Chronique de droit de l’énergie (juillet 2020 – juin 2021)

Publié le 13/12/2021 - mis à jour le 13/12/2021 à 11H12
Main tenant une ampoule conceptuelle avec des icônes sources d'énergie pour le développement renouvelable et durable. Concept d'écologie.
ipopba / AdobeStock

Les sources européennes du droit de l’énergie sont une nouvelle fois mises à l’honneur dans le cadre de cette chronique, afin d’évoquer la transposition des directives du paquet « Énergie propre », dans leurs aspects relatifs à la performance énergétique, aux énergies renouvelables et au marché intérieur de l’électricité. L’article 39 de la loi relative à l’énergie et au climat (L. n° 2019-1147, 8 nov. 2019) avait en effet habilité le gouvernement à prendre par ordonnances toutes mesures relevant du domaine de la loi nécessaires à la transposition des directives formant le paquet « Énergie propre » relatives à l’efficacité énergétique, à la performance énergétique des bâtiments, aux énergies renouvelables et au marché intérieur de l’électricité.

En parallèle de la transposition de ces directives, plusieurs textes notables ont été adoptés durant la période couverte par cette chronique, comme l’ordonnance du 17 février 2021 relative à l’hydrogène, qui pose les premiers jalons d’un cadre juridique propre à l’hydrogène renouvelable et bas carbone, ou la loi ASAP du 7 décembre 2020 qui, accompagnée de ses dispositions réglementaires d’application, conduit notamment à d’importantes évolutions concernant le contentieux de l’éolien en mer.

Quant à la jurisprudence, la présente livraison de cette chronique se concentre sur le contentieux relatif aux énergies renouvelables, toujours très dense, et ce, qu’il s’agisse de droit public ou de droit privé. Tandis que le Conseil constitutionnel a reconnu la constitutionnalité des dispositions de la loi de finances pour 2021 réduisant le tarif d’achat applicable à certains contrats d’achat d’électricité produite à partir d’énergie photovoltaïque conclus avant l’entrée en vigueur de la loi, la Cour de cassation a quant à elle rendu plusieurs décisions d’intérêt en matière de troubles anormaux de voisinage concernant les éoliennes terrestres, ou encore de validité des contrats relatifs à l’achat et à l’installation de panneaux photovoltaïques ou d’éoliennes.

I – Les sources européennes du droit de l’énergie

A – Transposition du paquet « Énergie propre » : performance énergétique des bâtiments et réseaux de chaleur ou de froid

Ord. n° 2020-866, 15 juill. 2020, portant diverses dispositions d’adaptation au droit de l’Union européenne dans le domaine de l’énergie et du climat. Le premier texte de transposition à évoquer est l’ordonnance du 15 juillet 2020. Il s’agissait principalement de finaliser la transposition des directives relatives à l’efficacité énergétique1 et à la performance énergétique des bâtiments2. Pour l’essentiel, cette ordonnance, accompagnée de ses textes réglementaires d’application3, a pour objet de créer de nouvelles dispositions dans le Code de la construction et de l’habitation relatives à l’obligation d’installer des systèmes d’automatisation et de contrôle dans certains bâtiments, et de créer un nouveau titre dans le Code de l’énergie dédié aux contrats d’abonnement aux réseaux de chaleur ou de froid.

Sur le premier point, rappelons que la directive du 30 mai 2018 relative à la performance énergétique des bâtiments vise, entre autres choses, à promouvoir l’usage des nouvelles technologies pour le développement de bâtiments intelligents, appelés à contribuer aux économies d’énergie grâce à une information précise des consommateurs. L’article 1er de l’ordonnance s’inscrit dans cette perspective en créant deux nouveaux articles au sein du Code de la construction et de l’habitation, les articles L. 111-10-3-1et L. 111-10-6. Le premier impose dans certains bâtiments à usage tertiaire, neufs ou existants, l’installation de systèmes d’automatisation et de contrôle, lorsque cela est techniquement et économiquement réalisable. L’ensemble des précisions utiles, notamment quant au champ d’application exact de cette obligation, ont été apportées par voie réglementaire4. Le second prévoit que les bâtiments neufs soient équipés, lorsque cela est techniquement et économiquement réalisable, d’un système de régulation automatique de la température par pièce ou, si cela est justifié, par zone chauffée du bâtiment (obligation qui figurait cependant déjà dans la RT 2012). Les bâtiments existants doivent quant à eux en être équipés lors de l’installation ou du remplacement du générateur de chaleur du système de chauffage. Les précisions utiles ont, ici aussi, été apportées par voie réglementaire5.

S’agissant ensuite des modifications du Code de l’énergie, l’ordonnance prévoit que « tous les réseaux de distribution de chaleur et de froid sont dotés d’un système de comptage de l’énergie livrée aux points de livraison »6, et crée au sein du livre VII du Code de l’énergie dédié aux réseaux de chaleur et de froid un titre IV relatif aux contrats d’abonnement à un réseau de chaleur ou de froid, en vue de transposer les exigences de la directive (UE) n° 2018/2002. Ce nouveau titre se compose de deux chapitres. Le premier pose les dispositions communes aux contrats d’abonnement à un réseau de chaleur ou de froid, en fixant notamment les exigences à respecter en matière de facturation. La facture doit comporter une part variable en fonction de l’énergie consommée, réalisée au moins une fois par an, et le fournisseur veille à ce que l’abonné puisse recevoir ses factures sur un support durable autre que le papier, dans les conditions précisées par le nouvel article L. 741-2 du Code de l’énergie. L’abonné accède gratuitement aux données de consommation liées à son abonnement et diverses précisions sont apportées concernant la résiliation du contrat, notamment concernant les coûts y afférents. Le second chapitre comporte les dispositions propres au contrat d’abonnement d’un immeuble à usage d’habitation ou à usage mixte professionnel et d’habitation, en précisant les obligations à respecter en matière de transmission des données relatives à la consommation de chaleur et de froid.

L’ordonnance prévoit par ailleurs l’extension des obligations d’inspection et d’entretien jusque-là prévues pour les chaudières et systèmes de climatisation aux systèmes de chauffage7, et modifie les dispositions de la loi du 10 juillet 1965 fixant le statut des copropriétés et de la loi du 6 juillet 1989 tendant à améliorer les rapports locatifs, en vue d’améliorer l’information des ménages sur leur consommation de chaleur, de froid et d’eau chaude sanitaire8.

B – Transposition du paquet « Énergie propre » : les énergies renouvelables

Ord. n° 2021-235, 3 mars 2021, portant transposition du volet durabilité des bioénergies de la directive (UE) n° 2018/2001 du 11 décembre 2018, relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables ; Ord. n° 2021-236, 3 mars 2021, portant transposition de diverses dispositions de la directive (UE) n° 2018/2001 du 11 décembre 2018, relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, et de la directive (UE) n° 2019/944 du 5 juin 2019, concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité. Ce sont ensuite les dispositions de la directive du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, dite RED II, qui devaient être transposées9. Quelques dispositions de cette directive l’avaient déjà été10, mais, pour l’essentiel, ce sont les ordonnances nos 2021-235 et 2021-236, toutes deux adoptées le 3 mars 2021, qui y pourvoient. La première concerne spécifiquement la question de la durabilité des bioénergies, tandis que la seconde transpose diverses autres dispositions de la directive, notamment au sujet des garanties d’origine, des communautés d’énergie et de l’autoconsommation.

Concernant le volet durabilité des bioénergies, l’ordonnance n° 2021-235 transpose les articles 29 à 31 de la directive du 11 décembre 2018, qui visent principalement à étendre le champ d’application des critères de durabilité aux combustibles ou carburants issus de la biomasse (alors qu’ils ne concernaient auparavant que les biocarburants et bioliquides), et à définir plus strictement ces critères.

À l’occasion de la transposition de la directive, l’ordonnance a créé au sein du livre II du Code de l’énergie, dédié à la maîtrise de la demande d’énergie et au développement des énergies renouvelables, un titre VIII intitulé « Les biocarburants, bioliquides, combustibles ou carburants issus de la biomasse, carburants renouvelables d’origine non biologique destinés au secteur des transports et carburants à base de carbone recyclé », qui rassemble les exigences générales de durabilité et de réduction des émissions de gaz à effet de serre, les modalités de suivi et de vérification, ainsi que les contrôles et les sanctions.

Ce nouveau titre soumet d’abord les biocarburants, bioliquides et combustibles ou carburants issus de la biomasse consommés en France (quelle que soit la provenance de la matière première à l’origine de leur production) aux mêmes exigences de durabilité et de réduction des émissions de gaz à effet de serre désormais définies aux articles L. 281-5 et suivants du Code de l’énergie. Les installations de faible puissance sont toutefois exemptées du respect de ces critères11. Les critères de durabilité s’appliquent, dans les limites précisées par décret en Conseil d’État, à toutes les étapes de la chaîne allant jusqu’à la mise à la consommation12.

Quant à la teneur des critères, différents seuils sont tout d’abord prévus en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre, imposant un potentiel de réduction de ces émissions allant d’au moins 50 % à au moins 80 %, selon les cas, par rapport aux émissions résultant des carburants ou combustibles d’origine fossile13. Ensuite, l’ordonnance reprend les limites prévues par la directive à la production de biocarburants, bioliquides et combustibles ou carburants issus de la biomasse à partir de biomasse agricole. Sous réserve de dispositions dérogatoires prévues par décret, ils ne peuvent être produits à partir de matières premières provenant de terres de grande valeur en termes de biodiversité, de terres présentant un important stock de carbone ou de tourbières. Dans le même esprit, l’ordonnance reprend les limites prévues par la directive en matière de biomasse forestière, afin d’assurer que celle-ci soit exploitée pour les besoins de la production de biocarburants, bioliquides et combustibles ou carburants issus de la biomasse dans des conditions plus durables, limitant notamment les problématiques liées au changement d’affectation des terres et aux risques de surexploitation14. Des critères spécifiques sont également prévus s’agissant de la production d’électricité à partir de combustibles issus de la biomasse pour les installations mises en service ou converties à partir du 25 décembre 2021.

Concernant les modalités de suivi et de vérification du respect des critères de durabilité et de réduction des émissions de gaz à effet de serre, les nouveaux textes prévoient l’obligation pour les opérateurs économiques prenant part à la chaîne, allant de l’extraction ou la culture des matières premières jusqu’à la mise à la consommation, d’être en mesure de justifier de leur respect des critères de durabilité et de réduction des émissions de gaz à effet de serre, et de fournir des informations précises, fiables et pertinentes sur ce respect. Ils doivent soumettre à un contrôle indépendant les informations qu’ils fournissent à ce sujet et adresser aux autorités compétentes des « déclarations de durabilité et de réduction des émissions de gaz à effet de serre », lesquelles doivent également être transmises en vue de l’octroi des avantages fiscaux et autres aides publiques. Les contrôles, ainsi que les sanctions administratives et pénales, sont enfin détaillés aux nouveaux articles L. 284-1 et suivants du Code de l’énergie. Au titre des sanctions administratives, l’autorité administrative peut prononcer une sanction pécuniaire dont le montant est proportionné à la gravité du ou des manquements constatés à la situation de l’opérateur économique concerné, à l’ampleur du dommage et aux avantages qui en ont été retirés, sans pouvoir excéder cinq fois le montant de la transaction commerciale dont le produit, la matière première ou le produit intermédiaire ne respecte pas les obligations prévues aux articles L. 281-2 et suivants du Code de l’énergie. La suspension ou le remboursement des aides publiques ou avantages fiscaux sont également encourus.

Les articles suivants de l’ordonnance intègrent au Code de l’énergie les dispositions utiles en matière de production d’électricité, de biogaz, de biocarburant et de chaleur à partir de biomasse en vue de préciser les conditions de mise en œuvre de la conditionnalité des aides prévues en ces domaines (en particulier s’agissant des contrats d’achat et de complément de rémunération). Les avantages fiscaux et les aides publiques en faveur de la production et de la consommation des biocarburants, bioliquides et combustibles ou carburants issus de la biomasse, de même que leur comptabilisation pour l’atteinte des objectifs et obligations fixés au niveau européen en matière de développement des énergies renouvelables, sont en effet subordonnés au respect des critères de durabilité et de réduction des émissions de gaz à effet de serre.

En parallèle du volet « durabilité des bioénergies » transposé par l’ordonnance n° 2021-235, l’ordonnance n° 2021-236 transpose diverses autres dispositions de la directive (UE) n° 2018/2001 qui ne trouvaient pas de traduction dans les dispositions nationales. L’article L. 211-2 du Code de l’énergie, qui définissait jusque-là « les sources d’énergies renouvelables », est d’abord réécrit pour définir « l’énergie produite à partir de sources renouvelables, ou “énergie renouvelable” », en reprenant les termes de la directive (UE) n° 2018/2001.

