A – Les apports de la loi relative à l’énergie et au climat : L. n° 2019-1147, 8 nov. 2019, relative à l’énergie et au climat

Ce qui s’annonçait à l’origine comme une « petite loi »1 sur l’énergie ne l’est finalement pas. Sans révolutionner la matière, la loi relative à l’énergie et au climat comporte toutefois de nombreuses dispositions importantes, aussi bien au regard des objectifs de la politique énergétique qu’au sujet des outils visant à les mettre en œuvre. Ces évolutions ne peuvent cependant, dans les limites de ces colonnes, qu’être exposées dans leurs grandes lignes. À s’en tenir aux dispositions les plus importantes, la loi relative à l’énergie et au climat s’attache à :

• Reformuler certains objectifs de la politique énergétique : les objectifs généraux de la politique énergétique, posés par l’article L. 100-1 du Code de l’énergie, demeurent inchangés, mais les axes prioritaires d’action prévus par l’article L. 100-2 et les cibles à atteindre prévues par l’article L. 100-4 du même code, sont retouchés. En particulier, les cibles prévues par l’article L. 100-4 sont placées sous la bannière de « l’urgence écologique et climatique » et la loi intègre l’objectif d’atteindre la « neutralité carbone »2 à l’horizon 2050 en divisant les émissions de gaz à effet de serre par un facteur supérieur à six ; l’objectif de réduction de la consommation énergétique finale, fixé à 50 % en 2050 par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte, se voit adjoindre un objectif intermédiaire de 7 % en 2023 (en sus de l’objectif intermédiaire de 20 % en 2030 qui était déjà prévu) ; l’objectif de réduction de la consommation énergétique primaire des énergies fossiles passe à – 40 % d’ici 2030 (contre 30 % précédemment), en précisant qu’il doit être mis fin en priorité à l’usage des énergies fossiles les plus émettrices de gaz à effet de serre ; la part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie en 2020 passe à 33 % (contre 32 % précédemment) ; l’objectif de réduction de la part de l’énergie nucléaire dans la production d’électricité, fixé à 50 % par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte, voit son échéance reportée de 2025 à 2035. De nouvelles cibles sont également ajoutées, en matière d’éolien offshore (l’objectif étant de porter le rythme d’attribution des capacités installées de production à l’issue de procédures de mise en concurrence à 1 gigawatt par an d’ici à 2024), de capacités d’effacement de la consommation d’électricité (l’objectif étant d’atteindre au moins 6,5 gigawatts de capacités installées d’effacement en 2028) et de développement de l’hydrogène bas-carbone et renouvelable « avec la perspective d’atteindre environ 20 à 40 % des consommations totales d’hydrogène et d’hydrogène industriel à l’horizon 2040 ». Sans fixer de cible chiffrée, la loi évoque également l’objectif « d’encourager la production d’énergie hydraulique, notamment la petite hydroélectricité » ;

• Prévoir l’adoption d’une loi quinquennale en matière d’objectifs de la politique énergétique, en vue de permettre au Parlement lui-même (et non seulement au gouvernement par la voie de la programmation pluriannuelle de l’énergie) de discuter à échéances régulières des évolutions souhaitables : le nouvel article L. 100-1 A du Code de l’énergie prévoit qu’avant « le 1er juillet 2023, puis tous les 5 ans, une loi détermine les objectifs et fixe les priorités d’action de la politique énergétique nationale pour répondre à l’urgence écologique et climatique ». Chacune de ces lois quinquennales devra préciser les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre pour trois périodes successives de 5 ans ; les objectifs de réduction de la consommation énergétique finale, notamment en matière d’énergies fossiles, pour deux périodes successives de 5 ans, ainsi que les niveaux minimal et maximal des obligations d’économies d’énergie prévues dans le cadre du dispositif des certificats d’économies d’énergie pour une période de 5 ans ; les objectifs de développement des énergies renouvelables pour l’électricité, la chaleur, le carburant et le gaz pour deux périodes successives de 5 ans ; les objectifs de diversification du mix de production d’électricité pour deux périodes successives de 5 ans ; les objectifs de rénovation énergétique dans le secteur du bâtiment pour deux périodes successives de 5 ans ; et les objectifs permettant d’atteindre ou de maintenir l’autonomie énergétique dans les départements d’outre-mer. Divers documents et instruments de planification doivent être compatibles avec cette loi, comme la programmation pluriannuelle de l’énergie, la stratégie nationale bas-carbone, ou encore le plan national intégré en matière d’énergie et de climat ;

• Intégrer dans le Code de l’environnement les dispositions législatives relatives au Haut conseil pour le climat3 ;

• Poser les dispositions propres à entraîner la fermeture des dernières centrales à charbon : à cette fin, la loi réforme les dispositions applicables à l’autorisation d’exploiter une installation de production d’électricité. L’article L. 511-5-3 du Code de l’énergie est complété par un II selon lequel « l’autorité administrative fixe un plafond d’émissions applicable, à compter du 1er janvier 2022, aux installations de production d’électricité à partir de combustibles fossiles situées sur le territoire métropolitain continental et émettant plus de 0,55 tonne d’équivalents dioxyde de carbone par mégawattheure ». Ce plafond a été fixé à 0,7 kilotonne d’équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance installée4, ce qui condamne les centrales électriques à charbon faute de pouvoir fonctionner durant des périodes suffisantes pour assurer la rentabilité de l’activité ;

