L'énergie du droit - numero 79
Actualité Électricité Gaz
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EN BREF
| LES TEXTES | Obligation d'installation d'ombrières pour certains parcs de stationnement : parution d’un décret du 13 novembre 2024 Délibération de la CRE portant orientations sur la méthode de construction des tarifs réglementés de vente d’électricité pour les sites souscrivant des puissances supérieures à 36 kVA |
| LE JUGE | Conseil d’Etat : confirmation la légalité de l’arrêté relatif à l’encadrement de la contribution au titre du déploiement d’infrastructures collectives de recharge relevant du réseau public de distribution dans les immeubles collectifs et de l’arrêté relatif à la définition du taux d’équipement à long terme et de la puissance de référence par point de recharge pour le déploiement d’infrastructures collectives de recharge relevant du réseau public de distribution Conseil d’Etat : confirmation de la légalité des arrêtés relatifs aux TRVE applicables aux consommateurs résidentiels en France métropolitaine continentale et aux TRVE applicables dans les ZNI Conseil d’Etat : confirmation de la légalité de la délibération de la CRE approuvant les Règles « services système fréquence » (SSyF) de RTE |
| L’EUROPE | Règlement d’exécution relatif aux trajectoires de remplissage des stockages de gaz |
| LA REGULATION | CoRDiS : règlement d’un différend relatif à la qualité de l’alimentation électrique par le réseau public de distribution d’électricité CoRDiS : règlement d’un différend relatif à l’enlèvement d’un transformateur situé dans une résidence |
| ET AUSSI | Rapports de la CRE et de l’Autorité de la concurrence relatifs à l’évaluation des tarifs réglementés de vente d’électricité |
[Actualités de novembre 2024]
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LES TEXTES
Décrets
Décret relatif à l’obligation d’installation d’ombrières intégrant un procédé de production d’énergies renouvelables pour les parcs de stationnement de plus de 1500 m2
L'article 40 de la loi du 10 mars 2023 relative à l'accélération de la production d'énergies renouvelables (APER) prévoit, pour les parcs de stationnement de plus de 1 500 m2, une obligation d'installation d'ombrières intégrant un procédé de production d'énergies renouvelables.
Ce décret a pour objet de fixer les modalités d’application de cet article. Il présente les modalités de calcul de la superficie d'un parc de stationnement déclenchant cette obligation. Il énonce également les critères relatifs aux exonérations prévues par la loi. Il précise en outre les conditions d'application des sanctions applicables en cas de manquement aux obligations.
Le décret est applicable aux parcs de stationnement extérieurs existants au 1er juillet 2023 et soumis aux obligations prévues par la loi APER ou ceux dont la demande d'autorisation d'urbanisme est déposée à compter du premier jour du mois suivant la publication du décret.
Principales délibérations de la CRE
Décision sur les conditions d’approbation, le contenu et l’élaboration des demandes de mutualisation des raccordements des consommateurs et des gestionnaires de réseaux de distribution au réseau public de transport
En application de l’article L. 342-2 du code de l’énergie, la CRE est compétente pour autoriser RTE à réaliser un ensemble d’ouvrages mutualisés pour offrir une capacité de raccordement supérieure à la capacité nécessaire au seul raccordement de l'installation ou de l'ouvrage à l'origine de ces travaux, afin de permettre le raccordement, concomitant ou ultérieur, d'autres installations de consommation ou d'ouvrages de réseaux publics de distribution situés à proximité.
Le décret relatif à la mutualisation des coûts de raccordement pour les installations raccordées au réseau public de transport (cf. L’Energie du droit n°75, juin 2024) encadre la procédure d’autorisation de la création d’ouvrages mutualisés ainsi que d’établissement de la quote-part associée.
Dans ce cadre, la CRE définit les conditions d’approbation ainsi que le contenu des demandes de mutualisation des raccordements au réseau public de transport des installations de consommation et des ouvrages du réseau public de distribution.
