29.06202029 août 2024

Limites au comportement d’EDF dans l’exécution de sa mission d’acheteur obligé

Par Me Sébastien BECUE, GREEN LAW AVOCATS On se souvient du récent arrêt du Conseil d’Etat « CORSICA SOLE », en date du 22 janvier 2020 (n°418797). Dans cette affaire, un producteur solaire avait conclu avec EDF un contrat d’achat prévoyant l’application du tarif d’achat « S06 ». Puis EDF avait informé le producteur que, finalement, ce dernier n’avait pas droit à ce tarif et lui avait proposé en conséquence la signature d’un avenant prévoyant que ce serait le tarif « S10 » (moins intéressant) qui s’appliquerait à l’électricité vendue. Le producteur, considérant qu’EDF était tenu contractuellement par le contrat conclu, avait refusé de signer l’avenant et émis ses factures sur la base du tarif « S06 ». Face au refus de l’acheteur obligé d’exécuter le contrat et donc de régler ces factures, la société CORSICA SOLE avait saisi le juge administratif en paiement des factures. En appel, la Cour administrative d’appel de Marseille indiquait : que s’il « est constant que l’installation en cause ne satisfait pas à la condition posée par l’arrêté du 16 mars 2010 pour bénéficier des tarifs d’achat ” S06 “ », ce qui impliquait que la demande de contrat d’achat avait été déposée trop tard pour que le projet bénéficie de ce tarif ; il n’en reste pas moins que : d’une part, le régime de l’obligation d’achat n’a pour objet que « de fixer, au seul bénéfice des producteurs d’électricité, les conditions minimales auxquelles EDF est tenue d’acheter l’électricité », et n’a pas pour « effet d’interdire à EDF d’acheter de l’électricité à des conditions tarifaires plus favorables pour les producteurs » ;  et d’autre part, EDF ne démontrait pas que son erreur – établie – aurait « eu pour effet de vicier son consentement ». En conséquence, la Cour concluait qu’il n’y avait pas lieu d’écarter l’application du contrat et condamnait à verser au producteur les factures calculées sur la base du tarif « S06 » contractuellement convenu (CAA Marseille, 12 fév. 2018, n°17MA00134). Ainsi la Cour se positionnait uniquement du point de vue du droit du contrat administratif, en refusant clairement de tenir compte du fait que le contrat d’achat trouve son fondement juridique dans le code de l’énergie. En interdisant à EDF de revenir sur un contrat conclu, cette décision avait pour effet de responsabiliser l’acheteur obligé : EDF doit vérifier le tarif applicable dans le cadre de l’instruction de la demande de contrat. Une position d’autant plus logique qu’EDF disposait de tous les éléments avant la conclusion du contrat, et il n’y avait donc semble-t-il aucune raison de lui permettre de revenir dessus a posteriori. Sur pourvoi en cassation, le Conseil d’Etat avait, de manière relativement surprenante – en tant que cette décision dédouanait potentiellement EDF de sa responsabilité, alors qu’elle avait bien retenu contractuellement le tarif « S06 » – jugé : que le contrat conclu par EDF avec un producteur en application du régime de l’obligation d’achat « doit être établi conformément » aux dispositions règlementaires encadrant ce régime ; qu’en conséquence, « les parties à un tel contrat ne peuvent