Ratification des ordonnances relatives à l’autoconsommation et à la production d’électricité à partir de sources d’énergies renouvelables

La loi n°2017-227 du 24 février 2017, ratifiant les ordonnances n°2016-1019 du 27 juillet 2016 relative à l’autoconsommation d’électricité et n°2016-1059 du 3 août 2016 relative à la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables et visant à adapter certaines dispositions relatives aux réseaux d’électricité et de gaz et aux énergies renouvelables, est parue au Journal officiel du 25 février 2017.

A travers un nombre non négligeable d’amendements, ce texte est en réalité devenu une brève loi portant diverses mesures relatives à l’énergie.

Ratification, avec modifications, de l’ordonnance relative à l’autoconsommation

L’ordonnance relative à l’autoconsommation d’électricité crée les articles L.315-1 à L.315-8 du Code de l’énergie (au chapitre V, titre I, livre III), qui définissent et déterminent le régime de l’opération d’autoconsommation, dont la mise en œuvre permet de bénéficier d’un droit d’accès aux réseaux publics de transport et de distribution.

Si les auteurs de l’ordonnance avaient distingué opération d’autoconsommation et opération d’autoconsommation collective, le Parlement a fait le choix de distinguer plus précisément autoconsommation individuelle et collective. La première est définie comme le fait pour un autoproducteur de « consommer lui-même et sur un même site tout ou partie de l’électricité produite par son installation ». L’autoconsommation collective est quant à elle caractérisée par une pluralité de producteurs ou de consommateurs réunis au sein d’une société dédiée, et dont les points de soutirage (consommation) et d’injection (production) se situent « en aval d’un même poste public de transformation d’électricité de moyenne en basse tension ». Le législateur rétablit ainsi incidemment la notion de « moyenne tension », qui avait disparu du vocabulaire au profit de la « haute tension A » (HTA), au risque de créer des ambiguïtés dans l’interprétation des textes réglementaires.

En cas d’autoconsommation collective, la société dédiée doit indiquer au gestionnaire du réseau « la répartition de la production autoconsommée entre les consommateurs finals », ce qui permet ensuite à celui-ci d’établir la part de consommation provenant des fournisseurs, lorsque l’autoconsommation ne permet pas aux autoproducteurs de subvenir complètement à leurs besoins. L’article L.315-4 du Code de l’énergie, relatif au calcul par le gestionnaire de réseau de la part de la consommation des autoproducteurs collectifs qui provient de fournisseurs, prévoit que le gestionnaire de réseau prend en compte « le comportement de chaque consommateur final concerné, selon des modalités fixées par voie réglementaire ». Le but est de permettre aux gestionnaires de réseaux d’être aussi précis que possible, en utilisant les « courbes de charge » et « courbes de mesure » tenant compte de la répartition de la production autoconsommée que lui indique la personne morale qui organise l’opération d’autoconsommation collective.

L’article L.315-5 du Code de l’énergie prévoit par ailleurs, comme précédemment, que, si la production des installations d’une puissance supérieure à un seuil fixé par décret est supérieure à ce qui est consommé dans le cadre d’une opération d’autoconsommation, le surplus d’électricité injectée dans le réseau public est cédé gratuitement au gestionnaire dudit réseau. Cette quantité d’énergie est alors affectée à la couverture des pertes techniques.

Les gestionnaires de réseaux doivent mettre en place des « dispositifs techniques et contractuels » pour garantir la transparence et la non-discrimination des opérations d’autoconsommation. Devraient notamment être concernés le contrat d’accès au réseau, les conventions de raccordement et d’exploitation, ainsi que la documentation technique de référence (DTR) applicable.

Enfin, des aides sont instaurées au profit des petits autoproducteurs. D’une part, un tarif d’utilisation des réseaux (TURPE) spécial doit être établi par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour les installations de production d’une puissance inférieure à 100 kW. D’autre part, la loi exclut l’électricité autoconsommée de la taxe départementale sur la consommation finale d’électricité, lorsque la puissance installée de l’installation de production est inférieure à 1000 kW ou 1000 kWc.

Ratification de l’ordonnance relative à la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables et insertion de dispositions complémentaires

La loi ratifie également l’ordonnance du 3 août 2016 relative à la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables, qui comporte plusieurs dispositions relatives à l’obligation d’achat, au complément de rémunération, à la procédure de mise en concurrence et à l’intégration des énergies renouvelables au système électrique.

