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Loi de finances pour 2022 : principales dispositions concernant l’énergie Délibérations de la CRE : évolutions des tarifs de plusieurs infrastructures gazières | |
Confirmation par le Conseil d’Etat de la légalité de deux Délibérations de la CRE relatives aux modèles de contrat « Gestionnaire de Réseau de Distribution – Fournisseurs » (GRD-F) en électricité Rejet de deux référés-suspension relatifs au dispositif de révision des contrats photovoltaïques historiques Sanction pécuniaire de 100 000 euros infligée à la société Enedis en raison de son retard à exécuter une décision de règlement de différend du CoRDiS | |
| L’EUROPE | Nouvelles lignes directrices de la Commission européenne concernant les aides d’Etat au climat, à la protection de l’environnement et à l’énergie |
| LA REGULATION | Sanctions infligées à Google et Facebook pour manquement à leurs obligations en matière de cookies |
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La loi de finances pour 2022 promulguée le 30 décembre 2021 contient plusieurs dispositions relatives à l’énergie. Plusieurs articles ont trait au « bouclier tarifaire ». L’article 29 prévoit la modulation de la taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité (TICFE) du 1er février 2022 au 31 janvier 2023 avec un montant de la minoration pouvant évoluer afin que la hausse moyenne des tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE) au 1er février 2022 soit égale à 4 % TTC.
Par ailleurs, l’article 181 prévoit l’extension du gel des tarifs réglementés de vente de gaz naturel (TRVG) prévu par le décret n°2021-1380 (cf. L’Energie du droit n°45, octobre 2021) jusqu’au 31 décembre 2022. De plus, le même article prévoit également que, si après la baisse de la TICFE la proposition de la CRE pour les TRVE d’EDF applicables au 1er février 2022 dépasse une hausse de 4%, les ministres de l’économie et de l’énergie pourront s’opposer à cette proposition et fixer un niveau de tarifs inférieurs. Ils peuvent également s’opposer aux tarifs de cession des ELD. Enfin, l’article 181 prévoit la compensation des fournisseurs de gaz et d’électricité concernés par le gel tarifaire (gel du tarif réglementé de vente de gaz naturel et en cas de limitation de la hausse des TRVE par le Gouvernement).
L’article 182 encadre quant à lui l’aide pour les sites électro-intensifs avec une avance d’une partie de l’aide de l’Etat pour payer les quotas CO2 à partir de 2022 et représentant 150 millions d’euros, soit environ 24,45 % de l’aide.
Concernant les autres mesures, l’article 101 prévoit l’extension de la taxe pour les éoliennes en mer situées dans le domaine public maritimes (DPM, jusqu’à 22 km des côtes) aux futures éoliennes situées en zone économique exclusive (ZEE, de 22 à 370 km des côtes) dont les exploitants auront été retenus, après mise en concurrence, à compter du 1er janvier 2025. Cette taxe annuelle était de 18 605 € par MW installé en 2021.
Consulter la loi n°2021-1900 du 30 décembre 2021 de finances pour 2022
Le décret n°2021-1781 du 23 décembre 2021 précise, pour la France métropolitaine continentale, la façon dont sera mis à jour le critère de sécurité d’approvisionnement ainsi que les dispositions transitoires consistant à maintenir en vigueur le cadre actuel de détermination du critère de sécurité d’approvisionnement jusqu’en juillet 2022.
Ce critère est défini sur la base des termes du règlement (UE) 2019/9431 « Électricité » visant à s’assurer de la proportionnalité des mécanismes de rémunération de capacité parallèles aux marchés établis dans de nombreux États membres. En particulier l’article 25 du règlement « Electricité » prévoit que « lorsqu'ils appliquent des mécanismes de capacité, les États membres disposent d'une norme de fiabilité ». Cette norme de fiabilité « indique, d'une manière transparente, le niveau de sécurité d'approvisionnement nécessaire de l'État membre ».
La CRE a rendu un avis favorable sur ce projet de décret dans une délibération du 21 octobre 2021.
Consulter le décret n°2021-1781 du 23 décembre 2021
Consulter l’avis de la CRE du 21 octobre 2021
Deux arrêtés en date du 10 décembre 2021 clarifient les prescriptions applicables aux nouvelles éoliennes terrestres soumises à déclaration d’une part et soumise à autorisation, d’autre part. Ces textes modifient l’arrêté du 26 août 2011 et s’appliquent à compter du 1er janvier 2022.
