entraîné une importante baisse de la consommation d’électricité en France et une diminution du prix de l’électricité sur les marchés de gros, lequel a atteint un niveau bien inférieur à 42 euros/ MWh.

En conséquence, certains fournisseurs d’électricité, estimant que cette situation était constitutive d’un « évènement de force majeure » au sens de l’article 10 du modèle d’accord-cadre pour l’ARENH, ont demandé à mettre en œuvre les stipulations de l’article 13 de l’accord-cadre afin d’obtenir (i) la suspension du contrat pour force majeure, (ii) mettre fin ensuite aux livraisons des volumes d’ARENH pendant la durée de la force majeure et (iii) enfin, s’approvisionner sur le marché à un prix beaucoup plus bas pour la totalité de leurs volumes.

Toutefois, EDF s’est opposé au déclenchement de cette clause, considérant que les conditions prévues dans le contrat ARENH n’étaient pas réunies. 

Par une délibération n° 2020-071 du 26 mars 2020 portant communication sur les mesures en faveur des fournisseurs prenant en compte des effets de la crise sanitaire sur les marchés d’électricité et de gaz naturel, la CRE a constaté le désaccord entre les fournisseurs alternatifs d’électricité et la société EDF, donné son interprétation des dispositions précitées de l’article 10 du modèle d’accord-cadre et son analyse des conséquences sur le marché de l’électricité d’une suspension des accords-cadres sur l’ARENH.

Aux termes de cette délibération la CRE a ainsi relevé que « la force majeure ne trouverait à s’appliquer que si l’acheteur parvenait à démontrer que sa situation économique rendait totalement impossible l’exécution de l’obligation de paiement de l’ARENH » et que « les conséquences d’une suspension totale des contrats ARENH en raison de l’activation des clauses de force majeure seraient disproportionnées. Enfin, une telle situation créerait un effet d’aubaine pour les fournisseurs au détriment d’EDF qui irait à l’encontre des principes de fonctionnement du dispositif qui reposent sur un engagement ferme des parties sur une période d’un an ».

En conséquence de ses analyses, la CRE a refusé de transmettre à RTE une évolution des volumes d’ARENH livrés par EDF aux fournisseurs concernés liée à une demande d’activation de la clause de force majeure, ce refus de reconnaître la situation de force majeure faisant obstacle pour les fournisseurs à la suspension effective de leurs achats d’électricité auprès d’EDF.

La société Hydroption a introduit un recours pour excès de pouvoir à l’encontre de la délibération de la CRE du 26 mars 2020 en tant qu’elle refuse de reconnaître l’existence d’une situation de force majeure.

Statuant sur ce recours, le Conseil d’Etat a tout d’abord confirmé la recevabilité de la requête de la société Hydroption en notant que « l’interprétation que la CRE a donné des dispositions précitées de l’article 10 du modèle d’accord-cadre pour l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique, alors même qu’elle ne saurait avoir pour effet de lier l’appréciation des juridictions qui ont été saisies des différends entre les fournisseurs d’électricité et la société EDF, a eu pour objet d’influer de manière significative sur le comportement des intéressés » et que, dès lors, « eu égard à sa qualité de fournisseur d’électricité, la société requérante justifie d’un intérêt direct et certain à l’annulation de cette prise de position, qui a été adoptée par la CRE dans le cadre de sa mission de régulation ».

Puis, statuant au fond sur la licéité de la délibération de la CRE, le Conseil d’Etat considère qu’elle est entachée d’une erreur de droit puisqu’« en réservant l’application de la force majeure à l’hypothèse d’une impossibilité totale pour l’acheteur d’exécuter l’obligation de paiement de l’ARENH alors que les stipulations de l’article 10 de l’accord-cadre subordonnaient uniquement le bénéfice de cette clause à la condition qu’un événement extérieur, irrésistible et imprévisible rende impossible l’exécution des obligations des parties dans des conditions économiques raisonnables, la Commission de régulation de l’énergie a entaché la délibération attaquée d’une erreur de droit ».

Le Conseil d’Etat annule donc la délibération attaquée en tant qu’elle énonce que « la force majeure ne trouverait à s’appliquer que si l’acheteur parvenait à démontrer que sa situation économique rendait totalement impossible l’exécution de l’obligation de paiement de l’ARENH ».

Pour autant, si la décision a le mérite de rappeler la nécessité de s’en tenir à une lecture stricte des stipulations contractuelles, la portée de cette décision du 10 décembre 2021 s’avère, en tant que telle, relativement limitée.

D’abord, le Conseil d’Etat refuse d’enjoindre à la CRE de prendre une nouvelle délibération.

