RESPONSABILITE CONTRACTUELLE DE L’AUTORITE CONCEDANT UN RESEAU DE CHALEUR : LOURDE CONDAMNATION

Par Thomas RICHET Élève avocat chez Green Law Voici un contentieux de la concession d’un réseau de chaleur qui doit retenir l’attention tant il est rare que des condamnations pécuniaires aussi lourdes soient prononcées par le juge (Conseil d’État, 7ème – 2ème chambres réunies, 03/03/2017, 398901). Par un contrat de concession conclu le 14 février 1997, la commune de Clichy-sous-Bois a concédé à la société Dhuysienne de chaleur (ci-après la « SDC ») son réseau public de distribution de chauffage urbain et d’eau chaude sanitaire. Cette concession portait sur le réseau primaire c’est-à-dire, sur la distribution de chaleur jusqu’aux postes de livraison mis à disposition par les abonnés. La société coopérative immobilière pour le chauffage urbain (ci-après la « SCICU ») a souscrit une police d’abonnement pour alimenter en chauffage et en eau chaude sanitaire des copropriétés situées sur le territoire de la commune, notamment celles du Chêne Pointu et de l’Etoile du Chêne Pointu (ci-après « les copropriétés du Chêne Pointu »). A la suite de la liquidation judiciaire la SCICU, les copropriétés du Chêne Pointu n’ont pas pu contracter de nouvelles polices d’abonnement auprès de la SDC, leur syndicat étant incompétent en la matière. La SDC ayant fait part de son intention de ne plus fournir en chaleur ces deux résidences, la commune a décidé d’utiliser son pouvoir de coercition, en mettant en demeure la société de poursuivre la délivrance de la prestation sous peine de mise en régie de la concession, et ce, malgré l’absence de police d’abonnement. Après s’être exécutée la SDC va rechercher la responsabilité contractuelle de la commune de Clichy-sous-Bois pour l’avoir obligée, via son pouvoir de coercition, à poursuivre ses prestations. Par un jugement du 17 septembre 2013, confirmé par un arrêt du 18 février 2016, dont la commune se pourvoit en cassation, le tribunal administratif de Montreuil a reconnu la responsabilité de la collectivité.   La commune soutenait devant le Conseil d’Etat que les clauses du contrat de concession et les principes régissant le service public imposaient à la SDC de poursuivre la fourniture en chaleur pour ces deux copropriétés.   L’absence de stipulations contractuelles justifiant l’usage d’un pouvoir de coercition Dans un premier temps, la commune invoquait le manquement de la SDC à ses obligations contractuelles pour justifier l’usage de son pouvoir de coercition. Elle soutenait d’abord que la SDC avait violé ses obligations contractuelles en ne fournissant pas en chaleur le réseau secondaire qui raccordait les postes de livraison aux usagers finaux. Or, le Conseil d’Etat relève que le contrat de concession ne portait que sur le seul réseau primaire. La Haute juridiction administrative rejette également le moyen selon lequel le concessionnaire était tenu d’assurer ses prestations à destination des copropriétés du Chêne Pointu. En effet, le juge administratif relève que ces deux copropriétés, suite à la liquidation judiciaire de la SCIDU, n’étaient plus titulaires d’une police d’abonnement. Enfin, le moyen selon lequel la SDC était tenue de rechercher la conclusion de polices d’abonnement de façon individuelle avec les copropriétaires des deux résidences est également rejeté car cette hypothèse n’était pas prévue au sein du contrat de concession. La commune n’établissait pas plus que les copropriétaires avaient recherché à bénéficier de polices d’abonnement individuelle.   Si les clauses du contrat de concession ne pouvaient justifier l’obligation faite à la SDC de poursuivre la délivrance de la prestation aux deux copropriétés, les principes régissant le service public, le pouvaient-ils ?   L’invocation contractuellement conditionnée des principes d’égalité des usagers devant le service public et de sa continuité C’est sur cette seconde partie du pourvoi que la décision délivrée par le Conseil d’Etat est certainement la plus riche d’enseignements. En effet, la commune soutenait que la SDC était également tenue, au titre des principes de continuité du service public et d’égalité de traitement des usagers devant le service public, de fournir la prestation de chaleur litigieuse aux copropriétés du Chêne Pointu. Les juges du Palais Royal considèrent que ces principes s’imposent au concessionnaire uniquement « dans les limites de l’objet du contrat et selon les modalités définies par ses stipulations ». Par conséquent, si les bénéficiaires ne remplissaient plus les conditions d’obtention de la prestation concédée, en l’espèce, la condition d’une police d’abonnement, le concessionnaire n’était nullement