S’agissant de l’obligation d’achat, la puissance des installations en bénéficiant est désormais fixée par décret, dans le respect naturellement des lignes directrices « énergie-environnement » du 28 juin 2014 de la Commission européenne, et un arrêté doit préciser les règles de détermination du périmètre des installations de production. Consacrant un processus ancien, l’ordonnance prévoit qu’un décret viendra également définir les catégories d’installations qui peuvent obtenir le renouvellement de leur contrat d’obligation d’achat : les unes sont situées dans les zones non interconnectées, les autres sont situées sur le territoire métropolitain continental –à l’exception des installations produisant à partir de biomasse– et, bien qu’amorties, souffrent d’un coût d’exploitation supérieur à l’ensemble de leurs recettes. Des dispositions équivalentes sont prévues, au titre du complément de rémunération, pour certaines installations hydroélectriques en contrepartie d’un programme de rénovation et pour des installations structurellement non rentables.

Par ailleurs, conformément aux lignes directrices « énergie-environnement » et en lieu et place de la référence aux coûts évités par EDF, l’article L.314-4 du Code de l’énergie pose le principe selon lequel les conditions d’achat ne peuvent conduire à ce que la rémunération totale des capitaux immobilisés excède une rémunération raisonnable des capitaux et celui de la révision périodique de ces conditions afin de tenir compte de l’évolution des conditions économiques de fonctionnement des installations performantes représentatives des filières concernées. En outre, les producteurs qui consomment « tout [sic] ou partie » de l’électricité produite par leur installation peuvent désormais bénéficier d’une prime « tenant compte » des coûts qui ne sont pas couverts par la vente de l’électricité à EDF. Le même article prévoit enfin que les conditions d’achat comprennent les frais de contrôle de l’installation, les investissements et charges d’exploitation d’installations performantes de chaque filière et la compatibilité de l’installation avec la politique énergétique. Enfin, la cession des contrats d’achat à des opérateurs agréés n’est plus limitée à la période de six mois suivant la signature dudit contrat.

L’ordonnance a remplacé la procédure d’appel d’offres par une procédure de « mise en concurrence ». Au-delà de la diversification des procédures qui en résultent, deux articles L.311-10-1 et L.311-10-2 nouveaux ont été ajoutés au Code de l’énergie. Tirant les conséquences du fait que l’on se trouve hors du champ de la commande publique, ils prévoient l’application des principes de transparence et d’égalité de traitement des candidats, ainsi qu’une liste non exhaustive de critères de sélection des offres, dont le financement participatif.

Quant à l’intégration des énergies renouvelables au système électrique et compte tenu des volumes que cela représente désormais, l’ordonnance prévoit l’obligation pour les producteurs de transmettre les programmes d’appel de leurs installations au gestionnaire du réseau public de distribution, qui les agrège et les transmet à RTE ; naturellement, dans le cas où une installation participe au mécanisme d’ajustement, elle transmet directement son programme d’appel à RTE. Par ailleurs, la priorité d’appel aux installations utilisant du charbon autochtone est supprimée, tandis qu’une priorité d’appel est créée dans les zones non interconnectées au profit des installations produisant de l’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables. Un projet de décret prévoit d’introduire un article D.322-16 au Code de l’énergie, excluant de cette priorité d’appel les installations bénéficiant d’un système de stockage ou d’un réservoir hydraulique, et en limitant le bénéfice pour les turbines à combustion à partir de sources renouvelables à la condition qu’elles permettent d’éviter l’appel de turbines utilisant des combustibles fossiles.

Plus largement, la loi ajoute à l’ordonnance des dispositions intéressant la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables. En particulier, le critère du prix doit désormais représenter au moins la moitié de la pondération de l’ensemble des critères. Par ailleurs, afin que la rémunération du capital ne soit pas excessive, le bénéfice du complément de rémunération peut être subordonné à la renonciation à des aides financières ou fiscales.

