Entre le 17 mai et le 7 juin, a été ouverte une consultation publique sur un projet de décret portant modification de la partie réglementaire du code de l’énergie concernant les dispositions particulières relatives à la vente de biogaz.

Ce projet de texte a pour objet de compléter le cadre réglementaire relatif au soutien à la production de biométhane et plus précisément les dispositions des articles L. 446-5, L. 446-6, L. 446-7, L. 446-13, L. 446-14, L. 446-15 et L. 447-17 du Code de l’énergie respectivement relatifs à l’obligation d’achat de biométhane injectant dans les réseaux de gaz naturel suite à appel d’offres, au contrôle des installations de production de biométhane et au complément de rémunération pour les installations de production de biométhane n’injectant pas dans les réseaux de gaz naturel qui nécessitaient l’édiction d’un texte réglementaire.

Parmi les dispositions proposées par le Gouvernement dans ce projet de décret figurent notamment :

• La précision selon laquelle le dispositif d’obligation d’achat de biométhane à un tarif réglementé sera réservé aux nouvelles installations de production ayant une production annuelle prévisionnelle inférieure à 25 gigawattheures par an (art. 3 et 4 du projet de décret).

• La mise en place d’un cadre réglementaire pour l’obligation d’achat de biométhane suite à appels d’offres, similaire à celui existant pour les appels d’offres portant sur la production d’électricité renouvelable faisant intervenir à la fois le Ministre de l’énergie et la Commission de Régulation de l’Energie au cours de la procédure de sélection des candidatures (articles 4 et 5 du projet de décret).

• La mise en place d’un cadre réglementaire pour le complément de rémunération pour le biogaz non injecté suite à appels à projets ou appels d’offres. Ce cadre comprendrait un dispositif destiné à couvrir les surplus d’investissement nécessaires à une distribution locale du bioGNV par rapport à la distribution de gaz naturel véhicule (GNV). Il est proposé que le soutien à la production de biométhane non injecté passe par un mécanisme en deux temps : un mécanisme d’appel à projets dont la vocation est d’être mis en place dans un premier temps afin de collecter des informations fines sur le niveau de soutien nécessaire au développement de ce secteur émergeant, un mécanisme d’appel d’offres destiné à être mis en œuvre dans un second temps pour accompagner le développement de la filière (article 5 du projet de décret).

• La mise en place d’un cadre réglementaire pour le contrôle des installations de production de biométhane, en prenant en compte le retour d’expérience du dispositif de contrôle des installations de production d’électricité renouvelable et qui concernerait les installations bénéficiant d’une obligation d’achat ou d’un complément de rémunération afin de s’assurer qu’elles ont été construites et fonctionnent dans les conditions requises par la réglementation. Ces contrôles, assortis de sanctions résidant notamment dans la suspension du contrat d’obligation d’achat ou de complément de rémunération et dans l’application d’amendes, seraient effectués aux frais du producteur par des organismes agréés par l’Etat et réalisés sous l’égide du Préfet de région (articles 8 et s. du projet de décret).

Dans un important arrêt avant dire droit du 18 mai 2021, le Conseil d’Etat a fait état de sa volonté d’exercer un contrôle approfondi en matière de regroupement des concessions hydroélectriques.

Le Conseil d’Etat était saisi par l’Association Française Indépendante de l’Electricité et du Gaz (AFIEG), d’une demande d’annulation du décret n° 2019-212 du 20 mars 2019 relatif au regroupement des concessions hydroélectriques de la Société hydroélectrique du Midi sur la Dordogne.

Par ledit décret, l’Etat avait procédé :

• au regroupement de deux concessions indépendantes accordées à la Société hydroélectrique du Midi sur la Dordogne (SHEM) et dont les dates d’expiration étaient fixées au 31 décembre 2012 pour l’une (ayant bénéficié du mécanisme dit des « délais glissants », cf. infra) et au 31 décembre 2062 pour l’autre ;
• à la fixation, pour la nouvelle concession unique, d’une nouvelle date d’échéance au 31 décembre 2048 sous réserve de l’engagement de travaux au plus tard à une date déterminée, ladite date d’échéance étant, dans le cas contraire, ramenée à une date antérieure à déterminer en application d’une formule de calcul posée par le décret.