Concernant les installations soumises à déclaration, l’arrêté définit le protocole de mesure acoustique à appliquer et instaure un contrôle acoustique systématique à réception. Concernant les installations soumises à autorisation, l’arrêté apporte des précisions sur le montant et l'actualisation des garanties financières à la mise en service et introduit des évolutions en cas de renouvellement de l’installation. Celui-ci définit également le protocole de mesure acoustique à appliquer et instaure un contrôle acoustique systématique à réception.
Consulter l’arrêté du 10 décembre 2021 (installation soumise à déclaration)
Consulter l’arrêté du 10 décembre 2021 (installation soumise à autorisation)
Un arrêté en date du 13 décembre 2021 fixe les conditions de l’obligation d’achat à un tarif réglementé du biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel.
L’arrêté du 13 décembre 2021 remplace notamment la notion de capacité maximale de production (Cmax), actuellement employée dans le cadre du dispositif d’obligation d’achat, par celle de production annuelle prévisionnelle et fixe le seuil en-dessous duquel les installations de production de biométhane injecté sont éligibles au guichet ouvert à 25 GWh de pouvoir calorifique supérieur (PCS) par an.
La CRE a rendu un avis favorable sur le projet d’arrêté dans une délibération en date du 30 septembre 2021.
Consulter l’arrêté du 13 décembre 2021
Consulter l’avis de la CRE du 30 septembre 2021
Un arrêté en date du 21 décembre 2021 approuve les nouvelles règles du mécanisme de capacité, en application des articles R. 335-1 et suivants du code de l’énergie. Les règles approuvées par l’arrêté du 16 septembre 2020 sont abrogées.
Ces nouvelles règles, première étape d'une réflexion plus globale sur les évolutions du mécanisme de capacité, contiennent des modifications applicables immédiatement et résultant du retour d’expérience et de la concertation avec l’ensemble des acteurs sur le fonctionnement du mécanisme. Outre la clarification de certaines dispositions dans les règles, les propositions de modifications concernent cinq principaux sujets : renforcer la lisibilité du mécanisme, améliorer la performance du mécanisme au regard de ses objectifs, faciliter le maniement quotidien du mécanisme par les parties prenantes, réduire la contrainte financière portée par les participants au mécanisme, et assurer la conformité du mécanisme avec le cadre réglementaire européen. Les règles contiennent aussi une modification des paramètres du mécanisme de capacité pour les années de livraison 2023 et 2024.
La CRE a rendu un avis favorable sur le projet d’arrêté dans une délibération du 16 décembre 2021.
Par ailleurs, la CRE a rendu deux autres délibérations le 16 décembre 2021 relatives d’une part, au prix administré pour le règlement des écarts en capacité portant sur les années de livraison 2023 et 2024 et d’autre part, à la convention entre RTE et les gestionnaires de réseaux de distribution portant sur les échanges de données.
Consulter l’arrêté du 21 décembre 2021
Consulter l’avis de la CRE du 16 décembre 2021
Par une délibération du 15 décembre 2021 et deux délibérations du 16 décembre 2021, la CRE a adopté un projet de décision relatif au tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des entreprises locales de distribution (ELD) de gaz (ATRD6). Ce projet a été soumis à l’avis du Conseil supérieur de l’énergie le 20 janvier 2022.
Par ailleurs, par deux délibérations, la CRE fait évoluer le tarif d’utilisation des réseaux de transport de gaz naturel (ATRT7) de GRTgaz et de Teréga ainsi que le revenu autorisé des opérateurs de stockage souterrain de gaz naturel (ATS2).
Le projet de décision relatif au tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des ELD (ATRD6) fixe le cadre de régulation tarifaire et les paramètres de la régulation incitative applicables aux ELD de gaz naturel pour une durée d’environ 4 ans, la trajectoire des charges d’exploitation, le CMPC (4,02 %), ainsi que l’évolution prévisionnelle du tarif et les termes tarifaires applicables à partir du 1er juillet 2022.
S’agissant de l’évolution de l’ATRT7 de GRTgaz et de Teréga, la délibération fixe, à compter du 1er avril 2022, de nouvelles grilles tarifaires s’appliquant aux réseaux de transport de gaz naturel.
Les évolutions tarifaires moyennes au 1er avril 2022 sont les suivantes : une baisse du tarif de 0,33 % sur les termes tarifaires du réseau principal des deux GRT, une baisse du tarif de 0,68 % sur les termes tarifaires du réseau régional de GRTgaz, une hausse du tarif de 2,16 % sur les termes tarifaires du réseau régional de Teréga.
Enfin, s’agissant de l’ATS2 de Storengy, Teréga et Géométhane, le total de ces revenus pour l’année 2022 s’élève à 715,4 M€, soit une hausse de 7,3 % par rapport à 2021.