Ensuite, les litiges opposant les parties à l’accord-cadre ARENH relèvent du Juge judiciaire (Tribunal de commerce de Paris et Cour d’appel de Paris), et la Cour d’appel de Paris avait, par plusieurs arrêts du 28 juillet 2020, statué en faveur des fournisseurs et reconnu l’existence de cas de force majeure (CA Paris, 28 juillet 2020, n° 20/06676, n° 20/06675 et n° 20/06689).

Enfin, la rédaction des clauses relatives à la force majeure contenues dans le modèle d’accord-cadre ARENH qui avaient donné lieu à ces différends a, depuis la délibération de la CRE du 26 mars 2020, été modifiée (Arrêté du 12 novembre 2020 modifiant l’arrêté du 28 avril 2011 pris en application du II de l’article 4-1 de la loi n° 2000-108 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité).

Par une décision du 9 décembre 2021, le Conseil d’Etat a rejeté le recours introduit par la société Enedis à l’encontre du Tarif d’Utilisation des Réseaux publics d’Electricité (TURPE) haute tension A (HTA) et basse tension (BT) dits « TURPE 5 bis HTA-BT » applicable à compter du 1er août 2018 tel qu’il avait été modifié par une délibération n° 2019-138 du 25 juin 2019 de la Commission de Régulation de l’Energie (CRE).

Par cette délibération du 25 juin 2019, la CRE avait fait évoluer le tarif à compter du 1er août 2019 en retenant une évolution moyenne à la hausse de 3,04 % et en ajustant le montant moyen par client de la contrepartie versée aux fournisseurs par le gestionnaire de réseau au titre des prestations de gestion de clientèle que ces fournisseurs assurent pour le compte dudit gestionnaire au profit des utilisateurs titulaires d’un contrat unique.

On rappellera en effet que l’article L. 224-8 du Code de la consommation et l’article L. 332-3 du Code de l’énergie prévoient la faculté de conclure un contrat unique portant sur la fourniture et la distribution d’électricité. La souscription d’un tel contrat dispense les consommateurs de conclure directement un contrat d’accès au réseau avec le gestionnaire du réseau de distribution, parallèlement au contrat de fourniture conclu avec leur fournisseur.

La société Enedis demandait l’annulation de cette délibération en tant qu’elle ne prévoyait pas la couverture intégrale des sommes exposées par elle au titre des contrats de prestations de services conclus avec différents fournisseurs d’électricité, en méconnaissance (selon le gestionnaire de réseau) du principe de couverture intégrale des coûts.

Le Conseil d’Etat écarte toutefois les différents arguments du distributeur :

• D’abord, il considère que les sommes versées avant le 1erjanvier 2017 par la société Enedis aux sociétés Enercoop et Total Spring en application des contrats de prestations de services qu’elle avait conclus avec ces fournisseurs, ont été totalement couvertes par les revenus que le gestionnaire du réseau public d’électricité a perçus durant la période au titre de laquelle se sont appliqués les tarifs dits « TURPE 4 », de sorte que la société Enedis n’est pas fondée à soutenir que ces sommes auraient également dû être prises en compte pour déterminer l’évolution de la grille tarifaire des tarifs « TURPE 5 bis HTA-BT » à compter du 1er août 2019 ;

• Ensuite, le Conseil d’Etat écarte l’argument de la société Enedis selon lequel certaines sommes versées par elle à la société ENI auraient été écartées à tort du Compte de Régulation des Produits et Charges (CRPC) par la CRE ;

• Enfin, le Conseil d’Etat juge que la CRE a valablement pu considérer que ni les éléments présentés par Enedis, ni les informations détenues par ailleurs par le régulateur ne permettaient de constater, à la date de la décision à laquelle la CRE a rejeté le recours gracieux formé par Enedis à l’encontre de la délibération du 25 juin 2019, qu’un écart significatif s’était produit ou serait susceptible de se produire entre le revenu autorisé et les coûts de la société.

En définitive le Conseil d’Etat estime que la délibération de la CRE ne peut être regardée comme ne prévoyant pas la couverture intégrale des sommes exposées par Enedis en contrepartie des prestations de gestion de clientèle en contrat unique réalisées par les fournisseurs d’électricité et rejette le recours de la société Enedis.

Un arrêté du 6 décembre 2021 a apporté des modifications aux règles relatives à la sécurité des canalisations de distribution de gaz combustible contenues posées par l’arrêté du 13 juillet 2000 portant règlement de sécurité de la distribution de gaz combustible par canalisations.

Parmi les diverses modifications apportées par ce texte, on relèvera qu’il intègre dans la définition des réseaux les postes d’injection qui en étaient jusqu’alors absents (art. 2), et crée en outre les définitions de « conduite de distribution » et de « branchement » (art. 2).

