10.01201829 août 2024

Publication définitive du régime afférent aux réseaux intérieurs des bâtiments (Loi du 30 déc.2017)

Par Me Jérémy TAUPIN- Green Law Avocats L’article 16 de la loi n° 2017-1839 du 30 décembre 2017 mettant fin à la recherche ainsi qu’à l’exploitation des hydrocarbures et portant diverses dispositions relatives à l’énergie et à l’environnement est venu fixer le régime afférent aux réseaux intérieurs des bâtiments. Un nouveau chapitre V est ainsi inséré au titre IV du livre III du code de l’énergie, qui distingue les réseaux publics de distribution et les réseaux fermés des réseaux intérieurs. Pour rappel, dans l’attente du cadre réglementaire définitif relatif aux réseaux fermés de distribution (voir notre précédent article sur le cadre législatif via ce lien), et suite à l’arrêt de la Cour d’appel de Paris dit « Valsophia » (n°2015-15157 du 12 janvier 2017) la rapporteur de ce qui n’était encore que projet de loi avait entendu sécuriser et pérenniser le schéma de raccordement à emploi unique des bâtiments tertiaires. Nous en faisions déjà état au sein d’un autre article. La rédaction des articles n’a pas été modifiée depuis leur dernière version. Ainsi, la définition posée par le nouvel article L. 345-1 énonce : « Les réseaux intérieurs sont les installations intérieures d’électricité à haute ou basse tension des bâtiments définis à l’article L. 345‑2 lorsqu’elles ne constituent pas un réseau public de distribution d’électricité tel que défini au dernier alinéa du IV de l’article L. 2224‑31 du code général des collectivités territoriales ni un réseau fermé de distribution d’électricité tel que défini à l’article L. 344‑1 du présent code. » L’article L. 345-2 circonscrit ce type de réseau aux immeubles de bureaux, en énonçant que : « Les réseaux intérieurs peuvent être installés dans les immeubles de bureaux qui appartiennent à un propriétaire unique.  Ne peuvent être qualifiées de réseaux intérieurs les installations électriques alimentant : 1° Un ou plusieurs logements ; 2° Plusieurs bâtiments non contigus ou parties distinctes non contiguës d’un même bâtiment ; 3° Un bâtiment appartenant à plusieurs propriétaires. » Ce nouveau chapitre ne crée donc pas de statut spécifique pour les gestionnaires de ces réseaux intérieurs (à l’inverse des réseaux fermés de distribution) mais permet de réduir les risques de contentieux futurs pour ces réseaux spécifiques. Il existe donc une distinction claire entre les trois types distincts de réseaux que sont désormais : les réseaux intérieurs des bâtiments; les réseaux fermés de distribution d’électricité ; les réseaux publics de distribution et de transport d’électricité; Les conditions encadrant la mise en œuvre d’un réseau intérieur de bâtiment sont ensuite précisées par les articles L. 245-3 à L.345-7 du code de l’énergie. Ainsi, le raccordement d’un utilisateur à un réseau intérieur d’un bâtiment : ne peut faire obstacle à l’exercice par un consommateur des droits relatifs au libre choix de son fournisseur prévus à l’article L. 331-1 ; ne peut pas non plus faire obstacle au droit de participation au mécanisme d’effacements de consommation mentionné à l’article L. 321-15-1 ; (article L. 345-3 du code de l’énergie) ne peut pas porter atteinte au droit pour un producteur de bénéficier de l’obligation d’achat, des garanties d’origine ou du complément de rémunération (article L. 345-4 du code de l’énergie) Pour l’application de ces articles, un dispositif de décompte de la consommation ou de la production d’électricité est installé par le gestionnaire du réseau public de distribution d’électricité. Les réseaux intérieurs des bâtiments doivent également satisfaire aux conditions techniques et de sécurité fixées dans les normes applicables aux installations électriques intérieures (Art. L. 345-6 du code de l’énergie) Enfin, la possibilité d’un abandon du réseau intérieur, qui devient une obligation en cas de division ou d’une vente partielle de l’immeuble de bureaux, est envisagée par l’article L.345-7 du code de l’énergie: « Le propriétaire d’un réseau intérieur tel que défini à l’article L. 345-1 peut abandonner ses droits sur ledit réseau en vue de son intégration au réseau public de distribution auquel il est raccordé, après remise en état à ses frais, pour satisfaire aux conditions techniques et de sécurité prises en application de l’article L. 323-12. À l’occasion d’une division ou d’une vente partielle de l’immeuble mentionné au premier alinéa de l’article L. 345-2, il y est obligé, sous la même condition de remise en état à ses frais, et le gestionnaire du réseau auquel il est raccordé est tenu de l’accepter. » L’ensemble de ces dispositions législatives doivent, à l’instar de celles ayant trait aux réseaux fermés de distribution, encore faire l’objet d’un décret d’application.