Sont ensuite introduites au sein des dispositions générales du Code de l’énergie relatives à la production d’électricité de nouvelles dispositions relatives aux garanties d’origine (C. énergie, art. L. 311-20 et s.). Il s’agit de garanties d’origine de l’électricité produite par n’importe quelle source d’énergie primaire ou par cogénération. Ce qui soulève la question de la coordination de ce dispositif avec les dispositions préexistantes relatives aux garanties d’origine de l’énergie produite à partir de sources renouvelables. À ce sujet, le rapport au président de la République accompagnant l’ordonnance précise que le nouveau dispositif « ne remet pas en question le dispositif des garanties d’origine de l’électricité renouvelable mais le complète, sans risque de confusion sur la nature (renouvelable ou non) de l’électricité produite », dès lors que « seules les garanties d’origine de l’électricité produite à partir de sources renouvelables seront en mesure de certifier des offres d’électricité dites “verte”, comme c’est déjà le cas actuellement ».

Un organisme désigné par l’autorité administrative assure la délivrance, le transfert et l’annulation des garanties d’origine, et établit et tient à jour un registre électronique de ces garanties. L’électricité produite pour laquelle une garantie d’origine a été émise par le producteur ne peut ouvrir droit au bénéfice de l’obligation d’achat ou du complément de rémunération. Une garantie d’origine, au plus, est émise pour chaque unité d’énergie produite correspondant à un mégawattheure ; chaque unité d’énergie ne peut être prise en compte qu’une seule fois et une garantie d’origine ne peut être utilisée que dans les 12 mois après la production de l’unité d’énergie. Elles peuvent être délivrées aux producteurs non raccordés au réseau et aux producteurs participant à des opérations d’autoconsommation. Les garanties d’origine provenant d’autres États membres de l’Union européenne et délivrées conformément à la directive (UE) n° 2018/2001 sont reconnues et traitées de la même manière qu’une garantie d’origine liée à une unité de production située sur le territoire national. Il en est de même pour les garanties d’origine provenant d’États tiers ayant conclu un accord avec l’Union aux fins de reconnaissance mutuelle des garanties d’origine, uniquement dans le cas de l’importation ou de l’exportation directe d’énergie.

En parallèle, les dispositions propres aux garanties d’origine de l’électricité produite à partir de sources renouvelables ont été retouchées, en introduisant quelques nouveautés15. Ainsi, l’inscription sur le registre des garanties d’origine des installations produisant de l’électricité à partir de sources renouvelables d’une puissance installée de plus de 100 kilowatts bénéficiant d’un contrat d’achat ou de complément de rémunération devient automatique ; les groupements de communes, et non plus seulement les communes, accueillant sur leur territoire une installation de production à partir de sources renouvelables peuvent bénéficier à titre gratuit de tout ou partie des garanties d’origine de l’installation ; les producteurs bénéficiant d’un contrat d’achat ou de complément de rémunération peuvent acheter préférentiellement les garanties d’origine associées à leur installation, avant ou après leur mise aux enchères, sous réserve de restrictions qui peuvent être adoptées par décret ; les autoproducteurs d’électricité d’origine renouvelable peuvent bénéficier des garanties d’origine de l’électricité autoconsommée même lorsqu’ils bénéficient d’un soutien de l’État. Des dispositions similaires sont reprises, sur les points pertinents, au sujet des garanties d’origine du biogaz injecté dans le réseau de gaz naturel16.

L’ordonnance n° 2021-236 crée ensuite au sein du livre II du Code de l’énergie un titre IX dédié aux communautés d’énergie et à l’investissement participatif. Concernant les communautés d’énergie, dont le paquet « Énergie propre » entend promouvoir le développement, l’ordonnance transpose les dispositions de la directive (UE) n° 2018/2001 relative aux énergies renouvelables et de la directive (UE) n° 2019/944 relative au marché intérieur de l’électricité (le reste des dispositions de cette dernière étant transposé par l’ordonnance n° 2021-237 étudiée ci-après). Les articles L. 291-1 et suivants du Code de l’énergie reprennent les dispositions de ces directives relatives aux définitions des communautés d’énergie renouvelable et des communautés énergétiques citoyennes ainsi qu’aux droits qui leur sont octroyés17. Ces communautés ont pour caractéristique commune d’avoir pour objectif premier de fournir à leurs membres ou actionnaires ou aux territoires locaux où elles exercent leurs activités des avantages environnementaux, économiques ou sociaux, plutôt que de générer des profits financiers. Mais leur rôle peut varier. Les communautés d’énergie renouvelable peuvent produire, consommer, stocker et vendre de l’énergie renouvelable ; partager, au sein de la communauté, l’énergie produite par les unités de production qu’elle détient ; accéder à tous les marchés de l’énergie pertinents directement ou par agrégation d’une manière non discriminatoire. Les possibilités offertes aux communautés énergétiques citoyennes sont plus vastes, dès lors qu’elles peuvent être constituées en vue d’exercer des activités plus variées (même si elles peuvent en partie se recouper avec celles des communautés d’énergie renouvelable) : elles peuvent prendre part à la production d’énergie, y compris de source renouvelable, à la fourniture, à la consommation, à l’agrégation, au stockage et à la vente d’électricité ; fournir des services liés à l’efficacité énergétique, des services de recharge pour les véhicules électriques ou d’autres services énergétiques à ses membres ou actionnaires ; partager en son sein l’électricité produite par les unités de production qu’elle détient, et accéder à tous les marchés de l’électricité, directement ou par agrégation, d’une manière non discriminatoire.

Des obligations pèsent aussi sur ces communautés. Dans les deux cas, elles doivent déclarer leurs installations de production aux gestionnaires de réseaux d’électricité et aux exploitants de réseaux de chaleur ou de froid compétents, préalablement à leur mise en service, ces gestionnaires ou exploitants devant quant à eux coopérer avec les communautés d’énergie pour faciliter les partages d’énergie en leur sein. Un décret doit préciser les cas dans lesquels une indemnisation du gestionnaire est versée par la communauté d’énergie ainsi que les conditions dans lesquelles elle est fixée. Les communautés ne peuvent détenir ou exploiter un réseau de distribution d’électricité ou de gaz naturel. Elles ne peuvent créer, gérer et détenir un réseau de chaleur ou de froid que sous réserve d’une information préalable de la collectivité territoriale compétente. S’agissant spécifiquement des communautés énergétiques citoyennes, elles sont financièrement responsables des déséquilibres qu’elles provoquent sur le système électrique.

Quant au financement participatif, le nouvel article L. 294-1 du Code de l’énergie harmonise les règles applicables pour les différents types de production à partir de sources renouvelables (électricité, biogaz, chaleur ou froid)18.

L’ordonnance procède par ailleurs à quelques retouches du régime de l’autoconsommation. La définition de l’autoconsommation individuelle est étoffée pour que l’opérateur d’une infrastructure de recharge ouverte au public pour les véhicules électriques ou hybrides rechargeables qui s’approvisionne auprès d’une installation de production d’électricité qu’il exploite située sur le même site soit considéré comme un autoconsommateur19. La définition de l’autoconsommation collective étendue est également retouchée pour préciser que lorsque l’électricité fournie est d’origine renouvelable, les points de soutirage et d’injection peuvent être situés sur le réseau public de distribution d’électricité20.

Enfin, l’ordonnance transpose les sous-objectifs d’intégration des énergies renouvelables dans le secteur des transports prévus par la directive (UE) n° 2018/2001, en complétant l’article L. 641-6 du Code de l’énergie. Ce texte prévoyait jusqu’à présent que « l’État crée les conditions pour que la part de l’énergie produite à partir de sources renouvelables utilisée dans tous les modes de transport en 2020 soit égale à 10 % au moins de la consommation finale d’énergie dans le secteur des transports et à au moins 15 % en 2030 ». Il ajoute désormais que dans cette part minimale, « la contribution des biocarburants et du biogaz avancés produits à partir des matières premières énumérées à l’annexe IX, partie A, de la directive (UE) n° 2018/2001, comme part de la consommation finale d’énergie dans le secteur des transports, est d’au moins 0,2 % en 2022, 1 % en 2025 et 3,5 % en 2030 », étant précisé que seuls les produits répondant aux critères de durabilité précédemment étudiés peuvent être pris en compte.

C – Transposition du paquet « Énergie propre » : le marché intérieur de l’électricité

Ord. n° 2021-237, 3 mars 2021, portant transposition de la directive (UE) n° 2019/944 du 5 juin 2019, concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et modifiant la directive n° 2012/27/UE, et mesures d’adaptation au règlement (UE) n° 2019/943 du 5 juin 2019, sur le marché intérieur de l’électricité. L’ordonnance n° 2021-237 du 3 mars 2021 concerne cette fois-ci le volet « marché intérieur de l’électricité » du paquet « Énergie propre ». Conformément aux prévisions de la loi relative à l’énergie et au climat21, elle vise à transposer la directive (UE) n° 2019/944 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et à poser les quelques mesures d’adaptation rendues nécessaires par l’entrée en vigueur du règlement (UE) n° 2019/943 sur le marché intérieur de l’électricité.

Rappelons que, 10 ans après le troisième paquet « Énergie » adopté en 2009 qui avait apporté une contribution significative à l’établissement et au fonctionnement du marché intérieur de l’électricité, le paquet « Énergie propre » a été l’occasion d’examiner, une nouvelle fois, la question du bon fonctionnement de ce marché. Cependant, alors que le troisième paquet « Énergie » se concentrait très largement sur les questions relatives à la séparation des activités, à l’indépendance des gestionnaires de réseaux et à l’accès non discriminatoire aux réseaux, ces questions n’ont fait l’objet que de quelques retouches à l’occasion du paquet « Énergie propre » (par exemple du fait de l’inclusion des activités de stockage dans le champ de la directive), sans remettre en cause les équilibres posés en 2009. En revanche, diverses évolutions intervenues depuis lors justifiaient que les textes majeurs en la matière, et donc en particulier la directive et le règlement sur le marché intérieur de l’électricité, soient refondus.

L’un des objectifs centraux de la directive (UE) n° 2019/944 était de placer le consommateur au centre de ce marché. Il s’agissait notamment de « donner au consommateur les moyens d’être davantage maître de ses choix en matière d’énergie », grâce à des mesures supplémentaires d’information, au droit d’obtenir un « contrat d’électricité à tarification dynamique » tout en étant informé des opportunités et des risques associés à un tel contrat, à l’accès à des outils de comparaison des offres de fourniture indépendants des acteurs de marché, etc. Il s’agissait également de faire des consommateurs de véritables acteurs de la transition énergétique, notamment en consacrant les notions de « client actif » et de « communauté énergétique citoyenne », auxquels les États doivent garantir un certain nombre de droits. Comme il a été vu précédemment, les exigences européennes relatives aux communautés d’énergie ont été transposées par l’ordonnance n° 2021-236. Il restait à l’ordonnance n° 2021-237 à transposer les autres dispositions relatives aux consommateurs d’électricité.

Le premier chapitre de l’ordonnance a ainsi pour objet de transposer les exigences relatives à la protection et à « l’autonomisation » des consommateurs, en modifiant pour cela diverses dispositions du Code de la consommation et du Code de l’énergie. Pour l’essentiel, l’ordonnance :

  • renforce l’information des consommateurs en complétant la liste des informations précontractuelles que les fournisseurs doivent transmettre aux consommateurs, notamment en matière d’évolution des prix22 ;

  • précise les modalités et délais d’information du consommateur en cas d’évolution des conditions contractuelles et en particulier en cas de modification du prix23 ;

  • renforce le droit de changer de fournisseur, en précisant que le client peut changer de fournisseur dans un délai « le plus court possible »24 ;

  • impose aux fournisseurs proposant des offres aux tarifs réglementés d’informer au moins tous les trois mois les clients concernés de l’existence des offres de marché et du comparateur d’offres proposé par le médiateur national de l’énergie ;

  • consacre la notion d’offre à tarification dynamique, en reprenant la définition posée par la directive et en précisant les obligations en la matière : le nouvel article L. 332-7 du Code de l’énergie définit cette offre comme « une offre qui reflète les variations de prix sur les marchés au comptant, y compris les marchés journaliers et infra-journaliers, susceptible d’être proposée par tout fournisseur aux clients équipés d’un dispositif de comptage mentionné à l’article L. 341-4 ». Tout fournisseur d’électricité assurant l’approvisionnement de plus de 200 000 sites est tenu de proposer à un client équipé de ce dispositif de comptage qui en fait la demande une telle offre. Les modalités selon lesquelles cette offre prend en compte les variations des prix de marché sont définies par délibération de la Commission de régulation de l’énergie (CRE)25, laquelle publie également la liste des fournisseurs concernés. Eu égard aux risques que ces offres peuvent engendrer, l’obligation précontractuelle d’information est renforcée : pour les offres à tarification dynamique, le fournisseur doit informer le consommateur des opportunités, des coûts et des risques liés à ce type d’offre dans des termes clairs et compréhensibles, notamment au regard de son exposition à la volatilité des prix. Le fournisseur doit également mettre à la disposition du consommateur un dispositif d’alerte en cas de variation significative du prix de marché26 ;

  • étend à l’ensemble des consommateurs non domestiques certains droits jusque-là réservés aux clients domestiques ou aux « petits » professionnels (c’est-à-dire ceux souscrivant une puissance inférieure ou égale à 36 kVA)27 : la directive (UE) n° 2019/944 consacre en effet une série de « droits contractuels de base », que les États membres doivent garantir à tous les « clients finals », sans distinction28.