L’arrêté du 6 décembre 2021 précise également que les prescriptions techniques posées par l’arrêté du 13 juillet 2000 s’appliquent « à tous les réseaux quelle que soit leur date de mise en service, y compris lors des opérations de renouvellement ou de remplacement » (art. 3). Par dérogation toutefois, les parties de réseaux en service avant le 20 août 2000 ne sont pas concernées par un certain nombre de règles relatives à la construction et à l’assemblage des réseaux.

En matière de renouvellement des réseaux, l’arrêté prévoit que « les réseaux ou tronçons de réseaux sont renouvelés autant que nécessaire ». Il impose la réalisation d’un programme de traitement par le gestionnaire « pour l’ensemble des réseaux ou tronçons de réseaux constitués de tuyauteries en tôle bitumée, fonte à graphite sphéroïdal et cuivre » et prévoit en tout état de cause la mise hors service, le remplacement ou le retrait de ces ouvrages selon le calendrier suivant :

• le 1er janvier 2026 pour les conduites et les branchements en tôle bitumée ;
• le 1er janvier 2026 pour les conduites et les branchements en fonte à graphite sphéroïdal et dont la pression est supérieure ou égale à 50 millibars ;
• le 1er janvier 2050 pour les conduites et les branchements en fonte à graphite sphéroïdal et dont la pression est inférieure à 50 millibars ;
• le 1er janvier 2050 pour les conduites en cuivre sur le domaine public.

L’arrêté fixe des exigences supplémentaires concernant les plans de surveillance et de maintenance (PSM) et ouvre la possibilité de construire des canalisations en matériaux autres qu’en acier ou en polyéthylène pour lesquels un guide professionnel précisera les dispositions applicables (art.8).

L’arrêté fixe par ailleurs des délais d’intervention maximums sur les réseaux en délégation de service public s’élevant :

• à 1 heure dans 96 % des interventions de sécurité gaz calculé annuellement sur l’ensemble de son périmètre, pour un opérateur qui réalise plus de 200 interventions de sécurité au niveau national sur des réseaux exploités en délégation de service public ;
• à 1 heure dans 80 % des interventions de sécurité gaz calculé annuellement sur l’ensemble de son périmètre, pour un opérateur qui réalise moins de 200 interventions de sécurité au niveau national sur des réseaux exploités en délégation de service public.

L’arrêté entre en vigueur le 1er juillet 2022 à l’exception de certaines dispositions dont l’entrée en vigueur est différée au 1er janvier 2023 et au 1er juillet 2025 (celles relatives aux délais d’intervention prévus dans les délégations de service public).

Arrêté du 30 décembre 2021 modifiant l’arrêté du 14 janvier 2020 modifié relatif à la prime de transition énergétique et l’arrêté du 17 novembre 2020 modifié relatif aux caractéristiques techniques et modalités de réalisation des travaux et prestations dont les dépenses sont éligibles à la prime de transition énergétique

La prime de transition énergétique, également appelée « MaPrimeRenov’ », a été créée par l’article 15 de la loi n° 2019-1479 du 28 décembre 2020 de finances pour 2020. Ce dispositif d’aide permet de soutenir la rénovation des logements occupés à titre de résidence principale par leur(s) propriétaire(s).

Deux textes publiés au Journal officiel de la République française du 31 décembre 2021 modifient le dispositif de la prime, à compter du 1er janvier 2022.

En premier lieu, le décret n° 2021-1938 du 30 décembre 2021 prévoit, s’agissant des demandes de primes, les principales évolutions suivantes :

• L’ancienneté du logement est d’au moins 15 ans (l’ancien dispositif prévoyait une ancienneté de 2 ans) à compter de la notification de la décision d’octroi, à l’exception des demandes de prime réalisées dans le cadre d’un changement de chaudière fonctionnant au fioul, qui peuvent concerner des logements de plus de 2 ans et doivent alors faire l’objet d’une demande accompagnée de prime au titre d’une dépose de cuve à fioul ;
• La durée minimale d’occupation du logement est fixée à 8 mois par an (au lieu de 6 mois auparavant) ;
• Le propriétaire s’engage à occuper son logement à titre de résidence principale dans un délai d’un an (au lieu de 6 mois auparavant) à compter de la demande de solde ;
• Le délai de réalisation des travaux est augmenté à 2 ans (au lieu d’un an auparavant) ;
• Corrélativement, le délai de réalisation des travaux est augmenté à 1 an (au lieu de 6 mois précédemment) en cas de versement d’une avance sur la prime ;
• Seuls les ménages peuvent demander et percevoir une avance ;
• Des précisions sont apportées quant aux modalités de calcul du reversement partiel de la prime pour les propriétaires bailleurs.