• Réformer ou créer diverses dispositions relatives à la performance énergétique des bâtiments, en vue principalement d’accélérer la rénovation des bâtiments les plus énergivores, notamment s’agissant du diagnostic de performance énergétique et de la rénovation des bâtiments résidentiels5 ;

• Renforcer les contrôles et sanctions en matière de certificats d’économies d’énergies en vue de lutter contre les fraudes6 ;

• Renforcer les dispositifs de soutien ou d’accompagnement au développement des énergies renouvelables : la loi comporte des dispositions instaurant un dispositif de garanties d’origine dans le domaine du biogaz, calqué pour l’essentiel sur le dispositif préexistant s’agissant de l’électricité d’origine renouvelable7, de même qu’en matière d’investissement participatif dans le domaine du biogaz8. Elle crée un « contrat d’expérimentation » susceptible d’être conclu à la suite d’un appel à projets visant à désigner les producteurs d’installations de production d’électricité qui utilisent des énergies renouvelables innovantes ou à sélectionner des projets de production de biogaz utilisant des technologies innovantes. Il s’agit d’un contrat d’achat soumis à un régime dérogatoire, en particulier en ce que les conditions financières doivent être fixées au cas par cas et peuvent être modifiées en cours de contrat par la Commission de régulation de l’énergie9. La loi comporte par ailleurs des dispositions relatives aux procédures de mise en concurrence en matière d’électricité d’origine renouvelable et de biogaz, qui précisent que ces dispositifs de soutien intègrent la prise en compte du bilan carbone des projets de production parmi leurs critères d’éligibilité ou de notation10 ; des dispositions relatives à l’autoconsommation, intégrant notamment la notion « d’autoconsommation collective étendue »11 ; quelques dispositions d’urbanisme12 ; ou encore des dispositions posant les jalons d’un futur régime applicable à l’hydrogène d’origine renouvelable13 ;

• Prévoir diverses habilitations du gouvernement à légiférer par voie d’ordonnances en vue de la mise en œuvre du paquet « Énergie propre », tout en intégrant d’ores et déjà quelques-unes de ses prévisions, par exemple en intégrant la notion de « communauté d’énergie renouvelable » au Code de l’énergie14 ;

• Réformer le dispositif de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) : la loi modifie le plafond légal relatif au volume global maximal d’électricité susceptible d’être vendu par EDF dans ce cadre, qui doit être fixé par arrêté après avis de la CRE. La loi prévoyait jusque-là que ce volume global maximal ne pouvait « excéder 100 térawattheures », ce qui correspondait à environ 25 % de la production électronucléaire d’EDF. La loi relative à l’énergie et au climat l’a porté à 150 térawattheures à compter du 1er janvier 2020, ce qui correspond à environ 37,5 % de la production électronucléaire, disposition dont le Conseil constitutionnel a admis la constitutionnalité15. La loi a également précisé les modalités du versement que les fournisseurs peuvent être tenus de verser à EDF lorsque les droits qui leur sont alloués en début de période s’avèrent supérieurs aux droits correspondant à la consommation constatée de leurs clients16 ;

• Créer une nouvelle possibilité de dérogation aux conditions d’accès et à l’utilisation des réseaux et installations « pour déployer à titre expérimental des technologies ou des services innovants en faveur de la transition énergétique et des réseaux et infrastructures intelligents »17 : ce dispositif, parfois visé sous l’expression « bac à sable règlementaire », vise à permettre de lever certaines contraintes législatives et règlementaires au profit de projets expérimentaux susceptibles de concourir à la réalisation des objectifs de la politique énergétique ;

• Organiser la fin des tarifs réglementés de vente (TRV) de gaz : tirant les enseignements de la jurisprudence de la Cour de justice de l’Union européenne18 et du Conseil d’État19, la loi abroge les dispositions du Code de l’énergie relatives aux TRV de gaz naturel et met en place les dispositions organisant la transition des clients qui bénéficiaient encore des TRV vers une offre de marché. La loi prévoit « l’arrêt de la commercialisation du tarif réglementé de vente de gaz naturel » 30 jours après sa publication, de sorte que plus aucun nouveau contrat de fourniture au tarif réglementé ne peut être conclu, mais a naturellement pris en compte le cas des contrats en cours. Ainsi, les dispositions antérieures restent en vigueur durant un an à compter de l’entrée en vigueur de la loi (soit jusqu’en novembre 2020) pour les consommateurs finaux non domestiques qui bénéficiaient d’un contrat aux TRV lors de l’entrée en vigueur de la loi, et jusqu’au 30 juin 2023 pour les consommateurs finals domestiques20. Les fournisseurs historiques sont soumis à diverses obligations pour organiser cette transition, en vue d’informer leurs clients qui bénéficiaient jusque-là des TRV de la date à partir de laquelle ils n’en bénéficieront plus et de la disponibilité des offres de marché21 ;

