29.03.2022
gaz & électricité

L'énergie du droit - numero 49

EN BREF

LES TEXTES 

Loi relative à la différenciation, la décentralisation, la déconcentration et portant diverses mesures de simplification de l’action publique locale

Décret relatif à la part communale et à la part départementale de l’accise sur l’électricité

Délibération de la CRE portant sur les plans décennaux de développement de GRTgaz et Teréga pour la période 2020-2029

LE JUGE

Annulation de l’ordonnance de référé suspendant l’exécution de l’autorisation environnementale d’une centrale électrique devant être implantée au lieu-dit Larivot en Guyane

Rejet d’un référé dirigé contre une délibération de la CRE modifiant les règles relatives à la programmation, au mécanisme d'ajustement et au dispositif de responsable d'équilibre

L’EUROPE

Rejet par l’ACER de la première évaluation de l’ENTSO-E relative à l’adéquation des ressources en Europe

LA REGULATIONSanction de 300 millions d’euros prononcée contre la société EDF et certaines de ses filiales pour des pratiques d’abus de position dominante
ET AUSSI…

Rapport public annuel de la Cour des comptes pour 2022

 

[Actualités de février 2022]

 

Pour consulter la veille juridique : déroulez cette page ou téléchargez la veille en version .pdf

 


LES TEXTES

Lois

Loi relative à la différenciation, la décentralisation, la déconcentration et portant diverses mesures de simplification de l’action publique localeréglementaire relatif à la hausse des tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE)

La loi n°2022-217 du 21 février 2022 relative à la différenciation, la décentralisation, la déconcentration et portant diverses mesures de simplification de l’action publique locale (« loi 3DS ») prévoit plusieurs mesures concernant le secteur de l’énergie.

En matière d’énergies renouvelables, la loi 3DS prévoit notamment l’implantation d’éoliennes définie par le plan local d’urbanisme (PLU), l’allègement des contraintes budgétaires des collectivités pour investir dans des projets d’énergie renouvelable sur leur territoire et la possibilité de conclure des conventions entre l’État et les collectivités territoriales pour la mise en valeur d’installations hydrauliques.

En matière de réseaux de gaz, la loi simplifie la répartition des compétences concernant l’entretien des réseaux de distribution. Ainsi, la propriété des canalisation situées entre le réseau public de distribution et l’amont du compteur appartenant à la copropriété est transférée aux collectivités territoriales ou à leurs groupements, propriétaires des réseaux publics de distribution de gaz. Par ailleurs, la loi 3DS confie aux gestionnaires de réseaux de transport de gaz naturel les activités de comptage du biogaz pour les installations non-raccordées bénéficiant d’un contrat d’achat et pour les installations bénéficiant d’un contrat de complément de rémunération. Ils sont chargés de toutes les missions afférentes à ces compteurs.

Consulter la loi n°2022-217 du 21 février 2022

Décret

Décret relatif à la part communale et à la part départementale de l’accise sur l’électricité

Le décret n°2022-129 du 4 février 2022 est relatif à la réforme de la taxation locale de la consommation d’électricité. Celui-ci est pris pour l’application de l'article 54 de la loi de finances pour 2021 (cf. L’Energie du droit n°47, décembre 2021) prévoyant la suppression des taxes locales sur la consommation finale d’électricité en les intégrant progressivement à la taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité (TICFE).

Ce décret détermine les modalités de calcul des produits de la taxe sur la consommation finale d'électricité revenant aux communes, établissements publics de coopération intercommunale, départements, à la métropole de Lyon et à la ville de Paris. Il précise notamment la provenance des données utilisées et les conditions dans lesquelles sont constatées les quantités d'électricité fournies à l'échelle des territoires.

Décret précisant les modalités de calcul pour l'atteinte des plafonds d'émission de gaz à effet de serre pour la participation au mécanisme de capacité

Le décret n°2022-109 du 1er février 2022 précise les modalités de calcul des limites d'émissions de gaz à effet de serre pour la participation au mécanisme de capacité français et insère un nouvel article D. 335-24-1 au sein du code de l’énergie.

En effet, l’article L. 335-3 III. du code de l’énergie, résultant de l’application du règlement (UE) 2019/943 du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité, interdit la participation au mécanisme de capacité français d'une installation de production d'électricité utilisant des combustibles fossiles qui émettrait :

- pour les installations dont la production commerciale a débuté avant le 4 juillet 2019, au-delà de 550 g de dioxyde de carbone issu de carburant fossile par kWh d'électricité et de 350 kg de dioxyde de carbone issu de carburant fossile en moyenne par an et par kWe installé ;

- pour les installations dont la production commerciale a débuté après le 4 juillet 2019, au-delà de 550 g de dioxyde de carbone issu de carburant fossile par kWh d'électricité.