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14.11201714 novembre 2017

Energie: poursuite des discussions sur l’autoconsommation et les réseaux fermés

Par Me Jérémy TAUPIN- GREEN LAW AVOCATS Dans l’attente de la consultation publique qui devrait prendre place dans les prochains mois, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) poursuit sa propre consultation sur l’autoconsommation Cette consultation, qui fait suite à la conférence organisée par la CRE le 12 septembre dernier, ainsi qu’aux ateliers menés dans son prolongement (l’ensemble des travaux des divers ateliers sont disponibles en cliquant ici), prend la forme d’appels à contribution sur différents sujets, et est accessible sur le site dédié de la CRE : http://autoconsommation.cre.fr/index.html Les différents acteurs de la filière sont ainsi amenés à répondre à des questions précises sur trois thèmes : les sujets tarifaires le cadre contractuel les mécanismes de soutien à l’autoconsommation Les réponses à ces appels à contributions sont publiées, au fur et à mesure de leur enregistrement, sur le site dédié de la CRE. Actuellement, de nombreuses réponses aux questions sont en cours de traitement. Ces appels à contribution sont un moyen innovant pour la CRE lui permettant de mieux agréger et prendre en compte les attentes des acteurs des filières sur les questions relatives à l’autoconsommation, avant qu’elle ne décide in fine quelles devront être les orientations définitives dans ce domaine (par exemple sur le TURPE, la CSPE, ou encore les modalités de déclaration des installations d’autoconsommation). Parallèlement aux discussions relatives à l’autoconsommation, et dans l’attente du cadre réglementaire définitif relatif aux réseaux fermés de distribution (voir notre précédent article sur le cadre législatif via ce lien), l’actuel projet de loi mettant fin à la recherche ainsi qu’à l’exploitation des hydrocarbures introduit la notion de « réseaux intérieurs des bâtiments ». En effet, faisant suite à l’arrêt de la Cour d’appel de Paris dit « Valsophia » (n°2015-15157 du 12 janvier 2017) la rapporteur du projet de loi a entendu sécuriser et pérenniser le schéma de raccordement à emploi unique des bâtiments tertiaires. Par un amendement, elle a ainsi introduit un nouveau chapitre au code de l’énergie, qui distingue les réseaux publics de distribution et les réseaux fermés des réseaux intérieurs. Ce nouveau chapitre ne crée pas de statut spécifique pour les gestionnaires de ces réseaux intérieurs mais permet de lever le régime de non-droit en vigueur et réduit les risques de contentieux futurs. Ainsi, l’actuel projet de loi prévoit un nouvel article L. 345-1 qui énoncerait : « Les réseaux intérieurs sont les installations intérieures d’électricité à haute ou basse tension des bâtiments définis à l’article L. 345‑2 lorsqu’elles ne constituent pas un réseau public de distribution d’électricité tel que défini au dernier alinéa du IV de l’article L. 2224‑31 du code général des collectivités territoriales ni un réseau fermé de distribution d’électricité tel que défini à l’article L. 344‑1 du présent code. » L’article L. 345-2 circonscrirait quant à lui ce type de réseau aux immeubles de bureaux, en énonçant que : « Les réseaux intérieurs peuvent être installés dans les immeubles de bureaux qui appartiennent à un propriétaire unique. Ne peuvent être qualifiées de réseaux intérieurs les installations électriques alimentant : 1° Un ou plusieurs logements ; 2° Plusieurs bâtiments non contigus ou parties distinctes non contiguës d’un même bâtiment ; 3° Un bâtiment appartenant à plusieurs propriétaires. » Il convient désormais d’attendre le passage du texte en commission mixte paritaire afin de connaître la formulation définitive de ces nouvelles dispositions, avant son examen en séance publique.