contractuellement déroger aux tarifs d’achat fixés » par ce régime ; et donc que la Cour avait commis une erreur de droit en considérant que le régime de l’obligation d’achat ne fixe que des « conditions minimales auxquelles la société EDF est tenue d’acheter l’électricité produite sans lui interdire de prévoir des conditions tarifaires plus favorables pour les producteurs ». On peut comprendre que le Conseil d’Etat soit soucieux de l’utilisation des deniers publics – EDF étant compensée sur le budget de l’Etat pour les sommes versées au titre de l’obligation d’achat – mais une telle tolérance à l’égard du comportement d’EDF qui avait signé un contrat à un tarif erroné avait de quoi surprendre, alors même que le Conseil d’Etat a largement entamé, depuis 2016 et au nom de l’exigence de sécurité juridique, une entreprise de durcissement des conditions d’exercice du droit au recours fondée sur l’existence « révélée » d’un délai raisonnable d’un an qui s’appliquerait à tout requérant, et en toute matière (cf. le fameux arrêt Czabaj, qui n’en finit pas de trouver des déclinaisons au détriment du requérant : voir sur ce point l’article de C. LANTERO et Y. LIVENAIS). Mais en déniant à EDF toute liberté dans la fixation du tarif, le Conseil d’Etat semblait également lui donner un blanc-seing en l’exonérant de toute responsabilité à l’égard du producteur, alors même qu’elle pouvait être vue comme ayant commis une faute dans l’instruction de la demande, et ce sans que ne soit précisée de limite à cette absence de responsabilité, que ce soit en termes de gravité de la faute ou de limite temporelle : rappelons qu’en l’espèce, alors que le contrat d’achat avait été conclu le 27 décembre 2012, EDF avait proposé la signature de l’avenant le 27 février 2015, soit plus de deux années après ! Les circonstances de l’arrêt ici commenté, toujours de la Cour administrative d’appel de Marseille (22 juin 2020, n°17MA00859), semblent au départ similaires : alors que le producteur avait également conclu avec EDF au tarif « S06 » ; EDF lui avait ensuite proposé un avenant au tarif « S10 ». Seulement, d’une part le fondement du refus change : le motif retenu par EDF est justifié par le fait que la demande de raccordement aurait été déposée dans les temps, mais auprès d’une agence territorialement incompétente d’ENEDIS. D’autre part, dans cette espèce, le producteur a accepté de signer l’avenant proposé par EDF (qui peut l’en blâmer : sa centrale produit et il faut bien rembourser les échéances du prêt). Toutefois, le producteur, même s’il a signé l’avenant, saisit le juge administratif afin d’en obtenir l’annulation et le paiement de ses factures au tarif « S06 ». D’emblée on note que la Cour ne reprend pas le considérant de principe de l’arrêt CORSICA SOLE du Conseil d’Etat selon lequel le contrat d’achat « doit être établi conformément » aux dispositions règlementaires encadrant le régime de l’obligation d’achat. A l’inverse, la Cour commence son analyse du point de vue du droit du contrat administratif en rappelant l’office du juge de plein contentieux en la matière et l’obligation de loyauté contractuelle. Et ce n’est que dans un second temps, dans l’appréciation de la validité de l’avenant, que…