Les deuxième et troisième chapitres de l’ordonnance s’intéressent ensuite aux gestionnaires de réseaux de distribution et de transport d’électricité. Concernant les premiers, l’ordonnance vise d’abord à préciser certaines missions des gestionnaires de réseaux de distribution. Ainsi doivent-ils non seulement permettre le raccordement des installations des consommateurs et des producteurs, mais encore des installations de stockage. L’ordonnance vise surtout à faciliter le recours aux services auxiliaires et aux services de flexibilité par les gestionnaires de réseaux de distribution. Ainsi, dans le cadre de leur mission de gestion des flux, ils négocient librement avec les producteurs, les fournisseurs ou d’autres acteurs de marché les contrats nécessaires à la couverture des pertes, aux services auxiliaires et aux services de flexibilité sur le réseau qu’ils exploitent, selon des procédures concurrentielles, non discriminatoires et transparentes, telles que notamment des consultations publiques ou le recours à des marchés organisés. La CRE peut accorder des dérogations à ce principe si l’acquisition de services auxiliaires ou de services de flexibilité fondée sur le marché n’apparaît pas économiquement judicieuse ou efficace. Les modalités et règles pour la fourniture de services auxiliaires et de services de flexibilité à chaque gestionnaire de réseau, hormis celles relatives à la couverture des pertes, sont approuvées par la CRE préalablement à leur mise en œuvre29. L’ordonnance prévoit par ailleurs que les gestionnaires de réseaux de distribution publient au moins tous les deux ans un plan de développement du réseau, dont la teneur et les modalités d’élaboration sont précisées par le nouvel article L. 322-11 du Code de l’énergie. L’ordonnance vise enfin à aligner les obligations des gestionnaires de réseaux fermés de distribution sur celles imposées aux gestionnaires des réseaux publics de distribution tout en prévoyant que le gestionnaire d’un réseau fermé peut demander à la CRE d’être exemptée de certaines obligations et interdictions, les conditions d’une telle exemption étant précisées par décret en Conseil d’État pris après avis de la CRE30.

Quant au gestionnaire du réseau de transport, l’ordonnance prévoit essentiellement que le schéma décennal de développement du réseau doit désormais être établi tous les deux ans (alors que l’obligation était jusque-là annuelle) ; que les missions du gestionnaire de réseau de transport intègrent la numérisation du réseau de transport, et qu’il doit assurer le raccordement non seulement des producteurs et des consommateurs mais encore des exploitants d’installations de stockage.

Le quatrième chapitre transpose les exigences de la directive en matière de « stockage d’énergie dans le système électrique ». Outre que cette activité rejoint la production et la fourniture au sein de l’article L. 111-1 du Code de l’énergie en tant qu’activité s’exerçant au sein de marchés concurrentiels, l’ordonnance crée au sein du titre V du livre III du Code de l’énergie (dispositions relatives à l’utilisation de l’électricité) un nouveau chapitre dédié à cette question. Il se compose pour l’heure de deux articles. L’article L. 352-1 du Code de l’énergie définit, conformément à la directive, le « stockage d’énergie dans le système électrique » comme « le report de l’utilisation finale de l’électricité à un moment postérieur à celui auquel elle a été produite, ou la conversion de l’énergie électrique en une forme d’énergie qui peut être stockée, la conservation de cette énergie et la reconversion ultérieure de celle-ci en énergie électrique ou son utilisation en tant qu’autre vecteur d’énergie ». L’article L. 352-2 prévoit quant à lui que les gestionnaires de réseaux publics d’électricité et les gestionnaires de réseaux fermés de distribution ne peuvent pas posséder, développer ou exploiter des installations de stockage d’énergie dans le système électrique, sous réserve de dérogations que la CRE peut accorder si ces installations constituent des composants pleinement intégrés aux réseaux ou si sont remplies les autres conditions prévues par les articles 36, § 2, ou 54, § 2, de la directive (UE) n° 2019/944.

Le cinquième chapitre de l’ordonnance crée au sein du même titre V du livre III du Code de l’énergie un nouveau chapitre intitulé « recharge des véhicules électriques ». Pour l’essentiel, il recodifie certaines dispositions issues de la loi d’orientation pour les mobilités31 jusque-là dispersées. Il introduit également dans l’article L. 353-7 du Code de l’énergie de nouvelles dispositions quant au rôle des gestionnaires de réseaux de distribution en la matière. Les gestionnaires de réseaux de distribution, y compris de réseaux fermés, ne peuvent pas posséder, développer, gérer ou exploiter des points de recharge pour véhicules électriques32, sauf dérogation dans deux cas : soit pour leur usage exclusif ; soit en l’absence d’initiative d’un acteur du marché, après approbation de la CRE, si les conditions prévues par la directive (UE) n° 2019/944 sont réunies. Lorsqu’il bénéficie d’une dérogation pour un point de recharge ouvert au public, le gestionnaire de réseau exploite le point de recharge en garantissant un droit d’accès des tiers non discriminatoire, et la dérogation est valable cinq ans. À l’issue de cette période, une consultation publique est menée pour réévaluer l’intérêt potentiel d’autres acteurs à posséder, développer, gérer ou exploiter des points de recharge, et si la dérogation n’est pas reconduite, la cession du point de recharge fait l’objet d’une compensation du gestionnaire de réseau pour la valeur résiduelle des investissements réalisés.

L’ordonnance apporte ensuite quelques modifications aux missions de la Commission de régulation de l’énergie afin de tirer les conséquences des nouvelles dispositions précédemment étudiées (surveillance de la mise en œuvre des contrats à tarification dynamique…) et pour prendre en compte les centres de coordination régionaux introduits par le règlement (UE) n° 2019/943.

Enfin, le dernier chapitre de l’ordonnance comporte quelques mesures d’adaptation rendues nécessaires par le règlement (UE) n° 2019/943 sur le marché intérieur de l’électricité en matière de sécurité d’approvisionnement, s’agissant du critère de défaillance du système électrique et du mécanisme de capacité33. En particulier, l’article L. 335-2 du Code de l’énergie prévoit désormais que le mécanisme de capacité est suspendu par le ministre chargé de l’Énergie lorsque ni le bilan prévisionnel pluriannuel, ni les études d’adéquation européennes prévues par le règlement (UE) n° 2019/943 n’identifient de difficultés d’adéquation des ressources en l’absence de mécanisme de capacité, pour des années pour lesquelles il n’a pas encore été procédé à la certification des capacités de production ou d’effacement34.

II – Droit des énergies renouvelables

A – Premiers jalons d’un cadre juridique propre à l’hydrogène renouvelable et bas carbone

Ord. n° 2021-167, 17 févr. 2021, relative à l’hydrogène. Alors que la Commission européenne a dévoilé en juillet 2020 sa « stratégie de l’hydrogène pour une Europe climatiquement neutre »35 et que la France a présenté en septembre 2020 sa « stratégie nationale pour le développement de l’hydrogène décarboné en France »36, le cadre juridique de l’hydrogène, et en particulier de l’hydrogène renouvelable et bas-carbone, se précise.

Rappelons que, depuis la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l’énergie et au climat37, l’article L. 100-4, I, 10°, du Code de l’énergie pose l’objectif « de développer l’hydrogène bas-carbone et renouvelable et ses usages industriel, énergétique et pour la mobilité, avec la perspective d’atteindre environ 20 à 40 % des consommations totales d’hydrogène et d’hydrogène industriel à l’horizon 2030 »38. Mais la réalisation de tels objectifs implique un cadre juridique adéquat. C’est pourquoi la loi relative à l’énergie et au climat avait habilité le gouvernement à adopter par voie d’ordonnances diverses dispositions relatives à l’hydrogène. Son article 52 habilitait en particulier le gouvernement à adopter « toute mesure relevant du domaine de la loi afin :

1° De définir la terminologie des différents types d’hydrogène en fonction de la source d’énergie utilisée pour sa production ;

2° De permettre la production, le transport, le stockage et la traçabilité de l’hydrogène ;

3° De définir un cadre de soutien applicable à l’hydrogène produit à partir d’énergie renouvelable ou par électrolyse de l’eau à l’aide d’électricité bas-carbone ».

Tel est l’objet de l’ordonnance adoptée le 17 février 2021, qui trace les grandes lignes de ces différents aspects, qui devront, chacun, donner lieu à diverses précisions réglementaires. L’ordonnance marque une véritable consécration de l’hydrogène dans la mesure où elle crée un nouveau livre au sein du Code de l’énergie, le livre VIII, dédié aux « dispositions relatives à l’hydrogène », formé des articles L. 811-1 et suivants.

Le premier chapitre de ce livre est consacré aux définitions, l’ordonnance ayant d’abord eu pour objet de fixer la terminologie applicable en la matière. Après avoir défini l’hydrogène lui-même comme « le gaz composé, dans une proportion déterminée par arrêté du ministre chargé de l’Énergie, de molécules de dihydrogène, obtenu après mise en œuvre d’un procédé industriel », trois termes ont été retenus et sont désormais définis par l’article L. 811-1 du Code de l’énergie : l’hydrogène renouvelable, l’hydrogène bas carbone et l’hydrogène carboné.

L’hydrogène renouvelable est défini comme « l’hydrogène produit soit par électrolyse en utilisant de l’électricité issue de sources d’énergies renouvelables telles que définies à l’article L. 211-2, soit par tout autre technologie utilisant exclusivement une ou plusieurs de ces mêmes sources d’énergies renouvelables et n’entrant pas en conflit avec d’autres usages permettant leur valorisation directe. Dans tous les cas, son procédé de production émet, par kilogramme d’hydrogène produit, une quantité d’équivalents dioxyde de carbone inférieure ou égale à un seuil ».

L’hydrogène bas carbone est quant à lui défini comme « l’hydrogène dont le procédé de production engendre des émissions inférieures ou égales au seuil retenu pour la qualification d’hydrogène renouvelable, sans pouvoir, pour autant, recevoir cette dernière qualification, faute d’en remplir les autres critères »39.

Ainsi, l’hydrogène renouvelable et l’hydrogène bas carbone répondent au même seuil d’émission, qui doit être précisé par voie réglementaire, et peuvent donc être considérés comme équivalents au regard des objectifs par ailleurs posés en matière de décarbonation, mais ils se distinguent par les sources d’énergie mobilisées pour leur production. Comme il sera ensuite examiné, cette distinction ne prête cependant pas à conséquence s’agissant des mécanismes de soutien instaurés par l’ordonnance, ceux-ci s’appliquant à l’hydrogène bas carbone comme à l’hydrogène renouvelable. Dans son avis relatif au projet d’ordonnance, la CRE s’était d’ailleurs montrée réservée quant à l’opportunité de cette distinction eu égard aux justifications de ce soutien public40. Toutefois, les mécanismes de soutien ne sont pas seuls et d’autres aspects de l’ordonnance ne couvrent que l’hydrogène renouvelable.

L’hydrogène carboné, enfin, est défini négativement comme « l’hydrogène qui n’est ni renouvelable, ni bas carbone » (ce qui, eu égard aux définitions précédentes, pourrait notamment concerner l’hydrogène produit à partir de sources renouvelables, sans toutefois satisfaire au seuil d’émission à respecter pour recevoir la qualification d’hydrogène renouvelable, par exemple l’hydrogène produit à partir de certaines formes de biomasse).

L’ordonnance pose ensuite les premiers jalons des mécanismes de soutien à la production d’hydrogène renouvelable et bas carbone, désormais prévus par les articles L. 812-1 et suivants du Code de l’énergie41. Le champ d’application de ces mécanismes de soutien a été cantonné aux seules productions d’hydrogène renouvelable ou d’hydrogène bas carbone par électrolyse de l’eau, à l’exclusion des autres procédés de production. Dans ce cadre, l’article L. 812-2 prévoit que « pour atteindre les objectifs énoncés au 10° du I de l’article L. 100-4, l’autorité administrative peut favoriser le développement, sur le territoire national, des capacités de production d’hydrogène renouvelable ou d’hydrogène bas carbone produit par électrolyse de l’eau, en ouvrant aux installations correspondantes le bénéfice d’un dispositif de soutien », qui prend la forme « soit d’une aide au fonctionnement, soit d’une combinaison d’une aide financière à l’investissement et d’une aide au fonctionnement, sous des conditions et selon des modalités définies par l’autorité administrative ». La sélection des installations ou projets admis à bénéficier de ce soutien s’effectuera selon une procédure de mise en concurrence, qui comprendra une phase de sélection des candidats éligibles en fonction de critères définis dans l’appel à projets, puis une phase de désignation de ceux qui, parmi eux, seront retenus pour bénéficier du soutien. Cette désignation devra reposer sur un examen individuel des projets éligibles « tenant compte de leur rentabilité économique, notamment du prix de l’hydrogène produit, au regard du bilan global en termes d’émission de gaz à effet de serre du fonctionnement de l’installation et de sa contribution à l’atteinte des objectifs nationaux énoncés à l’article L. 100-4 ».