Décret modifiant le plafond d’émission de gaz à effet de serre pour les installations de production d’électricité à partir de combustibles fossiles

Le décret n°2022-123 du 5 février 2022 concerne les exploitants d'installations de production d'électricité à partir de combustibles fossiles en définissant le plafond des émissions de gaz à effet de serre pour les installations de production d'électricité visées au second alinéa de l'article L. 311-5-3 du code de l'énergie émettant plus de 0,55 tonne d'équivalents dioxyde de carbone (éqCO2) par mégawattheure, afin d'assurer les objectifs de sécurité d'approvisionnement prévus au 2° de l'article L. 100-1 du code de l'énergie.

Afin de permettre un recours accru aux centrales thermiques, ce plafond est relevé à 1 kilotonne d’éqCO2 par an et par mégawatt de puissance installée, contre 0,7 kilotonne éqCO2 auparavant, entre le 1er janvier et le 28 février 2022. Il sera ensuite abaissé à 0,6 kilotonne éqCO2 entre le 1er mars et le 31 décembre 2022 avant de revenir à son niveau initial de 0,7 kilotonne éqCO2 en 2023.

PRINCIPALES DELIBERATIONS DE LA CRE

Examen des plans décennaux de développement de GRTgaz et Teréga pour la période 2020-2029

Par une délibération du 27 janvier 2022 publiée le 2 février 2022, la CRE examine les plans décennaux de développement de GRTgaz et Teréga pour la période 2020-2029.

En application des dispositions du code de l’énergie, les gestionnaires de réseaux de transport (GRT) élaborent annuellement, après consultation des parties intéressées, un plan décennal de développement de leur réseau (PDD) qui est soumis à l’examen de la CRE.

D’une part, cette dernière constate que les plans décennaux présentés par les GRT sont cohérents avec le plan de développement des réseaux du Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour le gaz (ENTSOG).

D’autre part, la CRE formule plusieurs demandes aux GRT en ce qui concerne les scénarios de prévisions de la demande, la trajectoire prévisionnelle d’injection de gaz renouvelable, mais aussi en ce qui concerne la cohérence du PDD avec les besoins d’investissements, et au regard de l’injection d’hydrogène dans les réseaux.

Décision relative à la compensation due par les consommateurs aux gestionnaires de réseaux de transport de gaz naturel

Par une délibération du 20 janvier 2022 publiée le 5 février 2022, la CRE définit les modalités de calcul de compensation due par les consommateurs aux gestionnaires de réseaux de transport (GRT) de gaz naturel au titre des consommations sans fournisseur.

Dans le contexte de prix de marché élevés, le risque que des consommations sans fournisseur aient lieu est significativement accru. Ces consommations génèrent des coûts, parfois importants, chez les gestionnaires de réseaux. En conséquence, la CRE définit une compensation due aux GRT au titre de ces consommations sans fournisseur.

Le montant de la compensation des consommations est défini comme la somme des parts « énergie et acheminement » et « peines et soins ». La première reflète le coût d’approvisionnement de l’énergie par le GRT ainsi que les coûts de transport du gaz jusqu’au site et la seconde reflète les coûts opérationnels supportés par les GRT.

Validation des investissements de distribution de GRDF associés au développement du biométhane

Par une délibération du 3 février 2022, la CRE valide les investissements de distribution de GRDF associés au développement du biométhane.

Aux termes du code de l’énergie, les gestionnaires de réseaux établissent un programme d’investissements de renforcement du réseau en vue de permettre l’augmentation des capacités d’accueil de biométhane qu’ils soumettent à la validation de la CRE.

Cette dernière valide les 34 investissements soumis par GRDF permettant l’adaptation du réseau de distribution pour en augmenter les capacités d’accueil de biométhane et ce, pour un montant total de 17,3 M€.

Validation des zonages de raccordement dans le cadre de l’insertion du biométhane dans les réseaux de gaz.

Par une délibération du 3 février 2022, la CRE valide les zonages de raccordement dans le cadre de l’insertion du biométhane dans les réseaux de gaz.

En application des articles L. 453-9 et D. 453-21 du code de l’énergie, les gestionnaires des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel élaborent conjointement, pour chaque zone du territoire métropolitain continental située à proximité d’un réseau de gaz naturel, un projet de zonage de raccordement des installations de production de biogaz à un réseau de gaz naturel, qu'ils soumettent à la validation de la CRE.