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27.04202027 avril 2020

Autoconsommation collective : le périmètre de l’opération pourrait être étendu à 20 kilomètres

Par Sébastien BECUE, Avocat of counsel, Green Law Avocat   Autoconsommation collective étendue Pour mémoire, le code de l’énergie permet aujourd’hui la réalisation d’opérations d’autoconsommation collective dite « étendues », dont les critères sont fixés par un arrêté du 21 novembre 2019 : Le raccordement se doit faire au réseau basse tension; Les deux participants les plus éloignés doivent se situer au plus à 2 kilomètres; Et la puissance crête cumulée des installations ne peut dépasser 3 MW en métropole;   Projet d’arrêté pour déroger aux seuils de l’autoconsommation Le gouvernement travaille actuellement sur un projet d’arrêté ministériel permettant au ministère de déroger, sur demande motivée, de déroger à ces seuils : La distance entre les deux participants les plus éloignés pourrait atteindre 20 kilomètres Et la puissance crête cumulée des installations 5 MW Cette nouvelle extension du périmètre géographique de l’opération d’autoconsommation collective, qui est un paramètre important de la rentabilité du mécanisme, serait bien sûr à saluer si cela se concrétise. On attend néanmoins toujours l’adaptation des paramètres financiers de l’autoconsommation collective, condition de sa réelle démocratisation…

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11.06201929 août 2024

Energie : Consultation de la Commission de régulation de l’énergie en vue de l’élaboration du TURPE 6