L’ordonnance précise que l’aide accordée « fait l’objet d’un contrat conclu entre le candidat qui en est bénéficiaire et l’État ou toute personne mandatée pour agir en son nom », tandis que le rapport au président de la République qui l’accompagne évoque un « contrat offrant un complément de rémunération »42. La durée maximale de ce contrat ne pourra pas dépasser 20 années. Le niveau de l’aide au fonctionnement ne pourra, quant à lui, « conduire à ce que la rémunération totale des capitaux immobilisés, résultant du cumul de toutes les recettes prévisionnelles de l’installation et des aides financières ou fiscales dont elle bénéficie, excède un niveau de rémunération raisonnable des capitaux, compte tenu des risques inhérents aux activités sur lesquelles porte l’aide ». Des périodes d’expérimentation pourront également être décidées pour l’attribution d’une aide au fonctionnement aux petits et moyens projets ainsi que pour les filières non matures.

L’ordonnance met par ailleurs en place des mécanismes permettant d’attester de l’origine renouvelable ou bas carbone de l’hydrogène, selon un modèle plus complexe que celui retenu dans les domaines de l’électricité d’origine renouvelable et du biogaz, dans la mesure où ce sont ici deux mécanismes qui ont été consacrés : non seulement des garanties d’origine dont le régime est largement comparable à celui applicable aux garanties d’origine précédemment créées en matière d’électricité d’origine renouvelable et de biogaz, mais encore des « garanties de traçabilité ».

L’article L. 821-1 du Code de l’énergie prévoit en effet que « le caractère renouvelable ou bas carbone de l’hydrogène produit est attesté par l’émission d’une garantie, lors de sa production », qui peut être soit une garantie d’origine, soit une garantie de traçabilité, la première attestant l’origine de l’hydrogène renouvelable ou bas carbone, la seconde sa traçabilité physique. Ainsi, « si l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone produit n’est pas mélangé à un autre type d’hydrogène ou à un autre gaz entre l’étape de sa production et celle de sa consommation et que la garantie émise est cédée en même temps que l’hydrogène produit, cette garantie atteste sa traçabilité physique. Elle est appelée garantie de traçabilité ». À l’inverse, « si l’hydrogène renouvelable ou bas carbone produit est susceptible d’être mélangé à un autre type d’hydrogène ou à un autre gaz entre les mêmes étapes, ou si la garantie émise lors de sa production est susceptible d’être cédée indépendamment de l’hydrogène produit, cette garantie atteste son origine. Elle est appelée garantie d’origine ». De manière plus fonctionnelle, et comme le précise l’article L. 821-5, « à l’égard de l’acheteur ou du consommateur final, la garantie de traçabilité prouve que la quantité d’hydrogène qui lui a été physiquement livrée présente ce caractère et la garantie d’origine qu’une quantité d’hydrogène ayant ce caractère a été produite ». Seules ces deux garanties valent certification du caractère renouvelable ou bas carbone de l’hydrogène. Elles ne sont valables que pendant 12 mois à compter de la date de la fin de la production de l’hydrogène qu’elles certifient et doivent être annulées dès que l’hydrogène qu’elles certifient a été consommé ou injecté dans le réseau de gaz naturel. Contrairement aux garanties d’origine, les garanties de traçabilité ne peuvent être cédées indépendamment de la quantité d’hydrogène qui a donné lieu à leur émission43.

De manière comparable au régime applicable aux garanties d’origine de l’électricité produite à partir de sources renouvelables ou de biogaz injecté dans les réseaux, l’ordonnance s’est intéressée à l’articulation du mécanisme des garanties d’origine et des mécanismes de soutien par ailleurs mis en place. Ainsi, selon l’article L. 822-2 du Code de l’énergie, « les garanties d’origine associées à la production d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone effectuée par les installations bénéficiant d’un contrat d’aide conclu en application du chapitre II du titre Ier du présent livre sont d’office émises au bénéfice de l’État par l’organisme » en charge de la gestion des garanties de production (dont les articles L. 823-1 et suivants détaillent les attributions en matière de délivrance, de transfert et d’annulation des garanties, sur le modèle, ici encore, des dispositions relatives aux garanties d’origine en matière d’électricité de source renouvelable et de biogaz injecté sur les réseaux). Les communes sur le territoire desquelles de telles installations sont implantées souhaitant attester de l’origine renouvelable ou bas-carbone de leur propre consommation d’hydrogène peuvent se voir transférer, à leur demande et à titre gratuit, tout ou partie des garanties d’origine ou de traçabilité de ces installations. Elles sont alors immédiatement utilisées et ne peuvent être vendues. Les garanties d’origine émises mais non transférées aux communes sont mises aux enchères par l’autorité administrative.

L’ordonnance a ensuite créé au sein du nouveau livre VIII du Code de l’énergie relatif à l’hydrogène, des titres et chapitres dédiés au transport, à la distribution, au stockage et à la vente d’hydrogène. Le régime ainsi posé est cependant pour l’heure parcellaire. Concernant le transport et la distribution, il convient de distinguer selon que l’un ou l’autre est ou non effectué au moyen de réseaux de transport ou de distribution autonomes, distincts des réseaux de transport ou de distribution de gaz naturel, et dédiés à ce seul usage. Lorsque l’hydrogène renouvelable est injecté sur les réseaux de transport ou de distribution de gaz naturel, ce sont les dispositions relatives à ces réseaux qui s’appliquent, les textes renvoyant à l’application des chapitres Ier, II et III du titre III du livre IV (transport et distribution de gaz) et au titre V du même livre (accès et raccordement aux réseaux et installations). Dans le cas contraire, un régime propre au transport et à la distribution d’hydrogène s’appliquera, dont le contenu demeure à préciser. Quant au stockage, il est renvoyé à l’application des dispositions des titres Ier et III du livre II du Code minier, dès lors que le stockage d’hydrogène est effectué dans les installations de stockage de gaz combustible et de gaz naturel44.

Enfin, concernant la vente d’hydrogène, il est précisé que les activités de production et de vente d’hydrogène renouvelable aux consommateurs finals s’exercent au sein de marchés concurrentiels, et que les dispositions applicables à la vente d’hydrogène renouvelable, lorsqu’il est injecté dans le réseau de gaz naturel, sont celles prévues par le chapitre V du titre IV du livre IV du Code de l’énergie. Ce chapitre a été rétabli par l’ordonnance relative à l’hydrogène et porte sur « les dispositions générales relatives aux gaz renouvelables injectés dans le réseau de gaz naturel » en vue de leur commercialisation45. Il prévoit en particulier que la vente de gaz renouvelable injecté dans le réseau de gaz naturel n’est pas soumise à autorisation de fourniture lorsque ce gaz est vendu par le producteur à un fournisseur de gaz naturel.

Il instaure également le régime des « garanties d’origine de gaz renouvelable injecté dans le réseau de gaz naturel », qui « ont valeur de certification de l’origine renouvelable du gaz concerné et prouvent à un client final raccordé à ce réseau la part ou la quantité de gaz renouvelable que contient l’offre commerciale contractée auprès de son fournisseur de gaz naturel ». Ainsi, s’agissant des garanties d’origine, ont désormais vocation à coexister, chacun avec son champ d’application, le régime des garanties d’origine de gaz renouvelable injecté dans le réseau de gaz naturel (prévu par les articles L. 445-3 et suivants du Code de l’énergie, auquel l’hydrogène renouvelable – et non l’hydrogène bas carbone – sera éligible s’il est injecté sur le réseau), le régime des garanties d’origine de biogaz injecté dans les réseaux de gaz naturel (prévu par les articles L. 446-18 et suivants du Code de l’énergie, qui ont eux-mêmes été retouchés par l’ordonnance), et le régime des garanties d’origine de l’hydrogène renouvelable ou bas carbone (prévu par les articles L. 821-1 et suivants du Code de l’énergie précédemment étudiés)46.

La question de l’autoconsommation d’hydrogène a aussi été brièvement abordée, pour garantir « en matière d’hydrogène, le droit des consommateurs à l’autoconsommation ». Dans l’attente de l’adoption des dispositions réglementaires, l’ordonnance s’est essentiellement concentrée sur la définition de l’autoconsommation en la matière. Ainsi, selon l’article L. 813-2 du Code de l’énergie, « pour être regardé comme autoconsommé, l’hydrogène doit être produit et consommé sur un même site, dit “d’autoproduction”, par un ou des producteurs et un ou des consommateurs, liés entre eux, le cas échéant, au sein d’une même personne morale. L’hydrogène autoconsommé peut l’être soit instantanément, soit après une période de stockage sur le même site ».

B – La loi ASAP et l’accélération du déploiement de l’éolien en mer

L. n° 2020-1525, 7 déc. 2020, d’accélération et de simplification de l’action publique, art. 55 ; D. n° 2021-282, 12 mars 2021, portant application de l’article L. 311-13 du Code de justice administrative. Parmi les multiples mesures « d’accélération et de simplification de l’action publique » prévues par la loi du même nom, celles relatives aux installations de production d’énergie renouvelable en mer retiennent particulièrement l’attention. Une nouvelle fois, le législateur démontre sa volonté d’accélérer la mise en œuvre des projets en ce domaine, en ciblant pour cela les procédures préalables et, surtout, les aspects contentieux. Il apparaît en effet que la réalisation des objectifs de développement de la filière de l’éolien en mer est handicapée par les délais jusqu’à la mise en service des installations qui, pour de multiples raisons, sont particulièrement longs, ce qui explique que, depuis quelques années, le législateur soit intervenu à plusieurs reprises dans le but de réduire ces délais. L’article 55 de la loi ASAP s’inscrit dans cette lignée par deux mesures relatives aux installations de production d’énergie renouvelable en mer.

En premier lieu, ce texte réécrit très largement l’article L. 121-8-1 du Code de l’environnement relatif aux procédures de participation du public. Ce texte prévoyait jusque-là la saisine de la Commission nationale du débat public (CNDP) par le ministre chargé de l’Énergie lorsque celui-ci souhaite lancer une procédure de mise en concurrence en application de l’article L. 311-10 du Code de l’énergie, et ce, préalablement au lancement de cette procédure, afin que cette commission détermine les modalités de participation du public au processus de décision du lancement de la procédure de mise en concurrence. Désormais, lorsque le ministre chargé de l’Énergie souhaite lancer « une ou plusieurs » procédures de mise en concurrence en application de l’article L. 311-10 du Code de l’énergie pour la construction et l’exploitation d’installations de production d’énergie renouvelable en mer et de leurs ouvrages de raccordement aux réseaux publics d’électricité, il saisit la CNDP, qui détermine les modalités de la participation du public. L’objet de cette participation peut désormais, à la demande du ministre chargé de l’Énergie, porter sur « plusieurs procédures de mise en concurrence qu’il envisage de lancer sur une même façade maritime ». Si la CNDP estime qu’un débat public est nécessaire, sa durée ne peut excéder la durée mentionnée à l’article L. 121-11 du Code de l’environnement pour les projets, soit une durée de quatre mois, éventuellement prolongée de deux mois sur décision motivée de la CNDP. Qui plus est, le ministre chargé de l’Énergie peut désormais lancer la ou les procédures de mise en concurrence avant la fin du débat public ou de la concertation préalable. Il est cependant précisé que la phase de dialogue concurrentiel de la ou des procédures ne peut démarrer avant la communication du bilan de la participation du public, afin que celui-ci puisse bien être pris en compte. Après communication de ce bilan, le ministre chargé de l’Énergie décide du principe et des conditions de la poursuite de la ou des procédures de mise en concurrence, et identifie les zones potentielles d’implantation des futures installations de production d’énergie renouvelable en mer et de leurs ouvrages de raccordement. Enfin, il est précisé que si les procédures de mise en concurrence n’ont pas été lancées dans un délai de sept ans à compter de la publication du bilan du débat public ou de la concertation préalable, le ministre chargé de l’Énergie saisit à nouveau la CNDP qui détermine si une nouvelle procédure de participation du public est nécessaire.