Sur les 13 projets de zonage de raccordement soumis à la validation de la CRE, la CRE valide 12 zonages de raccordement dont la liste est annexée à sa délibération. 8 d’entre eux s’ajoutent aux 287 zonages déjà validés et les autres viennent réviser 4 d’entre eux. L’ensemble de ces zonages, représentant un montant prévisionnel d’investissement de 1,061 Mds€, permettra l’injection d’environ 1 298 projets ou augmentations de capacités et d’une partie du potentiel diffus ce qui représente une production annuelle d’environ 33 TWh.

Ces zonages de raccordement sont désormais prescriptifs : tout raccordement d’un site d’injection de biométhane doit être conforme à ceux-ci.

S’agissant du projet de zonage soumis à la révision de la CRE mais non révisé par la présente délibération, la CRE poursuit ses échanges avec les gestionnaires de réseaux afin de pouvoir apprécier l’avancement effectif de certains projets dans le registre de gestion des capacités.

 


LE JUGE

 

CONSEIL D'ETAT

Annulation de l’ordonnance de référé suspendant l’exécution de l’autorisation environnementale d’une centrale électrique devant être implantée au lieu-dit Larivot en Guyane

Par une ordonnance du 27 juillet 2021, le juge des référés du tribunal administratif de la Guyane a suspendu l’exécution de l’arrêté préfectoral du 22 octobre 2020 portant autorisation environnementale en vue de l'exploitation de la centrale électrique devant être implantée au lieu-dit Larivot.

Par une décision du 10 février 2022, le Conseil d’État annule cette ordonnance et rejette la demande de référé des associations requérantes.

Le Conseil d’État relève que la prise en compte des objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40 % entre 1990 et 2030 fixés à l'article L. 100-4 du code de l'énergie est prévue pour les autorisations d'exploiter une installation de production d'électricité par l'article L. 311-5 du code de l'énergie et pour les autorisations environnementales lorsqu'elles tiennent lieu d'une telle autorisation en application de l'article L. 181-3 du code de l'environnement. Il en va en revanche différemment pour les autorisations environnementales qui ne tiennent pas lieu d'autorisation d'exploiter une installation de production d'électricité. Par conséquent, le juge des référés a commis une erreur de droit en retenant le moyen tiré de la méconnaissance de l'obligation de prise en compte des objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre résultant de l'article L. 100-4 du code de l'énergie, alors que cette autorisation ne valait pas autorisation d'exploiter une installation de production d'électricité au titre du code de l'énergie.

Par ailleurs, le Conseil d’État considère que l’article L. 121-40 du code de l’urbanisme n'est pas applicable à une autorisation environnementale, qui n'a pas pour objet d'autoriser la construction d'une ou plusieurs installations mais seulement d'autoriser le futur exploitant à exploiter cette ou ces installations au titre de la législation des installations classées pour la protection de l'environnement. Il en résulte qu'en retenant le moyen tiré de la méconnaissance de l'article L. 121-40 du code de l'urbanisme, le juge des référés a commis une erreur de droit.

Après avoir annulé l’ordonnance du juge des référés, le Conseil d’État examine les autres moyens soulevés par les associations requérantes mais estime qu’aucun d’eux n’est de nature à faire naître un doute sérieux sur la légalité de l’arrêté litigieux.

Rejet d’un recours à l’encontre d’un décret relatif à l’autorité environnementale et à l’autorité chargée de l’examen au cas par cas

Par une décision du 16 février 2022, le Conseil d’État confirme la légalité du décret n°2020-844 du 3 juillet 2020 relatif à l'autorité environnementale et à l'autorité chargée de l'examen au cas par cas. Saisi par l’association France Nature Environnement d’un recours pour excès de pouvoir, le Conseil d’État considère effectivement qu’elle n’est pas fondée à demander l’annulation du décret.

Le Conseil d’État valide la procédure de consultation organisée sur le projet de décret en litige, en relevant que le public a bénéficié d'informations pertinentes de nature à permettre sa participation effective à la consultation en cause. Par ailleurs, la circonstance que certaines recommandations de l'autorité environnementale du Conseil général de l'environnement et du développement durable n'aient pas été retenues dans le décret attaqué est, à elle-seule, sans incidence sur la légalité de celui-ci. En outre, aucune disposition législative ou réglementaire n'impose que l'avis rendu par cette autorité figure dans la synthèse des observations du public rendue publique par l'autorité administrative.