On rappellera que les concessions hydro-électriques constituent des concessions de service public soumises, comme telles, à l’obligation d’être attribuées au terme d’une procédure de publicité et de mise en concurrence (voir notre commentaire dans la Lettre d’Actualités Juridique Energie environnement de février 2016). Néanmoins, depuis plusieurs années, en dépit de plusieurs mises en demeure adressées par les instances européennes, l’Etat français (autorité concédante des concessions hydrauliques, c’est-à-dire des installations de plus de 4,5 MW, sur tout le territoire national) se refuse à organiser de telles procédures en vue de renouveler les concessions pourtant arrivées à échéance.

Pour éviter cette obligation de mise en concurrence, l’Etat recourt à divers dispositifs successivement introduits dans le cadre juridique national.

Parmi ces dispositifs figure la possibilité de procéder à des regroupements de concessions, en application de l’article L. 521-16-1 du Code de l’énergie en réunissant plusieurs concessions « formant une chaîne d’aménagements hydrauliquement liés » et exploitées par un même concessionnaire. La nouvelle concession se voit alors fixer une nouvelle date d’échéance unique déterminée de manière à garantir « au concessionnaire le maintien de l’équilibre économique, apprécié sur l’ensemble des concessions regroupées » (art. L .521-16-1 et R. 521-61 du Code de l’énergie).

L’Etat a fait application de ce mécanisme (pour la première fois) s’agissant des concessions hydroélectriques de la Société hydroélectrique du Midi (SHEM) sur la Dordogne.

On évoquera également le dispositif des délais glissants (art. L. 521-16 du Code de l’énergie) qui permet le maintien en vigueur de concessions expirées tant qu’une nouvelle concession n’est pas attribuée. L’échéance de la concession concernée étant alors repoussée jusqu’à l’entrée en vigueur de la nouvelle concession. Néanmoins, ce dispositif est appliqué par l’Etat à notre sens de manière abusive, puisqu’en application de celui-ci des concessions expirées depuis près de dix ans sont actuellement maintenues en vigueur (voir notamment notre commentaire dans la Lettre d’actualités juridiques énergie environnement de juin 2019).

C’était d’ailleurs le cas de l’une des deux concessions regroupées par le décret attaqué dans l’arrêt ici commenté, ladite concession ayant expiré le 31 décembre 2012 mais ayant été maintenue en vigueur pendant près de 7 ans, jusqu’à la décision de regroupement intervenue en 2019.

En l’espèce, l’Association requérante contestait ce regroupement, et ce, pour plusieurs motifs.

Dans son arrêt, le Conseil d’Etat estime que les décrets qui procèdent au regroupement des concessions hydroélectriques et fixent leur nouvelle date d’échéance commune doivent être regardés non seulement comme modifiant la date d’échéance des contrats de concession regroupées, mais comme valant également nouvelles autorisations des installations hydroélectriques.

Le Conseil d’Etat rappelle par ailleurs la teneur des dispositions susmentionnées du Code de l’énergie, qui encadrent la procédure de regroupement de concessions, en relevant «  que le regroupement des concessions formant une chaîne d’aménagements hydrauliquement liés consiste, en application de la méthode dite des  » barycentres « , d’une part, à allonger la durée d’une ou plusieurs concessions échues ou dont la date d’échéance est proche et, d’autre part, à réduire la durée d’une ou plusieurs concessions dont la date d’échéance est plus lointaine. Ce mécanisme a pour effet d’aligner les dates d’échéance des concessions regroupées sur une date commune, déterminée dans des conditions permettant de garantir au concessionnaire, en application des dispositions précitées de l’article L. 521-16-1 du code de l’énergie, le maintien de l’équilibre économique, apprécié sur l’ensemble des concessions regroupées. A cet effet, la nouvelle date d’échéance commune de celles-ci doit correspondre à la date à laquelle la valeur actuelle nette des flux de trésorerie disponibles futurs de la ou des concessions dont la durée est allongée compense strictement la valeur actuelle nette des flux de trésorerie futurs de la ou des concessions dont le concessionnaire est privé du fait de la réduction de leur durée ».