Par deux délibérations des 16 septembre et 25 novembre 2021, publiées le 20 décembre 2021, la CRE adopte le rapport de synthèse de l’instruction des dossiers déposés lors de la treizième période de candidature à l’appel d’offres portant sur la réalisation et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partir de l’énergie solaire « Centrales sur bâtiments, serres et hangars agricoles et ombrières de parking de puissances comprises entre 100 kWc et 8 MWc ».
Consulter la délibération du 16 septembre 2021
Consulter la délibération du 25 novembre 2021
Par une délibération du 18 novembre 2021, publiée le 8 décembre, la CRE communique sur le bilan de l’année 2020 des cadres territoriaux de compensation pour les petites actions de maîtrise de la demande d’électricité (MDE) en Guadeloupe, Guyane, Martinique et à La Réunion.
Selon la CRE, cette deuxième année d’application du cadre a été marquée par la crise sanitaire qui a perturbé la logistique des opérations, freiné l’investissement des professionnels et des collectivités et empêché la tenue de certaines actions de communication. Les bilans des différents territoires font cependant état d’un développement satisfaisant des acteurs locaux, notamment grâce aux actions sur le segment résidentiel, ce qui a conduit à des résultats positifs en phase avec les objectifs initiaux des différents cadres de compensation.
Consulter la délibération du 18 novembre 2021
Par une délibération du 9 décembre 2021, la CRE maintient la certification de GRTgaz à la suite de l’augmentation de la participation de la société SIG et approuve la nomination de M. Olivier MAREUSE en tant que membre de la minorité du conseil d’administration de GRTgaz.
L’opération notifiée à la CRE vise à réorganiser l’actionnariat et à augmenter le capital de GRTgaz par la cession par Engie au profit de SIG de 11,5 % du capital et des droits de vote de GRTgaz et un apport en nature à GRTgaz par SIG des titres Elengy détenus par SIG, représentant environ 17,80 % du capital social et des droits de vote d’Elengy. Cet apport en nature donne lieu à une augmentation du capital de GRTgaz intégralement souscrite par SIG. Engie détient donc désormais 60,81 % du capital de GRTgaz et SIG 38,6 %. Par ailleurs, GRTgaz redevient l’actionnaire unique d’Elengy.
La CRE considère que les modifications de gouvernance de GRTgaz et Elengy qu’implique l’augmentation de la participation de la société SIG, ne remettent pas en cause la certification de GRTgaz. En particulier, l’opération n’a pas pour effet d’élargir le périmètre de l’entreprise verticalement intégrée à laquelle appartient GRTgaz.
Consulter la délibération du 9 décembre 2021
Par une délibération du 9 décembre 2021, la CRE adopte un projet de décision relative à la tarification des prestations annexes réalisées à titre exclusif par le gestionnaire du réseau public de transport d’électricité.
En application des dispositions de l’article L. 341-3 du code de l’énergie, il appartient à la CRE de fixer les méthodes utilisées pour établir les tarifs des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseaux.
Par cette délibération, la CRE souhaite :
Ce projet a ainsi été transmis, pour avis, au Conseil supérieur de l’énergie.
Consulter la délibération du 9 décembre 2021
Par une délibération du 16 décembre 2021, la CRE propose au ministre en charge de l’énergie, en application de l’article L. 342-8 du code de l’énergie, un projet d’arrêté sur les principes généraux de calcul de la contribution aux coûts de raccordement aux réseaux publics de distribution d’électricité.
Le projet d’arrêté proposé par la CRE prévoit notamment :
Ainsi, ce projet d’arrêté améliore la transparence pour les producteurs d’électricité renouvelable en permettant l’encadrement par la CRE des coûts de raccordement des installations relevant d’un S3REnR et permet également une optimisation des solutions de raccordement, se traduisant par une réduction significative des coûts et délais de raccordement dans certaines situations.
Consulter la délibération du 16 décembre 2021
Par une délibération du 16 décembre 2021, la CRE approuve la proposition des gestionnaires de réseaux de transport d'annexe aux règles d'allocations harmonisées spécifique à la région de calcul de capacité Core, sur la base de l’accord trouvé avec l’ensemble des autorités de régulation de la région le 2 décembre 2021.
En effet, en application des dispositions de l’article 5(3) du règlement (UE) 2019/942 du 5 juin 2019 (règlement ACER) et de l’article 4(7) du règlement (UE) 2016/1719 du 26 septembre 2016 (règlement FCA), les autorités de régulation d’une région sont compétentes pour approuver de manière coordonnée les annexes régionales aux règles d’allocation harmonisées prévues par le règlement FCA.