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11.10201729 août 2024

Energie: le Ministère annonce des réfactions tarifaires des raccordements aux réseaux de gaz et d’électricité pour certaines installations de production d’énergie renouvelable

Suite au Plan Climat lancé en juillet 2017 par le Ministre de la Transition écologique et solidaire Nicolas Hulot, il a été annoncé une baisse des coûts de raccordement aux réseaux gaz et électricité de certaines installations de production d’électricité renouvelable. L’objectif annoncé par le Ministère est de soutenir le développement des énergies renouvelables en France en favorisant leur développement local. Jusqu’ici, les coûts de raccordement des installations de production de biogaz au réseau de gaz étaient entièrement à la charge des producteurs. Cela pouvait être un frein pour le développement de projets de production de biogaz, notamment en zone rurale, où l’éloignement avec les réseaux peut être important. De plus, depuis la loi NOME de décembre 2010, seuls les consommateurs et les gestionnaires de réseaux bénéficiaient d’une réduction sur le prix du raccordement aux réseaux d’électricité, appelée « réfaction tarifaire » (les installations EnR en bénéficiaient auparavant). Désormais, les coûts de raccordement des installations de production de biogaz au réseau de biogaz seront pris en charge jusqu’à 40% du prix total du raccordement. 60% maximum du coût de raccordement resteront à la charge du porteur du projet. En outre, le coût du raccordement au réseau d’électricité sera diminué pour les « petits et moyens producteurs » d’énergie renouvelable. Il sera désormais possible pour les petites et moyennes installations de bénéficier également d’une réduction du prix du raccordement allant jusqu’à 40 %. Le niveau de réfaction diminuera, selon le communiqué, avec l’augmentation de la puissance de l’installation. Les opérateurs seront donc vigilants quant à l’entrée en vigueur de ces nouvelles règles, qui peuvent peser substantiellement sur l’équilibre économique des projets. Il s’agira en particulier de vérifier les conditions de seuils à respecter.

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25.07201724 juillet 2024

LE CONTENTIEUX DE L’INTÉGRATION PAYSAGÈRE DES EnR : UN CADRE TROP ÉTRIQUÉ !