Après avoir écarté plusieurs moyens d’ordre procédural (tenant à la recevabilité de la requête présentée par l’association et à l’irrégularité de la procédure suivie préalablement au regroupement) ainsi qu’un moyen portant sur le fondement juridique mis en œuvre par l’Etat pour procéder au regroupement, le Conseil d’Etat se prononce sur la nouvelle date d’échéance commune retenue.

Pour ce faire, le Conseil d’Etat examine la date d’échéance à retenir s’agissant de la concession dont l’échéance est intervenue le 31 décembre 2012 et ayant, jusqu’au regroupement, bénéficié du dispositif des délais glissants.

Conformément à ce que prévoit le Code de l’énergie (art. R. 521-61), la date à prendre en compte s’agissant d’une concession bénéficiant des délais glissants faisant l’objet d’un regroupement résulte de l’application d’une formule de calcul qui diffère selon que la « variable  » E «  […] qui correspond à la valeur actualisée nette des flux de trésorerie pendant la période de prorogation de la concession, augmentée des investissements de remise en bon état des biens qui incombaient au concessionnaire à la date normale d’échéance de la concession et ont été réalisés après cette date » est positive ou négative.

Or, le Conseil d’Etat observe être en l’espèce dans l’incapacité de vérifier l’exactitude du calcul mis en œuvre par l’Etat pour arrêter la date d’échéance de la concession expirée en théorie e 31 décembre 2012, et fixer, sur cette base, la nouvelle date d’échéance commune des deux concessions. Le Juge relève ainsi que « l’état du dossier ne permet pas au Conseil d’Etat d’apprécier l’exactitude du calcul de la date d’échéance théorique du regroupement en l’absence de production du plan d’investissement pour les chutes de Coindre et Marèges, soit 2035, ni de la nouvelle date commune d’échéance des concessions regroupées, soit au plus tard le 31 décembre 2048 en fonction de la réalisation de tout ou partie des travaux énumérés à l’article 3 du décret du 20 mars 2019 précité ».

En conséquence, le Conseil d’Etat décide de surseoir à statuer sur le recours en annulation de l’association requérante, et de demander, pour pouvoir ensuite se prononcer au fond, la production par la ministre de la transition écologique de « tous documents permettant de déterminer, d’une part, les modalités de calcul de la nouvelle date commune d’échéance des concessions regroupées et les éléments sur lesquels l’administration s’est fondée pour calculer cette date et, d’autre part, la valeur de la variable  » E  » mentionnée à l’article R. 521-61 du code de l’énergie ».

Ce faisant, le Juge administratif, s’il ne remet certes pas en cause la validité du procédé consistant à regrouper les concessions hydroélectriques et à s’abstenir d’organiser une procédure de publicité et de mise en concurrence, démontre néanmoins son souhait de procéder à un contrôle approfondi de la durée retenue par l’Etat lorsqu’il met en œuvre cette faculté.

Par un communiqué de presse publié le 1er juin 2021 sur son site, la Commission de Régulation de l’Energie vient vanter les mérites du compteur Linky à plusieurs égards afin de démentir les accusations de certains de ses détracteurs.

Elle estime ainsi que ces compteurs communicants sont à la fois :

• un outil indispensable à la réussite de la transition énergétique dans notre pays en permettant la réduction de notre empreinte écologique par la maîtrise de la demande en énergie ;
• une réussite industrielle dès lors que les coûts afférents à leur déploiement sont inférieurs aux budgets prévus et les délais respectés ;
• un vecteur de gains immédiats et concrets pour le consommateur (relève du compteur à distance, réduction des erreurs de comptage, baisse du prix des petites interventions désormais téléopérables, maîtrise de la demande d’énergie grâce à la meilleure connaissance de sa consommation…).

Aussi et surtout, elle formule quelques précisions sur son financement par Enedis : elle indique à cet égard que les économies associées au déploiement du compteur Linky compensent les coûts d’investissement du projet et que la CRE a mis en place une tarification différée, de façon à ce que les coûts liés au déploiement de Linky soient répercutés dans les tarifs en même temps que les bénéfices.

Ainsi, la CRE rappelle que Linky ne fait pas augmenter la facture du consommateur d’électricité, et que « le chiffre évaluant l’impact de Linky à 15€/an sur la facture du consommateur et qui a pu être repris dans la presse est infondé ».

