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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16.02201729 août 2024

Installations photovoltaïques / contrat de crédit affecté : la nullité du bon de commande ne peut être couverte par les événements intervenus postérieurement (CA Paris, 15 déc.2016)

Par Aurélien BOUDEWEEL – Green Law Avocats  Par un arrêt en date du 15 décembre 2016, la Cour d’appel de PARIS (CA PARIS Pôle 4, chambre 9, 15 décembre 2016, n°15/07483) confirme un jugement de première instance qui prononce la nullité d’un contrat de crédit signé par les particuliers pour financer leur installation photovoltaïque peu importe que les consommateurs aient accepté les travaux ou signé l’attestation de fin de travaux. Rappelons que le crédit affecté est celui qui est consenti par un organisme de crédit à un consommateur lors de la conclusion d’un contrat de vente ou prestation de services afin de financer cette opération commerciale. Une double relation contractuelle se noue entre le professionnel, l’établissement de crédit et le consommateur : ces deux relations contractuelles sont interdépendantes aux termes des articles L. 311-30 et suivants du code de la consommation. En l’espèce, un particulier avait commandé, après un démarchage par une société, la livraison et la pose d’un système solaire photovoltaïque. L’acquisition s’est opérée au moyen d’un contrat de crédit affecté. Les particuliers avaient assigné la société installatrice de panneaux photovoltaïques, et la banque en vue d’obtenir l’annulation ou la résolution du contrat de crédit. Saisie du litige, la juridiction de premier degré avait prononcé la nullité du contrat d’achat de l’installation photovoltaïque et le contrat de crédit affecté en découlant. La Cour d’appel de PARIS confirme cette appréciation en jugeant : « Considérant que la société BANQUE S. ne peut utilement soutenir que cette nullité relative aurait été couverte, du fait, d’une part, de la reproduction sur le document remis à madame R. des dispositions de l’article L123-23 du Code de la consommation ce qui lui aurait permis d’avoir connaissance du vice affectant ce contrat, et, d’autre part, de son intention de réparer le vice, intention qui se manifesterait par sa signature du bon de commande, le non exercice de son droit de rétractation, son acceptation de la livraison et de l’installation du matériel, comme la signature de l’attestation de fin de travaux’; Qu’en effet, la reproduction de l’article L123-3 dans des caractères d’une taille qui les rends presque illisibles, non pas au-dessous du formulaire de rétractation, comme le soutient la société appelante, mais sans encadré et au milieu d’une page entièrement rédigée de textes dans les mêmes caractères de très petite taille, ne saurait permettre de considérer que madame R., consommateur profane, retraitée âgée de 72 ans vivant seule, aurait pu lui permettre de déceler les infractions commises à ces dispositions impératives’; qu’il en va de même de la mention, également rédigée en petit caractères, indiquant «’je déclare être d’accord et reconnais avoir pris connaissance des conditions générales de vente et des articles L121-23 à L121-26 du Code de la consommation’»’; Que cette solution s’impose d’autant plus du fait de l’équivoque entretenue sur la réelle nature du document qu’elle signait indiquant en tête, en très gros caractères, la mention’: «’Demande de candidature au programme’: MAISON ECOLO’», équivoque confortée par la mention manuscrite ajouté dans la rubrique «’observations’»’: «’Sous réserve d’acceptation du programme  » maison verte » nul et caduc en cas de refus’», ce qui rend particulièrement crédibles les affirmations de madame R., aux termes desquelles elle indique avoir cru signer un dossier de candidature, et non un bon de commande, et que si sa candidature était retenue, l’installation serait gracieuse, puisqu’aucune modalité de règlement n’était indiquée’; Que, dans ces conditions, en l’absence de connaissance exacte des vices affectant le contrat de vente, ni la signature du bon de commande, ni l’absence de rétractation, non plus que le fait de ne pas s’être opposée à la réalisation des travaux – ce que d’ailleurs elle affirme avoir fait, en vain compte tenu de son âge et des menaces proférées à son encontre – ou d’avoir signé l’attestation de fin de travaux, ne sont de nature à établir la volonté de couvrir la nullité du contrat’; Considérant que c’est donc à juste titre que le tribunal a prononcé la nullité du contrat principal ainsi que celle du contrat de crédit affecté, qui y est attachée de plein droit en application des dispositions de l’article L.311-32 du Code de la consommation (…)». Cet arrêt de la Cour d’appel de PARIS rappelle l’interdépendance du contrat principal et du contrat de crédit affecté. Il confirme d’autres jurisprudences qui sanctionnent les irrégularités du bon de commande par une nullité juridique (CA DOUAI, 8ème chambre, 1ère section, 15 septembre 2016, n°15/06760, CA ORLEANS, chambre civile, 10 octobre 2016, n°15/01838). On retiendra surtout que selon la Cour ne couvrent pas la nullité encourue en cas de non-respect des dispositions du Code de la consommation les arguments suivante : L’absence de rétractation intervenue de la commande ; La livraison de l’installation, La réalisation des travaux, La signature du PV de réception Le paiement de l’installation. Rappelons également que les contrats conclus à la suite d’un démarchage, comme en l’espèce, sont soumis à un formalisme encore plus protecteur du consommateur depuis l’adoption de l’ordonnance n°2016-301 du 14 mars 2016 et de son décret n°2016-884 du 29 juin 2016 qui sont venus réformer plusieurs dispositions du Code de la consommation. On retiendra que le nouvel article L221-5 du code de la consommation (ancien article L121-21) prévoit que préalablement à la conclusion d’un contrat de vente ou de fourniture de services, le professionnel communique au consommateur, de manière lisible et compréhensible, les informations suivantes : Les informations prévues aux articles L. 111-1 et L. 111-2 ; 2° Lorsque le droit de rétractation existe, les conditions, le délai et les modalités d’exercice de ce droit ainsi que le formulaire type de rétractation, dont les conditions de présentation et les mentions qu’il contient sont fixées par décret en Conseil d’Etat ; Le cas échéant, le fait que le consommateur supporte les frais de renvoi du bien en cas de rétractation et, pour les contrats à distance, le coût de renvoi du bien lorsque celui-ci, en raison de sa nature, ne peut normalement être renvoyé par la poste ; L’information sur l’obligation du consommateur de payer des…