Consultation de la Commission de régulation de l’énergie en vue de l’élaboration du TURPE 6   En vertu de l’article L. 341-3 du Code de l’énergie, la CRE a compétence pour déterminer le TURPE (tarif d’utilisation du réseau public d’électricité). Au travers de cette mission, la CRE doit s’assurer de la transparence des tarifs et doit veiller à ce qu’ils couvrent les coûts d’une gestion efficace, en prenant en compte les mutations du secteur de l’énergie. C’est dans ce cadre que la CRE lance une consultation en vue d’établir la structure des nouveaux tarifs réseaux dits TURPE 6, qui feront l’objet d’une délibération en 2020. Cette consultation est ouverte jusqu’au 12 juillet prochain. Par une note technique jointe à cette consultation, la CRE note que secteur de l’énergie fait face à des évolutions structurantes en matière de production et de consommation. Sur le plan de la production, on assiste à une véritable décentralisation comme en atteste la part croissante des énergies renouvelables dans le mix énergétique. En ce qui concerne, la consommation, l’essor des nouvelles technologies permet une plus grande implication des usagers. De plus, l’émergence des voitures électriques ou le développement de l’autoconsommation marquent un bouleversement des pratiques. A cet égard, les prévisions de 10 GW d’autoconsommation individuelle en 2035 vont dans le sens d’une baisse significative des soutirages.   Au sein de cette note technique, la CRE concentre ainsi son attention sur trois composantes du TURPE : la tarification fixe ; le soutirage ; l’injection.   Tout d’abord, au titre des tarifs fixes, la CRE propose de maintenir la composante gestion en matière de distribution à son niveau actuel. En revanche, elle prévoit une augmentation de 18% de cette composante en ce qui concerne le transport.   Par ailleurs, la composante de comptage ne devrait pas être réévaluée puisque l’écart entre les charges de gestions et les revenus n’est que transitoire. Toutefois, pour la distribution la CRE envisage une diminution de cette composante tarifaire étant donné que le déploiement des compteurs évolués a permis une baisse des coûts significatives. En effet, les coûts en BT ≤ 36 kVA devraient baisser de 10% et ceux en HTA et BT > 36 kVA de 40% entre le TURPE 5 et le TURPE 6.   Enfin, en ce qui concerne le soutirage, la CRE souhaite conserver les tarifs à quatre plages temporelles en basse tension et à cinq plages temporelles en haute tension.   Si dans le TURPE 5 des exceptions sont prévues, la CRE vise à les abolir d’ici le TURPE 7. D’autre part, la CRE prévoit de mettre fin aux options à pointe mobile pour le réseau basse tension afin d’assurer une meilleure lisibilité des tarifs. En ce sens, elle considère également que l’option week-end n’est pas justifiée et pourrait induire des comportements inefficaces dans la mesure où les poches réseaux sont déjà chargées le week-end. Par ailleurs, La CRE considère qu’il pourrait être opportun d’introduire un dénivelé de puissance ce qui inciterait les usagers à consommer en heure creuse. En effet, les consommateurs résidentiels et professionnels pourraient souscrire une puissance différente en heure pleine et en heure creuse. En outre, la CRE envisage un assouplissement des plages temporelles en transport (HTB) en laissant la possibilité à RTE de déplacer les plages d’heures creuses ou de saison haute par zone géographique. Pour mémoire, Enedis a la possibilité de positionner les huit heures creuses en fonctions des réalités du réseau local de distribution. En définitive, le développement des productions décentralisées et la baisse simultanée des prix du stockage modifient les besoins de développement et de renforcement du réseau. Ce faisant, la CRE envisage une tarification de l’injection qui prendrait notamment en compte les coûts d’infrastructure ou encore les pertes techniques du réseau (effet Joule). Une telle évolution permettrait d’envoyer un signal tarifaire aux producteurs qui intégreraient ces éléments dans leur décision d’investissement. Ces derniers pourraient ainsi être amenés à effectuer un arbitrage pour déterminer le nœud du réseau qui présente le raccordement le moins coûteux. Les coûts de réserves pourraient également être pris en considération dans ce tarif d’injection car la production influe sur leur dimensionnement du réseau. Cette composante serait alors calculée en € par MWh.   Les contributions afférentes sur la structure des prochains tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité « TURPE 6 » sont attendues jusqu’au 12 juillet sur le site dédié de la CRE : https://consultations.cre.fr/   Article rédigé par Me Jérémy Taupin avec l’appui de Samuel Vue Artaud (Master Droit de l’énergie)  