• Réformer les tarifs réglementés de vente d’électricité : contrairement aux TRV de gaz, la jurisprudence du Conseil d’État ne condamnait pas dans leur principe les TRV d’électricité, jugés justifiés par un motif d’intérêt économique général. Le Conseil d’État avait cependant stigmatisé leur contrariété au droit de l’Union européenne dans la mesure où ils ne respectaient pas l’exigence de proportionnalité, du fait du caractère permanent de la règlementation en la matière et de son champ d’application, les TRV étant applicables à tous les consommateurs finals, domestiques ou non, dont la puissance souscrite était inférieure ou égale à 36 kilovoltampères (ainsi qu’à l’ensemble des consommateurs situés dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental, ce qui ne fait pas l’objet de contestation)22. La loi relative à l’énergie et au climat répond à ces difficultés en réformant le régime des TRV d’électricité sur ces deux points. En premier lieu, l’article L. 337-9 du Code de l’énergie prévoit désormais une évaluation régulière du dispositif, en vue notamment de vérifier s’il contribue toujours à la réalisation d’objectifs d’intérêt économique général. À l’issue de chaque évaluation, les ministres compétents doivent décider du maintien, de la suppression ou de l’adaptation des TRV23. En second lieu, s’agissant du champ d’application, en vertu de l’article L. 337-7 du Code de l’énergie, les tarifs TRV bénéficient désormais, à leur demande et pour leurs sites souscrivant une puissance inférieure ou égale à 36 kilovoltampères, d’une part, aux consommateurs finals domestiques, y compris les propriétaires uniques et les syndicats de copropriétaires d’un immeuble unique à usage d’habitation, et, d’autre part, aux consommateurs finals non domestiques qui emploient moins de dix personnes et dont le chiffre d’affaires, les recettes ou le total de bilan annuels n’excèdent pas 2 millions d’euros. Ces dispositions sont entrées en vigueur le 1er janvier 2020, mais la loi a organisé une période transitoire pour les entreprises qui bénéficiaient d’un contrat au tarif réglementé au jour de l’entrée en vigueur de la loi et qui, du fait de ces nouvelles dispositions, ne sont plus éligibles à ces tarifs. Ainsi, l’article L. 337-7, alinéa 3, qui entrera en vigueur le 1er janvier 2021, prévoit que « les clients finals non domestiques qui disposent d’un contrat aux tarifs réglementés de vente d’électricité sont tenus de le résilier dès lors qu’ils ne respectent plus les critères [précédemment mentionnés] ». Les fournisseurs historiques auprès desquels ils bénéficient d’un contrat aux tarifs réglementés sont soumis à des obligations pour organiser cette transition, en vue d’identifier les différentes catégories de clients et d’informer ceux qui ne sont plus éligibles aux TRV de cette situation et de la disponibilité des offres de marché24.

B – Adoption de la nouvelle programmation pluriannuelle de l’énergie : D. n° 2020-456, 21 avr. 2020, relatif à la programmation pluriannuelle de l’énergie

La nouvelle programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) a été adoptée par décret le 21 avril 2020. Elle prend la suite de la première PPE qui avait été adoptée en 201625. Rappelons que la PPE a été créée par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte du 17 août 2015, en remplacement des instruments antérieurs que constituaient les programmations pluriannuelles des investissements dans les domaines de l’électricité, du gaz et de la chaleur, que la PPE fusionne et complète. Son objet a cependant évolué depuis lors, du fait des dispositions de la loi relative à l’énergie et au climat. En effet, alors que la PPE avait par le passé pour objet « d’établir les priorités » d’action des pouvoirs publics, il s’agit aujourd’hui, plus modestement, de « définir les modalités d’action des pouvoirs publics pour la gestion de l’ensemble des formes d’énergie sur le territoire métropolitain continental, afin d’atteindre les objectifs définis aux articles aux articles L. 100-1, L. 100-2 et L. 100-4 du (Code de l’énergie) ainsi que par la loi prévue à l’article L. 100-1 A » du même code26. Même si son contenu ne s’en trouve pas bouleversé, ces dispositions nouvelles entendent attester d’une hiérarchie entre les compétences dévolues au Parlement et au gouvernement. Les objectifs de la politique énergétique sont établis par la loi et doivent être régulièrement discutés par le Parlement dans le cadre de la loi quinquennale prévue par l’article L. 100-1 A du Code de l’énergie créée par la loi relative à l’énergie et au climat ; le gouvernement doit, par la voie de la PPE qui doit être compatible avec les prévisions de cette loi, définir les modalités d’action des pouvoirs publics en vue d’atteindre ces objectifs.

Malgré ce changement, la PPE demeure le complément essentiel des textes législatifs pour la mise en œuvre de la politique énergétique et présente également un rôle important dans le jeu de divers mécanismes juridiques. Ainsi, et sans exhaustivité, les autorisations d’exploiter une installation de production d’électricité doivent être compatibles avec la PPE, les procédures de mise en concurrence peuvent être lancées lorsque les capacités de production ne répondent pas aux objectifs de la PPE, et l’obligation de conclure un contrat d’achat ou un contrat de complément de rémunération dans le domaine des énergies renouvelables peut être suspendue si elle ne répond plus aux objectifs de la PPE27.

Formellement, la PPE se compose, outre des dispositions du décret lui-même, d’un document de près de 400 pages auquel le décret renvoie, qui détaille les divers aspects des politiques et mesures pour atteindre les objectifs de la politique énergétique28. Ce dernier précise, s’agissant de sa nature juridique, que « le présent rapport constitue une annexe du décret et a donc valeur réglementaire »29. Conformément aux dispositions de l’article L. 141-1 du Code de l’énergie, dans leur rédaction issue de la loi relative à l’énergie et au climat, la PPE fait également l’objet d’une « synthèse pédagogique accessible au public ».