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17.01201729 août 2024

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…

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05.01201729 août 2024

Urbanisme / loi montagne : Un intérêt communal suffisant doit exister pour autoriser à titre dérogatoire une centrale photovoltaïque au sol à s’implanter en discontinuité de l’urbanisation existante (CAA Lyon, 13 décembre 2016)

Par Jérémy TAUPIN- GREEN LAW AVOCATS Une décision de la Cour administrative d’appel de Lyon apporte un clairage intéressant sur l’admissibilité des centrales solaires au sol dans une commune concernée par la loi Montagne. La Cour confirme un jugement de première instance ayant annulé un permis de construire une centrale photovoltaïque au sol dans une telle commune (CAA Lyon, 13 décembre 2016, n°15LY00920). En l’espèce, une société avait obtenu un arrêté de permis de construire en vue de réaliser une centrale solaire au sol sur le territoire de la commune des Vastres (Haute-Loire), en discontinuité avec l’urbanisation existante, et ce suite à la délibération favorable du conseil municipal de la commune, par une délibération motivée en date du 15 décembre 2012. Le tribunal administratif de Clermont-Ferrand avait annulé le permis de construire, après avoir relevé que ce projet ne pouvait être regardé comme réalisé en continuité avec des constructions existantes et n’était pas « au nombre des équipements incompatibles avec le voisinage des zones habitées », en jugeant que l’intérêt communal invoqué par la délibération du conseil municipal du 15 décembre 2012 prise sur le fondement du 4° de l’article L. 111-1-2 du code de l’urbanisme (désormais l’article L.111-4 du même code) « ne pouvait fonder une dérogation à la règle d’urbanisation en continuité en zone de montagne ». Cet arrêt mérite plusieurs commentaires. 1 – Sur la confirmation du fait qu’une centrale photovoltaïque au sol n’est pas au nombre des équipements incompatibles avec le voisinage des zones habités Normalement, le principe d’extension de l’urbanisation en continuité de l’urbanisation existante en montagne (article L. 122-5 du code de l’urbanisme) peut être écarté en vue de la réalisation d’installations ou équipements publics incompatibles avec le voisinage de zones habitées. L’incompatibilité peut provenir des nuisances ou des risques que ces équipements sont susceptibles de générer, ce qui justifie qu’ils soient implantés dans une zone éloignée de l’urbanisation. Or, on le voit, une centrale photovoltaïque au sol n’est pas toujours susceptible d’être qualifiée comme étant incompatible avec le voisinage de zones habitées. Il n’existe donc pas toujours une dérogation au principe légal d’urbanisation en continuité. La Cour a en effet considéré en l’espèce que le type de projet en cause n’était « pas au nombre des équipements incompatibles avec le voisinage des zones habitées », en application de l’article L 145-3 du code de l’urbanisme (désormais L.122-7 du même code). La Cour administrative d’appel de Lyon confirme en réalité la jurisprudence déjà existante en la matière par la Cour administrative d’appel de Marseille (en date du 25 mars 2014, que nous avions déjà commentée sur le blog ici). La Cour administrative d’appel de Marseille avait alors refusé de faire déroger une centrale photovoltaïque à la règle d’urbanisation en continuité dans les zones couvertes par la Loi Montagne en considérant : d’abord que la qualification d’installations incompatibles avec le voisinage des zones habitées était une appréciation in concreto, au cas par cas. ensuite qu’en l’espèce, l’incompatibilité n’était pas caractérisée car le risque pour la sécurité avancé par la société bénéficiaire n’était pas établi et que la gêne visuelle devait être relativisée « en raison de la nature des installations en cause ».   