tenu de fournir la prestation à ces derniers. De plus, si les principes de continuité du service public et d’égalité des usagers devant le service public peuvent constituer un motif d’intérêt général, fondement du  pouvoir de modification unilatérale du contrat (Cf. CE, 21 mars 1910, Compagnie générale française des tramways, Lebon 216), ces principes ne peuvent justifier l’utilisation du pouvoir de coercition qu’en cas de méconnaissance de ses obligations contractuelles par le concessionnaire. Ce qui n’était donc pas le cas en l’espèce. Ainsi, le Conseil d’Etat reconnaît qu’en obligeant la SDC à s’exécuter la commune a commis une faute contractuelle de nature à engager sa responsabilité. Il condamne cette dernière à verser à la société concessionnaire une somme d’environ 1 500 000 d’euros. Dans un contexte marqué par la multiplication des projets de réseaux de chaleur et par la réforme des contrats de concession (Cf. ordonnance n°2016-65 du 29 janvier 2016 relative aux contrats de concession), et au-delà de l’enseignement rendu sur l’application des grands principes du service public à ces contrats publics, l’arrêt démontre, une fois de plus, l’importance d’une rédaction sécurisée des dispositions de ce type de contrat qui peuvent engager les collectivités publiques sur plusieurs dizaines d’années et pour des sommes considérables.  

Publication du premier arrêté d’approbation du cahier des charges relatif à la mise sur le marché du digestat agricole (arrêté du 13 juin 2017)

Par Jérémy TAUPIN- Green Law Avocats Le cahier des charges permettant la mise sur le marché et l’utilisation digestats de méthanisation agricoles dit « CDC Digagri 1 », vient d’être publié au Journal Officiel, via un arrêté du 13 juin 2017. Cet arrêté est pris en application des articles L. 255-5 et R. 255-29 du code rural et de la pêche maritime. Pour rappel, l’importation, la détention en vue de la vente, la mise en vente, la vente, la distribution à titre gratuit ou l’utilisation d’une matière fertilisante est normalement subordonnée à l’obtention d’une autorisation de mise sur le marché (« AMM », article L. 255-2 du code rural et de la pêche maritime). Les digestats sont considérés comme des matières fertilisantes, normalement soumises à cette procédure d’autorisation de mise sur le marché. Néanmoins, l’article L. 255-5 du Code rural et de la pêche maritime prévoit que dans certaines situations, les matières fertilisantes sont dispensées d’autorisation de mise sur le marché. Quatre procédures dérogatoires intéressent plus particulièrement les digestats. Ce sont : la conformité à une norme rendue d’application obligatoire par un arrêté pris sur le fondement du décret n°2009-697 du 16 juin 2009 relatif à la normalisation pris pour l’application de la loi n° 41-1987 du 24 mai 1941 relative à la normalisation ; la conformité à un règlement de l’Union européenne n’imposant pas d’autorisation devant être délivrée par un Etat membre préalablement à leur mise sur le marché ou faisant obstacle à ce qu’une restriction soit portée à leur mise sur le marché et à leur utilisation ; la conformité à un cahier des charges approuvé par voie réglementaire garantissant leur efficacité et leur innocuité (article L 255-5, 3° CRPM) ; les digestats issues d’installation classées pour la protection de l’environnement (ICPE) faisant l’objet d’un plan d’épandage garantissant l’absence d’effet nocif sur la santé humaine et animale et sur l’environnement ; C’est donc la troisième procédure dérogatoire listée que l’arrêté du 13 juin 2017 a vocation à régir. Le cahier des charges annexé à l’arrêté ne concerne que les digestats bruts issus d’un processus de méthanisation de type agricole au sens des articles L. 311-1 et D. 311-18 du code rural. En particulier, l’annexe I.1. de l’arrêté prévoit que « Seules les matières premières listées ci-dessous sont acceptées dans le méthaniseur: – les effluents ci-dessous issus d’élevages qui ne font pas l’objet de mesures de restrictions sanitaires: – les lisiers, fumiers ou fientes, à savoir tout excrément et/ou urine d’animaux d’élevage autres que les poissons, avec ou sans litière, – les eaux blanches de laiteries et de salles de traite, – les matières végétales agricoles brutes qui ne font pas l’objet de restrictions relatives au traitement par méthanisation dans le cadre de mesures de lutte contre les organismes nuisibles ou d’autres mesures sanitaires; – les déchets exclusivement végétaux issus de l’industrie agro-alimentaire, – les sous-produits animaux de catégorie 3 (Conformément à l’article 10 du règlement (CE) n°1069/2009) suivants: -le lait; -les produits issus du lait ou de la fabrication de produits laitiers (y