Avis sur deux projets de cahiers des charges relatifs à la procédure de mise en concurrence avec dialogue concurrentiel n°2/2022 portant sur une installation d’éoliennes en mer posées de production d’électricité en Sud-Atlantique au large de l’île d’Oléron (« AO7 ») et à la procédure de mise en concurrence avec dialogue concurrentiel n°3/2022 portant sur un second projet d’installation d’éoliennes en mer posées au large de la Normandie au sein de la zone « Centre Manche » (« AO8 »)
Le 29 août 2024, la CRE a rendu un avis sur les projets de cahiers des charges des procédures de mise en concurrence portant sur l’installation d’éoliennes en mer posées dits AO7 et AO8 (cf. L’Energie du droit n°77, septembre 2024).
La CRE a été saisie par le ministre chargé de l’énergie, de dispositions additionnelles relatives aux à la sécurité aérienne visant le cahier des charges de la procédure AO8 et pouvant concerner la procédure AO7.
La CRE émet un avis favorable à l’introduction de dispositions explicitant les relations entre le producteur et les autorités en charge de la sécurité et de la sûreté aérienne et la prise en compte des contraintes associées pour la conception et l’exploitation du projet.
Elle recommande de retenir un mode de compensation par financement direct des surcoûts engendrés par l’installation d’un équipement de compensation de la couverture radar plutôt qu’un ajustement du complément de rémunération.
Orientations sur la méthode de construction des tarifs réglementés de vente d’électricité pour les sites souscrivant des puissances supérieures à 36 kVA
La loi du 11 avril 2024 visant à protéger le groupe Électricité de France d'un démembrement élargit l’éligibilité des tarifs réglementés de vente (TRVE), à compter du 1er février 2025, en supprimant le plafond de 36 kVA pour la puissance souscrite des sites (cf. L’Energie du droit n°73, avril 2024)
Dans sa délibération du 21 novembre 2024, la CRE communique les modalités de construction particulières des TRVE « sup 36 » et notamment :
- les choix des profils de consommation pour l’année 2025 ;
- les postes horosaisonniers – la CRE décide d’utiliser les mêmes postes que ceux du TURPE pour cette catégorie de clients ;
- la référence pour les coûts commerciaux – la CRE fait le choix de s’appuyer sur une référence fournie par EDF, représentative de ce segment de clientèle ;
- le lissage de la capacité – la CRE décide de prendre, pour les années 2025 et 2026, une période de lissage s’étalant entre la date de publication de la délibération et la fin de l’année précédant l’année couverte. Après 2026, la CRE fixe la période de lissage à deux ans, en cohérence avec la stratégie retenue pour l’approvisionnement en énergie ;
- la prise en compte du TURPE.
Allocation des volumes d’ARENH dans le cadre du guichet clos le 21 novembre 2024
Dans le cadre du mécanisme d’Accès Régulé à l’Electricité Nucléaire Historique (ARENH), la CRE a reçu pour l’année 2025 un total de demandes représentant 135,04 TWh d’électricité formulées par 107 fournisseurs (hors fourniture des pertes des gestionnaires de réseaux et hors filiales d’EDF).
Les fournisseurs ont été invités à justifier leur demande d’ARENH auprès de la CRE selon les modalités définies dans la délibération du 24 octobre 2024 relative au contenu du dossier de demande d’ARENH. La CRE observe que les fournisseurs ont su justifier la cohérence de leur demande d’ARENH avec leurs perspectives de développement.
Pour l’attribution d’ARENH pour l’année 2025 à la suite du guichet s’étant terminé le 21 novembre 2024, la CRE a ainsi corrigé la quantité de produit théorique de quatre fournisseurs pour un total de 0,11 TWh, ce qui représente un taux d’attribution de 74,12 %.
LE JUGE
Cour de justice de l'Union Européenne (CJUE)
Question préjudicielle relative à la définition du gestionnaire de réseau de distribution
Par une décision du 28 novembre 2024, la CJUE répond à une question préjudicielle portant sur l’interprétation de l’article 2, points 28 et 29, ainsi que des articles 30 et suivants de la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil, du 5 juin 2019, concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et modifiant la directive 2012/27/UE. La question préjudicielle a été présentée à la Cour dans le cadre d’un litige opposant ENGIE Deutschland GmbH à l’autorité de régulation du Land de Saxe au sujet du refus d’un gestionnaire de réseau de distribution allemand de raccorder à son réseau deux installations énergétiques d’ENGIE en tant qu’installations d’autoconsommation. La juridiction de renvoi relève que la législation nationale relative aux installations d’autoconsommation serait incompatible avec les dispositions de la directive (UE) 2019/944 s’il devait apparaître que ces installations font partie intégrante du réseau de distribution.