Sur le fond, le Conseil d’État considère que le décret attaqué permet d'identifier avec une précision suffisante l'autorité chargé de l'examen au cas par cas pour les projets couverts par les dispositions de l’article L. 122-1 du code de l’environnement. Par ailleurs, les dispositions qui prévoient que l'examen au cas par cas est confié à une autre autorité que celle en principe prévue dans l'hypothèse dans laquelle cette dernière autorité estime se trouver dans une situation de conflit d'intérêts, sont également d'une précision suffisante, tant sur la détermination des cas de conflit d'intérêts que sur l'autorité compétente pour exercer alors l'examen au cas par cas.

De plus, le juge estime qu’en désignant, dans de nombreuses hypothèses, le préfet de région en qualité d'autorité chargée de l'examen au cas par cas afin de déterminer si un projet doit être soumis à évaluation environnementale, sans prévoir de dispositions excluant cette compétence lorsque celui-ci est par ailleurs compétent pour autoriser le projet concerné, sous réserve des situations de conflit d'intérêts, notamment s'il est chargé de l'élaboration du projet soumis à autorisation ou en assure la maîtrise d'ouvrage, le décret ne méconnaît pas les objectifs de la directive 2011/92/CE du 13 décembre 2011. Sur ce point, le Conseil d’État relève que le décret attaqué précise que lorsque l'autorité chargée de l'examen au cas par cas mentionnée au 3° du I de l'article R. 122-3 du code de l’environnement, à savoir le préfet de région, estime se trouver dans une situation de conflit d'intérêts, elle confie sans délai cet examen à la mission régionale d'autorité environnementale du Conseil général de l'environnement et du développement durable de la région sur laquelle le projet doit être réalisé.

Rejet d’un référé dirigé contre une délibération de la CRE modifiant les règles relatives à la programmation, au mécanisme d'ajustement et au dispositif de responsable d'équilibre

Par une ordonnance du 24 février 2022, le juge des référés du Conseil d’Etat statue sur la requête introduite par la société E-Pango et qui tend à la suspension de l’exécution de la délibération du 20 janvier 2022 de la CRE modifiant les règles relatives à la programmation, au mécanisme d’ajustement et au dispositif de responsable d’équilibre (dites « règles MA-RE »).

Par cette délibération, la CRE a décidé d’une adaptation temporaire des règles de sécurisation financière prévues au sein des règles MA-RE, afin de permettre à la société RTE, gestionnaire du réseau public de transport d’électricité, d'agir plus rapidement lorsque l'encours d'un responsable d'équilibre se creuse et de limiter la dette que peut lui laisser un responsable d'équilibre défaillant,

Saisi par la société E-Pango, qui exerce une activité de responsable d’équilibre, le juge des référés relève que, « s'il est vrai que l'application de la délibération litigieuse a pu accentuer les difficultés rencontrées par la société [requérante] pour faire face à ses engagements en sa qualité de responsable d'équilibre, il résulte de l'instruction (…) que pour l'heure, les autres responsables d'équilibre ont pu s'adapter aux nouvelles modalités ainsi définies, qui ne concernent pas la substance même des garanties exigées, et, surtout, que les difficultés dont fait état la société sont antérieures à la délibération contestée et se sont poursuivies depuis. » En outre, le juge relève que « la délibération litigieuse doit permettre d'éviter l'aggravation de l'exposition financière du gestionnaire du réseau de transport d'électricité et de protéger les utilisateurs du réseau ».

Dans ces conditions et « eu égard à l'intérêt public qui s'attache au bon fonctionnement et à la sécurisation du dispositif d'équilibre des flux d'électricité sur le réseau, et alors que la délibération contestée n'est que provisoire, d'un objet limité, et que les travaux de concertation pour l'élaboration de règles pérennes ont débuté », le juge des référés considère que la condition d’urgence n’est pas remplie en l’espèce. Il rejette donc la demande de suspension dont il était saisi.

COUR DE JUSTICE DE L’UNION EUROPEENNE (CJUE)

Précisions sur la possibilité d’un raccordement direct des clients finaux au réseau de transport de gaz naturel

Par un arrêt en date du 24 février 2022, la CJUE s’est prononcée sur des questions préjudicielles posées à l’occasion d’un litige relatif à la décision n°1/7 de la commission de régulation des services publics lettonne du 18 avril 2019 en vertu de laquelle tout utilisateur de gaz naturel peut se raccorder, sous certaines conditions, au réseau de transport du gaz naturel, sans l’intermédiaire du gestionnaire du réseau de distribution.