Pour rappel, la Contribution Tarifaire sur les prestations d’Acheminement (CTA), mise en place par la loi du 9 août 2004[1], est assise sur la part fixe hors taxes des tarifs d’utilisation des réseaux de transport et de distribution d’électricité et sur une quote-part hors taxes des tarifs d’utilisation des réseaux de transport et de distribution du gaz naturel. Ces modalités de calcul sont précisées par le décret du 14 février 2005 relatif à la contribution tarifaire sur les prestations de transport et de distribution d’électricité et de gaz naturel[2].

Or, tel que l’indiquait la CRE à l’occasion de sa délibération en date du 11 février 2021[3], alors qu’elle était interrogée sur le projet de décret à l’origine de celui ici commenté, la méthodologie de calcul de la CTA mise en place par le décret susvisé pour le gaz naturel soulève des difficultés, dans la mesure où le calcul de la partie transport pour les consommateurs finals raccordés au réseau de distribution repose sur un coefficient de proportionnalité qui dépend du portefeuille client de chaque fournisseur, pouvant conduire à un niveau de CTA différent selon les fournisseurs. Cette situation nuit ainsi à la lisibilité et à la transparence des offres de fourniture pour le consommateur d’une part, et peut générer des distorsions de concurrence pour les fournisseurs d’autre part.

Ainsi, sous quelques réserves à la marge, la CRE émettait un avis favorable sur les évolutions des modalités de calcul de la CTA de gaz naturel pour les clients raccordés à un réseau de distribution prévu par le projet de décret susvisé, permettant l’harmonisation dudit coefficient.

C’est dans ce cadre que, par le décret du 27 mai 2021 ici commenté, les modalités de calcul de l’assiette de la contribution tarifaire sur les prestations de transport et de distribution de gaz naturel ont été adaptées, pour l’assoir sur la base d’un coefficient calculé au niveau national.

En tenant compte des remarques formulées par la CRE dans sa délibération du 11 février 2021 précitée, ce coefficient est applicable annuellement à toute prestation d’acheminement réalisée à compter de sa date d’entrée en vigueur, qui intervient au 1er juillet de chaque année et est fixé une fois par an par un arrêté des ministres chargés de l’énergie et du budget, après avis de la CRE, publié au plus tard avant cette entrée en vigueur.

Enfin, le décret prévoit que les GRD et GRT transmettent à la CRE les données nécessaires au calcul du coefficient de proportionnalité.

[1] Loi n° 2004-803 du 9 août 2004 relative au service public de l’électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières

[2] Décret n°2005-123 du 14 février 2005 relatif à la contribution tarifaire sur les prestations de transport et de distribution d’électricité et de gaz naturel

[3] Délibération n°2021-44 de la Commission de régulation de l’énergie du 11 février 2021 portant avis sur un projet de décret relatif à la contribution tarifaire sur les prestations de transport et de distribution d’électricité et de gaz naturel

Par un arrêt rendu le 18 mai dernier, la Cour administrative d’appel de Lyon confirme le rejet implicite de la demande de raccordement de la société SNC Roc de la Pêche au réseau public de distribution d’électricité.

Cet arrêt s’inscrit dans le prolongement d’une longue procédure, sur laquelle il convient de revenir pour comprendre la décision ici commentée.

On rappellera donc que la SNC Roc de la Pêche, après avoir été autorisée à disposer de l’énergie d’un ruisseau situé à proximité pour l’installation d’une microcentrale électrique destinée à alimenter en électricité un refuge en altitude, a le 5 février 2009, demandé à ERDF, désormais Enedis, de lui fournir une proposition de raccordement de cette microcentrale au réseau public de transport et de distribution d’électricité afin de vendre l’électricité produite.

Le 2 octobre 2009, la SNC Roc de la Pêche a envoyé une lettre au préfet de la Savoie lui indiquant un changement de l’objet principal de l’utilisation de l’énergie par la société. Le 12 novembre 2009, le préfet de la Savoie a indiqué à la SNC Roc de la Pêche qu’il avait informé la société ERDF qu’en application de l’arrêté préfectoral du 1er juin 1994, l’énergie produite par la centrale hydro-électrique était destinée à l’alimentation en électricité du refuge du Roc de la Pêche que le changement de l’objet principal n’était envisageable qu’à l’occasion d’une cession d’autorisation et que c’était par une application exacte des textes applicables qu’une décision de refus de raccordement au réseau de distribution d’électricité était opposée à la SNC Roc de la Pêche.

