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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27.01201929 août 2024

Performances énergétiques: la loi ELAN refonde le dispositif « tertiaire » et annonce un nouveau décret

Par Lucas DERMENGHEM, Avocat, Green Law Avocats Souvenons-nous : à l’aube de l’été dernier, le Conseil d’Etat (CE, 18 juin 2018, n°411583, Conseil du commerce de France e.a) annulait le décret n°2017-918 du 9 mai 2017 relatif aux obligations d’amélioration de la performance énergétique dans les bâtiments à usage tertiaire, dit décret « tertiaire », texte dont l’exécution avait dans un premier temps été suspendue par le juge des référés de la Haute Assemblée. Ce décret avait pour objet la mise en application de l’article L. 111-10-3 du code de la construction et de l’habitation, lequel prévoit : « Des travaux d’amélioration de la performance énergétique sont réalisés dans les bâtiments existants à usage tertiaire ou dans lesquels s’exerce une activité de service public dans un délai de huit ans à compter du 1er janvier 2012 ». Il était ainsi prévu qu’au 1er janvier 2020, les propriétaires de bâtiments de bureaux, d’hôtels, de commerces, d’enseignement et de bâtiments administratifs de plus de 2000 m² de surface utile devaient réaliser des travaux permettant de réduire leurs consommations énergétiques de plus de 25% par rapport à la dernière consommation énergétique connue, ou à hauteur d’un seuil exprimé en kWh/m²/an. C’est en vertu du principe de sécurité juridique que le Conseil d’Etat avait prononcé l’annulation du décret, au regard notamment du délai trop court laissé aux obligés : « […] qu’ainsi, compte tenu, d’une part, du délai nécessaire à la réalisation des études énergétiques et plans d’actions et, d’autre part, du délai nécessaire, à compter de l’élaboration de ces documents, pour entreprendre les actions et réaliser les travaux nécessaires pour atteindre, d’ici au 1er janvier 2020, les objectifs de réduction des consommations d’énergie fixés à l’article R. 131-39, les associations requérantes sont fondées à soutenir que le décret attaqué méconnaît le principe de sécurité juridique ; qu’au regard du vice dont le décret est entaché, qui affecte, compte tenu de l’objectif de réduction de la consommation énergétique d’ici au 1er janvier 2020 fixé par le législateur et des particularités du dispositif mis en place, son économie générale et son séquençage temporel, il y a lieu d’annuler le décret dans sa totalité, sans qu’il soit besoin d’examiner les autres moyens de la requête ; » On pouvait craindre que cette annulation juridictionnelle sonne le glas des obligations d’amélioration de la performance énergétique dans les bâtiments à usage tertiaire. Mais par son article 175, la loi n°2018-1021 du 23 novembre 2018 portant évolution du logement, de l’aménagement et du numérique, dite loi « ELAN », est venue refonder le socle législatif de ces obligations en modifiant l’article L. 111-10-3 du code de la construction et de l’habitation, et prévoir l’édiction prochaine d’un nouveau décret « tertiaire ». Cette nouvelle rédaction, nettement plus détaillée, intéressera le lecteur à plusieurs égards. Tout d’abord, on relèvera qu’a disparu la notion de « travaux », chère à l’ancienne rédaction de l’article L. 111-103 issue de la loi Grenelle 2. La loi ELAN évoque désormais des « actions de réduction de la consommation d’énergie finale ». Le texte se veut ici plus réaliste en n’intégrant plus seulement les économies réalisées grâce aux travaux en « dur » mais également la maintenance des équipements ou encore la sensibilisation des occupants des bâtiments. Autre modification majeure : si la loi ELAN maintient l’exigence prévue par la loi de transition énergétique de diminution de la consommation d’énergie de 40% en 2030, 50% en 2040 et 60% en 2050, sur la base de l’année 2010, elle repousse à 2030 la première échéance de l’obligation de réduction de la consommation d’énergie dans les bâtiments tertiaires et supprime donc en conséquence l’ancienne obligation de réduction de 25% prévue pour 2020. Il s’agit ici d’une conséquence directe de l’annulation juridictionnelle opérée par le Conseil d’Etat qui a jugé que l’échéance de 2020 était trop proche pour pouvoir être respectée compte tenu de la date de publication de l’ancien décret « tertiaire », en mai 2017. Ensuite, le nouveau dispositif issu de la loi ELAN se caractérise par une certaine souplesse. Ainsi, la loi fixe des objectifs de réduction alternatifs : il est ainsi prévu que tout bâtiment, partie de bâtiment ou ensemble de bâtiments soumis à l’obligation de réduction atteigne, pour chacune des années 2030, 2040 et 2050, les objectifs suivants : Soit un niveau de consommation d’énergie finale réduit, respectivement de 40%, 50% et 60% par rapport à une consommation énergétique de référence qui ne peut être antérieure à 2010 ; Soit un niveau de consommation d’énergie finale fixé en valeur absolue, en fonction de la consommation énergétique des bâtiments nouveaux de leur catégorie. De plus, la loi ELAN a assorti ces objectifs de possibilités de modulation, en fonction : Soit de contraintes techniques, architecturales ou patrimoniales ; Soit d’un changement de l’activité exercée dans ces bâtiments ou du volume de cette activité ; Soit de coûts manifestement disproportionnées des actions par rapport aux avantages attendus en termes de consommation d’énergie finale. La souplesse du dispositif se caractérise également par le fait que la chaleur fatale autoconsommée par les bâtiments (par exemple la chaleur diffusée par les serveurs informatiques) peut être déduite de la consommation et que la consommation d’énergie liée à la recharge de véhicules électriques et hybrides rechargeables est déduite de la consommation énergétique du bâtiment et ne rentre pas dans la consommation de référence. Le dispositif crée par la loi ELAN se distingue en outre par les obligations mises à la charge des propriétaires et preneurs à bail des bâtiments ou parties de bâtiments concernés. Il est prévu que ceux-ci soient soumis à l’obligation d’amélioration de la performance énergétique « pour les actions qui relèvent de leur responsabilité respectives en raison des dispositions contractuelles régissant leurs relations ». Les bailleurs et locataires devront définir ensemble les actions destinées à respecter l’obligation de performance énergétique. Chaque partie procédera à la transmission des consommations d’énergie afin que soit assuré le suivi du respect de leurs obligations. Ces informations devront être transmises d’ici le 1er janvier 2020, par le biais d’une plateforme informatique devant être instituée par décret, ce qui supposera vraisemblablement la réalisation d’audits énergétiques d’ici cette échéance. L’évaluation du respect des…