La loi du 11 février 2016, qui organise l’ouverture du marché du gaz naturel en Lettonie, a habilité la commission de régulation des services publics à approuver les règles de raccordement au réseau de gaz naturel des producteurs de biométhane et des gestionnaires de réseau de gaz naturel liquéfié (GNL), ainsi que les règles permettant aux clients de gaz naturel de se raccorder tant au réseau de transport qu’à celui de distribution de gaz naturel. Cette même loi prévoit la possibilité offerte à tout client de gaz naturel, y compris les clients de gaz naturel qui ne sont pas de nouveaux clients industriels, de se raccorder directement au réseau de transport de gaz naturel.

Sur ce fondement, la commission de régulation des services publics lettone a approuvé la possibilité pour les clients de gaz naturel de se voir fournir directement du gaz naturel via le réseau de transport et a refusé dans le même temps d’imposer des restrictions à ces demandes de raccordement.

Saisie par la société Latvijas Gaze d’un recours tendant à l’annulation, d’une part, des articles 45§7 et 84§1 de la loi du 11 février 2016, et d’autre part, de la décision n°1/7 de la commission de régulation des services publics, la cour constitutionnelle lettone a saisi la CJUE de plusieurs questions préjudicielles.

Par son arrêt du 24 février 2022, la CJUE considère qu’il ne découle pas de l’article 23 et de l’article 32, paragraphe 1, de la directive 2009/73/CE du 13 juillet 2009, que les Etats membres soient tenus d’adopter une réglementation en vertu de laquelle, d’une part, tout client final peut choisir d’être raccordé soit au réseau de transport soit au réseau de distribution de gaz naturel et, d’autre part, le gestionnaire de réseau concerné est tenu de lui permettre de se raccorder audit réseau.

La Cour considère également que l’article 23 de la directive 2009/73 doit être interprété en ce sens qu’il n’oblige pas les Etats membres à adopter une réglementation en vertu de laquelle seul un client industriel peut se raccorder au réseau de transport de gaz naturel.

Enfin, elle estime que l’article 2, point 3, et l’article 23 de la directive 2009/73 doivent être interprétés en ce sens qu’ils ne s’opposent pas à une réglementation d’un Etat membre en vertu de laquelle le transport de gaz naturel comprend le transport de gaz naturel directement vers le réseau d’approvisionnement en gaz naturel d’un client final.

 


 

 

L'EUROPE

Actualité de l'ACER

Rejet par l’ACER de la première évaluation de l’ENTSO-E relative à l’adéquation des ressources en Europe

Dans une décision en date du 22 février 2022, l’ACER rejette la première évaluation de l’ENTSO-E relative à l’adéquation des ressources en Europe pour l’année 2021. Cette décision résulte de la saisine de l’ACER par l’ENTSO-E en novembre 2021 sur le fondement de l’article 63 du Règlement « électricité » (UE) 2019/943. L’objectif de cette évaluation est de surveiller les risques pour la sécurité d’approvisionnement et d’identifier tout problème lié à l’adéquation des ressources en Europe.

L’ACER n’approuve pas l’évaluation pour l’année 2021 en raison de lacunes méthodologiques compromettant son exactitude. En effet, selon l’ACER, ce rapport sous-estime le niveau de production, d’effacement ou le volume de capacité disponible pour les échanges interzones entraînant une surestimation des problèmes liés à l’adéquation des ressources. Estimant que le délai est trop court pour modifier l’évaluation, l’ACER propose des recommandations pour la prochaine évaluation pour l’année 2022, notamment celle de mieux prendre en compte l’impact du Paquet Climat.

Lettre d'information trimestrielle de l’ACER sur REMIT

L’ACER publie le n°27 de sa lettre d'information trimestrielle sur REMIT pour le 4e trimestre 2021. Outre les statistiques habituelles, la lettre d'information traite des volumes de déclaration effectuées au cours de l'année écoulée et revient sur une violation de l’article 4 du règlement REMIT concernant la publication d’informations privilégiées en Lettonie. Cette violation a été annoncée par l’autorité de régulation nationale lettone en septembre 2021 et concerne un incident survenu en novembre 2019. L’acteur du marché concerné avait divulgué une panne d'un actif et n’avait pas mis à jour le message correspondant lorsque l'actif était revenu sur le marché de manière anticipée. La lettre d'information examine la violation au regard du règlement REMIT et des orientations de l’ACER sur REMIT. Aucune amende n'a été prononcée.