compris le colostrum et les produits à base de colostrum), dont les eaux blanches telles que définies au point 15 de l’annexe I du règlement (UE) no 142/2011 susvisé et les boues de centrifugeuses ou de séparateurs de l’industrie du lait, c’est-à-dire les matières constituant des sous-produits de la purification du lait cru et de sa séparation du lait écrémé et de la crème (point 26, article 3, du règlement [CE] 1069/2009 susvisé). Les effluents d’élevage proviennent d’exploitations agricoles autorisées par l’agrément sanitaire mentionné au I- II-1 et sont conformes aux prescriptions de l’agrément. Ils représentent au minimum 33 % de la masse brute des matières premières incorporées dans le méthaniseur par an. Au total, les effluents d’élevage et les matières végétales agricoles brutes représentent au minimum 60 % de la masse brute des matières incorporées ». Les digestats conformes à ce cahier des charges (appelés produits), sont mis sur le marché en vrac uniquement, par cession directe entre l’exploitant de l’installation de méthanisation et l’utilisateur final, pour des usages en grandes cultures et sur prairies. Le cahier des charges précise : La liste des intrants autorisés : effluents d’élevage, résidus de culture et déchets végétaux issus de l’industrie agroalimentaire ainsi que les produits issus du lait ou de la fabrication de produits laitiers ; Le procédé de fabrication des digestats, dont le pourcentage d’intrants agricoles : au minimum 60 % de la masse brute des matières incorporée, mais aussi la qualité du produit en établissant des seuils maximaux pour les Éléments Traces Métalliques et microorganismes pathogènes ou encore le processus de méthanisation; Les conditions de stockage du digestat ; Les usages et conditions d’emploi du digestat : grandes cultures et sur prairies destinées à la fauche ou pâturées avec un matériel adapté selon la période d’application (avant ou pendant cultures) ; L’étiquetage du produit. Les exploitants d’unités de méthanisation agricoles seront donc particulièrement attentifs au contenu du cahier des charges, s’ils désirent pouvoir mettre sur le marché le digestat produit. La numérotation du cahier des charges semble indiquer que sa mise à jour ou l’ajout d’autres cahiers des charges sont envisagés. Cet arrêté participe d’un mouvement textuel relatif à la valorisation du digestat auquel les opérateurs biogaz devront rester attentifs.

Biogaz: la durée des contrats d’achat enfin prolongée (Arrêté du 24 février 2017)

Le texte était attendu depuis plusieurs semaines par les acteurs de la filière: l’arrêté du 24 février 2017 modifiant la durée des contrats d’achat de l’électricité produite par les installations qui valorisent le biogaz vient de paraître. La durée du contrat est portée à 20 ans (au lieu de 15 ans), pour les contrats BG11 ou BG16. Toutes les installations produisant de l’électricité sont concernées, à l’exception des ISDND. Formalités: Afin de permettre de faire bénéficier de la prolongation, l’acheteur légal devra adresser au producteur avant le 30 avril 2017 un avenant à son contrat d’achat, ou au plus tard deux mois après l’entrée en vigueur du contrat d’achat. L’avenant doit être adressé par voie postale, la charge de la preuve de l’envoi reposant sur l’acheteur en cas de litige, ce qui suppose une obligation réglementaire de résultat mise à la charge de l’acheteur légal. La vigilance est de mise pour les producteurs: en l’absence de réception de l’avenant à bonne date, des relances écrites sont opportunes afin de ne pas retarder la signature de l’avenant. S’il le souhaite (ce n’est pas une obligation pour lui), le producteur renvoie, dans un délai de trois mois à compter de la date d’envoi de l’avenant par l’acheteur, l’avenant contractuel signé à l’acheteur. L’avenant signé doit être adressé par voie postale, la charge de la preuve de l’envoi reposant sur le producteur. Il est fortement recommandé de: garder une copie de l’avenant reçu de l’acheteur;  garder également une copie de l’avenant signé le renvoyer par courrier recommandé avec accusé réception avec un courrier d’accompagnement.     Plafonnement Les sommes versées au producteur dans le cadre du contrat sont néanmoins plafonnées à un nombre d’heures de fonctionnement en équivalent pleine puissance à partir de la seizième année d’effet du contrat. Ce nombre heures est fixé à : -7 500 heures par an pour une installation dont la puissance électrique est inférieure ou égale à 250 kW ; -6 500 heures par an pour une installation dont la puissance électrique est comprise entre 250 kW et 500 kW ; -5 500 heures par an pour une installation dont la puissance électrique est supérieure ou égale à 500 kW.