Conformément aux dispositions de l’article L. 141-2 du Code de l’énergie, la PPE doit être fondée sur « des scénarios de besoins énergétiques associés aux activités consommatrices d’énergie, reposant sur différentes hypothèses d’évolution de la démographie, de la situation économique, de la balance commerciale et d’efficacité énergétique » et contient différents volets, relatifs à la sécurité d’approvisionnement, à l’amélioration de l’efficacité énergétique et la baisse de la consommation d’énergie primaire, en particulier d’énergies fossiles, au développement des énergies renouvelables et de récupération, au développement équilibré des réseaux, du stockage et de la transformation des énergies et du pilotage de la demande, à la préservation du pouvoir d’achat des consommateurs et de la compétitivité des prix de l’énergie, ainsi qu’à l’évaluation des besoins de compétences professionnelles dans le domaine de l’énergie et à l’adaptation des formations à ces besoins. La PPE doit couvrir deux périodes successives de 5 ans et présenter, pour la seconde période, des options hautes et basses afin de tenir compte des incertitudes techniques et économiques.

Ainsi, la PPE adoptée le 20 avril 2020 couvre deux périodes, la première s’achevant en 2023 et la seconde en 2028. Elle précise, pour chacune de ces périodes, les objectifs à atteindre. Le décret fixe tout d’abord les objectifs de réduction de la consommation d’énergie primaire fossile par rapport à 2012 :

• pour le gaz naturel : – 10 % en 2023 et – 22 % en 2028 ;

• pour le pétrole : – 19 % en 2023 et – 34 % en 2028 ;

• pour le charbon : – 66 % en 2023 et – 80 % en 2028.

Il fixe également l’objectif de réduction de la consommation finale d’énergie par rapport à 2012 (- 7,5 % en 2023 et – 16,5 % en 2028). L’on remarquera que ces objectifs, hormis celui relatif au charbon, sont en retrait par rapport à la précédente PPE qui avait envisagé, pour 2023, – 15,8 % en matière de gaz naturel, – 23,4 % en matière de pétrole et – 12,6 % en matière de réduction de la consommation finale d’énergie.

Le décret fixe ensuite les objectifs de développement de la production d’électricité d’origine renouvelable en France métropolitaine continentale, en distinguant l’énergie éolienne terrestre, l’énergie radiative du soleil, l’hydroélectricité (dont l’énergie marémotrice), l’éolien en mer et la méthanisation. Est également prévu un calendrier indicatif des procédures de mise en concurrence pour les énergies renouvelables électriques jusqu’en 2024, envisageant l’éolien terrestre, le photovoltaïque au sol et sur bâtiment, l’hydroélectricité sous le régime de l’autorisation et l’éolien en mer (posé mais aussi flottant à compter de 2021).

Sont ensuite posés les objectifs de développement de chaleur et de froid renouvelables et de récupération, selon la même méthode, ainsi que les objectifs de développement de la production de biogaz, domaine dans lequel deux procédures de mise en concurrence par an sont envisagées afin de contribuer à l’atteinte des objectifs. On relèvera également la présence d’objectifs en matière d’hydrogène, étant rappelé que la loi relative à l’énergie et au climat a entendu poser les jalons d’un développement du recours à l’hydrogène décarboné30. Le décret fixe également les objectifs de développement de la « mobilité propre » et notamment de l’électromobilité. Les objectifs sont sur ce point plus précis que ceux prévus par la précédente PPE. Sont détaillés non seulement les objectifs relatifs au nombre de véhicules, mais aussi au déploiement des infrastructures de recharge ou de ravitaillement ouvertes au public pour les carburants alternatifs31. Sont également précisés, comme par le passé, les objectifs d’incorporation dans les biocarburants des biocarburants avancés. Il en est de même de l’objectif de développement des capacités d’effacement électrique (objectif qui est cependant en retrait par rapport à la précédente PPE, qui envisageait 6 GW en 2023, contre 4,5 GW à la même échéance dans la nouvelle PPE et 6,5 GW en 2028, ce dernier objectif étant prévu par la loi elle-même, à l’article L. 100-4 du Code de l’énergie). Le décret apporte également les précisions requises en matière de sécurité d’approvisionnement, notamment quant aux infrastructures de stockage souterrain de gaz naturel considérées comme nécessaires à la sécurité d’approvisionnement du territoire à moyen et longs termes, dont la liste est sans changement par rapport à la précédente PPE.

Quant à l’énergie nucléaire, qui ne fait pas l’objet de prévisions dans le décret lui-même, la PPE précise notamment à titre d’orientation la mise à l’arrêt définitif de 14 réacteurs nucléaires (dont les deux réacteurs du site de Fessenheim d’ores et déjà mis à l’arrêt définitif) d’ici 2035.

A – Contrôle de constitutionnalité des dispositions relatives à l’autorisation d’exploiter une installation de production d’électricité : Cons. const., 28 mai 2020, n° 2020-843 QPC

Le 28 mai 2020, le Conseil constitutionnel a rendu une importante décision dont la portée dépasse le texte qui lui a donné l’occasion de la rendre, à savoir l’article L. 311-5 du Code de l’énergie, qu’il a lui-même qualifiée de décision « inédite ». Rappelons que l’article L. 311-5 du Code de l’énergie pose les critères en fonction desquels l’autorisation d’exploiter une installation de production d’électricité est délivrée. Dans sa rédaction applicable au litige, ce texte prévoyait que « l’autorisation d’exploiter une installation de production d’électricité est délivrée par l’autorité administrative en tenant compte des critères suivants :

1° La sécurité et la sûreté des réseaux publics d’électricité, des installations et des équipements associés ;

2° Le choix des sites, l’occupation des sols et l’utilisation du domaine public ;

3° L’efficacité énergétique ;

4° Les capacités techniques, économiques et financières du candidat ou du demandeur ;

5° La compatibilité avec les principes et les missions de service public, notamment avec les objectifs de la programmation pluriannuelle des investissements et la protection de l’environnement ;

6° Le respect de la législation sociale en vigueur »32.