En ce qui concerne les volumes des déclarations, le taux d'augmentation des données déclarées a considérablement ralenti. Cette réduction est en partie attribuée au Brexit, qui a fait sortir du champ d'application un nombre important de données et d'acteurs de marché.

Avis de l’ACER relatifs aux décisions de régulateurs concernant les capacités de transport de gaz bidirectionnelles

Selon l’article 5 et l’annexe III du règlement (UE) 2017/1938 du 25 octobre 2017 concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz naturel (« Règlement SoS »), les gestionnaires de réseaux de transport (GRT) de gaz mettent en place une capacité physique permanente de transport du gaz dans les deux directions sur toutes les interconnexions entre États membres, appelée « capacité bidirectionnelle ». L’article 5(4)(b) du Règlement SoS prévoit la possibilité pour les GRT de bénéficier d’une dérogation à cette obligation.

L’ACER a publié le 3 février 2022 deux avis sur des décisions prises par des régulateurs nationaux relatives à des demandes de dérogation ou de prolongation de dérogation émises par des GRT :

  • la décision des régulateurs autrichiens et hongrois (E-Control et MEKH) pour le point d’interconnexion de Mosonmagyaróvár et ;
  • la décision des régulateurs autrichiens et slovènes (E-Control et AGEN) pour le point d’interconnexion de Murfeld/Ceršak.

Pour ces deux points d’interconnexion, l'ACER confirme qu'il n'est pas nécessaire d'établir une capacité bidirectionnelle dans les circonstances actuelles. L'établissement d'une telle capacité à court ou moyen terme, s’il n'est pas soutenu par le marché, peut entraîner des investissements inefficaces. Les coûts d'investissement dépasseraient largement les avantages potentiels très limités en termes de sécurité de l'approvisionnement en gaz.

Enfin, l’ACER estime que les propositions des GRT ont été préparées en conformité avec le Règlement SoS. Toutefois, celles-ci ne comprennent pas une étude de faisabilité complète du projet et une analyse coûts-bénéfices comme l'exige le règlement (UE) 327/2013 (« Règlement RTE-E »).

Rapport de l’ACER sur la mise en œuvre danoise du code de réseau sur l'harmonisation des structures tarifaires pour le transport du gaz

L’ACER a publié le 14 février 2022 son deuxième rapport sur la mise en œuvre du règlement (UE) 2017/460 du 16 mars 2017 établissant un code de réseau sur l’harmonisation des structures tarifaires pour le transport de gaz au Danemark à destination du régulateur national danois (Energistyrelsen). Le premier rapport date du 14 décembre 2018. Ces rapports sont publiés régulièrement par l’ACER à destination des différents régulateurs nationaux.

Dans ce rapport, l'ACER estime que le gestionnaire de réseau de transport danois Energinet ne démontre pas suffisamment la conformité de sa méthode de calcul du prix de référence avec les exigences du code de réseau. La méthode de calcul du prix de référence est appliquée à la part du revenu associé aux services de transport à recouvrer à partir des tarifs de transport fondés sur la capacité dans le but d'établir des prix de référence.

Le régulateur danois doit, à ce titre, prendre une décision motivée sur la méthode de calcul du prix de référence d’Energinet d’ici le 14 mai 2022.

Décision de l’ACER relative à la méthodologie commune de fixation du prix de l'énergie d'équilibrage et de la capacité entre zones utilisée pour l'échange d'énergie d'équilibrage

Dans une décision en date du 25 février 2022 l’ACER, conformément aux dispositions du Règlement (UE) 2017/2195 du 23 novembre 2017 concernant une ligne directrice sur l’équilibrage du système électrique, modifie la proposition des gestionnaires de réseaux de transport (GRT) européens de méthodologie commune de fixation du prix de l'énergie d'équilibrage et de la capacité entre zones utilisée pour l'échange d'énergie d'équilibrage.

A ce titre, l’ACER opte pour une limite de prix temporaire pour l’équilibrage du système électrique pendant les quatre premières années d’activité des plateformes d’équilibrage européennes afin d’atténuer les risques éventuels de la phase initiale de mise en service de ces plateformes et de permettre aux GRT et aux acteurs de marché d’acquérir de l’expérience sur leur fonctionnement. Une telle mesure permet une limitation du prix à 15 000 euros/MWh jusqu’en juillet 2026.