Comme le précise l’article 55, II, de la loi ASAP, l’article L. 121-8-1, dans sa rédaction issue de cette loi, est applicable non seulement aux procédures postérieures à son entrée en vigueur, mais encore aux « procédures de participation du public pour lesquelles le ministre chargé de l’Énergie a déjà saisi la Commission nationale du débat public à la date de publication de la présente loi ».

En second lieu, l’article 55 de la loi ASAP a réformé le régime contentieux. Quelques années auparavant, une première réforme était intervenue, qui poursuivait déjà l’objectif d’accélérer la résolution des contentieux en la matière, et qui avait confié à la cour administrative d’appel de Nantes le soin de statuer en premier et dernier ressort sur les recours juridictionnels formés contre diverses décisions relatives aux installations de production d’énergie renouvelable en mer et aux ouvrages y afférents47. Franchissant un nouveau cap, et à la suite d’un amendement gouvernemental en ce sens, le législateur a décidé de confier au Conseil d’État compétence pour connaître en premier et dernier ressort de ces recours. Ainsi, le nouvel article L. 311-13 du Code de justice administrative prévoit que le « Conseil d’État est compétent pour connaître en premier et dernier ressort des recours juridictionnels formés contre les décisions relatives aux installations de production d’énergie renouvelable en mer ainsi qu’à leurs ouvrages connexes, aux ouvrages des réseaux publics d’électricité afférents et aux infrastructures portuaires rendues nécessaires pour la construction, le stockage, le pré-assemblage, l’exploitation et la maintenance de ces installations et ouvrages », la liste précise de ces décisions étant fixée par décret. La réforme n’est pas mineure, qui fait plus que transférer au Conseil d’État la compétence précédemment dévolue à la cour administrative d’appel de Nantes. La réforme de 2016 avait conduit à supprimer un degré de juridiction, un pourvoi devant le Conseil d’État demeurant toutefois possible. Désormais, le Conseil d’État n’interviendra plus en tant que juge de cassation, mais en tant que juge de premier et dernier ressort, de sorte que plus aucune voie de recours ne sera ouverte48. En revanche, alors que la cour administrative d’appel de Nantes devait statuer dans les 12 mois de sa saisine, aucun délai n’est ici imposé au Conseil d’État.

Le détail des décisions relevant de la compétence du Conseil d’État a été précisé par le décret n° 2021-282 du 12 mars 2021 portant application de l’article L. 311-13 du Code de justice administrative, qui crée un nouvel article R. 311-1-1 au sein du même code49. L’article R. 311-4 qui détaillait la compétence précédemment dévolue à la cour administrative d’appel de Nantes est dans le même temps abrogé. Sans pouvoir ici reprendre in extenso la longue liste des décisions concernées (une trentaine), indiquons simplement que cela recouvre, principalement :

  • les décisions relatives aux installations de production d’énergie renouvelable en mer et à leurs ouvrages connexes, telles que l’autorisation d’exploiter une installation de production d’électricité, l’autorisation environnementale, la dérogation « espèces protégées », les concessions d’utilisation du domaine public maritime, etc. ;

  • les décisions relatives aux ouvrages des réseaux publics d’électricité dont au moins une partie est située en mer ou aux ouvrages de raccordement des installations de production d’énergie renouvelable en mer, jusque et y compris aux premiers postes de raccordement à terre, telles que la déclaration d’utilité publique, l’autorisation environnementale, les concessions d’utilisation du domaine public maritime, le permis de construire du poste électrique, l’autorisation de défrichement, etc. ;

  • les décisions relatives aux infrastructures portuaires rendues nécessaires pour la construction, le stockage, le pré-assemblage, l’exploitation et la maintenance des installations précédemment mentionnées ainsi qu’aux opérations de transport et de dragage connexes telles que l’autorisation environnementale, l’autorisation d’occupation du domaine public, le permis de construire et la décision de non-opposition à une déclaration préalable de travaux, etc.

Ces nouvelles dispositions sont applicables aux requêtes enregistrées à compter de la date d’entrée en vigueur du décret, soit à compter du 13 mars 2021.

C – Réduction des tarifs des contrats d’achat d’électricité d’origine photovoltaïque conclus entre 2006 et 2010

L. n° 2020-1721, 29 déc. 2020, de finances pour 2021, art. 225 ; Cons. const., 28 déc. 2020, n° 2020-813 DC. La « saga » des contrats d’achat de l’électricité produite à partir d’installations utilisant l’énergie radiative du soleil ne cesse, depuis 2010, d’alimenter les réformes législatives et réglementaires tout comme le contentieux. L’on se souvient qu’en réponse à une importante baisse des coûts supportés par la filière photovoltaïque et à un afflux massif de demandes de contrats d’achat, les arrêtés applicables à la filière avaient été modifiés par deux fois en 2010 avant que le gouvernement décide finalement d’un « moratoire » fin 201050, à l’issue duquel un cadre de soutien rénové a été mis en place, soumettant les contrats d’achat à des conditions tarifaires moins attractives. Ces évolutions ne concernaient toutefois que les contrats postérieurement conclus, de sorte que les contrats conclus précédemment ont pu jusqu’à présent bénéficier des tarifs attractifs prévus par les arrêtés antérieurs. Il n’était pas possible, en effet, de remettre en cause par voie réglementaire les contrats en cours, seul le législateur pouvant, le cas échéant, le décider.

C’est désormais chose faîte, depuis l’adoption de la loi de finances pour 2021. À l’occasion des discussions de ce texte, le gouvernement a en effet présenté un amendement visant à modifier le tarif d’achat applicable aux contrats conclus avant 2011 pour leur durée restante. La mesure a été adoptée par le Parlement et figure dans l’article 225 de la loi de finances, qui fixe les contours de la révision des contrats en cours, laquelle nécessitera au préalable l’adoption de textes réglementaires.

L’article 225 de la loi de finances pose tout d’abord le champ d’application de la mesure, au regard des installations concernées et de la date de conclusion des contrats. Elle ne concerne que les contrats relatifs à des installations d’une puissance crête de plus de 250 kilowatts utilisant l’énergie radiative du soleil moyennant des technologies photovoltaïques ou thermodynamiques. Dans ce cadre, les contrats concernés sont ceux conclus en application des arrêtés du 10 juillet 2006, du 12 janvier 2010 et du 31 août 2010. La loi encadre ensuite, en des termes assez généraux, la réduction du tarif d’achat dont l’ampleur exacte devra être précisée par arrêté. Ainsi, le tarif d’achat est réduit « à un niveau et à compter d’une date fixés par arrêté des ministres chargés de l’Énergie et du Budget de telle sorte que la rémunération totale des capitaux immobilisés, résultant du cumul de toutes les recettes de l’installation et des aides financières ou fiscales octroyées au titre de celle-ci, n’excède pas une rémunération raisonnable des capitaux, compte tenu des risques inhérents à son exploitation ». Le texte précise que le projet d’arrêté doit être soumis pour avis à la Commission de régulation de l’énergie, et que la réduction du tarif « tient compte de l’arrêté tarifaire au titre duquel le contrat est conclu, des caractéristiques techniques de l’installation, de sa localisation, de sa date de mise en service et de ses conditions de fonctionnement ».

Afin de prendre en compte les situations propres à chacun, le législateur a prévu une « clause de sauvegarde » visant à éviter que cette modification des contrats en cours compromette la viabilité économique du producteur. Ainsi, sur demande motivée du producteur, les ministres chargés de l’Énergie et du Budget pourront, sur proposition de la CRE, fixer par arrêté conjoint un niveau de tarif ou une date différents de ceux résultant de l’arrêté précédemment mentionné si l’application de celui-ci devait compromettre la viabilité économique du producteur. Est également prévue la possibilité pour les ministres compétents d’allonger la durée du contrat d’achat. Si ces dispositions visent à rassurer les entreprises, il est douteux qu’elles y parviennent, leur portée étant, en l’état, très difficile à apprécier. Elle sera sans nul doute source de désaccords.

De tels désaccords n’ont d’ailleurs pas manqué de s’exprimer, tant ces dispositions de la loi de finances sont de nature à affecter les producteurs concernés. Le Conseil constitutionnel a été saisi de la constitutionnalité de l’article 225 de la loi de finances dans le cadre de son contrôle a priori. Parmi les griefs soulevés par les sénateurs et députés requérants, tous rejetés par la décision du 28 décembre 202051, l’on retiendra en particulier qu’ils soutenaient que ces dispositions portaient une atteinte disproportionnée à la liberté contractuelle ainsi qu’à la garantie des droits et au droit au maintien des conventions légalement conclues, que l’objectif purement financier poursuivi par l’État ne pouvait être regardé comme un motif d’intérêt général suffisant pour justifier l’atteinte portée aux intérêts de la filière photovoltaïque, et qu’ils dénonçaient l’absence de garantie légale entourant la réduction tarifaire.

Sur ce point, le Conseil constitutionnel a rappelé que la liberté contractuelle ne bénéficie que d’une protection relative, dès lors qu’il est loisible au législateur d’apporter à la liberté contractuelle des limitations liées à des exigences constitutionnelles ou justifiées par l’intérêt général, à la condition qu’il n’en résulte pas d’atteintes disproportionnées au regard de l’objectif poursuivi. Le législateur ne saurait en effet porter aux contrats légalement conclus une atteinte qui ne soit justifiée par un motif d’intérêt général suffisant sans méconnaître les exigences résultant des articles 4 et 16 de la déclaration de 1789. Mais si le Conseil constitutionnel n’a pu que constater une atteinte au droit au maintien des conventions légalement conclues, dès lors que les contrats concernés, conclus entre 2006 et 2010, l’ont été en considération des tarifs prévus par les arrêtés pris à cet effet et que les dispositions contestées réduisent ces tarifs alors que les contrats sont en cours, il a estimé que ces dispositions étaient justifiées par un motif d’intérêt général suffisant et proportionnées à l’objectif poursuivi. Reprenant les arguments du gouvernement, le Conseil constitutionnel a en effet considéré, d’abord, qu’en « adoptant les dispositions contestées, le législateur a entendu remédier à la situation de déséquilibre contractuel entre les producteurs et les distributeurs d’électricité et ainsi mettre un terme aux effets d’aubaine dont bénéficiaient certains producteurs, au détriment du bon usage des deniers publics et des intérêts financiers de l’État, qui supporte les surcoûts incombant aux distributeurs ». L’intérêt financier de l’État constitue donc bien un objectif d’intérêt général suffisant. Il a estimé, ensuite, que les dispositions contestées ne portaient pas une atteinte disproportionnée au droit au maintien des conventions légalement conclues. Pour cela, le Conseil s’est appuyé sur différents éléments qui permettent, selon lui, de considérer que le législateur a veillé à « préserver en tout état de cause la rentabilité des installations », ce qui est attesté par le fait que la loi prévoit une réduction aboutissant « à ce que le prix d’achat corresponde à une rémunération raisonnable des capitaux immobilisés, compte tenu des risques inhérents à leur exploitation », ainsi que par la clause de sauvegarde prévue par la loi dans le cas où les nouveaux tarifs résultant de l’application des dispositions nouvelles seraient de nature à compromettre la viabilité économique du producteur.

Sur cette question du maintien des conventions légalement conclues, l’on peut mettre en parallèle cette décision du Conseil constitutionnel avec un arrêt récent de la Cour de justice de l’Union européenne, qui a considéré, au sujet d’une modification rétroactive du régime d’aide italien en faveur de l’énergie photovoltaïque, que, sous réserve des vérifications qui devront être effectuées par la juridiction de renvoi, les dispositions italiennes litigieuses avaient pu modifier les conditions d’achat applicables à des contrats en cours et en particulier réduire l’ampleur du soutien financier sans violer le droit de l’Union52.

Les sénateurs et députés requérants invoquaient par ailleurs une violation du principe d’égalité, du fait de la différence de traitement opérée entre les installations d’une puissance crête supérieure à 250 kilowatts et celles dont la puissance est inférieure ou égale à ce seuil, seules les premières étant soumises aux dispositions de la loi. Mais le Conseil constitutionnel a estimé que le législateur, qui entendait mettre un terme aux « effets d’aubaine excessifs résultant de l’application des tarifs prévus par les arrêtés adoptés entre 2006 et 2010 », avait pu considérer que les producteurs dont les installations ont une puissance supérieure au seuil retenu avaient bénéficié d’une rentabilité significativement supérieure à celle des autres producteurs, de sorte qu’ils étaient placés dans une situation différente des autres producteurs, la différence de traitement étant par ailleurs en rapport direct avec l’objet de la loi. Ce grief n’a donc pas davantage prospéré.

Cette décision du Conseil constitutionnel ne clôt cependant pas les discussions. Les dispositions réglementaires à venir feront sans doute elles-mêmes l’objet de recours53.