2 – Sur la nécessité pour une commune de justifier d’un intérêt communal suffisant pour autoriser une centrale photovoltaïque en discontinuité de l’urbanisme existant. La Cour a en l’espèce précisé que « l’intérêt communal » invoqué par la délibération du conseil municipal prise sur le fondement du 4° de l’article L. 111-1-2 du code de l’urbanisme ne pouvait fonder une dérogation à la règle d’urbanisation en continuité en zone de montagne. En effet, si les dispositions de l’article L. 122-7 du code de l’urbanisme permettent, dans les communes qui ne se sont pas dotées d’un plan local d’urbanisme ou d’une carte communale, d’autoriser la réalisation d’un projet compatible avec le voisinage des zones habitées sur un terrain qui n’est pas situé en continuité d’une forme d’urbanisation existante, cette possibilité n’est ouverte qu’à titre dérogatoire et à condition notamment que l’intérêt communal le justifie, et ce au sens du 4° de l’article L. 111-4 (nouveau). Les centrales photovoltaïques étant bien compatibles avec le voisinage des zones habités, ainsi que rappelé ci-dessus, une commune de montagne doit donc établir avec suffisamment de précision l’intérêt communal à autoriser la réalisation d’une telle centrale en discontinuité de l’urbanisation existante. Or, en l’espèce, la Cour considère « qu’au soutien de son recours, la ministre se borne à reprendre, sans autre précision, les termes de la délibération du 15 décembre 2012 selon laquelle le projet critiqué permettra  » d’améliorer le fonctionnement de la zone humide  » et présente l’intérêt de concourir à la production d’électricité avec des énergies renouvelables et d’assurer à la commune des revenus pérennes par la perception d’un loyer ou de l’imposition forfaitaire des entreprises de réseaux ; que la ministre fait également valoir que les écritures de l’Etat en première instance avaient permis de confirmer ces aspects du projet au regard des conclusions de l’étude d’impact dont il avait fait l’objet, le projet ayant été choisi afin d’assurer au mieux la protection des espaces naturels et des terres agricoles ; qu’eu égard à l’objet poursuivi par les dispositions précitées du III de l’article L. 145-3 du code de l’urbanisme, les justifications dont la ministre se prévaut ainsi en termes généraux sans faire état d’éléments suffisamment circonstanciés tenant à la situation particulière de la commune des Vastres, ne suffisent pas à établir l’existence, au sens du 4° de l’article L. 111-1-2 auquel ces dispositions renvoient, d’un intérêt de nature à justifier la délivrance d’un permis de construire pour une centrale photovoltaïque au bénéfice du dispositif dérogatoire qu’elles prévoient ; » Ainsi, l’intérêt communal n’était pas suffisamment établi en l’espèce. Cet arrêt incite donc à s’entourer de précautions lors des études de faisabilité de projets de centrales au sol dans une commune de montagne: il s’agit d’abord de vérifier si le terrain d’implantation peut être considéré ou non comme en continuité avec l’urbanisation existante, ce qui demeure à favoriser; dans la négative, une véritable démonstration du caractère incompatible avec le voisinage de…