Consulter la délibération du 16 décembre 2021
La société Joul a formé deux recours devant le Conseil d’Etat dirigés, d’une part, contre la délibération de la CRE n°2019-034 du 24 octobre 2019 portant orientations sur le modèle de contrat GRD-F commun à tous les gestionnaires de réseaux de distribution d’électricité et, d’autre part, contre la délibération de la CRE n°2020-169 du 25 juin 2020 portant approbation du modèle de contrat d’accès aux réseaux publics de distribution d’Enedis pour les points de connexion en contrat unique.
Par une décision du 29 décembre 2021, le Conseil d’Etat rejette les deux requêtes. Le juge relève notamment que la CRE dispose de la compétence pour définir « un ensemble de règles, notamment en ce qui concerne la garantie financière à la charge du fournisseur, sous la forme d’un modèle de contrat relatif à l’accès au réseau public de distribution pour les points de connexion en contrat unique ».
Sur le fond, le juge valide tant le principe que les modalités de mise en oeuvre d’une garantie financière à la charge du fournisseur, destinée à prémunir le gestionnaire de réseau contre le risque d’un défaut de paiement du fournisseur.
Enfin, le Conseil d’Etat indique que la CRE peut imposer aux gestionnaires de réseaux de modifier des contrats en cours d’exécution « lorsque la modification de ces contrats répond à un motif d’intérêt général suffisant lié à l’impératif d’ordre public tenant à l’établissement d’une concurrence effective et loyale sur le marché ». Le juge précise qu’il incombe alors à la CRE de prévoir, pour des motifs de sécurité juridique, les mesures transitoires qui seraient, le cas échéant, nécessaires.
Consulter la décision du Conseil d’Etat du 29 décembre 2021
L’article 225 de la loi de finances pour 2021 a prévu une révision du tarif d’achat dont bénéficient certaines installations de production d’électricité photovoltaïque, tout en instituant un mécanisme dit de « clause de sauvegarde » permettant d’obtenir un réexamen du tarif révisé si ce dernier est de nature à compromettre la viabilité économique du producteur. Un décret et un arrêté du 26 octobre 2021 sont venus préciser les conditions de mise en oeuvre de ce dispositif de révision tarifaire. Deux recours en référé-suspension ont alors été introduits contre ces textes.
Par deux ordonnances du 23 décembre 2021, le Conseil d’Etat rejette ces recours.
En ce qui concerne le référé introduit par des associations représentantes de producteurs de la filière photovoltaïque (n°458989), le juge des référés conclut à l’absence de doute sérieux sur la légalité du décret et de l’arrêté attaqués, en répondant à chacun des huit moyens soulevés par les requérantes. Le juge écarte ainsi le moyen tiré de la méconnaissance du principe de sécurité juridique en relevant en particulier que l’activation du mécanisme de « clause de sauvegarde » conduit à suspendre l’application des tarifs révisés et à rétablir temporairement l’ancien tarif jusqu’à ce qu’il ait été statué sur la demande de réexamen.
Le juge des référés considère en outre que le décret attaqué n’est pas entaché d’incompétence négative. Il écarte également les critiques relatives au rôle joué par la CRE dans l’instruction des demandes de réexamen ainsi que celles dirigées contre la formule de calcul prévue dans l’arrêté attaqué. Les arguments relatifs à la prétendue rétroactivité illégale du décret ainsi qu’à la prétendue illégalité de la méthode normative mise en oeuvre par le décret et l’arrêté en litige sont également écartés. Il n’est pas non plus établi que la situation spécifique des zones non interconnectées (ZNI) n’aurait pas été suffisamment prise en compte par le pouvoir réglementaire. Enfin, le juge estime que la révision tarifaire ainsi mise en oeuvre n’était pas imprévisible pour un opérateur économique prudent et avisé.
En ce qui concerne le référé introduit par des sociétés productrices d’électricité (n°459050), le juge des référés choisit cette fois-ci de se placer sur le terrain du défaut d’urgence à suspendre le décret et l’arrêté contestés. Il considère en effet que l’entrée en vigueur de ces deux textes « ne fait naître aucune situation d’urgence dispensant les sociétés requérantes d’en justifier concrètement de manière particulière ». En outre, les considérations d’ordre général invoquées par les requérantes ne suffisent pas à les regarder comme étant placées concrètement dans une situation d’urgence alors qu’elles peuvent, par ailleurs, bénéficier effectivement et immédiatement de la suspension des nouveaux tarifs à travers le mécanisme de la « clause de sauvegarde » et, le cas échéant, obtenir la garantie d’un « tarif minimal » également prévu par le décret et l’arrêté contestés.