La Cour conclut que ces dispositions doivent être interprétées en ce sens qu’elles s’opposent à une réglementation nationale en vertu de laquelle n’est pas soumise aux obligations incombant à un gestionnaire de réseau de distribution l’entreprise qui construit et exploite, en remplacement de l’ancien réseau de distribution, une installation énergétique destinée à approvisionner le réseau en électricité via une centrale de cogénération.
Tribunal de l'Union Européenne (TUE)
Nord Stream 2 : rejet du recours intenté à l’encontre de la directive (UE) 2019/692 du Parlement européen et du Conseil du 17 avril 2019 modifiant la directive 2009/73/CE concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel
Par une décision du 27 novembre 2024, le TUE rejette le recours fondé sur l’article 263 TFUE, intenté par la société Nord Stream 2 AG, société de droit suisse dont l’actionnaire unique est la société publique russe par actions (PJSC) Gazprom. La société Nord Stream 2 AG demandait l’annulation de la directive n°2019/692 du Parlement européen et du Conseil du 17 avril 2019 modifiant la directive 2009/73/CE concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel.
La directive attaquée prévoit que la notion d’« interconnexion » couvre désormais, non seulement toute conduite de transport qui traverse ou franchit la frontière entre deux États membres afin de relier le réseau de transport national de ces États membres, mais également toute conduite de transport entre un État membre et un pays tiers. Elle étend ainsi les principes fondamentaux découlant du droit de l’Union dans le domaine de l’énergie et, notamment, les principes de transparence dans l’exploitation, la fixation de tarifs non-discriminatoires, un niveau approprié d’accès non-discriminatoire des tiers ainsi que l’exigence d’un niveau de séparation entre les activités de fourniture et de transport (unbundling).
Le Tribunal juge que cette directive ne permet à la requérante de bénéficier, ni de la dérogation à ces principes prévue pour les gazoducs entre un État membre et un pays tiers achevés avant le 23 mai 2019, ni de l’exemption prévue par la directive 2009/73 modifiée, car celle-ci est conditionnée à l’absence d’atteinte à la sécurité d’approvisionnement en gaz naturel au sein de l’Union européenne. Il n’en résulte ainsi aucune violation des principes d’égalité de traitement et de proportionnalité, ni aucune violation du principe de sécurité juridique. Le tribunal, qui rejette également les moyens tirés de vices de formes, estime que les modifications adoptées ne constituent pas plus un détournement de pouvoir.
Conseil d'Etat
Confirmation de la légalité de l’arrêté relatif à l’encadrement de la contribution au titre du déploiement d’infrastructures collectives de recharge relevant du réseau public de distribution dans les immeubles collectifs et de l’arrêté relatif à la définition du taux d’équipement à long terme et de la puissance de référence par point de recharge pour le déploiement d’infrastructures collectives de recharge relevant du réseau public de distribution
Au soutien de sa requête, l’association française des opérateurs de recharge pour véhicules électriques (AFOR) avançait que le mécanisme de pré-financement par le tarif d’utilisation du réseau public d’électricité (TURPE) des infrastructures collectives de recharge prévu par l’article L. 353-12 du code de l’énergie constituait une aide d’Etat illégale au profit du gestionnaire de réseau de distribution.
Les arrêtés du 2 juin 2023, relatifs à l’encadrement de la contribution au titre du déploiement des infrastructures collectives de recharge relevant du réseau public de distribution d’électricité ainsi qu’à la définition du taux d’équipement à long terme et de la puissance de référence par point de recharge de ces infrastructures de recharge ont été adoptés en application de cette disposition.