Par David DEHARBE (Green Law Avocat) Cet arrêt récent de la Cour administrative de Bordeaux (CAA Bordeaux, 1ère chambre, 29 juin 2017, n° 15BX02459) relatif à une centrale solaire au sol est très inquiétant pour ceux qui ont fondé un réel espoir dans la capacité du juge administratif à objectiver l’atteinte au paysage, via l’appréciation de l’article R.111-27 du code de l’urbanisme (le fameux ancien article R.111-21 du R.N.U.) et s’agissant d’apprécier la légalité des permis EnR (et désormais les autorisations environnementales uniques) ou les refus de telles autorisations. Ici la Cour considère qu’au sein d’une zone Npa d’un PLU autorisant la construction des installations de production d’énergie renouvelable, la construction d’une centrale photovoltaïque sur une emprise foncière de 9,6 hectares dite « zone 1 » située aux lieux-dits Le Perval, Plo de la Marène, Serre de la Mine, comprenant 23 716 modules photovoltaïques, six bâtiments, une ligne électrique souterraine et une clôture périphérique sur un terrain situé à Sauclières porte atteinte au caractère et à l’intérêt d’un ensemble paysager « Causse et Cévennes », et confirme les refus de permis de construire opposés par le préfet de l’Aveyron. La juridiction examine en ces termes l’intérêt du secteur naturel en tenant notamment compte de son inscription par l’UNESCO au titre du patrimoine de l’Humanité, en tant que témoignage d’un paysage culturel de l’agropastoralisme méditerranéen : « 6. Il ressort des pièces du dossier que le terrain d’assiette du projet litigieux est situé dans un secteur naturel, dépourvu de toutes constructions et qui appartient à un ensemble paysager « Causse et Cévennes », inscrit par l’UNESCO au titre du patrimoine de l’Humanité, témoignage d’un paysage culturel de l’agropastoralisme méditerranéen et qui représente un territoire clairement identifiable par la qualité de son relief, de ses pelouses et de ses boisements. Les parcelles d’implantation du projet sont également situées dans le Parc naturel régional des Grands Causses dans une zone de patrimoine économique et/ou paysager et dans une ZNIEFF de type II « Causses du Larzac ». Si la société requérante fait valoir que l’implantation du projet a été établie derrière des mouvements de terrain et des boisements afin d’en limiter l’impact visuel, et qu’il ne sera visible d’aucune route, il ressort des photographies produites au dossier que le projet de la société par actions simplifiée unipersonnelle G1, situé à une altitude d’environ 800 mètres, modifiera le paysage dans lequel se situe son emprise en introduisant des constructions sans rapport avec les paysages existants et sera visible depuis les terrains situés à une altitude supérieure, ainsi que depuis une bergerie transformée en maison d’habitation avec gîtes de tourisme. Si la société par actions simplifiée unipersonnelle G1 se prévaut de l’avis favorable au projet du maire de la commune de Sauclières et de la commission d’enquête à l’issue de l’enquête publique qui s’est déroulée du 1er juin au 2 juillet 2012, la commission départementale de la nature, des paysages et des sites de l’Aveyron a émis le 12 juillet 2012, à l’unanimité, un avis défavorable au projet d’implantation de la centrale photovoltaïque litigieuse sur le territoire de la commune de Sauclières, ainsi d’ailleurs qu’aux quatre autres projets d’implantation de centrales photovoltaïques sur le territoire de la même commune. De même, l’architecte des bâtiments de France et le président du Parc naturel régional des Grands Causses ont également émis un avis défavorable respectivement le 5 août 2011 et le 29 août 2011. Les circonstances que le projet permettrait de prendre en compte l’intérêt public lié au développement des énergies renouvelables ou que les exploitants agricoles seraient favorables au projet afin de rentabiliser leurs exploitations sont sans influence sur l’appréciation portée par l’autorité administrative sur l’atteinte portée par le projet aux lieux avoisinants. Par suite, c’est par une exacte application des dispositions de l’article R. 111-21 du code de l’urbanisme que le préfet de l’Aveyron a estimé, au regard de la qualité du site, et de l’impact de la réalisation de 23 716 modules, de cinq postes onduleurs et d’un poste de livraison, qu’une centrale photovoltaïque représentant une surface au sol de plus 3,55 hectares était de nature à porter atteinte au caractère et à l’intérêt des lieux avoisinants et aux paysages naturels. Ce seul motif suffisant à justifier le refus, la requérante ne peut utilement faire valoir que c’est à tort que le préfet a en outre retenu une atteinte à des parcelles ayant bénéficié des aides de la politique agricole commune dans les cinq dernières années ou en partie à vocation agricole, et l’incompatibilité du projet avec les « directives d’une circulaire » sur le contrôle des centrales photovoltaïques au sol. Il résulte de ce qui précède et sans qu’il soit besoin ni de procéder à la visite des lieux demandée par la requérante, ni qu’il soit fait droit à sa demande de mise en œuvre d’une procédure de médiation, qui n’apparait pas susceptible d’aboutir au regard des questions posées par ce litige, que la société par actions simplifiée unipersonnelle G1 n’est pas fondée à soutenir que c’est à tort que par le jugement attaqué, le tribunal administratif de Toulouse a rejeté sa demande ». Cet arrêt met en œuvre la méthodologie jurisprudentielle, au demeurant parfaitement cadrée par le Conseil d’Etat depuis sa décision Engoulevent (CE, 13 juill. 2012, n° 345970 ; voir aussi : CE, 7 févr. 2013, n° 348473 ; CE, 26 février 2014, n° 345011), déclinant le fameux arrêt Gomel (CEZ, 4 avril 1914, Gomel, Rec. Lebon p. 488) et rappelé par la décision de la CAA de Bordeaux : « Pour apprécier si un projet de construction porte atteinte, en méconnaissance des dispositions précitées de l’article R. 111-21 du code de l’urbanisme, au caractère ou à l’intérêt des lieux avoisinants, aux sites, aux paysages naturels ou urbains ainsi qu’à la conservation des perspectives monumentales, il appartient à l’autorité administrative d’apprécier, dans un premier temps, la qualité du site sur lequel la construction est projetée et d’évaluer, dans un second temps, l’impact que cette construction, compte tenu de sa nature et de ses effets,…