Consulter l’ordonnance n°458989 du juge des référés du Conseil d’Etat du 23 décembre 2021
Consulter l’ordonnance n°459050 du juge des référés du Conseil d’Etat du 23 décembre 2021
Au cours du premier trimestre de l’année 2020, le confinement mis en oeuvre pour faire face au développement de l’épidémie de covid-19 a entraîné une importante baisse de la consommation d’électricité en France et une diminution du prix de l’électricité sur les marchés de gros. Certains fournisseurs ont alors souhaité suspendre les livraisons d’électricité dont ils bénéficiaient de la part de la société EDF au titre de l’ARENH en invoquant une situation de « force majeure » au sens des stipulations de l’article 10 de l’accord-cadre sur l’ARENH conclu avec EDF.
Ces fournisseurs ont demandé à la CRE de notifier à RTE l’interruption des volumes d’ARENH qui leur sont livrés par EDF.
Dans ce contexte, la CRE a adopté une délibération le 26 mars 2020 dans laquelle elle constate le désaccord existant entre les fournisseurs d’électricité concernés et la société EDF s’agissant de l’existence ou non d’une situation de force majeure. Elle a décidé en conséquence de ne pas notifier à RTE l’interruption des livraisons d’ARENH aux fournisseurs qui en faisaient la demande.
La CRE a également donné son interprétation des stipulations de l’accord-cadre relatives à la force majeure et son analyse des conséquences sur le marché de l’électricité d’une suspension des accords-cadres sur l’ARENH.
Saisi par la société Hydroption d’un recours dirigé contre cette délibération, le Conseil d’Etat invalide, par une décision du 10 décembre 2021, l’interprétation proposée par la CRE s’agissant des conditions d’invocation de la force majeure.
Après avoir estimé que la délibération attaquée constituait un acte de « droit souple » susceptible de recours, le juge considère qu’« en réservant l’application de la force majeure à l’hypothèse d’une impossibilité totale pour l’acheteur d’exécuter l’obligation de paiement de l’ARENH alors que les stipulations de l'article 10 de l’accord-cadre subordonnaient uniquement le bénéfice de cette clause à la condition qu’un événement extérieur, irrésistible et imprévisible rende impossible l'exécution des obligations des parties dans des conditions économiques raisonnables, la Commission de régulation de l’énergie a entaché la délibération attaquée d’une erreur de droit. »
En revanche, la conclusion selon laquelle la CRE ne transmettrait pas à RTE une évolution des volumes d’ARENH livrés par EDF aux fournisseurs concernés n’est pas invalidée.
Consulter la décision du Conseil d’Etat du 10 décembre 2021
Par une décision du 7 décembre 2021 publiée le 29 décembre suivant, le CoRDiS prononce une sanction pécuniaire de 100 000 euros à l’encontre de la société Enedis en raison d’un retard de vingt mois et huit jours pour se conformer à une décision de règlement de différend.
Le CoRDiS avait été saisi en 2016 par une société exerçant une activité de production d’électricité par une centrale hydroélectrique, d’une demande de règlement d’un différend l’opposant à la société Enedis, gestionnaire de réseau public de distribution d’électricité. Aux termes de sa décision du 8 décembre 2017, le comité avait notamment enjoint à Enedis de communiquer au demandeur, avant le 8 février 2018 au plus tard, une nouvelle convention de raccordement. Constatant la non-exécution de cette injonction malgré plusieurs relances de sa part, la société productrice a saisi le CoRDiS d’une demande de sanction.
Dans sa décision du 7 décembre 2021, le comité estime que la société Enedis ne s’est pas conformée dans le délai qui lui était imparti à cette injonction et retient à son encontre un manquement caractérisé à l’article L. 134-28 du code de l’énergie (non-respect d’une décision de règlement de différend).
Si la société Enedis doit être regardée comme ayant exécuté la décision du CoRDiS avec l’envoi d’un projet de convention conforme à son injonction à la date du 16 octobre 2019, le comité constate que le manquement n’a cessé qu’à compter de la connaissance par Enedis de la demande de sanction, nonobstant les relances qui lui avaient été envoyées à trois reprises avant cette saisine.
Le comité relève par ailleurs que l’absence de transmission par la société Enedis d’un projet de convention de raccordement dans les délais prescrits aurait pu conduire la société productrice à devoir injecter sa production sans convention de raccordement.