D – Éoliennes et troubles (a)normaux du voisinage

Cass. 3e civ., 17 sept. 2020, n° 19-16937. La Cour de cassation poursuit le développement de sa jurisprudence relative aux troubles anormaux de voisinage susceptibles de résulter de l’essor de l’éolien terrestre. Il y a quelques années, elle reconnaissait les limites de la compétence du juge judiciaire en excluant, à la suite du Tribunal des conflits54, que le juge judiciaire puisse ordonner l’enlèvement d’une éolienne construite et exploitée conformément à la réglementation applicable. En effet, « le principe de la séparation des autorités administratives et judiciaires s’oppose à ce que le juge judiciaire substitue sa propre appréciation à celle que l’autorité administrative a portée sur les dangers ou inconvénients que peuvent présenter ces installations, soit pour la commodité du voisinage, soit pour la santé, la sécurité, la salubrité publiques, soit pour l’agriculture, soit pour la protection de la nature, de l’environnement et des paysages, soit pour l’utilisation rationnelle de l’énergie, soit pour la conservation des sites et des monuments ainsi que des éléments du patrimoine archéologique »55. Dès lors que l’implantation des éoliennes a été régulièrement autorisée, le juge judiciaire ne saurait substituer son appréciation à celle que l’autorité administrative a portée sur les dangers et inconvénients que peuvent présenter ces installations pour les intérêts protégés par l’article L. 511-1 du Code de l’environnement, et ne saurait donc ordonner l’enlèvement de ces installations au motif, notamment, qu’elles présenteraient des dangers pour l’environnement, ce qui constituerait une immixtion dans l’exercice de la police administrative des ICPE (installation classée pour la protection de l’environnement). En revanche, « les tribunaux judiciaires ont compétence pour se prononcer tant sur les dommages et intérêts à allouer aux tiers lésés par le voisinage d’une telle installation classée que sur les mesures propres à faire cesser le préjudice que cette installation pourrait causer dans l’avenir, à condition que ces mesures ne contrarient pas les prescriptions édictées par l’administration en vertu des pouvoirs de police spéciale qu’elle détient »56.

Aujourd’hui, la Cour de cassation affine sa jurisprudence quant à la qualification de trouble anormal de voisinage, et se montre restrictive quant à la possibilité de retenir une telle qualification, comme en témoigne l’arrêt rendu par la troisième chambre civile le 17 septembre 2020. En l’espèce, des propriétaires de résidences secondaires ont assigné la société exploitante d’un parc éolien en réparation des préjudices occasionnés par les installations en invoquant un trouble anormal du voisinage. Au soutien de leurs prétentions, ils faisaient notamment valoir les conclusions d’un expert constatant un trouble paysager pour les propriétés voisines et un possible préjudice économique à l’occasion d’une revente éventuelle résultant d’une diminution de la valeur vénale des biens de 10 à 20 %. Les juges du fond ont rejeté la demande, la cour d’appel ayant notamment retenu que le volume des émissions sonores générées par les éoliennes de nouvelle génération était inférieur aux seuils réglementaires, et que le bois situé entre la propriété et le parc éolien, installé à distance réglementaire des habitations, formait un écran sonore et visuel réduisant les nuisances occasionnées aux habitants d’un hameau, certes élégant et paisible mais situé dans un paysage rural ordinaire.

La Cour de cassation a rejeté le pourvoi au motif que la cour d’appel ayant retenu « à bon droit que nul n’a un droit acquis à la conservation de son environnement et que le trouble du voisinage s’apprécie en fonction des droits respectifs des parties » et ayant « estimé que la dépréciation des propriétés concernées, évaluées par expertise à 10 ou 20 %, selon le cas, dans un contexte de morosité du marché local de l’immobilier, ne dépassait pas, par sa gravité, les inconvénients normaux du voisinage, eu égard à l’objectif d’intérêt public poursuivi par le développement de l’énergie éolienne », elle en a souverainement déduit que les propriétaires ne justifiaient pas d’un trouble anormal du voisinage.

La Cour de cassation a donc d’abord rappelé, conformément à sa jurisprudence antérieure, que « nul n’a un droit acquis à la conservation de son environnement »57, de sorte que la valeur des biens ne saurait être garantie dans la durée. Elle a également rappelé que l’appréciation du trouble doit s’opérer en fonction des droits respectifs des parties, et donc à l’aune d’une mise en balance de leurs intérêts. Mais elle a aussi pris en compte, de manière plus originale, « l’objectif d’intérêt public poursuivi par le développement de l’énergie éolienne ». Si la prise en compte d’un tel intérêt public est classique dans la jurisprudence du Conseil d’État58, elle l’est beaucoup moins sous la plume de la Cour de cassation, le juge judiciaire se contentant habituellement, dans le cadre du contentieux des troubles de voisinage, de mettre en balance les intérêts privés des parties au litige, peu important que l’activité litigieuse contribue ou non à l’intérêt général ou à un intérêt public. L’irruption de l’intérêt public dans le raisonnement permet ici d’autant mieux de justifier le raisonnement du juge que les inconvénients en cause sont considérés comme n’excédant pas les inconvénients normaux du voisinage. Mais elle est de nature à modifier la pesée des intérêts classiquement menée en matière de troubles anormaux du voisinage, en mettant au crédit de l’auteur du trouble la contribution de son activité à la réalisation d’un objectif d’intérêt public.

Cela ne signifie cependant pas qu’un trouble anormal de voisinage ne puisse plus à l’avenir être retenu, au gré des circonstances. Le critère de la contribution à un objectif d’intérêt public ne devrait pas nécessairement être décisif. Mais cela devrait rehausser le niveau de gravité du trouble à démontrer pour obtenir une indemnisation (ou la cessation du trouble, dans les limites de la compétence du juge judiciaire). En l’occurrence, les juges du fond avaient notamment relevé que les propriétés étaient situées dans un « hameau, certes élégant et paisible, mais situé dans un paysage rural ordinaire ». L’impact visuel pourrait être plus grand dans d’autres circonstances. Quant aux nuisances sonores, la cour d’appel avait relevé qu’en l’espèce les émissions sonores étaient inférieures aux seuils réglementaires. La jurisprudence a cependant pu estimer que le respect des règles légales ou réglementaires n’excluait pas nécessairement l’existence d’un trouble anormal de voisinage59. Mais l’arrêt commenté atteste de ce que la voie des troubles anormaux de voisinage n’apporte aujourd’hui que des chances très limitées de succès.

E – La rentabilité économique n’est une caractéristique essentielle d’une installation photovoltaïque que si les parties l’ont fait entrer dans le champ contractuel

Cass. 1re civ., 21 oct. 2020, n° 18-26761, P. Le secteur des installations photovoltaïques domestiques alimente un contentieux très dense, qui pose régulièrement la question de savoir dans quelles conditions, tantôt la nullité des contrats, tantôt leur résolution, peut être obtenue. L’arrêt rendu par la Cour de cassation le 21 octobre 2020, publié au Bulletin civil, est à cet égard particulièrement digne d’intérêt, en ce qu’il se prononce clairement sur la question de savoir si la rentabilité économique doit ou non être considérée comme une caractéristique essentielle, avec toutes les conséquences que cette qualification est susceptible d’engendrer tant sur le terrain de la responsabilité du professionnel que sur le terrain d’une éventuelle nullité du contrat.

En l’espèce, à la suite d’un démarchage à domicile, comme il est fréquent, un couple de particuliers a acquis auprès d’une société une installation photovoltaïque, financée par un crédit de 22 500 €. Soutenant que des irrégularités affectaient le bon de commande et que leur consentement avait été vicié par des manœuvres dolosives, les acquéreurs ont assigné le liquidateur du vendeur et la banque en nullité des contrats principal et de crédit, et en paiement de dommages et intérêts. Ils ont été déboutés de leurs demandes et ont donc formé un pourvoi en cassation, par lequel ils faisaient grief à l’arrêt attaqué d’avoir rejeté leur demande d’annulation des contrats. Le pourvoi soutenait notamment « qu’en ce qu’elle constitue l’un des résultats attendus de son utilisation, la rentabilité économique d’une installation photovoltaïque relève des caractéristiques essentielles du bien vendu, entrant par nature dans le champ contractuel ». La Cour de cassation a rejeté le moyen, en retenant qu’après « avoir énoncé, à bon droit, que la rentabilité économique ne constitue une caractéristique essentielle d’une installation photovoltaïque au sens de l’article L. 111-1 du Code de la consommation, qu’à la condition que les parties l’aient fait entrer dans le champ contractuel, la cour d’appel a retenu, dans l’exercice de son pouvoir souverain d’appréciation des éléments de preuve produits (…), qu’il n’était pas établi que le vendeur se serait engagé sur une rentabilité particulière qui serait inatteignable ou n’aurait obtenu le consentement des acquéreurs qu’en leur communiquant une étude économique fallacieuse. Elle a ajouté qu’il n’était pas prouvé que le vendeur aurait sciemment fait état d’un partenariat mensonger avec la société EDF ou dissimulé une information dont il savait le caractère déterminant et ainsi commis un dol ». Dès lors, la cour d’appel a pu en déduire que la société n’avait pas manqué à ses obligations et que les demandes d’annulation devaient être rejetées.

La Cour de cassation a donc clairement affirmé que la rentabilité économique d’une installation photovoltaïque n’est pas, en principe, une caractéristique essentielle du bien vendu. Elle ne peut l’être que si les parties l’ont fait entrer dans le champ contractuel. L’argument du pourvoi qui tendait à faire de cette rentabilité une caractéristique objectivement essentielle, « entrant par nature dans le champ contractuel », n’a donc pas convaincu la Cour de cassation. Certes, en pratique, nombreux sont les particuliers qui acceptent de conclure ces contrats dans la croyance qu’ils leur permettront de réaliser des économies, voire de réaliser des gains substantiels grâce à la vente d’un surplus d’électricité. Il est vraisemblable que la rentabilité économique soit la plupart du temps le mobile de la décision de conclure ces contrats. Pour autant, la position de la Cour de cassation paraît parfaitement orthodoxe au regard des solutions par ailleurs retenues en matière de rentabilité économique60. Il est en effet très rare que celle-ci soit considérée comme une caractéristique essentielle, ou comme une qualité substantielle ou essentielle si l’on se situe sur les terrains des vices du consentement du Code civil. Ainsi, par principe, l’erreur sur la rentabilité est assimilée à une erreur sur la valeur, qui doit rester sans incidence, ou comme une erreur sur les motifs, avec la même conséquence, et le cocontractant n’est généralement pas tenu de fournir une information sur la rentabilité future du bien ou service, de sorte que la réticence dolosive n’a en principe pas vocation à jouer. On sait cependant que l’erreur sur la rentabilité a connu une certaine fortune en quelques domaines, en particulier en matière de contrat de franchise. La Cour de cassation a ainsi pu juger que la rentabilité économique relève de « la substance même du contrat de franchise, pour lequel l’espérance de gain est déterminante »61. Cependant, même en ce domaine, il ne s’agit pas d’une consécration inconditionnelle. Les contrats de franchise ne sont annulés pour vice du consentement qu’à partir du moment où le franchiseur a lui-même fourni au franchisé des prévisionnels « exagérément optimistes »62 ou des informations erronées63.

Il devrait en être de même dans le domaine qui nous occupe. Dans l’affaire commentée, la cour d’appel a d’ailleurs bien retenu « qu’il n’était pas établi que le vendeur se serait engagé sur une rentabilité particulière qui serait inatteignable ou n’aurait obtenu le consentement des acquéreurs qu’en leur communiquant une étude économique fallacieuse ». La solution serait toute différente si l’acquéreur pouvait démontrer que la rentabilité économique était entrée dans le champ contractuel, en particulier si le professionnel avait fourni une étude faisant valoir une rentabilité exagérée ou s’il pouvait être établi que, d’une manière ou d’une autre, le professionnel s’était engagé au regard d’un certain seuil de rentabilité64. Mais à défaut de pouvoir apporter une telle preuve, la rentabilité économique ne sera pas considérée comme une caractéristique objectivement essentielle, de sorte que le client ne pourra établir ni un manquement du professionnel à son obligation d’information65, ni un vice du consentement, et ce, qu’il s’agisse d’une erreur (faute d’erreur portant sur une qualité essentielle), ou d’un dol. Si l’on peut s’en émouvoir eu égard à l’ampleur des dérives qui affectent le secteur des offres aux particuliers dans le domaine des énergies renouvelables, une évolution ne devrait pouvoir venir que de dispositions spéciales. Il a ainsi pu être suggéré au législateur d’adopter « des textes consuméristes imposant au vendeur de telles installations une obligation d’information spéciale, comportant notamment une évaluation des gains énergétiques qu’elles sont susceptibles de permettre dans l’espèce considérée, prenant donc en compte le contexte dans lequel le consommateur évolue et attirant l’attention de ce dernier sur les risques et aléas prévisibles »66, en vue tout à la fois de protéger le consommateur et de tarir le contentieux.