Appliquant les critères classiques de qualification des aides d’Etat, le Conseil d’Etat a jugé que le financement de la réalisation des infrastructures collectives de recharge par le TURPE, ne peut être qualifié d’aide d’Etat dans la mesure où il vise à compenser les obligations de service public du GRD sans lui conférer un avantage économique susceptible de le favoriser, dès lors que les modalités de calcul de la compensation versée n’excèdent pas ce qui est nécessaire pour couvrir les coûts résultant de l’exécution des obligations en cause, en tenant compte des recettes qui y sont relatives ainsi que d’un bénéfice raisonnable.
Confirmation de la légalité des arrêtés relatifs aux TRVE applicables aux consommateurs résidentiels en France métropolitaine continentale et aux TRVE applicables dans les ZNI
Par une décision du 26 novembre 2024, le Conseil d’Etat confirme la légalité des arrêtés du 28 juillet 2023 relatifs aux TRVE applicables aux consommateurs résidentiels en France métropolitaine continentale et aux TRVE applicables dans les ZNI. Une requête avait été dirigée à leur encontre par l'association Confédération de la consommation, du logement et du cadre de vie (CLCV) qui arguait de l’illégalité de ces arrêtés par voie de conséquence de l’illégalité de la délibération de la CRE n° 2022-312 du 1er décembre 2022 relative à l’allocation des volumes d’accès régulé à l’énergie nucléaire historique (ARENH).
Le Conseil d’Etat rappelle cependant que l'illégalité d'un acte administratif, qu'il soit ou non réglementaire, ne peut être utilement invoquée par voie d'exception à l'appui de conclusions dirigées contre une décision administrative ultérieure que si cette dernière décision a été prise pour l'application du premier acte ou s'il en constitue la base légale. Or, les arrêtés attaqués ne sont pas des actes pris pour l’application de la délibération n° 2022-312 du 1er décembre 2022, laquelle ne constitue pas davantage leur base légale, comme le rappelle la haute juridiction qui rejette le moyen.
Par ailleurs, l’arrêt précise que l’association requérante ne peut utilement soutenir que les arrêtés auraient été pris en méconnaissance des articles L. 336-9 et R. 336-14 du code de l’énergie, puisque ces articles ne leur sont pas applicables.
Enfin, le juge écarte le moyen tiré de ce que ces arrêtés seraient entachés d’une erreur manifeste d’appréciation tenant à l’insuffisante prise en compte, par la CRE, des « surestimations » des demandes d’ARENH par les fournisseurs alternatifs, puisque les arrêtés en cause ont, de toute façon, fait opposition à la proposition tarifaire de la CRE du 22 juin 2023 et ont limité la hausse des TRVE, dans le cadre du « bouclier tarifaire ».
Rejet du recours intenté par la société EDF à l’encontre de la délibération n°2022-226 de la CRE du 28 juillet 2022 portant approbation des « règles services système fréquence » (SSyF) proposées par la société Réseau de transport d'électricité (RTE)
Par une décision du 26 novembre 2024, le Conseil d’Etat rejette le recours dont il avait été saisi par la société EDF visant à obtenir l’annulation du point 2.6 de la délibération de la CRE du 28 juillet 2022 portant approbation des Règles Services Système fréquence proposées par RTE, en tant qu'il approuverait, d'une part, la suspension de la contractualisation de la réserve secondaire par appel d'offres « dans l'hypothèse d'un problème SI rendant temporairement impossible la contractualisation de la Réserve Secondaire par appel d'offres ou d'une défaillance de marché signalée par la CRE » et, d'autre part, un prix forfaitaire de capacité insuffisant par rapport aux coûts réels de constitution des capacités de réserve secondaire d'EDF.
Le Conseil d’Etat considère que le point 2.6 de la délibération attaquée n’a ni pour objet, ni pour effet d’approuver le prix forfaitaire de capacité, fixé par les dispositions, divisibles du reste des règles SSyF 7.1, de l’article 10.1 de ces dernières.