Le comité estime que le retard de la société Enedis est susceptible d’avoir empêché la société productrice de bénéficier d’un contrat d’obligation d’achat H07R pendant vingt mois. Toutefois, si le comité estime que l’ampleur et la gravité du dommage résultent pour l’essentiel de la négligence et de la désorganisation interne du gestionnaire de réseau, il relève qu’il n’a pas été démontré qu’il ait cherché à tirer un quelconque avantage de cette situation.
Compte tenu de la gravité du manquement, de la situation de l’entreprise intéressée, de l’ampleur du dommage et des avantages tirés ainsi évalués, le comité prononce une sanction pécuniaire de 100 000 euros à l’encontre de la société Enedis et assortit cette sanction d’une publication de sa décision, d’une part, au Journal officiel et, d’autre part, sur le site de la CRE sans anonymisation pendant une durée de deux ans.
Consulter la décision du CoRDiS du 7 décembre 2021
Par une décision du 4 novembre 2021 publiée le 29 décembre suivant, le CoRDiS règle un différend relatif aux conditions d’injection de « gaz de mine » par la société Gazonor sur le réseau de transport de gaz naturel géré par le gestionnaire de réseau de transport (GRT) GRTgaz.
La société Gazonor, qui injecte sur le réseau de transport de gaz naturel du « gaz de mine » issu d’anciennes galeries minières du nord de la France, a saisi le CoRDiS à la suite d’un différend l’opposant à la société GRTgaz, après avoir constaté des limitations d’injection de son gaz de mine sur le réseau. Elle demandait notamment que le contrat d’injection la liant à la société GRTgaz soit modifié afin qu’un débit minimal d’injection de son gaz de mine sur le réseau lui soit garanti et que la société GRTgaz lui fournisse des informations sur les volumes injectables mensuels de gaz de mine.
Le CoRDiS rappelle que le droit d’accès des opérateurs au réseau de transport de gaz naturel peut être limité pour des motifs tenant à la préservation du bon fonctionnement et du niveau de sécurité des infrastructures de gaz naturel. Or, compte tenu de ses propriétés physico-chimiques, le gaz de mine doit préalablement être mélangé au gaz naturel prélevé sur le réseau de transport avant d’y être injecté. L’injection par la société Gazonor de son gaz de mine n’est par conséquent possible que dans la mesure où une quantité suffisante de gaz naturel est disponible sur le réseau au point d’injection afin de procéder à son mélange. Ce motif est ainsi de nature à justifier une limitation des quantités de gaz de mine injectées par la société Gazonor. Le comité rejette donc la demande de la société Gazonor tendant à ce que lui soit garantie une ouverture permanente du mélangeur de gaz de mine avec un débit minimal.
Le comité rappelle cependant que, dans le cadre de son obligation de transparence, le GRT doit fournir aux utilisateurs de ce réseau une information aussi claire et complète que possible sur leurs conditions d’accès au réseau et, notamment, le cas échéant, sur les raisons justifiant une limitation de leur accès à ce réseau ainsi que sur l’ampleur et la durée prévisibles de ces limitations d’accès.
Dès lors, il appartient à la société GRTgaz de fournir à la société Gazonor des prévisions relatives aux limitations d’accès à intervenir qui soient aussi complètes que possible afin de mettre cette société en mesure de prévoir et d’optimiser ses injections de gaz et de limiter les coûts liés au recyclage des quantités de gaz non injectées. En l’espèce, il apparaît au comité que la société GRTgaz est en mesure de fournir à la société Gazonor une estimation indicative des volumes injectables mensuels en se fondant sur l’historique des volumes de gaz présents sur le réseau.
Le comité enjoint donc à la société GRTgaz de proposer à la société Gazonor un avenant au contrat d’injection qui les lie afin d’y inclure cette obligation de transmission d’information. Le CoRDiS décide également que les premières estimations fournies par la société GRTgaz devront parvenir à la société Gazonor dans un délai d’un mois à compter de la notification de sa décision.
La société Gazonor a formé un recours contre cette décision devant la Cour d’appel de Paris.
Consulter la décision du CoRDiS du 4 novembre 2021
Par deux décisions des 13 et 14 octobre 2021, publiées début décembre, le CoRDiS examine à nouveau la question du raccordement au réseau public de distribution d’électricité d’installations de consommation situées sur des terrains enclavés.
Dans les deux demandes de règlement de différend dont était saisi le comité, les demandeurs au raccordement contestaient les solutions techniques envisagées par la société Enedis, gestionnaire de réseau public de distribution d’électricité, en particulier au regard de l’emplacement du coffret de coupe-circuit principal individuel (CCPI). La société Enedis, se fondant sur la norme NF C 14-100, soutenait en effet que les CCPI devaient être placés sur les parcelles à raccorder, tandis que les demandeurs estimaient que ces CCPI pouvaient être implantés en bordure du domaine public.