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15.01201929 août 2024

Une autorisation loi sur l’eau doit être compatible avec le SDAGE, après une analyse globale (et non pas à l’égard d’une seule orientation selon le Conseil d’Etat)

Par Me Jérémy Taupin, Green Law Avocats Par une décision n°408175 en date du 21 novembre 2018, le Conseil d’Etat a eu l’occasion de préciser sa jurisprudence relative à la compatibilité des autorisations délivrées au titre de la loi sur l’eau avec les orientations et objectifs d’un schéma directeur d’aménagement et de gestion des eaux (SDAGE). En substance: l’autorisation IOTA doit être compatible avec le SDAGE apprécié dans son ensemble, et non à l’égard d’une seule de ses orientations. Cette décision intéressera l’ensemble des maîtres d’ouvrage dans le domaine de l’aménagement et de la construction, de l’irrigation, de l’hydroélectricité, ou de la protection contre les risques naturels. En l’espèce, la Haute Juridiction était saisie d’un pourvoi contre l’arrêt de la Cour administrative d’appel de Lyon (req. n° 15LY03104, 15LY03144, décision du 16 décembre 2016) qui avait confirmé l’annulation par le Tribunal administratif de Grenoble de l’autorisation délivrée au titre des dispositions des articles L. 214-1 et suivants du code de l’environnement à la société Roybon cottages. Cette société n’est pas étrangère aux juristes en droit environnement, puisque le projet qu’elle porte, à savoir le Centrer Parc de Roybon, a donné lieu à de nombreux contentieux ces dernières années. L’autorisation d’espèce était donc une autorisation loi sur l’eau, portant notamment sur les aspects relatifs à la maîtrise foncière des mesures compensatoires à la destruction des zones humides. Plusieurs requérants en avaient demandé l’annulation au juge administratif, qui y avait fait droit au motif d’une incompatibilité avec le SDAGE Rhône-Méditerranée du fait de l’insuffisance de ces mesures compensatoires. Le Conseil d’Etat vient ici annuler l’arrêt de la Cour administrative d’appel de Lyon, estimant que celle-ci a commis une erreur de droit. En effet, et en premier lieu, le Conseil d’Etat rappelle très clairement qu’il résulte des dispositions de l’article L. 212-1 du code de l’environnement, dans sa rédaction applicable au litige, que les schémas directeurs d’aménagement et de gestion des eaux doivent se borner à fixer des orientations et des objectifs, ces derniers pouvant être, en partie, exprimés sous forme quantitative. Le Conseil estime ensuite que les autorisations délivrées au titre de la législation de l’eau sont soumises à une simple obligation de compatibilité avec ces orientations et objectifs. Or, « pour apprécier cette compatibilité, il appartient au juge administratif de rechercher, dans le cadre d’une analyse globale le conduisant à se placer à l’échelle de l’ensemble du territoire couvert, si l’autorisation ne contrarie pas les objectifs qu’impose le schéma, compte tenu des orientations adoptées et de leur degré de précision, sans rechercher l’adéquation de l’autorisation au regard chaque disposition ou objectif particulier. » Il s’agit ici d’un considérant très intéressant pour l’appréciation du contrôle du rapport de compatibilité opéré par le juge, qui n’avait à notre connaissance jamais été énoncé en ce qui concerne ce rapport précis (autorisation loi sur l’eau à l’égard d’un SDAGE).  Rappelons que Conseil d’Etat a déjà eu l’occasion d’analyser ce rapport de compatibilité dans d’autres cas. Citons par exemple le rapport autorisation de carrière / Schéma départemental des carrières (CE, 10 janvier 2011, Association oiseaux nature, req. n°317076), ou encore le rapport POS – Schéma directeur d’aménagement et d’urbanisme (CE, 25 mars 2001, req. N° 205629). En second lieu, le Conseil d’Etat entend « globaliser le contrôle » à l’égard de l’ensemble des orientations du SDAGE. En effet, il considère qu’il « ressort des énonciations de l’arrêt attaqué que, pour juger que le projet litigieux n’est pas compatible avec le schéma directeur d’aménagement et de gestion des eaux 2016-2021 du bassin Rhône-Méditerranée, la cour s’est bornée à le confronter à une seule disposition de ce schéma, l’article 6B-04 relatif à une compensation minimale à hauteur de 100 % de la surface des zones humides détruites par le projet. Ce faisant, la cour n’a pas confronté l’autorisation litigieuse à l’ensemble des orientations et objectifs fixés par le schéma directeur d’aménagement et de gestion des eaux 2016-2021 du bassin Rhône-Méditerranée et a, ainsi, omis de procéder à l’analyse globale exigée par le contrôle de compatibilité défini au point précédent. Par suite, elle a commis une erreur de droit. » Ainsi, si le respect du rapport de compatibilité s’impose à toutes les dispositions du SDAGE, le juge ne peut, lors de son contrôle, isoler telle ou telle mesure du SDAGE tout en en laissant d’autres de côté dans son examen. Il doit en effet apprécier la compatibilité de l’autorisation loi sur l’eau au regard d’une analyse globale de tous les objectifs dudit SDAGE, mais ce sans rechercher l’adéquation de l’autorisation au regard chaque disposition ou objectif particulier. Il s’agit d’un exercice complexe qui ne manquera pas d’être mis à l’épreuve par les requérants au sein de leurs écritures à l’encontre de telles autorisations. Cette décision s’inscrit dans un contexte jurisprudentiel cohérent : il est à rapprocher d’une autre récente décision du Conseil d’Etat, ayant trait aux modalités du contrôle exercé par le juge sur l’obligation de comptabilité d’un PLU à un SCOT (CE, 18 décembre 2017, Le Regroupement des organismes de sauvegarde de l’Oise et autre, req. n°395216, précédemment commenté sur le blog), qui énonçait également cette nécessité d’ « analyse globale ».