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20.12201629 août 2024

Energie : Prolongation du délai d’achèvement des installations soumises à un régime antérieur au décret n° 2016-691 du 28 mai 2016

L’article 6 du décret n° 2016-1726 du 14 décembre 2016, publié au J.O, de ce jour, vient assouplir le régime relatif à l’achèvement des installations de production d’électricité, en ajoutant un XI. à l’article 6 de décret n° 2016-691 du 28 mai 2016 : « Les délais pour l’achèvement des installations mentionnés au présent article sont prolongés lorsque la mise en service de l’installation est retardée du fait des délais nécessaires à la réalisation des travaux de raccordement ou lorsque des recours contentieux dirigés contre des autorisations administratives liées à l’installation ont pour effet de retarder son achèvement. Dans ces cas, un délai supplémentaire égal au retard du raccordement ou à la durée du jugement des recours contentieux est accordé par le ministre chargé de l’énergie, à la demande des producteurs intéressés. Les délais pour l’achèvement des installations mentionnés au présent article peuvent également être prolongés par le ministre chargé de l’énergie, pour une durée laissée à son appréciation, en cas de force majeure dûment justifiée par le producteur. » Portée du décret Rappelons que le décret n°2016-691 fixait la liste des installations éligibles aux mécanismes de l’obligation d’achat et du complément de rémunération. L’article 6 du décret précisait les modalités d’application du régime antérieur aux projets en cours, et ce pour chaque type d’installation. Conformément aux dispositions de l’article 104 de la loi du 17 août 2015, il était prévu que l’applicabilité du régime antérieur soit subordonnée au dépôt d’une demande avant l’entrée en vigueur du décret et à l’achèvement de l’installation dans un certain délai. Or, les délais d’achèvement prévus ne prenaient pas en compte les retards n’étant pas directement le fait des porteurs de projet, ce qui était largement critiqué par ceux-ci. Cette nouvelle disposition devrait en tout cas permettre aux porteurs de projet de ne pas être totalement tributaires du bon vouloir d’ENEDIS ou des tiers en risquant de perdre le bénéfice des anciens mécanismes s’appliquant à chaque type d’installation, mais également de rassurer les financeurs. Le décret commenté prévoit donc 3 cas de prolongation du délai d’achèvement des installations :  en cas de retard du fait des délais nécessaires à la réalisation de travaux de raccordement ; en cas de contentieux contre une autorisation administrative liée à l’installation ; en cas de « force majeure dûment justifiée »   Dans les trois cas, ces situations ont pour effet de retarder l’achèvement des travaux, et la prolongation du délai d’achèvement s’avérait donc nécessaire. Il est à noter qu’une modification importante de la formulation de cette disposition a pris place entre les premières versions transmises et la version publiée. En effet, une version antérieure prévoyait que : « Les délais pour l’achèvement des installations mentionnés ci-dessus sont prolongés lorsque la mise en service de l’installation est retardée du fait des délais nécessaires à la réalisation des travaux de raccordement ou lorsque des contentieux administratifs effectués à l’encontre des autorisations administratives liées à l’installation ont pour effet de retarder son