L’association Force 5 a posé une question prioritaire de constitutionnalité, estimant que l’autorisation d’exploiter constituait une décision ayant une incidence directe et significative sur l’environnement. Faute de dispositif permettant la participation du public à l’élaboration de cette décision, elle soutenait que ce texte était contraire à l’article 7 de la charte de l’environnement, selon lequel « toute personne a le droit, dans les conditions et les limites définies par la loi, d’accéder aux informations relatives à l’environnement détenues par les autorités publiques et de participer à l’élaboration des décisions publiques ayant une incidence sur l’environnement ». Le Conseil constitutionnel a admis sans peine qu’il s’agissait bien d’une décision publique ayant une incidence sur l’environnement. L’on rapprochera à cet égard cette décision de la jurisprudence du Conseil d’État admettant l’intérêt à agir des associations de protection de l’environnement à l’encontre de l’autorisation d’exploiter dans la mesure où celle-ci « désigne non seulement le titulaire de cette autorisation mais également le mode de production et la capacité autorisée ainsi que le lieu d’implantation de l’installation », de sorte qu’elle est susceptible de porter atteinte aux intérêts qu’une association de protection de l’environnement a pour objet de défendre33. C’est dans le même esprit que le Conseil constitutionnel a jugé dans la décision commentée que l’autorisation d’exploiter une installation de production d’électricité constitue une décision publique ayant une incidence sur l’environnement au sens de l’article 7 de la charte de l’environnement et qu’est « indifférente à cet égard la circonstance que l’implantation effective de l’installation puisse nécessiter l’adoption d’autres décisions administratives postérieurement à la délivrance de l’autorisation ».

Or avant l’adoption de l’ordonnance du 5 août 2013, relative à la mise en œuvre du principe de participation du public34, qui a créé une « disposition balai » dans le Code de l’environnement applicable lorsqu’une procédure de participation du public n’est pas prévue par ailleurs, aucune disposition n’assurait la mise en œuvre du principe de participation. Le Conseil constitutionnel en a conclu que, pour la période antérieure à l’entrée en vigueur de cette ordonnance, cette exigence avait bien été méconnue. Les dispositions de l’article L. 311-5 du Code de l’énergie devaient donc être déclarées non conformes à la Constitution pour la période antérieure à l’entrée en vigueur de ce texte, et conformes pour la période postérieure.

Mais la principale difficulté résultait en réalité du fait que cette ordonnance n’a jamais été ratifiée. Or l’article 7 de la charte de l’environnement exige des « conditions et limites définies par la loi ». Un projet de loi de ratification avait certes été déposé dans le délai prévu par la loi d’habilitation, mais le Parlement ne s’est jamais prononcé sur cette ratification, ce qui aurait dû faire obstacle à ce que l’exigence d’une norme de valeur législative soit considérée comme remplie. Mais, contre toute attente, le Conseil constitutionnel a estimé que « conformément au dernier alinéa de l’article 38 de la Constitution, à l’expiration du délai (fixé par la loi d’habilitation pour le dépôt du projet de loi de ratification), les dispositions de cette ordonnance ne pouvaient plus être modifiées que par la loi dans les matières qui sont du domaine législatif. Dès lors, à compter de cette date, elles doivent être regardées comme des dispositions législatives », ce qui a permis de considérer que les conditions et limites de la procédure de participation du public étaient bien « définies par la loi ». Par conséquent, à partir du 1er septembre 2013, les dispositions contestées de l’article L. 311-5 du Code de l’énergie ne méconnaissaient plus l’article 7 de la charte de l’environnement, la non-conformité à la Constitution se limitant à la période antérieure. Sur ce point, cette décision fera date, puisqu’elle renverse la position antérieure du Conseil constitutionnel, qui estimait jusque-là que seule la ratification pouvait conférer aux ordonnances une valeur législative, l’article 38 de la Constitution exigeant qui plus est une ratification expresse.

Restait à envisager les conséquences de la déclaration d’inconstitutionnalité pour la période antérieure au 1er septembre 2013. Le Conseil constitutionnel a usé de la possibilité de moduler dans le temps les effets de sa déclaration d’inconstitutionnalité. Il a estimé que « la remise en cause des mesures ayant été prises avant le 1er septembre 2013 sur le fondement des dispositions déclarées contraires à la Constitution avant cette date aurait des conséquences manifestement excessives », de sorte que « ces mesures ne peuvent être contestées sur le fondement de cette inconstitutionnalité ». Les autorisations d’exploiter délivrées en application des dispositions déclarées inconstitutionnelles sont donc préservées.

B – Contentieux des compteurs « Linky » : les limites de la compétence des maires précisées par le Conseil d’État : CE, 28 juin 2019, n° 425975, Cne de Bovel ; CE, 11 juill. 2019, n° 426060, Cne de Cast

En dépit des avantages attendus du recours aux compteurs intelligents, en particulier en termes de maîtrise de la demande d’énergie, l’on sait que le déploiement des compteurs « Linky » suscite une opposition assez marquée de la part de nombreux consommateurs d’électricité, alimentée par les craintes quant à leurs éventuels effets sur la santé. Leur déploiement ne s’effectue donc pas sans mal. Un contentieux très nourri s’est développé à leur sujet en l’espace de quelques années, tant devant les juridictions administratives que devant les juridictions judiciaires. Les juridictions administratives ont en particulier eu à connaître de recours tendant à l’annulation des nombreuses délibérations de conseils municipaux et/ou des décisions de maires visant à suspendre ou interdire le déploiement des compteurs « Linky » sur le territoire de leurs communes, ce qui a conduit le Conseil d’État à apporter plusieurs clarifications, notamment dans un arrêt rendu le 11 juillet 2019.