Il considère, en revanche, que la délibération attaquée expose la décision de la CRE de réviser les règles SSyF 7.1, relatives à la procédure de relai de fonctionnement, et renvoie à l’annexe de la délibération pour l’énoncé des nouvelles règles et qu’ainsi, la fin de non-recevoir opposée par la CRE, tirée de ce que le point 2.6 ne ferait pas grief, doit être écartée. Le Conseil d’Etat relève que les règles SSyF prévoyaient déjà, dans leur version 7 approuvée par la délibération de la CRE du 10 juin 2021, la possibilité de recourir à la procédure de relai de fonctionnement « dans l’hypothèse d’un problème SI ». Ainsi, les dispositions approuvées par la délibération attaquée, selon lesquelles la société RTE peut recourir à cette même procédure « dans l’hypothèse d’un problème SI rendant temporairement impossible la contractualisation de la Réserve Secondaire par appel d’offres », sont purement confirmatives des dispositions antérieures et les conclusions tendant à leur annulation sont donc tardives et, par suite, irrecevables pour ce motif.
Enfin, le Conseil d’Etat juge qu’en application des dispositions du règlement « Electricité » de 2019, la CRE « peut prévoir une dérogation à l’obligation de fonder sur un marché primaire, les passations de marché qui concernent des capacités d'équilibrage dans le cas, non seulement d’une absence totale de concurrence, mais également d’un manque de concurrence » et en conclut qu’en « prévoyant un recours à la procédure de relai en fonctionnement dans l’hypothèse d’une défaillance de marché, la délibération attaquée ne saurait avoir pour effet de permettre un tel recours dans d’autres hypothèses que celles d’un manque de concurrence ».
Qualité pour agir des tiers intervenant sur le marché affecté contre les décisions rendues par l’Autorité de la concurrence
Par une décision du 20 novembre 2024, le Conseil d’Etat rejette la requête dont il avait été saisi par la société Kosc à l’encontre de la décision par laquelle l'Autorité de la concurrence a clos une saisine d'office portant sur l'examen du respect des engagements sous réserves, sur le fondement desquels avait été autorisée la prise de contrôle exclusif de la société SFR par la société Numericable.
Le Conseil d’Etat décide que les tiers qui interviennent sur les marchés affectés par une opération de concentration autorisée par l'Autorité de la concurrence, justifient d'un intérêt leur donnant qualité pour contester la décision par laquelle cette dernière, après s'être saisie d'office, prononce une mesure corrective sur le fondement de l'article L. 430-8 du code de commerce. Cette disposition prévoit la possibilité, pour l’Autorité, de prononcer de nouvelles injonctions, qui ont pour les parties à l’opération le caractère de sanction, ainsi qu’une sanction pécuniaire pour non-respect des engagements prescrits dans le cadre de l’autorisation délivrée. Les tiers peuvent agir à l’encontre de cette décision y compris lorsque l’Autorité décide qu'il n'y a pas lieu de prononcer l'une de ces mesures.
L'EUROPE
Commission européenne
Aides d’Etat : autorisation d’un régime roumain en faveur des entreprises grandes consommatrices d’énergie
Dans une décision en date du 20 novembre 2024, la Commission européenne autorise un régime roumain d’un montant de 578 millions d’euros en faveur des entreprises grandes consommatrices d’énergie. Cette mesure vise à abaisser le taux d'un prélèvement sur l'électricité au bénéfice de ces entreprises. Le prélèvement en question est destiné à soutenir l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables afin d’atténuer le risque de délocalisation des activités de ces entreprises vers des lieux hors de l’Union européennes où les politiques climatiques sont moins ambitieuses. Le régime durera jusqu'au 31 décembre 2031.
Cette décision de la Commission européenne n’a pas encore été rendue publique et sera consultable ultérieurement dans le registre des aides d’Etat au numéro SA.110166.
- Consulter le communiqué de presse de la Commission européenne du 21 novembre 2024
- Consulter le registre des aides d’Etat de la Commission européenne
Règlement d’exécution relatif aux objectifs intermédiaires des Etats membres pour le stockage de gaz
La Commission européenne a publié le 29 novembre 2024 un règlement d’exécution fixant les objectifs intermédiaires des Etats membres pour 2025 en matière de stockage de gaz pour les mois de février, mai, juillet et septembre. Pour rappel, le Règlement (UE) 2022/1032 du 29 juin 2022 (cf. L’Energie du droit n°53, juin 2022) fixe l’objectif final de remplissage des stockages à 90 % au 1er novembre 2025. Dans ce règlement d’exécution, la Commission fixe une moyenne de remplissage minimale d’environ 50 % en février 2025. Cet objectif était fixé à 45 % en 2023 et 2024. Une telle augmentation s’explique notamment en raison de la fin de l’accord de transit du gaz russe par l’Ukraine au 1er janvier 2025. Les objectifs français restent toutefois inchangés par rapport à 2024.