Autorisation Environnementale : le contenu du dossier de demande (Ordonnance et Décrets janvier 2017)

Par Fanny ANGEVIN – Green Law Avocats  L’Ordonnance relative à l’autorisation environnementale a été publiée au Journal Officiel du 27 janvier 2017. Cette réforme vise à la création d’une autorisation environnementale unique, dont il convient de comprendre les nouveautés relatives au dossier de demande d’autorisation. Notons tout d’abord à titre liminaire, que l’ordonnance n°2017-80 du 26 janvier 2017 relative à l’autorisation environnementale indique en son article L. 181-5 du code de l’environnement, que le porteur de projet a la possibilité, avant le dépôt de sa demande, de solliciter des informations supplémentaires relatives à son projet (informations afin de préparer son projet et sa demande, certificat de projet, soumission à évaluation environnementale. Une analyse dédiée en sera faite sur ce blog dans les jours qui viennent). En ce qui concerne le contenu même du dossier de demande d’autorisation, l’ordonnance prévoit l’insertion d’un article L. 181-8 dans le code de l’environnement, qui indique notamment que le pétitionnaire doit fournir tout d’abord un dossier dont les éléments, lorsqu’ils sont communs à toutes les demandes d’autorisation environnementale, sont fixés par décret. Ces éléments sont listés par le décret n°2017-81 du 26 janvier 2017 relatif à l’autorisation environnementale, pris pour l’application de l’ordonnance précitée (I).  Par ailleurs, l’article L. 181-8 du code de l’environnement renvoie également à un autre décret précise les autres pièces et informations spécifiques à joindre au dossier en fonction des législations auxquelles le projet est soumis c’est l’objet du décret n°2017-82 du 26 janvier 2017 (II). En outre, il est intéressant de relever que cet article fait valoir que le pétitionnaire doit indiquer les informations dont il estime que leur divulgation serait de nature à porter atteinte aux intérêts tels que ceux prévus au I de l’article L. 124-4 et au II de l’article L. 124-5 du code de l’environnement (par exemple, politique extérieure de la France, sécurité publique ou défense nationale, droits de propriété intellectuelle, etc.).  Une attention particulière sera portée à cet aspect afin de ménager l’équilibre entre protection des secrets et le droit à l’information du public.   Eléments communs du dossier de demande d’autorisation environnementale Le décret n°2017-81 du 26 janvier 2017 relatif à l’autorisation environnementale détaille les éléments communs de la demande d’autorisation environnementale. Il comporte également la liste des documents à communiquer dans une demande de certificat de projet (articles R. 181-4 à 11 du code de l’environnement). La demande d’autorisation environnementale est adressée au préfet, qui est en principe le préfet de département dans lequel est situé le projet, sauf exceptions (voir à ce titre, l’article R. 181-2 du code de l’environnement issu du décret précité). L’article R. 181-13 du code de l’environnement issu du décret n°2017-81 du 27 janvier 2017, liste les éléments que doit comprendre la demande d’autorisation environnementale, notamment :   « 1° Lorsque le pétitionnaire est une personne physique, ses nom, prénoms, date de naissance et adresse et, s’il s’agit d’une personne morale, sa dénomination ou sa raison sociale, sa forme juridique, son numéro de SIRET, l’adresse de son siège social ainsi que la qualité du signataire de la demande ;   2° La mention du lieu où le projet doit être réalisé ainsi qu’un plan de situation du projet à l’échelle 1/25 000, ou, à défaut au 1/50 000, indiquant son emplacement ;   3° Un document attestant que le pétitionnaire est le propriétaire du terrain ou qu’il dispose du droit d’y réaliser son projet ou qu’une procédure est en cours ayant pour effet de lui conférer ce droit ;   4° Une description de la nature et du volume de l’activité, l’installation, l’ouvrage ou les travaux envisagés, de ses modalités d’exécution et de fonctionnement, des procédés mis en œuvre, ainsi que l’indication de la ou des rubriques des nomenclatures dont le projet relève. Elle inclut les moyens de suivi et de surveillance, les moyens d’intervention en cas d’incident ou d’accident ainsi que les conditions de remise en état du site après exploitation et, le cas échéant, la nature, l’origine et le volume des eaux utilisées