D’abord, il a rappelé que dès lors que la commune transfère sa compétence en matière d’organisation des réseaux publics de distribution à un établissement public de coopération, ce qui est très fréquent, ce dernier devient autorité organisatrice sur le territoire de la commune et propriétaire des ouvrages des réseaux en cause, incluant les dispositifs de comptage, de sorte que ni le conseil municipal ni le maire de la commune ne disposent de la compétence pour s’opposer ou pour imposer des conditions au déploiement des compteurs « Linky »35. Cette solution résulte d’une lecture combinée des articles L. 1321-1 et L. 1321-4 du Code général des collectivités territoriales ainsi que de l’article L. 322-4 du Code de l’énergie, qui a conduit le Conseil d’État à considérer que la propriété des ouvrages des réseaux de distribution d’électricité est attachée à la qualité d’autorité organisatrice de ces réseaux.

Ensuite, il s’est prononcé sur la question de savoir si le maire pouvait prendre une telle décision en vertu de ses pouvoirs de police générale, eu égard aux risques sanitaires invoqués. Retenant un raisonnement comparable à celui qui a dominé le contentieux des antennes-relais de téléphonie mobile, le Conseil d’État ne l’a pas admis, considérant, après avoir rappelé les dispositions applicables aux dispositifs de comptage et en particulier à la sécurité qu’ils doivent présenter, qu’il appartient « aux autorités de l’État de veiller, pour l’ensemble du territoire national, non seulement au fonctionnement optimal du dispositif de comptage au vu notamment des exigences d’interopérabilité mais aussi à la protection de la santé publique par la limitation de l’exposition du public aux champs électromagnétiques, en mettant en œuvre des capacités d’expertise et des garanties techniques indisponibles au plan local. Dans ces conditions, si les articles L. 2212-1 et L. 2212-2 du Code général des collectivités territoriales habilitent le maire à prendre, pour la commune, les mesures de police générale nécessaires au bon ordre, à la sûreté, à la sécurité et à la salubrité publiques, il ne saurait adopter sur le territoire de la commune des décisions portant sur l’installation de compteurs électriques communicants qui seraient destinées à protéger les habitants contre les effets des ondes émises ».

L’invocation du principe de précaution, tel que consacré par l’article 5 de la charte de l’environnement, n’y a rien changé, le Conseil d’État ayant considéré que le principe de précaution, « s’il est applicable à toute autorité publique dans ses domaines d’attributions, ne saurait avoir ni pour objet ni pour effet de permettre à une autorité publique d’excéder son champ de compétence et d’intervenir en dehors de ses domaines d’attribution. Par conséquent, la circonstance alléguée que l’utilisation des compteurs électriques communicants exposerait le public à des champs électromagnétiques et ne prendrait pas suffisamment en compte le principe de précaution n’habilite pas davantage le maire à prendre sur le territoire de la commune des décisions portant sur l’installation de compteurs électriques communicants au motif qu’elles viseraient à protéger les habitants contre les effets des ondes émises ».

Malgré ces mises au point, le contentieux administratif continue de se déployer, auquel s’ajoute un contentieux grandissant porté devant les juridictions judiciaires, saisies des recours formés par des usagers s’opposant directement au gestionnaire de réseau36.

A – Réforme du régime juridique de la géothermie : Ord. n° 2019-784, 24 juill. 2019, modifiant les dispositions du Code minier relatives à l’octroi et à la prolongation des titres d’exploration et d’exploitation des gîtes géothermiques ; D. n° 2019-1518, 30 déc. 2019, relatif aux titres d’exploration et d’exploitation des gîtes géothermiques

Le régime applicable aux gîtes géothermiques prévu par le Code minier a été réformé par l’ordonnance du 24 juillet 2019 et le décret du 30 décembre 201937. Rappelons en effet que le Code minier qualifie les gîtes géothermiques de mines38. Comme l’indique le rapport au président de la République relatif à l’ordonnance du 24 juillet 2019, « pour atteindre les objectifs fixés (en matière de développement de la géothermie), qu’elle soit à haute ou à basse température, d’ici 2028, le nombre de projets et le montant des investissements réalisés par les acteurs de cette filière d’énergie renouvelable doivent considérablement augmenter. Il revient au gouvernement, en tant que facilitateur, d’engager une réforme du cadre juridique de l’exploration et de l’exploitation des gîtes géothermiques, défini par le Code minier. Or la législation actuelle est perçue par les acteurs de la filière comme un frein à l’exploration de nouvelles formations géologiques et à la réalisation de projets basés sur des concepts innovants (…). La présente ordonnance simplifie la législation applicable dans le but de permettre aux entreprises et aux collectivités de choisir le titre minier le plus adapté à la finalité de leur projet ». Cette réforme a procédé à une réécriture et une réorganisation des dispositions du Code minier relatives aux gîtes géothermiques. Elle se concrétise avant tout par la volonté de faire reposer la typologie des gîtes géothermiques sur un nouveau critère. Le Code minier distinguait par le passé deux grandes catégories, auxquelles s’appliquaient deux régimes distincts : la géothermie haute température et la géothermie basse température, selon que la température du fluide caloporteur est supérieure ou inférieure à 150 °C. La réforme supprime ce critère de distinction reposant sur la température du fluide caloporteur, qui n’est plus jugé pertinent. Désormais, des règles communes sont posées concernant la phase d’exploration, quelle que soit la température (en offrant une option entre deux régimes possibles), tandis que la phase d’exploitation continue de distinguer deux hypothèses, mais à l’appui d’un nouveau critère : il ne s’agit plus de la température, mais de la puissance. En parallèle des dispositions législatives du Code minier réformées par l’ordonnance, le décret du 30 décembre 2019 a apporté les retouches nécessaires au décret du 28 mars 1978, relatif aux titres de recherches et d’exploitation de géothermie pour prendre en compte ces évolutions législatives.