Le comité rappelle que les seuls textes auxquels doit se conformer toute solution technique en vue d’un raccordement au réseau public de distribution d’électricité sont les arrêtés du 17 mai 2001 et du 3 août 2016, lesquels n’obligent pas à implanter le coffret du CCPI sur la parcelle à raccorder. Si la norme NF C 14-100 demeure une norme de référence et que toute solution de raccordement établie selon cette norme est présumée être conforme à ces arrêtés, elle n’est plus d’application obligatoire. Il est ainsi possible de mettre en oeuvre toute autre solution répondant de manière équivalente aux finalités poursuivies par les arrêtés, en permettant d’atteindre le même niveau de sécurité à l’échelle de l’installation électrique et du bâtiment.
Le comité considère par ailleurs que, dans le cadre du raccordement d’un terrain enclavé, le gestionnaire peut bénéficier d’une servitude permettant l’implantation d’ouvrages du réseau public de distribution sur une parcelle privée, par voie conventionnelle ou par la voie d’une déclaration d’utilité publique. Il doit, lors de l’élaboration de la proposition de raccordement, examiner l’ensemble des conditions de droit et de fait dont la réunion est nécessaire pour rendre possible l’opération de raccordement de référence.
Dans les deux affaires, le comité a enjoint à la société Enedis de produire de nouvelles propositions de raccordement, dans un délai de 30 jours à compter de la notification de ses décisions.
Consulter la décision du CoRDiS du 13 octobre 2021
Consulter la décision du CoRDiS du 14 octobre 2021
La Commission européenne a approuvé le 21 décembre 2021 les nouvelles lignes directrices concernant les aides d’Etat au climat, à la protection de l’environnement et à l’énergie (CEEAG) modifiant la précédente version établie pour la période 2014-2020. Ces nouvelles règles sont prises en accord avec les objectifs de l’Union européenne (UE) dans le cadre du Pacte Vert pour l’Europe et du paquet « Fit for 55 » et ont pour but de permettre aux Etats membres de fournir le soutien nécessaire à l’atteinte de ces objectifs. Ces règles concernent l’ensemble des projets liés à la protection de l’environnement et du climat, à la décarbonation de l’économie et à la transition énergétique (production d’énergie renouvelable, efficacité énergétique, infrastructures, mobilité verte etc.). Ce texte intègre également les aides octroyées aux communautés d’énergie renouvelable et aux petites et moyennes entreprises en tant que moteurs importants de la transition écologique.
Plus particulièrement, ces lignes directrices élargissent les catégories d’investissements et de technologies que les Etats peuvent soutenir, introduisent des modifications quant aux réductions de certaines taxes sur l’électricité pour les gros consommateurs d’énergie et suppriment les subventions en faveur des combustibles fossiles les plus polluants. Les conditions d’approbation des aides à l’investissement dans le gaz naturel sont quant à elles largement réduites, à moins que l’investissement ne soit compatible avec les objectifs climatiques de l’UE. Enfin, cette nouvelle version comprend également une nouvelle section sur les aides à la fermeture d'installations de production de charbon, de tourbe et de schiste bitumineux.
La Commission a autorisé le 30 novembre 2021 le financement public français pour la construction d’un parc éolien en mer au large de la Normandie d’une puissance de 1 000 à 1 050 MW. Cette aide prend la forme d’un complément de rémunération octroyé à l’issue d’un appel d’offres concurrentiel spécifique à l’éolien en mer.
Cette décision de la Commission européenne n’a pas encore été rendue publique. Elle sera consultable dans le registre des aides d’Etat sous le numéro SA.62218.
Consulter le communiqué de presse de la Commission européenne du 30 novembre 2021
Consulter le registre des aides d’Etat de la Commission européenne
Par deux délibérations du 31 décembre 2021, la formation restreinte de la CNIL a sanctionné les sociétés Google LLC et Google Ireland Limited d’une part, et Facebook Ireland Limited d’autre part, pour des manquements aux dispositions de la loi « Informatique et libertés » relatives à la liberté du consentement des internautes qui utilisent les sites google.fr, youtube.com et facebook.com. Dans les deux cas, ces sanctions ont été adoptées à la suite de plusieurs plaintes dénonçant les modalités de refus des « cookies » (petits fichiers stockés par un serveur dans le terminal d'un utilisateur et associés à un domaine web) sur les sites en question.