Enfin, les parlementaires ont introduit un amendement pour rétablir le bénéfice de la réfaction sur les coûts de raccordement des installations de production à partir de sources d’énergie renouvelables, à un taux inférieur ou égal au taux traditionnel de 40%, cette fraction étant par suite mutualisée à travers le TURPE. Depuis la loi « NOME » du 7 décembre 2010, en effet, les installations de production d’électricité ne peuvent plus bénéficier de cette prise en charge partielle par le TURPE des coûts de raccordement aux réseaux publics, dite « réfaction tarifaire ». Le taux pourra être « différencié par niveau de puissance et par source d’énergie ». La réfaction s’appliquera quel que soit le maître d’ouvrage : en distribution publique, ce pourra être l’autorité concédante ou le concessionnaire. Elle est cependant exclue lorsque les conditions de raccordement sont établies par la procédure de mise en concurrence prévue désormais à l’article L.311-10 du Code de l’énergie.

Adoption de diverses dispositions dans le secteur de l’énergie

La loi de ratification insère enfin dans le Code de l’énergie diverses autres dispositions.

Ainsi, dans le secteur de l’électricité, l’article L.314-14 prévoit désormais que la valorisation des garanties d’origine est exclusive de l’obligation d’achat et du complément de rémunération, qui pèsent déjà sur la facture du consommateur, un décret devant préciser l’articulation de ces différents mécanismes de soutien. En conséquence, les garanties d’origine non émises par les producteurs d’électricité bénéficiant de l’obligation d’achat ou du complément de rémunération seront mises aux enchères, dans des conditions définies par décret.

Par ailleurs, le nouvel article L.314-18-1 du Code de l’environnement prévoit que les moulins à eau existant à la date de publication de la loi ne seront plus soumis aux prescriptions relatives à la continuité écologique, applicables aux cours d’eau mentionnés au 2° de l’article L.214-17 du même code. Cette disposition a pour objet de favoriser la rénovation des moulins et leur conversion en petites installations de production hydroélectrique, dans la mesure où ces ouvrages sont déjà insérés dans leur environnement et ne portent donc pas une atteinte excessive à la continuité écologique.

Pour le gaz, les nouveautés concernent tant le livre IV du Code de l’énergie que le livre V du Code de l’environnement. Elles ont pour objectif de prendre en compte la disparition programmée du gaz B, utilisé dans le nord-est de la France, résultant de la cessation progressive de l’exploitation du gisement de Gröningue aux Pays-Bas, qui représente actuellement 10% de la consommation française.

Ainsi, les opérateurs de stockage souterrain doivent prendre en compte les modifications de la nature du gaz naturel acheminé dans les réseaux, décidées pour des motifs de sécurité d’approvisionnement, afin de contribuer au bon fonctionnement et à l’équilibrage des réseaux, à la continuité de l’acheminement et de la livraison du gaz et à la sécurité des biens et des personnes. Un contrat peut être conclu à cet effet entre le gestionnaire du réseau de transport concerné et les opérateurs de stockage ; les coûts induits pour ces derniers sont compensés par le gestionnaire du réseau de transport, selon des modalités prévues par un décret pris après avis de la CRE.

De même, les gestionnaires de réseaux publics de distribution de gaz naturel dirigent et coordonnent l’adaptation de leurs réseaux respectifs, s’assurent de la compatibilité des installations des consommateurs finals avec la modification de la nature du gaz et peuvent interrompre la fourniture aux consommateurs refusant de se plier au contrôle de leurs installations. Ces dispositions doivent également être précisées par décret.

Des dispositions d’objet voisin ont été introduites dans le Code de l’environnement, tant pour les réseaux de transport que pour les réseaux de distribution de gaz.

L’ensemble des surcoûts liés à ces opérations de changement de nature du gaz acheminé est pris en charge par les tarifs d’utilisation des réseaux (ATRT et ATRD), aux termes d’une modification de l’article L.452-1 du Code de l’énergie.

Enfin, dans les concessions de distribution publique de gaz qui desservent plus de 100 000 clients, dont les concessionnaires historiques sont donc « dissociés » et n’ont pratiquement pas d’autres ressources que le tarif d’utilisation de leurs réseaux, ce tarif comporte désormais une réfaction au bénéfice des installations de production de biogaz, dont le taux est précisé par arrêté et plafonné à 40%.

Auteurs

Christophe Barthélemy, avocat associé en droit de l’énergie et droit public

Marc Devedeix, juriste en droit de l’énergie