Ainsi, s’agissant de la phase d’exploration, régie par les articles L. 124-1 et suivants du Code minier, les règles nouvelles prévoient une option entre le permis exclusif de recherches ou l’autorisation de recherches. La recherche de gîtes géothermiques implique en effet l’obtention d’un titre de recherche. L’article L. 124-1-1 du Code minier prévoit que « les travaux de recherche de gîtes géothermiques ne peuvent être effectués que par le titulaire d’un titre minier d’autorisation de recherches ou de permis exclusif de recherches »39. Avant la réforme, c’est le critère de température qui permettait de les départager, les gîtes haute température relevant du permis exclusif de recherches et les gîtes basse température de l’autorisation de recherches. Aujourd’hui, les deux régimes demeurent, mais il revient au pétitionnaire de solliciter le titre qui lui paraît le plus approprié en fonction des circonstances. L’objectif de la réforme a été de simplifier le cadre juridique chaque fois que la situation géologique est connue, de sorte qu’une phase d’exploration limitée apparaît suffisante, auquel cas le pétitionnaire sollicitera une autorisation de recherches. Il s’agit en effet « d’établir, d’une part, un régime simplifié adapté aux projets en situation géologique connue et ne nécessitant qu’une phase d’exploration limitée et, d’autre part, un régime plus complet pour les autres projets, sans que la distinction entre ces deux régimes soit fondée sur la température du gîte »40.

Le permis exclusif de recherches confère à son titulaire « l’exclusivité du droit d’effectuer tous travaux de recherches dans le périmètre qu’il définit et de disposer librement des substances extraites à l’occasion des recherches et des essais »41. L’obtention d’un tel permis implique notamment de démontrer que l’intéressé dispose des capacités techniques et financières nécessaires pour mener à bien les travaux de recherche et assumer les obligations réglementaires visant à préserver les intérêts protégés par l’article L. 161-1 du Code minier, ainsi que celles relatives à l’arrêt des travaux prévues par les articles L. 163-1 et suivants du même code. Le permis est délivré par arrêté du ministre chargé des Mines après mise en concurrence, pour une durée initiale maximale de 5 ans, cette durée pouvant cependant être prolongée (à deux reprises, pour 5 ans maximum à chaque fois, sans nouvelle mise en concurrence). Quant à l’autorisation de recherches, elle « détermine, soit l’emplacement du ou des forages que son titulaire est seul habilité à entreprendre, soit le tracé d’un périmètre à l’intérieur duquel les forages peuvent être exécutés »42. Elle est accordée, après mise en concurrence, pour une durée maximale de 3 ans43. Elle est délivrée par arrêté préfectoral.

S’agissant de la phase d’exploitation, régie par les articles L. 134-1 et suivants du Code minier, deux types de titres miniers peuvent être délivrés : la concession d’exploitation de gîte géothermique ou le permis d’exploitation de gîte géothermique. Contrairement aux titres d’exploration, pour lesquels il revient au pétitionnaire de choisir le titre qu’il entend solliciter, la répartition entre les titres d’exploitation repose, aujourd’hui encore, sur un critère légal. Il ne tient plus à la température mais à la puissance primaire, critère qui est précisé par les seuils réglementaires44. Ainsi, l’exploitation des gîtes géothermiques dont la puissance primaire est supérieure ou égale à 20 MW implique l’octroi d’une concession tandis que celle des gîtes se situant en dessous de ce seuil implique l’octroi d’un permis d’exploitation.

La concession est accordée par décret en Conseil d’État, en principe après mise en concurrence, mais ce principe est le plus souvent écarté en application du droit de priorité prévu par l’article L. 134-2 du Code minier au profit du titulaire d’une autorisation de recherches ou d’un permis exclusif de recherches de gîtes géothermiques. Comme pour les autres titres miniers, l’octroi de la concession implique notamment que l’intéressé dispose des capacités techniques et financières nécessaires pour mener à bien les travaux d’exploitation et assumer les obligations s’imposant à lui pour préserver les intérêts protégés par l’article L. 161-1 ainsi que celles relatives à l’arrêt des travaux prévues par les articles L. 163-1 et suivants du même code. La concession offre à son titulaire un droit exclusif d’exploitation au sein du périmètre et de la superficie que l’acte de concession précise et pour la durée fixée par l’acte de concession, qui ne peut excéder une durée initiale de 50 ans, des prolongations étant néanmoins possibles (indéfiniment, par prolongations successives d’une durée maximale de 25 ans à chaque fois)45.