En second lieu, l’arrêté du 30 décembre 2021 modifie les arrêtés du 14 janvier 2020 relatif à la prime de transition énergétique et du 17 novembre 2020 relatif aux caractéristiques techniques et modalités de réalisation des travaux et prestations dont les dépenses sont éligibles à la prime de transition énergétique.

En substance, ce texte précise les modalités de calcul du reversement partiel de l’aide pour les propriétaires bailleurs n’ayant pas respecté les conditions d’attribution de la prime, revalorise les forfaits pour l’installation des foyers fermés et inserts et supprime la demande de l’extrait K bis des entreprises mandataires.

On précisera que la prime de rénovation énergétique est cumulable avec d’autres aides à la rénovation énergétique telles que les certificats d’économies d’énergie (CEE), lesquels ont également fait l’objet d’évolutions réglementaires récentes[1].

[1] Retrouvez notre analyse des dernières évolutions réglementaires relatives au CEE 

Délibération n °2021-370 du 16 décembre 2021 portant avis sur le projet de règles du mécanisme de capacité

Délibération n° 2021-371 du 16 décembre 2021 portant approbation du plafond utilisé dans le cadre du règlement financier des écarts du mécanisme de capacité pour les années 2023 et 2024

Délibération n° 2021-372 du 16 décembre 2021 portant approbation de la proposition de convention RTE – GRD relative aux échanges de données pour le calcul de l’obligation de capacité

Conformément à l’article L. 100-1 du Code de l’énergie, la politique énergétique doit notamment assurer la sécurité d’approvisionnement et réduire la dépendance aux importations.

Pour mémoire, la sécurité d’approvisionnement énergétique recouvre la capacité des systèmes électriques (et gaziers) à satisfaire de façon continue la demande prévisible du marché et implique ainsi que soit évitée la défaillance du système électrique. A cette fin, l’objectif de sécurité d’alimentation électrique, également appelé « critère de défaillance », a été mis en place et codifié à l’article D. 141-12-6 du Code de l’énergie.

L’article 1er du décret n° 2021-1781 du 23 décembre 2021, ici commenté, remplace les dispositions de l’article D. 141-12-6 susvisé, en prévoyant désormais que le gestionnaire du réseau public de transport d’électricité effectue une estimation du coût de l’énergie non distribuée et du critère d’approvisionnement au moins une fois par période de programmation pluriannuelle de l’énergie (soit 5 ans) ou sur demande du Ministre chargé de l’énergie.

Ces estimations sont ensuite notifiées au Ministre ainsi qu’à la Commission de régulation de l’énergie (CRE) au plus tard six mois avant l’échéance de la période en cours de la programmation pluriannuelle de l’énergie.

En tenant compte de ces estimations et dans un délai de deux mois après leur notification, la CRE propose une valeur du critère d’approvisionnement pour la France métropolitaine continentale.

Enfin, à compter du 1er juillet 2022, le Ministre chargé de l’énergie fixera le coût de l’énergie non distribuée et le critère de sécurité d’approvisionnement en prenant en considération la proposition de la CRE.

L’article 2 du décret du 23 décembre 2021 prévoit pour sa part que jusqu’au 1er juillet 2022, le critère de sécurité d’approvisionnement est déterminé comme suit :

« – la durée moyenne de défaillance annuelle est inférieure à trois heures ;

– la durée moyenne de recours au délestage pour des raisons d’équilibre offre-demande est inférieure à deux heures ; et

– la défaillance se définit comme la nécessité de recourir aux moyens exceptionnels, contractualisés et non contractualisés, pour assurer l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité. Les moyens exceptionnels incluent le recours aux capacités interruptibles mentionnées à l’article L. 321-19 du Code de l’énergie, l’appel aux gestes citoyens, la sollicitation des gestionnaires de réseaux de transport frontaliers hors mécanismes de marché, la dégradation des marges d’exploitation, la baisse de tension sur les réseaux, et en dernier recours le délestage de consommateurs ».

On relèvera également que le critère de sécurité d’approvisionnement se fonde sur deux outils complémentaires, que sont le bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande et le mécanisme de capacité. Ce dernier mécanisme repose sur l’obligation pour les fournisseurs d’électricité de couvrir, par des garanties de capacité, la consommation de ses clients lors de périodes de forte consommation électrique.

A cet égard, la CRE a édicté, le 16 décembre 2021, trois délibérations portant respectivement sur le projet de règles du mécanisme de capacité, sur l’approbation du plafond utilisé dans le cadre du règlement financier des écarts dudit mécanisme pour les années 2023 et 2024 ainsi que sur l’approbation de la proposition de convention RTE – GRD (le gestionnaire du réseau de distribution) relative aux échanges de données pour le calcul de l’obligation de capacité.