La société SNC Roc de la Pêche a donc formé un recours devant le Tribunal administratif de Grenoble, lequel a annulé cette décision de refus par un jugement du 5 octobre 2010.

Puis, la SNC Roc de la Pêche a demandé au Tribunal administratif de Grenoble d’engager la responsabilité pour faute de l’Etat fondée sur l’illégalité de cette décision de refus, et le tribunal a partiellement fait droit à cette demande, par un jugement du 18 novembre 2014, en condamnant l’Etat à payer à la SNC Roc de la Pêche une indemnité de 38.000 euros.

Ce jugement a été réformé par un arrêt de la Cour administrative d’appel de Lyon en date du 21 février 2017, lequel a été cassé pour erreur de droit par le Conseil d’Etat dans une décision n° 409916 du 16 mai 2018[1]. L’affaire a été renvoyée devant la Cour administrative d’appel de Lyon qui, par un arrêt du 30 octobre 2018, devenu définitif, a réformé le jugement du Tribunal administratif de Grenoble du 18 novembre 2014 en ramenant à 3.000 euros l’indemnité allouée à la SNC Roc de la Pêche.

En parallèle de cette procédure contentieuse, le 31 mars 2015, la société SNC Roc de la Pêche a sollicité auprès du préfet, d’une part, le raccordement sans délai de sa microcentrale au réseau public de distribution d’électricité et, d’autre part, la réparation des préjudices qu’elle estime avoir subis depuis 2011 en raison du défaut de raccordement.

Mais le préfet de la Savoie a refusé d’accéder à cette demande par une décision implicite de rejet née le 31 mai 2015, dont la société a sollicité l’annulation ainsi qu’à ce qu’il soit enjoint à l’Etat de cesser toute opposition au raccordement litigieux et que ce dernier soit condamné à lui verser une indemnité de 284 052 euros, par un recours devant le Tribunal administratif de Grenoble, rejeté par ce dernier dans un jugement du 30 avril 2019.

La société SNC Roc de la Pêche a donc interjeté appel dudit jugement devant la Cour administrative de Lyon, appel qui a donné lieu à la décision ici commentée.

Sur la légalité du rejet opposé à la société SNC Roc de la Pêche

La Cour rappelle que pour confirmer la légalité de cette décision, les premiers juges ont notamment relevé qu’en vertu du Code de l’énergie, seule la société Enedis, gestionnaire du réseau public de transport et de distribution d’électricité, est compétente pour conclure avec la SNC Roc de la Pêche un contrat d’achat d’électricité et décider de son raccordement à ce réseau. Et non le préfet.

Et, pour critiquer ce jugement, la Cour administrative d’appel relève que la société appelante se borne à invoquer l’autorité de chose jugée attachée, d’une part, au jugement du Tribunal administratif de Grenoble du 5 octobre 2010 susvisé, ainsi que d’autre part, à la décision Conseil d’Etat du 16 mai 2018 également susvisée, alors que ceux-ci, contrairement à ce que soutient la société appelante, portaient sur des faits différents et sont sans lien avec la demande en litige. 

Ainsi, la Cour considère que la société SNC Roc de la Pêche ne soutient aucun moyen de nature à établir que l’Etat ne pouvait décliner sa compétence ni, en conséquence, que la décision implicite attaquée serait illégale.

Sur la demande indemnitaire :

La Cour considère que pour les raisons ci-dessus rappelées, la SNC Roc de la Pêche n’est pas fondée à soutenir que l’illégalité fautive de la décision attaquée serait de nature à engager la responsabilité de l’Etat.

En outre, elle juge que la société appelante ne peut valablement, comme elle le fait au soutien de sa requête en appel, se prévaloir de l’illégalité de la décision de refus de raccordement susvisée lui ayant été opposée en date du 12 novembre 2009, alors même qu’elle a été annulée par le jugement du 5 octobre 2010 précité.

Ce faisant, la Cour administrative de Lyon, confirmant le jugement du Tribunal administratif de Grenoble, rejette la demande de la société SNC Roc de la pêche.

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[1] Conseil d’État, 6ème chambre, 16 mai 2018, n° 409916, Inédit au recueil Lebon