Agence de Coopération des Régulateurs de l’Energie (ACER)
Avis relatif à la compatibilité de la révision des plans nationaux de développement des réseaux de gaz et d’hydrogène avec le plan décennal de développement du réseau (TYNDP)
Dans un avis en date du 29 octobre 2024, publié le 19 novembre 2024, l’ACER évalue la compatibilité de la révision des plans nationaux de développement des réseaux de gaz et d’hydrogène avec le plan décennal de développement du réseau (TYNDP) pour la période 2023-2024.
Cette évaluation révèle deux tendances principales :
- une cohérence croissante dans la planification des réseaux de gaz, associée à une tendance encourageante à aligner les plans nationaux avec le TYNDP ;
- une pratique émergente de planification du réseau d’hydrogène, avec une planification et un cadre juridique de plus en plus développés dans certains Etats membres.
Pour améliorer la cohérence des plans nationaux, l’ACER recommande de :
- consulter les parties prenantes et se coordonner avec les opérateurs voisins pour échanger des informations sur les scénarios ;
- coordonner autant que possible le calendrier de la planification nationale avec le processus de développement du TYNDP ;
- renforcer la surveillances par les autorités de régulation nationales.
Concernant la cohérence des TYNDP, l’ACER recommande de :
- fournir des informations détaillées sur les coûts et, si possible, sur les avantages financiers ;
- améliorer la planification pour éviter les retards récurrents dans l’élaboration et la publication du TYNDP ;
- veiller à ce que les projets pertinents apparaissent à la fois dans le TYNDP et dans les plans nationaux.
L'ACER encourage les Etats membres ainsi que le réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport de gaz (ENTSOG) à prendre en compte les recommandations de cet avis pour accroître la cohérence des futurs plans nationaux et européens. Le prochain avis de l'ACER sera publié en 2026.
« Market Monitoring Report 2024 » relatif à l’hydrogène
L’ACER a publié le 19 novembre 2024 son premier rapport de surveillance relatif à l’hydrogène. L’agence estime que les projets d’hydrogène sont confrontés à des risques liés aux incertitudes de la demande future d’hydrogène et aux coûts élevés. Cela mènerait l’Union européenne à ne pas atteindre l’objectif de consommation de 20 millions de tonnes d’hydrogène renouvelable d’ici 2030, alors que la consommation au niveau européen s’est élevée à 7,2 millions de tonnes en 2023. L’un des obstacles principaux à ce développement est notamment le coût élevé de l’hydrogène renouvelable produit par électrolyse, 3 à 4 fois plus élevé que celui de l’hydrogène produit à partir de gaz naturel.
Pour accélérer ce développement, l’ACER recommande notamment de :
- transposer rapidement les textes européens relatifs à l’hydrogène et au gaz décarboné au niveau national ;
- accélérer le déploiement des électrolyseurs et la décarbonisation du secteur de l’électricité pour accroître la compétitivité des coûts de l’hydrogène renouvelable.
- améliorer les prévisions et accélérer la planification pour identifier les besoins en infrastructures d’hydrogène.
Conclusions concernant la consultation publique relative à la révision du Règlement REMIT
Dans le cadre de l’entrée en vigueur du Règlement 2024/1106 le 8 mai 2024 (cf. L’Energie du droit n°73, avril 2024) révisant le Règlement REMIT, l’ACER a lancé une consultation publique, du 28 juin au 16 septembre 2024, afin de recueillir des commentaires sur les révisions proposées à l’annexe relative à la communication de données du Règlement d’exécution REMIT.
L’ACER a publié les conclusions de cette consultation le 29 novembre 2024. 92 contributeurs y ont répondu. Ces derniers ont notamment :
souligné la nécessité de maintenir un cadre de communication des données stable et efficace ;
fourni des commentaires détaillés sur différentes sections de l'annexe, remettant en question la faisabilité et la nécessité des changements proposés ;
souligné l'importance de prévoir suffisamment de temps pour mettre en œuvre les nouvelles exigences en matière de communication.