La formation restreinte de la CNIL relève que, lorsqu’un utilisateur se rend sur ces sites, il n’est pas aussi simple de refuser les cookies que de les accepter. Or elle considère que le fait de rendre le mécanisme de refus des cookies plus complexe que celui consistant à les accepter revient en réalité à décourager les utilisateurs de refuser les cookies et à les inciter à privilégier la facilité du bouton « Accepter les cookies » ou « Tout accepter ». Par conséquent, s’il n’est pas contesté qu’en l’espèce, un choix est offert entre l’acceptation ou le refus des cookies, les modalités par lesquelles ce refus peut être exprimé, dans le contexte de la navigation sur le web, biaisent l’expression du choix en faveur du consentement de façon à altérer la liberté de choix.
La formation restreinte de la CNIL prononce des amendes administratives de 60 millions d’euros et 90 millions d’euros respectivement à l’encontre de Google Ireland Limited et Google LLC, ainsi qu’une amende administrative de 60 millions d’euros à l’encontre de Facebook Ireland Limited. Elle enjoint également à ces trois sociétés de mettre à disposition des internautes situés en France, dans un délai de trois mois à compter de la notification de ses décisions, un moyen permettant de refuser les cookies aussi simplement que celui existant pour les accepter, afin de garantir la liberté de leur consentement, sous astreinte de 100 000 euros par jour de retard. La formation restreinte de la CNIL décide enfin de rendre publiques, sur le site web de la CNIL et sur le site web de Légifrance, ses délibérations, qui ne permettront plus d’identifier nommément les sociétés à l’issue d’une durée de deux ans à compter de leur publication.
Le règlement délégué (UE) 2021/2139 du 4 juin 2021 a été publié au journal officiel de l’Union européenne le 9 décembre 2021. Celui-ci constitue le premier acte délégué relatif à la « taxonomie » et complète le règlement (UE) 2020/852 du 18 juin 2020 (cf. L’Energie du droit n°40, avril 2021). Ce règlement délégué permet de distinguer les activités économiques qui répondent aux critères d’atténuation et d’adaptation au changement climatique. Les investissements concernés peuvent ensuite bénéficier d’un « label » de durabilité. Ce texte doit être complété ultérieurement par celui précisant le traitement des activités nucléaires et gazières.
Consulter le règlement délégué (UE) 2021/2139 du 4 juin 2021
L’ACER a publié le 20 décembre 2021 des recommandations sur les modifications du règlement (UE) 2015/1222 du 24 juillet 2015 établissant une ligne directrice relative à l’allocation de la capacité et à la gestion de la congestion (règlement CACM). Ce règlement établit des règles contraignantes pour la mise en oeuvre et le fonctionnement du couplage du marché unique à l'échelle de l’Union européenne et le calcul de la capacité aux échéances journalières et infrajournalières.
Ces recommandations font suite à une demande de la Commission européenne en date du 22 janvier 2020. Elles proposent des modifications sur différents sujets tels que la gouvernance et le fonctionnement du couplage de marché, le calcul de capacité et les modifications du règlement (UE) 2017/1485 du 2 août 2017 établissant une ligne directrice sur la gestion du réseau de transport de l’électricité. Par ailleurs, l’ACER propose également de créer une entité unique pour exercer les missions d’opérateur de couplage de marchés au sein de l’Union européenne en 2028.
L’ACER et le CEER ont publié le 20 décembre 2021 une prise de position conjointe concernant le paquet législatif de la Commission européenne sur le marché de l’hydrogène et du gaz décarboné. Les deux institutions formulent neuf recommandations dans trois domaines : permettre une régulation progressive et flexible de l'hydrogène, garantir des règles du jeu équitables dans un système énergétique décarboné et intégré, autonomiser et protéger les consommateurs pour la transition énergétique.
L’ACER a publié le 22 décembre 2021 son premier rapport de suivi relatif à la mise en oeuvre du règlement (UE) 2017/2196 du 24 novembre 2017 établissant un code de réseau sur l’état d’urgence et la reconstitution du réseau électrique. Ce code de réseau établit les obligations que les gestionnaires de réseaux de transport doivent respecter en cas d’urgence, de panne ou de reconstitution du réseau électrique. L’ACER constate que, si la mise en oeuvre de ce code de réseau est en bonne voie, celle-ci n’est pas encore uniforme au niveau de l’Union européenne. L’agence rappelle la nécessité d’une mise en oeuvre uniforme afin d’empêcher l’aggravation d’un incident et la propagation des perturbations dans d’autres zones. Le rapport présente à cet effet un certain nombre de recommandations.