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02.05201729 août 2024

Energie: Précisions sur le régime de l’autoconsommation « collective »

Par Sébastien Becue – GREEN LAW AVOCATS La publication, le 30 avril 2017, du décret n°2017-676 du 28 avril 2017, parachève la création du chapitre du code de l’énergie dédié à l’autoconsommation, initiée par l’intervention de l’ordonnance n°2016-1019 du 27 juillet 2016 et sa ratification par la loi n°2017-227 du 24 février 2017 que nous avions déjà eu l’occasion de commenter sur le présent blog, ainsi que dans des formations professionnelle et Webinar. L’analyse du projet de décret avait déjà permis d’anticiper sur la mise en place opérationnelle de projets d’autoconsommation. Dorénavant, les nouvelles dispositions précisent les grandes lignes du fonctionnement de la future opération d’autoconsommation collective, tout en renvoyant aux DTR des gestionnaires pour la détermination des détails techniques. Le champ d’application de l’opération d’autoconsommation collective Comme le relevait de manière critique la CRE dans sa délibération sur le projet de décret, une lecture a contrario du nouvel article D. 315-2 du code de l’énergie pourrait permettre une extension de la puissance autorisée des opérations d’autoconsommation collective, au-delà de 100 kWc. L’article D. 315-2 précise en effet qu’il faut entendre par « installation de production », au sens de l’article L. 315-3, l’ensemble des installations appartenant à un même producteur participant à l’opération d’autoconsommation collective. Ainsi que le relève la CRE dans son avis, la lecture combinée de ces deux dispositions semble donc autoriser « plusieurs unités de production d’électricité à participer à une même d’opération d’autoconsommation collective et, ainsi, à cumuler une puissance dépassant le seuil de 100 kilowatts, en dessous duquel l’opération est éligible à bénéficier » d’un TURPE spécifique. Cette disposition semble donc autoriser, implicitement, la participation de plusieurs installations de production d’électricité à l’opération d’autoconsommation collective, pour une puissance cumulée supérieure à 100 kWc avec un TURPE spécial. La mise en place d’une opération d’autoconsommation collective Le décret renvoie la définition des modalités de traitement des demandes d’autoconsommation collective à une DTR des gestionnaires (D. 315-8). La publication de ce document apparaît d’emblée comme une condition impérative de la généralisation de ce régime au-delà des expérimentations en cours. Des formulaires seront par ailleurs mis à disposition pour la déclaration, avant mise en service, des installations participant à une opération d’autoconsommation (D. 315-11). Devront notamment être déclarés : Les données d’identification de l’installation, Les caractéristiques techniques de l’installation et le cas échéant de son raccordement, Le mode de fonctionnement de l’installation, si le surplus fera l’objet d’une revente. L’article D. 315-9 prévoit ensuite qu’un contrat sera conclu entre, d’une part, le gestionnaire et, d’autre part, la structure organisatrice regroupant consommateurs et producteurs impliqués dans l’opération. Un modèle de contrat sera proposé par les gestionnaires via une nouvelle DTR. Le contrat devra notamment préciser : Le nom des producteurs et consommateurs impliqués, Les points de livraison, Les modalités de gestion ainsi que les engagements et responsabilités réciproques d’ENEDIS et de la personne morale dédiée, Les