La Commission européenne a jusqu’au 8 mai 2025 pour modifier ce règlement d'exécution.
LA REGULATION
Comité de Règlement des Différends et Sanctions (CoRDiS)
Demande relative à l’enlèvement d’un transformateur situé dans une résidence
Par une décision du 4 novembre 2024, le Comité s’est prononcé sur un différend relatif à la détermination de la personne responsable de l’enlèvement d’un transformateur situé dans une résidence.
Au sein d’un local annexe d’une copropriété édifiée en 1971, la société EDF a installé un transformateur de distribution publique, desservant les locaux à usage d’habitation de la résidence et plusieurs immeubles du quartier. Ce local contient également un autre transformateur alimentant les parties communes et les éléments d’équipement communs relevant de la copropriété.
En 2010, dans le cadre du plan national d'élimination des appareils contaminés aux polychlorobiphényles (PCB), la société ERDF a démantelé le transformateur desservant les locaux à usage d'habitation de la résidence mais a refusé de démanteler l'autre transformateur alimentant les parties communes de cette résidence, au motif qu'il s'agissait d'un ouvrage privé appartenant au syndicat de copropriété de l'immeuble.
Saisi par le syndicat de la copropriété, le CoRDiS relève qu’au moment de son installation, le transformateur litigieux ne relevait pas du réseau public de distribution d'électricité, dès lors que le point de raccordement de l'immeuble est situé dans le domaine de haute tension « HTA » et, donc, en amont du transformateur.
En outre, ce transformateur, qui sert exclusivement à alimenter des équipements relevant des parties communes de l'immeuble, ne peut être regardé comme « nécessaire au raccordement au réseau » ni donc, en conséquence, entrer dans la catégorie des colonnes montantes au sens et pour l'application des dispositions de la loi du 23 novembre 2018, dite loi « ELAN ».
Il incombe par conséquent à la copropriété, et non au gestionnaire du réseau public de distribution d'électricité, de procéder à tous travaux relatifs à ce transformateur.
Demande relative à la qualité de l’alimentation électrique d’une installation de consommation par le réseau public de distribution d’électricité
Le CoRDiS s’est prononcé, par une décision du 5 novembre 2024, sur une demande de règlement de différend présentée à l’encontre de la société Enedis, concernant la qualité de l’alimentation électrique par le réseau public de distribution d’électricité d’une installation de consommation.
Mme B. a saisi le Comité après avoir constaté, à compter du mois de décembre 2022, des chutes de tension sur le réseau au point de livraison de son domicile.
La société Enedis, qui est intervenue dès janvier 2023, a répondu, d’une part, que des travaux de renforcement du réseau étaient entamés et suivaient le calendrier arrêté et, d’autre part, qu’il n’était pas établi que les désagréments auxquels se réfère Mme B. provenaient effectivement de baisses de tension sur le réseau public de distribution. Cette dernière avait par ailleurs refusé la pose d’un compteur Linky à son domicile qui aurait permis de mesurer d’éventuelles excursions de tension.
S’agissant de la demande de Mme B. de se voir indemnisée des dégâts causés sur ses appareils domestiques, le Comité rappelle qu’il ne lui appartient pas de condamner l’une des parties à la réparation d’un préjudice. Il revient à la demanderesse, si elle le juge utile, de saisir la juridiction compétente de ses demandes indemnitaires.
Par ailleurs, au cours des échanges intervenus los de la séance publique, la société Enedis a indiqué que les travaux de renforcement de la zone seraient achevés le 8 novembre 2024 et Mme B. a accepté l’installation immédiate d’un compteur Linky dans son domicile, afin notamment que soient réalisées, en temps réel, les mesures nécessaires à la détection d’éventuelles anomalies résiduelles sur le réseau électrique desservant ce domicile.
C’est ainsi que le Comité a constaté qu’il n’y avait plus lieu, en l’état de l’instruction et sur le fondement des engagements des parties, de statuer sur la demande de règlement de différend que lui a soumise Mme B.