Quant au permis d’exploitation, il est accordé par arrêté préfectoral à la suite d’une procédure allégée par rapport à la concession. Un droit de priorité est reconnu au titulaire d’une autorisation de recherches ou d’un permis exclusif de recherches. Le permis d’exploitation confère un droit exclusif d’exploitation dans un volume déterminé, dit « volume d’exploitation », défini en termes de périmètre et de profondeur. La durée initiale du permis ne peut excéder 30 ans, mais cette durée peut ensuite être prolongée (indéfiniment, par périodes de 15 ans)46.

Enfin, précisions que cette réforme n’a pas remis en cause le régime particulier applicable aux activités géothermiques dites de minime importance, c’est-à-dire celles qui, selon l’article L. 112-2 du Code minier, sont « exercées dans le cadre du présent code qui utilisent les échanges d’énergie thermique avec le sous-sol, qui ne présentent pas de dangers ou d’inconvénients graves pour les intérêts mentionnés à l’article L. 161-1 et qui satisfont aux conditions fixées par décret en Conseil d’État sur la base des caractéristiques mentionnées au second alinéa de l’article L. 112-1»47. Elles demeurent soumises à un régime très allégé, impliquant pour l’essentiel le respect de la procédure de déclaration de travaux miniers.

B – Contentieux de l’obligation d’achat : CE, 22 janv. 2020, n° 418737, Stés Corsica sole et Corsica sole 3 ; Cass. com., 18 sept. 2019, n° 18-16521.

Le contentieux de l’obligation d’achat de l’électricité de source renouvelable demeure assez dense. Parmi les décisions rendues durant la période couverte par cette chronique, on en relèvera deux, l’une rendue par le Conseil d’État, l’autre par la Cour de cassation.

S’agissant du Conseil d’État, il a été appelé à préciser, dans un arrêt du 22 janvier 2020, que les parties au contrat d’achat ne sauraient déroger contractuellement au tarif d’achat prévu par l’arrêté applicable. En l’espèce, un contrat d’achat d’électricité d’origine photovoltaïque avait été conclu en décembre 2012, prévoyant l’application du tarif d’achat qui était fixé par l’arrêté du 10 juillet 2006, alors qu’il aurait dû se voir appliquer le tarif prévu par l’arrêté du 12 janvier 2010, plus bas que le précédent. Se rendant compte de son erreur, EDF a fait connaître à son cocontractant en 2015 le tarif qu’il convenait en réalité d’appliquer, en précisant que ce tarif serait appliqué à l’avenir et que le trop-perçu serait déduit du montant de l’échéance suivante. Un litige s’en est suivi. La société cocontractante a saisi le tribunal administratif de Bastia, qui a rejeté ses demandes tendant à obtenir le paiement par EDF du solde non réglé d’une facture et le paiement de plus de 600 000 euros correspondant au préjudice financier qu’elle estimait subir du fait de la modification tarifaire. Cette décision a été annulée par la Cour administrative d’appel de Marseille, qui a estimé que l’article L. 314-1 du Code de l’énergie et l’arrêté du 12 janvier 2010 pris pour son application ont pour objet de fixer les conditions minimales auxquelles la société EDF est tenue d’acheter l’électricité produite sans lui interdire de prévoir des conditions tarifaires plus favorables pour les producteurs.

Mais le Conseil d’État, comme on pouvait s’y attendre, ne l’a pas entendu ainsi. Il a jugé qu’il résulte des dispositions du Code de l’énergie relatives à l’obligation d’achat et des textes pris pour leur application que le contrat d’achat doit être établi conformément à l’arrêté interministériel correspondant à la filière concernée qui fixe, en particulier, les tarifs d’achat de l’électricité, et qu’il « découle de l’économie générale des dispositions régissant ce contrat d’achat que les parties à un tel contrat ne peuvent contractuellement déroger aux tarifs d’achat fixés par ces arrêtés ». Il en a conclu que la cour administrative d’appel avait commis une erreur de droit, de sorte que son arrêt a été annulé. C’est donc bien le tarif prévu par l’arrêté du 12 janvier 2010 qui devait s’appliquer.

Quant à la Cour de cassation, elle a rendu une importante décision dans le cadre du contentieux de responsabilité civile très nourri ayant fait suite au moratoire sur la filière solaire, opposant Enedis (anciennement ERDF) à certains producteurs. On se souvient en effet que de nombreux producteurs sont tombés sous le coup du moratoire du fait du retard d’ERDF dans la gestion des demandes de raccordement au réseau, qui constitue un préalable nécessaire à la conclusion du contrat d’achat avec EDF. Elles ont dès lors recherché la responsabilité civile d’ERDF devant les juridictions judiciaires. La Cour de cassation a admis, depuis un arrêt du 9 juin 201548, que ce retard constitue une faute susceptible d’engager la responsabilité d’ERDF, dès lors que les demandeurs établissent une perte de chance d’obtenir la conclusion d’un contrat d’achat à des conditions plus attractives, c’est-à-dire au tarif antérieur au moratoire. L’arrêt rendu par la chambre commerciale de la Cour de cassation le 18 septembre 2019 met un coup d’arrêt aux perspectives d’indemnisation, en jugeant que le préjudice n’est pas réparable, dès lors que la perte de chance invoquée repose sur un tarif prévu par un arrêté illégal faute d’avoir été notifié à la Commission européenne au titre des aides d’État. La condition d’un préjudice licite, sur laquelle la Cour de cassation n’avait pas eu l’occasion de se prononcer dans les affaires dans lesquelles elle avait antérieurement statué, aura donc finalement eu raison des perspectives d’indemnisation des producteurs (du moins de ceux ne bénéficiant pas d’une décision devenue définitive). Cette solution a été réitérée par un arrêt du 10 juin 202049.