ou affectées ;   5° Soit, lorsque la demande se rapporte à un projet soumis à évaluation environnementale, l’étude d’impact réalisée en application des articles R. 122-2 et R. 122-3, s’il y a lieu actualisée dans les conditions prévues par le III de l’article L. 122-1-1, soit, dans les autres cas, l’étude d’incidence environnementale prévue par l’article R. 181-14 ;   6° Si le projet n’est pas soumis à évaluation environnementale à l’issue de l’examen au cas par cas prévu par l’article R. 122-3, la décision correspondante, assortie, le cas échéant, de l’indication par le pétitionnaire des modifications apportées aux caractéristiques et mesures du projet ayant motivé cette décision ;   7° Les éléments graphiques, plans ou cartes utiles à la compréhension des pièces du dossier, notamment de celles prévues par les 4° et 5° ;   8° Une note de présentation non technique. » Il convient de relever dans cette liste l’exigence de produire soit l’étude d’impact réalisée en application des articles R. 122-2 et R.122-3 du code de l’environnement, soit l’étude d’incidence environnementale prévue à l’article R. 181-14 du code de l’environnement. A ce titre, l’article R. 181-14 du code de l’environnement issu du décret n°2014-81 du 26 janvier 2017, prévoit en ce qui concerne cette étude d’incidence environnementale établie pour un projet qui n’est pas soumis à étude d’impact, que cette dernière doit être proportionnée à l’importance du projet ainsi qu’à son incidence prévisible sur l’environnement, au regard des intérêts mentionnés à l’article L. 181-3 du code de l’environnement. L’article R. 181-14 du code de l’environnement prévoit que l’étude d’incidence environnementale : « 1° Décrit l’état actuel du site sur lequel le projet doit être réalisé et de son environnement ; 2° Détermine les incidences directes et indirectes, temporaires et permanentes du projet sur les intérêts mentionnés à l’article L. 181-3 eu égard à ses caractéristiques et à la sensibilité de son environnement ; 3° Présente les mesures envisagées pour éviter et réduire les effets négatifs notables du projet sur l’environnement et la…

Electricité: la Ministre invalide le projet de tarif TURPE proposé par la CRE

De façon inédite, la Ministre de l’Energie a refusé de valider les tarifs d’utilisation du réseau public de transport et de distribution de l’électricité qui avaient été proposés par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE). On rappellera que ces tarifs sont fixés par la CRE, sur la base des éléments comptables et financiers transmis par les gestionnaires des réseaux. En application de l’article L 341-3 du code de l’énergie, la Ministre (autorité administrative) peut, si elle le juge nécessaire, demander une nouvelle délibération de la CRE. C’est le cas, prévoit le texte, lorsque les tarifs TURPE proposés ne tiennent pas compte des orientations de politique énergétique. Extrait de l’article L 341-3 du code de l’énergie: “La Commission de régulation de l’énergie transmet à l’autorité administrative pour publication au Journal officiel de la République française, ses décisions motivées relatives aux évolutions, en niveau et en structure, des tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité, aux évolutions des tarifs des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseaux et aux dates d’entrée en vigueur de ces tarifs. Dans un délai de deux mois à compter de cette transmission, l’autorité administrative peut, si elle estime que la délibération de la Commission de régulation de l’énergie ne tient pas compte des orientations de politique énergétique, demander une nouvelle délibération par décision motivée publiée au Journal officiel de la République française’. La Ministre a publié le 17 janvier au Journal officiel sa décision prise en considérant que les projets de tarifs ne tenaient pas suffisamment compte des orientations de politique énergétique, notamment en matière de nouvelles utilisations du réseau (l’autoconsommation y est visée) et en matière d’ENR. Cela fait suite à un avis défavorable du Conseil Supérieur de l’Energie du 10 novembre 2016 et à des critiques de la part d’organisations syndicales du gestionnaire de réseau de distribution. La prochaine étape est en principe la prise d’une nouvelle délibération par le régulateur de l’énergie. “Paris, le 12 janvier 2017. Monsieur le Président, Le réseau public de distribution