Office of gas and electricity markets (OFGEM)
Amende de 7 millions de livres sterling pour surfacturation de la part d’un fournisseur d’énergie
A la suite d’un audit, le fournisseur Opus Energy s’est volontairement signalé à l’Ofgem pour des failles dans son système de facturation : les clients bénéficiaient temporairement du mauvais tarif, ou leurs périodes de tarification étaient dupliquées de manière incorrecte.
Ces deux failles ont entraîné la surfacturation de 87 825 clients sur une période de 20 ans. Si 93 % des comptes ont été surfacturés de moins de 50 livres sterling au total, un client, qui a depuis été remboursé, a payé 102 000 livres sterling en trop.
Opus Energy a depuis résolu les problèmes techniques. Le fournisseur s'est engagé à ne pas recouvrer les montants auprès des clients qui ont été sous-facturés en raison des défaillances du système.
Amende de 14,5 millions de livres sterling pour omission de fourniture de factures finales et de remboursement des soldes créditeurs des clients de compteurs à prépaiement
Une enquête menée par l’Ofgem a révélé que près de 250 000 comptes de clients équipés de compteurs à prépaiement ont été affectés, entre février 2021 et septembre 2023, en raison d’une erreur dans le système de facturation d’E.ON Next, que le fournisseur a lui-même signalé à Ofgem.
En raison de ce problème, les clients à prépaiement qui ont changé de fournisseur ou résilié leur contrat n'ont pas reçu leurs factures finales dans les six semaines, comme l'exigent les règles de l'Ofgem. Les clients concernés n'étaient donc pas au courant du crédit restant sur leur compte, d'une valeur moyenne de 51 livres sterling, et n'ont pas reçu de remboursement automatique.
En raison de ces défaillances et en reconnaissance de l'impact sur ses clients, dont beaucoup ont pu être confrontés à des difficultés financières, E.ON Next a accepté de payer un total de 14,5 millions de livres sterling en compensation et en réparation, chaque compte client recevant en moyenne 144 livres sterling.
ET AUSSI
Rapports de la CRE et de l’Autorité de la concurrence relatifs à l’évaluation des tarifs réglementés de vente d’électricité
En application de l’article L. 227-9 du code de l’énergie, la CRE et l’Autorité de la concurrence (ADLC) ont remis aux ministres chargés de l’économie et de l’énergie deux rapports d’évaluation des tarifs règlementés de vente d’électricité (TRVE).
La CRE recommande au gouvernement que les tarifs réglementés de vente d’électricité soient maintenus pour les cinq prochaines années, considérant le rôle majeur qu’ils jouent au bénéfice du consommateur.
L’ADLC recommande au Gouvernement de préparer de manière concrète la disparition des tarifs réglementés de vente d’électricité et de poursuivre les objectifs de politique publique qui leur sont attribués à travers d’autres dispositifs.
- Consulter le rapport de la CRE relatif à l’évaluation des tarifs règlementés de vente d’électricité
- Consulter le rapport de l’ADLC sur le dispositif des tarifs réglementés de vente d’électricité
Rapport du CEER sur l’usage de la régulation prudentielle pour promouvoir la gestion efficace du risque fournisseur dans le secteur de l'énergie
L’article 18 bis de la directive européenne n°2019/944 sur les règles communes du marché intérieur de l’électricité modifiée par la directive 2024/1711 (cf. L’Energie du droit n°75, juin 2024) introduit des mesures visant à garantir la résilience des fournisseurs d'électricité face aux fluctuations du marché de gros.
Le CEER publie un rapport interprétant cet article, aborde les grands principes que devraient prendre en compte toutes les autorités de régulation mettant en œuvre l’article 18 bis. Le rapport souligne les fortes spécificités de marché entre les Etats membres. En l’absence de solution unique, le rapport met en avant la possibilité d’adopter des mesures propres à chaque Etat membre. A ce titre il présente également les mécanismes prudentiels existants dans plusieurs pays.
| Le Comité de rédaction | |
Alexandra BONHOMME Emmanuel RODRIGUEZ David MASLARSKI Pauline KAHN DESCLAUX | Jules GIAFFERI Claire PARGUEY Paul VIEL |
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