En outre, on rappellera que, dans l’hypothèse où le professionnel a établi des prévisions de rentabilité surévaluées, la Cour de cassation a pu admettre diverses sanctions, sur d’autres fondements, que la décision commentée ne remet pas en cause. Ainsi, la Cour de cassation a par exemple pu admettre que la résolution du contrat soit prononcée du fait de la rentabilité insuffisante de l’installation, bien inférieure à celle qui était avancée par le professionnel dans ses documents publicitaires, témoignant ainsi d’une exécution non conforme67.

F – Énergies renouvelables et crédit affecté : inflexion de la jurisprudence quant aux conséquences de la faute du prêteur

Cass. 1re civ., 25 nov. 2020, n° 19-14908, P. En parallèle des questions de validité et d’exécution des contrats portant sur l’installation de panneaux photovoltaïques et autres éoliennes domestiques, ce sont les contrats de crédit affectés au financement de ces opérations qui continuent d’alimenter un contentieux très dense, lequel donne lieu, au fil du temps, à des évolutions jurisprudentielles témoignant de la recherche d’un équilibre entre les intérêts en présence.

Comme de précédentes livraisons de cette chronique ont déjà pu en attester68, la difficulté ne se situe pas tant sur le terrain des conditions dans lesquelles le contrat de crédit peut être annulé ou résolu, que dans les conséquences de ces sanctions. En effet, en parallèle du droit commun, et s’agissant d’acquéreurs consommateurs, les ressources du droit de la consommation ont été mises à profit. Il est en particulier devenu assez facile d’obtenir la nullité du contrat principal en cas de manquement aux règles régissant les contrats conclus hors établissement lorsque, comme il est courant, le contrat est conclu à la suite d’un démarchage à domicile. L’absence d’une ou plusieurs mentions obligatoires ou encore l’irrespect des règles régissant le droit de rétractation, permettent d’obtenir aisément la nullité du contrat principal et, par voie de conséquence, du crédit affecté69. Mais le client est alors en principe tenu aux restitutions, tant au titre du contrat principal, si celui-ci a été au moins en partie exécuté, qu’au titre du contrat de crédit, de sorte qu’il doit restituer à la banque le montant du crédit octroyé. Dans les cas, qui ne sont malheureusement pas rares, où l’entrepreneur est placé en liquidation judiciaire, le client doit donc restituer les fonds à la banque sans pouvoir espérer obtenir restitution du prix par l’entrepreneur au titre de la nullité du contrat principal, ce qui peut le placer dans une situation difficile. Il n’en va autrement que si le client peut démontrer une faute de la banque.

Mais la jurisprudence a évolué sur ce dernier point. Par le passé, la Cour de cassation admettait que la seule preuve de la faute de la banque dans le déblocage des fonds suffisait à faire échec à son droit aux restitutions. Une telle faute pouvait être retenue dans l’hypothèse courante où la banque procède à la libération des fonds sans s’être assurée de la bonne exécution du contrat principal, ou sans avoir vérifié la régularité formelle du contrat principal. Ce dernier aspect a en particulier permis le développement d’une jurisprudence très favorable au consommateur : le constat de l’irrégularité formelle du contrat principal, en particulier l’absence d’une mention obligatoire, a permis non seulement un prononcé aisé de la nullité du contrat principal et du contrat de crédit affecté, mais encore une démonstration facilitée de la faute de la banque, permettant de décharger le consommateur de son obligation de restitution des fonds prêtés. Ainsi la Cour de cassation pouvait-elle juger que « le prêteur qui verse les fonds, sans procéder, préalablement, auprès du vendeur et des emprunteurs, aux vérifications qui lui auraient permis de constater que le contrat de démarchage à domicile était affecté d’une cause de nullité, est privé de sa créance de restitution du capital emprunté »70.

C’est cette solution que la Cour de cassation a finalement décidé d’infléchir. Sans remettre en cause les obligations de l’établissement de crédit, et en particulier la nécessité de vérifier la régularité formelle et la complète exécution du contrat principal, la sanction de l’éventuel manquement à cette obligation a perdu son automaticité. Dès 2019, quelques arrêts ont entamé cette inflexion, en refusant de dispenser le client de son obligation de restitution lorsqu’il ne justifiait d’aucun préjudice engendré par le comportement de l’établissement de crédit71. C’est finalement sous forme d’une série d’attendus de principe que la Cour de cassation a, par un arrêt du 25 novembre 2020, publié au Bulletin civil, entériné et précisé cette évolution.

En l’espèce, un couple de particuliers avait acquis une éolienne domestique à la suite d’un démarchage à domicile auprès d’une société placée quelques mois plus tard en liquidation judiciaire. Ils avaient le même jour souscrit un contrat de crédit pour financer l’opération. L’éolienne a été installée et la banque a versé les fonds au vendeur au vu d’un certificat signé par les acquéreurs attestant de la livraison de l’éolienne et de la réalisation des travaux. Les emprunteurs ont ensuite assigné la banque et le liquidateur judiciaire du vendeur en annulation des contrats de vente et de prêt, en se prévalant d’irrégularités du contrat de vente tenant à l’absence de certaines mentions obligatoires. La nullité des contrats a été prononcée mais les acquéreurs ont été condamnés à restituer à la banque les fonds prêtés. Ils ont formé un pourvoi en cassation, arguant notamment du fait que la banque qui libère les fonds sans vérifier la régularité du contrat principal commet une faute de nature à la priver de sa créance de restitution. Mais la Cour de cassation a rejeté le pourvoi. Elle a d’abord rappelé le principe non discuté selon lequel « la résolution ou l’annulation d’un contrat de crédit affecté, en conséquence de celle du contrat constatant la vente ou la prestation de services qu’il finance, emporte pour l’emprunteur l’obligation de restituer au prêteur le capital prêté ». Mais elle a ensuite affiné sa position quant à l’exception à ce principe, en énonçant que « cependant, le prêteur qui a versé les fonds sans s’être assuré, comme il y était tenu, de la régularité formelle du contrat principal ou de sa complète exécution, peut être privé en tout ou partie de sa créance de restitution, dès lors que l’emprunteur justifie avoir subi un préjudice en lien avec cette faute ».

S’il est donc confirmé que le fait pour le prêteur de ne pas s’assurer de la régularité formelle du contrat principal ou de sa complète exécution constitue une faute, celle-ci ne doit pas nécessairement conduire à priver le prêteur de sa créance de restitution. Il « peut » en être privé si le juge estime, dans l’exercice de son pouvoir souverain d’appréciation, que l’emprunteur justifie avoir subi un préjudice en lien avec cette faute. Plus de sanction automatique donc. En l’occurrence, la Cour de cassation a approuvé les juges du fond d’avoir jugé que les emprunteurs devaient rembourser le capital emprunté dès lors qu’ils avaient reçu une éolienne en bon état de fonctionnement et qu’ils ne justifiaient pas d’un préjudice en lien avec la faute invoquée, tenant à l’absence de vérification de la régularité formelle du contrat principal72. Dans le même esprit, dans une autre affaire, la Cour de cassation a approuvé les juges du fond d’avoir condamné l’emprunteur à restituer les fonds empruntés alors que la banque avait débloqué les fonds à un moment où le contrat principal n’avait pas été totalement exécuté, dès lors que le vendeur avait par la suite effectué les travaux qui restaient à réaliser, de sorte que la faute de la banque n’avait causé aucun préjudice aux emprunteurs73. Il convient donc désormais, dans chaque cas, de vérifier non seulement l’existence de la faute du prêteur, mais encore le préjudice subi par l’emprunteur en conséquence de cette faute.

De plus, non seulement les juges sont désormais appelés à vérifier si l’emprunteur a ou non subi un préjudice du fait du manquement commis par le prêteur, mais encore sont-ils maîtres de l’ampleur de la sanction, la Cour de cassation estimant que le prêteur qui a versé les fonds sans s’être assuré de la régularité formelle du contrat principal ou de sa complète exécution peut être privé « en tout ou partie » de sa créance de restitution. Il ne s’agit donc pas d’une déchéance pure et simple, mais d’une sanction à géométrie variable, à la mesure du préjudice subi.

Ce faisant, la Cour de cassation s’efforce d’équilibrer sa jurisprudence : après s’être montrée très favorable aux emprunteurs, dans un secteur qui, il est vrai, méritait d’être assaini, elle s’efforce aujourd’hui de réserver cette protection aux clients qui pâtissent véritablement des manquements constatés74.