coefficients de répartition ou leur méthode de calcul, Les principes d’affectation sur chaque pas de mesure de la production qui n’aurait pas été consommée par les participants à l’opération. En cas de recours à la possibilité d’alimentation complémentaire prévue par l’article L. 315-4, la mention pour chaque consommateur, de la conclusion d’un contrat de fourniture à ce titre, De même, en cas de recours à la possibilité de revente du surplus ouverte à l’article L. 315-5, la mention, pour chaque producteur, de la conclusion d’un contrat avec un acheteur pour l’électricité produite et non consommée. Le relevé des consommations Il est prévu de s’appuyer sur les compteurs communicants (type Linky), qui devront donc impérativement être installés tant chez les consommateurs que chez les producteurs participant à l’opération (D. 315-3). Ces compteurs relèveront à intervalles réguliers les consommations de l’électricité. Pour la détermination de l’intervalle, le décret renvoie explicitement vers le pas de mesure prévu à l’article L. 321-15 en matière de règlements d’écart (D. 315-1). La méthode de comptage est la suivante : à partir du total de la quantité d’électricité autoproduite (qui ne peut par définition être supérieure à la quantité d’électricité consommée), la part revenant à chaque consommateur est calculée comme le produit de la quantité produite par un coefficient de répartition prédéfini. Il est précisé que la consommation attribuée à un consommateur ne peut être supérieure à celle effectivement mesurée. Ce calcul est effectué à chaque pas de mesure (D. 315-4). La répartition entre consommateurs Le décret prévoit un coefficient de répartition de la consommation « par défaut », fondé sur le prorata de la consommation de chaque consommateur final. Mais une grande liberté est laissée à la structure organisatrice et donc, in fine, aux producteurs et consommateurs, pour définir la clé de répartition, qu’il s’agisse directement d’un coefficient ou d’une méthode de calcul (D. 315-6). Notons, pour exemples, que la CRE envisage la possibilité d’un coefficient fondé sur les tantièmes de la copropriété ou encore sur la participation du consommateur au financement de la centrale. Cette clé doit être définie dans le contrat entre le gestionnaire et la structure organisatrice (D. 315-9 du code de l’énergie). Elle sera la clé de voûte financière du montage. En cas de stockage, il est précisé que les quantités stockées seront dans un premier temps comptabilisées comme des quantités consommées puis, dans un second temps, lorsqu’elles seront délivrées pour consommation, comme des quantités produites (D. 315-5 du code de l’énergie). La répartition entre électricité autoconsommée et fournie par un tiers Lorsqu’il aura été choisi de faire appel à un fournisseur pour l’alimentation complémentaire (hypothèse très probable en pratique), la répartition sera effectuée, pour une période de facturation donnée, par comparaison entre la courbe de charge, d’une part, de la consommation mesurée pour chaque consommateur et, celle, d’autre part, de la quote-part de consommation qui lui est attribuée (D. 315-7 du code de l’énergie).   La puissance maximale injectée Celle-ci est fixée, sans surprise, à 3 kW (D. 315-10 ).   ***   Si ce décret apporte des éclaircissements bienvenus, son contenu est léger et laisse ainsi une grande marge d’appréciation aux gestionnaires pour le détail. Le parachèvement du régime de…

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