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20.03201921 mars 2019

Le contrat de rattachement au périmètre d’équilibre n’est pas un contrat administratif

Par David DEHARBE (Green Law Avocats) Par une décision du 11 février 2019, le Tribunal des Conflits refuse de qualifier d’administratif le contrat de rattachement au périmètre d’équilibre et donne ainsi compétence à la juridiction judiciaire pour connaître des litiges y afférents (TC, 11 février 2019, n°C4148). Le contrat de rattachement à un périmètre d’équilibre est conclu entre le producteur d’électricité et le responsable d’équilibre chargé de veiller à l’équilibre du réseau dans le périmètre prévu dans le contrat. En effet dans ce cadre contractuel, les écarts constatés entre l’électricité injectée dans le périmètre et celle consommée doivent être compensés financièrement auprès de la société Réseau Transport Electricité (RTE). Ainsi en vertu de l’article L.321-15 du code de l’énergie : « Chaque producteur d’électricité raccordé aux réseaux publics de transport ou de distribution et chaque consommateur d’électricité, pour les sites pour lesquels il a exercé son droit prévu à l’article L. 331-1, est responsable des écarts entre les injections et les soutirages d’électricité auxquels il procède. Il peut soit définir les modalités selon lesquelles lui sont financièrement imputés ces écarts par contrat avec le gestionnaire du réseau public de transport, soit contracter à cette fin avec un responsable d’équilibre qui prend en charge les écarts ou demander à l’un de ses fournisseurs de le faire. Toute personne intervenant sur les marchés de l’électricité est responsable de ses écarts. Elle peut soit définir les modalités selon lesquelles lui sont financièrement imputés ces écarts par contrat avec le gestionnaire du réseau de transport, soit contracter à cette fin avec un responsable d’équilibre qui prend en charge les écarts.  Lorsque les écarts pris en charge par un responsable d’équilibre compromettent l’équilibre des flux d’électricité sur le réseau, le gestionnaire du réseau public de transport peut le mettre en demeure de réduire ces écarts dans les huit jours.  Au terme de ce délai, si la mise en demeure est restée infructueuse, le gestionnaire du réseau public de transport peut dénoncer le contrat le liant au responsable d’équilibre.  Il revient alors au fournisseur ayant conclu avec ce responsable d’équilibre un contrat relatif à l’imputation financière des écarts de désigner un nouveau responsable d’équilibre pour chaque site en cause. A défaut, les consommateurs bénéficient pour chacun de ces sites d’une fourniture de secours dans les conditions prévues à l’article L. 333-3. » RTE en tant que gestionnaire du réseau public de transport d’électricité assure l’équilibre général du réseau d’électricité français : « Le gestionnaire du réseau public de transport assure à tout instant l’équilibre des flux d’électricité sur le réseau ainsi que la sécurité, la sûreté et l’efficacité de ce réseau, en tenant compte des contraintes techniques pesant sur celui-ci. Il veille également au respect des règles relatives à l’interconnexion des différents réseaux nationaux de transport d’électricité (…) » (art. 321-10 du Code de l’énergie) C’est dans ce cadre juridique que la société T2S s’est vue opposer le refus de rattachement au périmètre d’équilibre dédié aux obligations d’achats d’EDF (EDF OA) conduisant le Tribunal des conflits à se prononcer sur la nature du contrat de rattachement au périmètre d’équilibre. Sans grande surprise le juge des conflits fonde son raisonnement sur le principe constant selon lequel un contrat conclu entre deux personnes privées est un contrat de droit privé, sauf : Dispositions législatives contraires ; Lorsqu’une des parties agit pour le compte d’une personne publique ; Lorsque le contrat constitue un accessoire d’un contrat public. Il s’avère qu’aucune de ces hypothèses ne s’applique au cas d’espèce, de telle sorte que la qualification de contrat de droit privé l’emporte et la compétence subséquente du juge judiciaire. 1. Le responsable d’équilibre n’agit pas pour le compte d’une personne publique En premier lieu, les juges considèrent que « le responsable d’équilibre n’exerce aucune mission pour le compte d’une personne publique ». En effet, les responsables d’équilibre s’engagent auprès de RTE à prendre en charge financièrement les écarts entre l’électricité injectée et consommée au sein d’un périmètre d’équilibre. Il est à noter que RTE créée en 2000, est devenue une société anonyme, filiale du groupe EDF par application de la loi du 9 août 2004 relative au service public de l’électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières. Si cette personne morale de droit privé exerce une mission de service public, elle n’agit pas pour autant pour le compte de l’Etat ; pas plus d’ailleurs qu’EDF, en tant que responsable d’équilibre. Cette solution s’inscrit fait écho à l’arrêt CE, 1er juillet 2010, Société Bionerg, n°333275 selon lequel :  « Considérant, en premier lieu, qu’un contrat conclu entre personnes privées est en principe un contrat de droit privé ; qu’il en va toutefois autrement dans le cas où l’une des parties au contrat agit pour le compte d’une personne publique ; que, si en vertu des dispositions précitées de l’article 8 de la loi du 10 février 2000 relatives aux contrats conclus entre Electricité de France et les producteurs d’électricité retenus à la suite d’un appel d’offres, Electricité de France et les producteurs concernés contribuent au service public de l’électricité, et plus particulièrement à l’objectif de réalisation de la programmation pluriannuelle des investissements de production arrêtée par le ministre chargé de l’énergie, les contrats en cause ne peuvent être regardés comme conclus pour le compte d’une personne publique, alors que la production d’électricité ne relève de l’Etat ou d’une autre personne publique, ni par nature ni par détermination de la loi, et est au contraire une activité économique exercée par des entreprises privées ; qu’Electricité de France n’exerce donc dans ce domaine aucune mission pour le compte d’une personne publique et n’est pas placée, pour la mission de service public à laquelle elle contribue, sous l’autorité de l’Etat ou d’une autre personne publique ; qu’au surplus, à supposer que le contrat soit soumis à un régime exorbitant du droit commun, ce qui ne peut résulter des seules conditions relatives à sa passation, cette circonstance serait en tout état de cause sans incidence, s’agissant d’un contrat entre deux personnes privées ; qu’il résulte de ce qui précède…