achèvement. Dans ces cas, un délai supplémentaire égal au retard du raccordement ou à la durée de traitement des contentieux est accordé. Les délais pour l’achèvement des installations […] peuvent également être prolongés par le ministre chargé de l’énergie en cas de force majeure dûment justifiée par le producteur, selon l’appréciation du ministre ». Ainsi, l’approbation du Ministre n’était ici pas requise pour obtenir la prolongation du délai d’achèvement qui s’obtenait automatiquement en cas de retard du raccordement de recours contentieux, sauf en cas de force majeure. Désormais, le délai supplémentaire égal au retard du raccordement ou à la durée du jugement des recours contentieux est bien accordé par le ministre chargé de l’énergie, à la demande des producteurs intéressés. Problématique du calcul des délais de prolongation Les modalités de la demande de prolongation faite au Ministre ne sont pas précisées, tout comme la possibilité de recours contre un refus du Ministre. Néanmoins, s’agissant d’une décision faisant grief, il y a fort à parier qu’en cas de refus de prolongation pour les cas prévus, les porteurs de projets contesteraient la décision du Ministre, qui semble ici disposer d’un réel pouvoir de supervision et de contrôle. Ce décret sera normalement accompagné d’une future note d’Instruction de la DGEC précisant les notions de « retard du raccordement » et de « durée de traitement des contentieux ». Cette note est la bienvenue en ce qu’elle permet aux porteurs de projet de définir préalablement les chances qu’à d’aboutir leur demande auprès du Ministre. Le cabinet a pu prendre connaissance d’un projet de cette note (N.B. : Il convient d’attendre la publication de la note de la DGEC afin d’être certain des formulations). Ainsi, en ce qui concerne le cas où l’achèvement de l’installation est retardé du fait des délais nécessaires à la réalisation des travaux de raccordement, la DGEC préciserait qu’il s’agit du cas où le gestionnaire de réseau ne pourra assurer le raccordement de l’installation avant l’expiration du délai d’achèvement prévu au III de l’article 6 du décret 2016-691 du 28 mai 2016. Dans ce cas, le délai d’achèvement est prolongé d’autant que la durée du retard, correspondant à la durée comprise entre le terme du délai mentionné au III de l’article 6 du décret 2016-691 et la date de fin effective des travaux de raccordement telle que matérialisée par la facture du raccordement adressée au producteur par le gestionnaire de réseau après la fin des travaux. Dans le cas où l’achèvement de l’installation est retardé du fait d’un recours contentieux dirigés contre des autorisations administratives liées à l’installation ont pour effet de retarder son achèvement : le délai d’achèvement de l’installation est prolongé dès lors qu’une décision administrative à la réalisation du projet ou un refus administratif fait l’objet d’un recours contentieux, que ce recours ait été introduit avant ou après l’entrée en vigueur du décret n° 2016-1726. Dans ce cas, le délai d’achèvement est prolongé de la durée de traitement du ou des recours contentieux considérée comme débutant à la date d’enregistrement de la requête de première instance au greffe de la juridiction et s’achevant à la date à…

Par Catégorie(s) Droit de l'énergie solaire, Droit de l'éolien, Droit de la biomasse et du biogaz, Droit des énergiesTags , , , , , , , , , , , , ,