 


 

 

LA REGULATION

Comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDiS)

Règlement d’un différend relatif au raccordement d’une installation de consommation au réseau public de distribution d’électricité  

Le comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDiS) s’est prononcé, par une décision du 8 février 2022, sur un différend qui se présente dans la continuité d’un précédent différend réglé le 17 mai 2021 (décision n°07-38-21), et qui traite de la problématique de l’élaboration de l’opération de raccordement de référence (ORR) dans le cadre d’un terrain enclavé, notamment au regard de la norme NF C 14-100, et de ses conséquences en cas de partage de la maîtrise d’ouvrage entre le gestionnaire de réseau public de distribution (GRD) et une autorité organisatrice de la distribution d’électricité (AODE).

Dans cette affaire, les demandeurs au raccordement, représentés par la société Elec’Chantier 44, contestaient la solution technique envisagée par la société Enedis pour raccorder leur parcelle enclavée.

À titre liminaire, le comité rappelle que si ses décisions présentent un caractère administratif et ne sont pas revêtues de l’autorité de la chose jugée, il ne peut se prononcer de nouveau sur une demande dont il a eu à connaître par le passé que si celle-ci repose sur des éléments de droit et de fait nouveaux, de nature à caractériser un nouveau différend, ce qui est le cas en l’espèce.

Faisant ensuite application de sa pratique décisionnelle en matière de raccordement de terrains enclavés, le comité considère que, si les ouvrages de branchement conçus et réalisés selon les prescriptions de la norme NF C 14-100 sont présumés satisfaire aux objectifs de l’arrêté du 3 août 2016 et aux prescriptions de l’arrêté du 17 mai 2001 fixant les conditions techniques auxquelles doivent satisfaire les distributions d'énergie électrique, il est néanmoins possible de mettre en œuvre toute autre solution technique susceptible d’être reproduite dans des circonstances similaires et répondant de manière équivalente aux finalités poursuivies par ces arrêtés. Ainsi, une solution technique peut constituer l’ORR sans répondre en tout point aux prescriptions de la norme NF C 14-100.

Par ailleurs, dans la mesure où le cahier des charges de concession en vigueur prévoit la compétence du syndicat départemental d’électrification et d’équipement rural (SDEER) pour les travaux d’extension, la proposition de raccordement communiquée par la société Enedis est incomplète car se limitant aux travaux de branchement et ne permet pas d’identifier l’ORR.

Constatant qu’aucun texte ne précise les modalités de traitement d’une demande de raccordement en cas de partage de la maîtrise d’ouvrage entre un GRD et une AODE, le comité estime qu’en l’espèce, pour donner un effet utile à sa décision, le SDEER et la société Enedis doivent étudier et élaborer ensemble une proposition de raccordement.

Ainsi, le comité enjoint à la société Enedis et au SDEER d’étudier l’opération de raccordement présentée par la société Elec’Chantier 44 et de réaliser, chacun pour ce qui le concerne, une étude permettant de déterminer l’ORR et de transmettre tous les éléments nécessaires à la bonne et complète information de la société Elec’Chantier 44. Il revient à la société Enedis de transmettre à la société demanderesse une proposition de raccordement.

Autorité de la concurrence

Sanction de 300 millions d’euros prononcée contre la société EDF et certaines de ses filiales pour des pratiques d’abus de position dominante

Par une décision du 22 février 2022, l’Autorité de la concurrence sanctionne l’abus de position dominante de la société EDF et de certaines de ses filiales en raison de l’exploitation abusive des données issues des fichiers des clients éligibles aux tarifs réglementés de vente (TRV) ainsi que des infrastructures commerciales dédiées à la gestion des contrats au TRV pour développer la commercialisation de ses offres de marché, notamment de gaz et de services énergétiques. Les pratiques réprimées ont débuté en mars 2004 et ont perduré au moins jusqu’au 25 mai 2021.

L’Autorité relève qu’EDF, dans le cadre d’une stratégie globale visant l’ensemble des segments de clientèle, a fait une exploitation abusive des moyens dont elle disposait en sa qualité d’opérateur au TRV, qui constituaient un avantage concurrentiel et qui n’étaient pas reproductibles par ses concurrents dans des conditions de coûts et de délais raisonnables, afin de maintenir sa position sur les marchés de la fourniture au détail d’électricité et de renforcer sa position sur les marchés connexes de la fourniture de gaz et de services énergétiques.