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28.01201929 août 2024

Energie / Projet de PPE : une augmentation de la part des ENR, mais le gaz à la traîne

Le projet de PPE a officiellement été publié ce 25 janvier 2019. La PPE est appelée à couvrir deux périodes successives de cinq ans : 2019-2023 et 2024-2028. Elle prévoit une augmentation croissante des énergies renouvelables : de 18% de la consommation d’énergie finale en 2016 à 27% en 2023, puis 32% en 2028. Toutefois, cette augmentation est particulièrement marquée dans le secteur de l’électricité. En parallèle, la PPE vise une réduction de la consommation d’énergie. Elle prévoit une baisse de 7% de la demande finale d’énergie en 2023 par rapport à 2012 et 14 % en 2028 toujours par rapport 2012. Voici les principaux points à retenir du projet de PPE. Eolien terrestre La PPE planifie un passage de 15 GW de capacité éolienne installée en 2018 à 24,6 GW en 2023 puis 34,1 GW en 2028 ; Cela correspond au passage d’un parc national éolien composé de 8000 mâts fin 2018 à environ 14200 ou 15 500 mâts en 2028 ; Le repowering est un enjeu capital dans la mesure où les premiers parcs éoliens français mis en service en 2000 arrivent en fin de vie. Sur ce sujet, des questions juridiques demeurent malgré la circulaire ministérielle ; Ce renouvellement permet de conserver les sites existants et de les doter de machines plus modernes donc plus puissantes, cela participe donc à la hausse de la capacité du parc éolien ; Autre élément participant à l’augmentation de la capacité sur les périodes recouvertes par la PPE, c’est l’amélioration du facteur de charge en matière d’éolien. En effet, ce dernier devrait passer d’un facteur de charge de 24% (2100 heures par an) à un facteur de charge de 28% (2500 heures par an) en 2023 et 30% (2600 heures par an) en 2028 ; La PPE prévoit des appels d’offres sur des volumes de 500 MW (trimestre deux et trois) et 600 MW (trimestre quatre) pour l’année 2019. Elle prévoit également deux appels d’offres de 1 GW par an aux deuxième et quatrième trimestres (le premier, au deuxième trimestre 2020, sera limité à 0,8 GW) ; La PPE vise une stabilité règlementaire en matière de parcs éoliens et envisage des simplifications administratives afin de raccourcir les délais de développement. Photovoltaïque La PPE prévoit le passage de 7,7 GW de puissance solaire installée fin 2017 à 20 GW en 2023 et entre 35,6 GW et 44,5 GW en 2028 ; Tout comme l’éolien les nouvelles technologies vont dans le sens d’une augmentation du taux de charge moyen soit un meilleur rendement (pas de chiffres avancés) ; La PPE prévoit des appels d’offres pour des capacités de 0,9 GW par an concernant les installations en toiture et de 2 GW/an pour les centrales au sol ; Elle cherche à favoriser les installations au sol sur terrains urbanisés ou dégradés ainsi que sur les parkings en conservant la bonification afférente aux terrains dégradés. Bioénergie En 2017, la filière des bioénergies a produit 7 TWh d’électricité, permettant de couvrir 1,5 % de la consommation d’électricité ; La bioénergie mobilise différentes sources : le biogaz, le bois (biomasse) et la part biodégradable des déchets ménagers (combustibles solides de récupération) ; Pas d’appel d’offre prévu par la PPE 2019 en matière de cogénération biomasse ; La PPE planifie une augmentation de la production d’électricité à partir de bioénergie : biomasse de 0,59 GW en 2016 à 0,8 GW en 2028, biogaz de 0,11 GW en 2016 à 0,34 ou 0,41 GW en 2018, combustibles solides de récupération de 0 en 2016 à 0,04 en 2018 ; Elle prévoit également l’ouverture d’un guichet tarifaire pour les installations de méthanisation entre 0,5 MW et 1 MW.    Biométhane injecté La PPE prévoit une augmentation du biogaz injecté à 7% de la consommation de gaz en 2030 si les baisses de coût planifiées sont bien réalisées ; Cette augmentation pourrait s’élever à 10% en cas d’une baisse des coûts supérieure aux planifications ; Pourtant les acteurs de la filière portaient un objectif de 30 % de biométhane injecté en 2030 ; La PPE prévoit de porter le volume de biogaz injecté entre 14 et 22 térawattheures (TWh) en 2028, contre 0,4 TWh en 2017 ; Elle planifie également deux appels d’offres chaque année, pour un objectif de production annuelle de 350 GWh Pouvoir Calorifique Supérieur par an ; Le projet de PPE prévoit le maintien du tarif d’achat du biométhane en guichet ouvert pour les installations de petit taille (dont le seuil reste à définir). Le prix visé par les appels d’offre s’élève à 67 €/MWh Pouvoir Calorifique Supérieur pour les projets de biométhane injecté sélectionnés en 2023 et 60 €/MWh Pouvoir Calorifique Supérieur en 2028 ; Elle cherche aussi à favoriser l’usage de gaz naturel pour véhicules.   Chaleur renouvelable La chaleur représente 42% de la consommation finale d’énergie en 2016, soit 741 TWh ; Le besoin total en chaleur devrait s’élever à 690 TWh en 2023 et 635 TWh en 2028 ; En 2016, la production de chaleur renouvelable s’élève à 154,6 TWh ; La présente PPE envisage une production comprise entre 218 et 247 TWh en 2028 ; Elle projette de rendre obligatoire un taux minimum de chaleur renouvelable dans tous les bâtiments neufs (individuel, collectif, tertiaire) dès 2020 ; Objectif de renforcer le Fonds Chaleur dès 2018 avec un budget du Fonds chaleur de 255 millions d’euros en 2018 et 307 millions d’euros en 2019 puis 350 millions d’euros en 2020.

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