d’électricité joue un rôle essentiel dans la mise en œuvre de la transition énergétique et le développement de nos territoires. Tout en restant attentive aux enjeux de pouvoir d’achat des consommateurs, j’estime essentiel que les tarifs d’utilisation des réseaux publics puissent accompagner de façon appropriée la nécessaire mutation des réseaux afin de réussir la transition énergétique et d’atteindre les objectifs de l’Accord de Paris. Ils doivent permettre le développement des énergies renouvelables, de l’autoconsommation, des nouveaux usages de l’électricité, en particulier la mobilité électrique. Ils doivent faciliter le développement des territoires à énergie positive pour la croissance verte. La Commission de régulation de l’énergie est en charge de fixer les méthodes utilisées pour établir les tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité. Dans ce but, conformément à l’article L. 341-3 du code de l’énergie, je vous ai communiqué, par courriers du 22 février 2016 et du 24 juin 2016, mes orientations de politique énergétiques. Celles-ci s’inscrivent dans le prolongement de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte votée en 2015 et de l’accord de Paris adopté dans le cadre de la COP21. Vous m’avez communiqué votre projet de décision relative aux tarifs des réseaux publics de distribution de l’électricité le 18 novembre 2016, sur laquelle le Conseil supérieur de l’énergie a exprimé un avis défavorable le 10 novembre 2016. Il me paraît nécessaire que le cadre d’élaboration de ces tarifs prenne mieux en compte les enjeux liés à la transition énergétique exprimés dans mes orientations de politique énergétique. Je souhaite donc que vous puissiez poursuivre vos travaux sur ces tarifs en vue de me proposer un nouveau projet qui s’inscrive pleinement dans la transition énergétique, en cohérence avec les orientations que je vous ai adressées. Dans mon courrier du 22 février 2016, j’attirais l’attention sur les nouveaux types de profils de courbe de charge, correspondant aux nouveaux usages du réseau qui accompagnent la transition énergétique (autoproduction, stockage, véhicules électriques…). Le projet de décision tarifaire propose de renvoyer le sujet au plus tôt en 2019, uniquement dans le cas de changements importants des modes d’utilisation des réseaux de distribution de l’électricité. Or, j’estime qu’il est nécessaire d’anticiper ces évolutions et leurs conséquences sur la structure tarifaire de ces réseaux afin de les intégrer de manière progressive et non brutale, à la fois pour les utilisateurs de ces réseaux et pour les fournisseurs d’énergie. Je vous invitais également à une attention particulière à la maîtrise des pointes électriques. La situation actuelle du système électrique renforce encore cette demande. Le projet de décision tarifaire intègre partiellement cet enjeu, mais doit être renforcé. Il est, par exemple, nécessaire d’y intégrer des évolutions concernant la pointe mobile basse tension, au moins de manière expérimentale, sans attendre la période tarifaire suivante. Par ailleurs, le cadre de régulation des gestionnaires du réseau public de distribution doit être favorable à l’investissement dans les réseaux, afin que ceux-ci puissent faire face aux enjeux liés à la transition énergétique et garantir la qualité de l’électricité. L’investissement dans les réseaux de distribution de l’électricité est un élément essentiel à la réussite de la transition énergétique, pour accompagner le développement des énergies renouvelables comme pour les nouveaux usages de l’électricité. L’augmentation du risque de l’activité de distribution de l’électricité, liée au développement des énergies renouvelables et aux nouveaux modes d’utilisation des réseaux, doit être prise en compte dans les tarifs d’utilisation du réseau public de distribution. Par exemple, le coefficient de prise en compte du risque de l’opérateur dans l’exploitation des actifs proposé dans le projet de décision tarifaire diffère de façon significative de celui d’autres activités régulées dans le domaine de l’énergie, présentant un niveau de risque comparable, en France et en Europe, et ne permet pas aux gestionnaires des réseaux publics de distribution de répondre pleinement aux enjeux de la transition énergétique. Enfin, le projet de décision tarifaire doit être mis en conformité avec les dispositions de la loi relative à…