L’Autorité conclut qu’EDF, ainsi que plusieurs sociétés appartenant au groupe EDF, ont abusé de la position dominante détenue par EDF sur les marchés de la fourniture au détail d’électricité aux grands sites non résidentiels dont la consommation annuelle est inférieure à 7 GWh/an, de la fourniture au détail d’électricité aux sites moyens non résidentiels, de la fourniture au détail d’électricité aux petits sites non résidentiels et de la fourniture au détail d’électricité aux sites résidentiels.

Dans le cadre d’une procédure de transaction, l’Autorité inflige aux sociétés concernées une sanction de 300 millions d’euros et rend obligatoires pour une durée de trois ans les engagements pris par EDF en ce qui concerne, d’une part, la mise à disposition de son fichier clients au TRV « Bleu » aux fournisseurs alternatifs qui en feraient la demande et, d’autre part, la séparation des parcours de souscription par téléphone des clients et prospects au TRV « Bleu » et des clients et prospects en offre de marché.

 


ET AUSSI

Rapport public annuel de la Cour des comptes pour 2022

Dans son rapport public annuel pour 2022 publié en février 2022, la Cour des comptes a notamment procédé à l’examen de la situation de l’approvisionnement en électricité en France. La juridiction financière recommande à la CRE d’établir le bilan des conséquences financières pour les fournisseurs des mesures d’urgence mises en œuvre par le Gouvernement en réponse à la crise dans le secteur de l’électricité.

Le président de la CRE partage les analyses et les recommandations formulées par la Cour des comptes. Il rappelle que les conséquences de la crise sur les infrastructures de réseaux ont déjà fait l’objet d’une analyse à l’occasion d’une délibération de la CRE du 25 mars 2021 portant communication sur les effets pour l’année 2020 de la crise Covid-19 pour les opérateurs de réseaux.

Second rapport du CEER sur les effets de la pandémie du COVID-19 sur le secteur de l’énergie en Europe

Le CEER a publié le 8 février 2022 son second rapport relatif aux effets de la pandémie du COVID-19 sur le secteur de l’énergie en Europe. Dans ce rapport, le CEER poursuit l’analyse menée en 2021 dans son précédent rapport (cf. L’Energie du droit n°39, mars 2021).

Le rapport se fonde sur les réponses de 24 autorités de régulation nationales et couvre la période allant de janvier 2020 à juin 2021. Le rapport étudie notamment les mesures prises par les Etats membres pour limiter la propagation du virus. Celui-ci constate que la majorité des Etats membres ont imposé des mesures de restriction des libertés ayant réduit la vie sociale et économique et, par conséquent, la consommation d'électricité et de gaz. L'impact relatif de la pandémie a été plus prononcé pour l'électricité que pour le gaz.

Concernant l’impact de la pandémie sur le système énergétique (consommation et prix de l'énergie), la plupart des Etats membres ont pris des mesures pour protéger les consommateurs particuliers ainsi que les entreprises.

Enfin, le rapport revient également sur l’adaptation des méthodes de travail des régulateurs nationaux, notamment par la mise en place généralisée du télétravail.

Communication de l’ESMA sur la révision de ses lignes directrices en matière d’adéquation de la directive MIF 2

Dans le cadre de la révision des lignes directrices portant sur l’évaluation de certaines exigences en matière d’adéquation de la directive MIF 2, l’Autorité européenne des marchés financiers (ESMA) vise à adapter ses orientations afin de prendre en compte les préférences « ESG » (critères environnementaux, sociaux et de gouvernance) des investisseurs.

Dans un communiqué publié le 22 février 2022, l’Autorité des marchés financiers (AMF) précise que l’ESMA a lancé une consultation publique le 27 janvier 2022. L’ESMA envisage de publier son rapport final et ses lignes directrices au troisième trimestre 2022.

Rapport d’auto-évaluation pour 2020 du CEER dans le cadre de sa feuille de route du CEER pour un bon fonctionnement des marchés de détail d’ici 2025

Le CEER a publié le 23 février 2022 son rapport d’auto-évaluation pour l’année 2020 dans le cadre de sa feuille de route pour un bon fonctionnement des marchés de détail d’ici 2025. Ce rapport a pour finalité d’évaluer l’évolution et le fonctionnement des marchés de détail d’électricité et de gaz dans les différents États membres pour l’année 2020 avec comme objectif de favoriser la concurrence, d’améliorer le fonctionnement des marchés et de promouvoir des offres de marché abordables pour les consommateurs.

Le rapport 2020 est divisé en trois groupes d’analyses : « concentration du marché, engagement et sensibilisation des consommateurs », « fondamentaux de la réponse à la demande et innovation » et « concentration et formation des prix ».