Notes de bas de pages

  • 1.
    PE et Cons. UE, dir. n° 2018/2002, 11 déc. 2018, modifiant la directive n° 2012/27/UE, relative à l’efficacité énergétique.
  • 2.
    PE et Cons. UE, dir. n° 2018/844, 30 mai 2018, modifiant la directive n° 2010/31/UE sur la performance énergétique des bâtiments et la directive n° 2012/27/UE relative à l’efficacité énergétique.
  • 3.
    Sur lesquels v. not. P. Battistini, « Le nouveau dispositif de performance énergétique en matière immobilière », LPA 18 févr. 2021, n° 159b8, p. 11.
  • 4.
    V. CCH, art. R. 111-22-4 et s., créés par D. n° 2020-887, 20 juill. 2020, relatif au système d’automatisation et de contrôle des bâtiments non résidentiels et à la régulation automatique de la chaleur.
  • 5.
    V. CCH, art. R. 111-22-9, créé par D. n° 2020-887, 20 juill. 2020.
  • 6.
    C. énergie, art. L. 713-2 dans sa nouvelle rédaction issue de Ord. n° 2020-866, 15 juill. 2020. Ce texte renvoie à un décret en Conseil d’État le soin de fixer les caractéristiques techniques et les fonctionnalités de ce système de comptage : v. C. énergie, art. R. 713-1.
  • 7.
    V. C. envir., art. L. 224-1, II, 2°, dans sa rédaction issue de Ord. n° 2021-235, 3 mars 2021.
  • 8.
    V. L. n° 65-557, 10 juill. 1965, fixant le statut de la copropriété des immeubles bâtis, art. 24-9 ; L. n° 89-462, 6 juill. 1989, tendant à améliorer les rapports locatifs, art. 6-2.
  • 9.
    PE et Cons. UE, dir. n° 2018/2001, 11 déc. 2018, relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables.
  • 10.
    Par exemple, la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019, relative à l’énergie et au climat, avait d’ores et déjà intégré au Code de l’énergie la définition des communautés d’énergie renouvelable prévue par la directive.
  • 11.
    V. les seuils prévus par l’article L. 281-4 du Code de l’énergie, ainsi que les autres exclusions prévues par ce texte.
  • 12.
    Ce qui inclut l’extraction ou la culture des matières premières, la transformation de la biomasse en un produit de qualité requise pour être utilisée comme biocarburant, le transport, la distribution et la mise à la consommation, la production d’électricité, de chaleur ou de froid à partir de bioliquide ou de combustible ou carburant issu de la biomasse.
  • 13.
    V. C. énergie, art. L. 281-5 et C. énergie, art. L. 281-6. Sur les seuils applicables aux carburants liquides et gazeux d’origine renouvelable non biologique destinés au secteur des transports et aux carburants à base de carbone recyclé, v. C. énergie, art. L. 282-2.
  • 14.
    V. C. énergie, art. L. 281-9 et s.
  • 15.
    V. C. énergie, art. L. 314-14 et s.
  • 16.
    V. C. énergie, art. L. 446-22, dans sa rédaction issue de Ord. n° 2021-236, 3 mars 2021.
  • 17.
    Une partie des dispositions relatives aux communautés d’énergie renouvelable, contrairement à celles relatives aux communautés énergétiques citoyennes, avaient déjà été transposées par la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019, relative à l’énergie et au climat. Elles sont déplacées aux articles L. 291-1 et L. 291-2 du Code de l’énergie, l’article L. 211-3-2 étant parallèlement supprimé.
  • 18.
    Les articles L. 314-28 (électricité) et L. 446-23 (biogaz) sont parallèlement supprimés.
  • 19.
    C. énergie, art. L. 315-1.
  • 20.
    C. énergie, art. L. 315-2.
  • 21.
    L. n° 2019-1147, 8 nov. 2019, relative à l’énergie et au climat, art. 39.
  • 22.
    V. C. consom., art. L. 224-3.
  • 23.
    V. C. énergie, art. L. 332-2.
  • 24.
    Le délai maximal demeurant, comme par le passé, de 21 jours à compter de sa demande : C. consom., art. L. 224-14. Le nouvel article L. 111-92-1 du Code de l’énergie prévoit cependant que, « au plus tard le 1er janvier 2026, les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution mettent en œuvre les opérations techniques nécessaires à un changement de fournisseur d’un consommateur final raccordé dans leur zone de desserte dans un délai qui ne dépasse pas un jour ouvrable à compter de la notification de ce changement ».
  • 25.
    V. CRE, délib. n° 2021-135, 20 mai 2021, portant décision relative aux modalités selon lesquelles l’offre à tarification dynamique prévue au II de l’article L. 332-7 du Code de l’énergie prend en compte les variations des prix de marché et dressant la liste des fournisseurs concernés par l’obligation prévue au II de l’article L. 332-7 du Code de l’énergie.
  • 26.
    V. C. consom., art. L. 224-9-1 et C. énergie, art. L. 332-7.
  • 27.
    V. C. consom., art. L. 224-1 ; C. énergie, art. L. 332-2-1.
  • 28.
    PE et Cons. UE, dir. n° 2019/944, 5 juin 2019, art. 10.
  • 29.
    V. C. énergie, art. L. 322-9.
  • 30.
    V. C. énergie, art. L. 344-10.
  • 31.
    L. n° 2019-1428, 24 déc. 2019, d’orientation des mobilités.
  • 32.
    Le point de recharge est défini par l’article L. 353-1 du Code de l’énergie comme « une interface associée à un emplacement de stationnement qui permet de recharger un seul véhicule électrique à la fois ou une interface associée à un emplacement de stationnement qui permet d’échanger la batterie d’un seul véhicule électrique à la fois ».
  • 33.
    V. C. énergie, art. L. 141-7 ; C. énergie, art. L. 335-2 ; et C. énergie, art. L. 335-3.
  • 34.
    Il ajoute que pour les années 2023 et 2024, pour lesquelles il a déjà été procédé à la certification de certaines capacités, le ministre chargé de l’Énergie suspend le mécanisme pour l’une ou l’autre de ces années lorsqu’il n’a pas été identifié de difficulté d’adéquation des ressources pour l’année considérée avant le 31 décembre de l’année qui précède.
  • 35.
    Comm. UE, COM (2020) 301 final, comm., « Stratégie de l’hydrogène pour une Europe climatiquement neutre », 8 juill. 2020.
  • 36.
    https://lext.so/oErG8t.
  • 37.
    L. n° 2019-1147, 8 nov. 2019, relative à l’énergie et au climat.
  • 38.
    V. aussi les objectifs fixés par l’actuelle programmation pluriannuelle de l’énergie : D. n° 2020-456, 21 avr. 2020, relatif à la programmation pluriannuelle de l’énergie.
  • 39.
    Le texte ajoute que « l’hydrogène coproduit lors d’un procédé industriel dont la fonction n’est pas d’obtenir cet hydrogène et autoconsommé, au sens donné à ce terme à l’article L. 813-2, au sein du même processus n’est pas considéré comme de l’hydrogène bas-carbone au sens du présent code. Il n’est pas comptabilisé au titre de l’objectif de décarbonation énoncé au 10° du I de l’article L. 100-4 ».
  • 40.
    CRE, délib. n° 2020-231, 24 sept. 2020, portant avis sur le projet d’ordonnance relative à l’hydrogène.
  • 41.
    Comme l’a souligné la CRE dans son avis précité du 24 septembre 2020, « les coûts de production de l’hydrogène produit par électrolyse sont aujourd’hui très supérieurs au coût de production d’hydrogène d’origine fossile produit par la technologie traditionnelle, de vaporeformage ou reformage à la vapeur du gaz naturel qui engendre des émissions de gaz à effet de serre dans l’atmosphère (de l’ordre de 10 kg de CO2 émis par kg d’H2 produit). Les unités d’électrolyse étant de plus par nature très intensives en investissement, leur durée d’utilisation annuelle est un facteur dimensionnant des coûts de production. En l’absence d’un signal fort de prix du CO2 qui permettrait de rendre la production d’hydrogène décarbonée compétitive par rapport à une production émettrice de gaz à effets de serre, un soutien public est nécessaire pour le déploiement de l’hydrogène renouvelable et bas-carbone ».
  • 42.
    Rapport au président de la République relatif à l’ordonnance n° 2021-167 du 17 février 2021 relative à l’hydrogène.
  • 43.
    L’article L. 821-17 du Code de l’énergie précise cependant que « la cession de l’hydrogène associé à une garantie de traçabilité à un autre détenteur entraîne, selon les cas, l’annulation ou le transfert de la garantie de traçabilité ou sa conversion en garantie d’origine au bénéfice du nouveau détenteur ».
  • 44.
    Les articles L. 211-2 et L. 231-6 du Code minier ont en parallèle été modifiés.
  • 45.
    L’article L. 445-1 du Code de l’énergie précise désormais que « sont considérés comme renouvelables les gaz produits à partir de sources d’énergies renouvelables telles que définies à l’article L. 211-2. Pour l’application du présent chapitre, les biogaz régis par le chapitre VI du présent titre et l’hydrogène renouvelable défini à l’article L. 811-1 sont des gaz renouvelables ».
  • 46.
    Étant rappelé que les débouchés de l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone dépassent très largement la seule injection dans le réseau de gaz : usages industriels, usages pour la mobilité, en particulier.
  • 47.
    D. n° 2016-9, 8 janv. 2016, concernant les ouvrages de production et de transport d’énergie renouvelable en mer : F. Schneider, « Un régime contentieux spécial pour les projets d’énergies marines renouvelables », AJDA 2016, p. 485.
  • 48.
    Pour un commentaire de cet aspect de la loi ASAP, v. D. de La Burgade, « La compétence du Conseil d’État en matière d’éoliennes en mer », JCP A 2021, dossier 2030.
  • 49.
    Pour un commentaire du décret, v. P. Billet, « Le nouveau régime contentieux des décisions relatives aux installations de production d’énergie renouvelable en mer, à propos de D. n° 2021-282, 12 mars 2021 portant application de l’article L. 311-13 CJA », JCP A 2021, 199.
  • 50.
    D. n° 2010-1510, 9 déc. 2010, suspendant l’obligation d’achat de l’électricité produite par certaines installations utilisant l’énergie radiative du soleil.
  • 51.
    Pour des commentaires, v. not. C. Le Bihan-Graf et M. Gardellin, note sous Cons. const., 28 déc. 2020, n° 2020-813 DC : Énergie - Env. - Infrastr. 2021, comm. 22 – P. Terneyre, « La stabilité des relations contractuelle menacée par l’applicabilité immédiate de la loi nouvelle aux contrats en cours : illustration à partir de l’obligation d’achat dans la filière photovoltaïque », Énergie - Env. - Infrastr. 2021, dossier 20.
  • 52.
    CJUE, 15 avr. 2021, nos C-798/18 et 799/18, Federazione nationale delle imprese elettrotechniche ed elettroniche (Anie) e.a. (C-798/18), Athesia Energy Srl e.a. (C-799/18) c/ Ministero dello Sviluppo economico, Gestore dei servizi energetici : en réponse à la question préjudicielle soulevée par un tribunal administratif italien, la CJUE a dit pour droit que « sous réserve des vérifications qu’il appartient à la juridiction de renvoi d’effectuer en tenant compte de tous les éléments pertinents, l’article 3, paragraphe 3, sous a), de la directive n° 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil, du 23 avril 2009, relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables et modifiant puis abrogeant les directives nos 2001/77/CE et 2003/30/CE, et les articles 16 et 17 de la charte des droits fondamentaux de l’Union européenne, lus à la lumière des principes de sécurité juridique et de protection de la confiance légitime, doivent être interprétés en ce sens qu’ils ne s’opposent pas à une réglementation nationale qui prévoit la réduction ou le report de paiement des incitations pour l’énergie produite par les installations solaires photovoltaïques accordées antérieurement par des décisions administratives et confirmées par des conventions ad hoc conclues entre les exploitants de ces installations et une société publique, lorsque cette réglementation concerne les incitations déjà prévues, mais non encore dues ».
  • 53.
    Lors de la rédaction de ces lignes, les projets de décret et d’arrêté étaient en consultation.
  • 54.
    v. not. T. confl., 13 oct. 2014, n° 3964.
  • 55.
    Cass. 1re civ., 25 janv. 2017, n° 15-25526, P : Dr. env. 2017, p. 139, note L. Lanoy ; LPA 19 déc. 2017, n° 129w0, p. 5, obs. M. Lamoureux. Le juge judiciaire peut en revanche ordonner la démolition d’une éolienne implantée en méconnaissance des règles d’urbanisme dans les conditions prévues par l’article L. 480-13 du Code de l’urbanisme : Cass. 1re civ., 14 févr. 2018, n° 17-14703.
  • 56.
    Cass. 1re civ., 8 nov. 2017, n° 16-22213.
  • 57.
    Cass. 3e civ., 21 oct. 2009, n° 08-16692.
  • 58.
    V. not., dans le domaine qui nous occupe, CE, 13 juill. 2012, n° 345970, Assoc. Engoulevent.
  • 59.
    V. par ex., dans un autre domaine, Cass. 3e civ., 12 oct. 2005, n° 03-19759 : Bull. civ. III, n° 195.
  • 60.
    En ce sens, M. Behar-Touchais, note sous Cass. 1re civ., 21 oct. 2020, n° 18-26761 : JCP E 2021, 1024 – H. Barbier, obs. sous Cass. 1re civ., 21 oct. 2020, n° 18-26761 : RTD civ. 2020, p. 869.
  • 61.
    Cass. com., 12 juin 2012, n° 11-97047 : D. 2012, p. 2079, note N. Dissaux ; RTD civ. 2012, p. 724, obs. B. Fages.
  • 62.
    V. not. Cass. com., 12 juin 2012, n° 11-97047 ; Cass. com., 10 juin 2020, n° 18-21536.
  • 63.
    V. par ex. Cass. com., 5 janv. 2016, n° 14-11624.
  • 64.
    V. not. en ce sens, Cass. 1re civ., 21 mars 2018, n° 16-24179.
  • 65.
    Étant rappelé que l’article L. 111-1 du Code de la consommation impose au professionnel de fournir une information sur « les caractéristiques essentielles du bien ou du service ». La solution serait vraisemblablement la même sur le fondement de l’article 1112-1 du Code civil, et l’on relèvera d’ailleurs que la Cour de cassation emploie un vocabulaire identique à celui retenu par ce texte lorsqu’elle relève que le vendeur n’avait « pas dissimulé une information dont il savait le caractère déterminant ».
  • 66.
    D. Fenouillet, « Après le chaud, le froid : une jurisprudence glaciale souffle sur les consommateurs d’installations photovoltaïques ! », RDC mars 2021, n° 117n3, p. 102.
  • 67.
    Cass. 1re civ., 6 avr. 2016, n° 15-16448 : LPA 23 nov. 2016, n° 120m1, p. 11, obs. M. Lamoureux.
  • 68.
    V. M. Lamoureux, « Chronique de droit de l’énergie (juin 2014-mai 2015) », LPA 19 oct. 2015, p. 10 et s. ; « Chronique de droit de l’énergie (juin 2015-mai 2016) », LPA 23 nov. 2016, n° 120d4, p. 3 et s. ; « Chronique de droit de l’énergie (juillet 2017-juin 2018), suite et fin », LPA 18 sept. 2018, n° 139d9, p. 5 et s.
  • 69.
    V. par ex. Cass. 1re civ., 14 févr. 2018, nos 16-29118, 16-29119, 16-29120, 16-29122 ; Cass. 1re civ., 3 mai 2018, n° 17-13308.
  • 70.
    Cass. 1re civ., 3 mai 2018, n° 17-13308 : RTD com. 2018, p. 439, obs. D. Legeais.
  • 71.
    V. not. Cass. 1re civ., 23 janv. 2019, n° 18-10494 ; Cass. 1re civ., 22 mai 2019, n° 18-16150 : RD bancaire et fin. 2019, comm. 199, obs. N. Mathey – Cass. 1re civ., 11 mars 2020, n° 18-26189.
  • 72.
    Cela est d’autant plus notable que cet arrêt a été rendu sur renvoi après cassation. Le premier arrêt de la Cour de cassation dans cette affaire (Cass. 1re civ., 31 janv. 2018, n° 16-28138) avait censuré l’arrêt d’appel qui avait condamné les emprunteurs à restituer les fonds, au motif que la cour d’appel n’avait pas recherché si l’attestation de travaux signée par les emprunteurs justifiait suffisamment de l’exécution complète du contrat lors du déblocage des fonds. La cour d’appel de renvoi a de nouveau jugé que les emprunteurs étaient tenus de restituer les fonds et la Cour de cassation l’en a approuvé.
  • 73.
    Cass. 1re civ., 6 janv. 2021, n° 19-14536.
  • 74.
    V. dans cette perspective, M.-O. Barbaud, « Les outils du nouvel équilibre entre prêteurs et consommateurs dans le contentieux des crédits affectés », D. 2021, p. 887 ; pour une approche critique, v. D. Fenouillet, « Après le chaud, le froid : une jurisprudence glaciale souffle sur les consommateurs d’installations photovoltaïques ! », RDC mars 2021, n° 117n3, p. 102.
X