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27.07201829 août 2024

Energie: Assouplissement à venir au sujet du périmètre géographique de l’autoconsommation collective (AC)

Par Me Sébastien BECUE – Green Law Avocats C’était l’une des conclusions du groupe de travail Solaire créé par M. LECORNU : il est nécessaire, pour permettre le développement de l’autoconsommation collective, d’assouplir la règle selon laquelle ce type d’opération ne peut être mis en œuvre qu’en aval d’un même poste public de transformation d’électricité de moyenne en basse tension.   C’est ce que prévoit aujourd’hui, depuis le cadre mis en place en 2016, l’article L. 315-2 du code de l’énergie.   Un amendement au projet de loi ELAN adopté au Sénat le 19 juillet propose de permettre la mise en œuvre d’une opération d’autoconsommation collective « dans un périmètre fixé par arrêté ». La présentation de l’amendement précise  cet égard que l’une des motivations est d’ouvrir le droit à l’autoconsommation collective aux organismes HLM: “Les organismes Hlm se sont fortement engagés dans la mise en œuvre d’opérations d’autoconsommation collective. Ils sont nombreux à être parties prenantes de démonstrateurs industriels pour la ville durable qui expérimentent le périmètre et les modalités de mise en œuvre de telles opérations. Les premiers retours d’expérience, présentés lors des réunions du Groupe de Travail Solaire dédié à l’autoconsommation collective présidé par le Secrétaire d’État Sébastien LECORNU, montrent que le périmètre actuellement retenu par la loi d’une opération d’autoconsommation collective, c’est-à-dire l’échelle d’un bâtiment, s’avère trop limité pour permettre une autoconsommation optimale de l’électricité produite et assurer la viabilité économique de l’opération. Ainsi, dans le but d’accroître le taux de consommation locale, améliorer l’équilibre économique des opérations et tenir compte des travaux qui sont en cours dans le cadre du Groupe de Travail Solaire, cet amendement vise à renvoyer à un arrêté la définition du périmètre d’une opération d’autoconsommation collective“. En cas d’adoption définitive de cette modification, le gouvernement pourra ainsi préciser les autres configurations dans lesquelles une opération d’autoconsommation collective pourra être mise en œuvre.   Rappelons que de nombreux sites sont privés de cette possibilité car ils sont directement raccordés en HTA, ou via des postes de distribution privés, alors que le montage apparaît techniquement possible et économiquement opportune.

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