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Interview de Fabrice Cassin (CGR Legal) :

L’intervention de Fabrice Cassin éclaire, sous l’angle du producteur, les problématiques juridiques de l’intégration des énergies renouvelables aux réseaux électriques.

L’intégration des EnR au réseau est une intégration dans un marché intérieur européen de l’électricité qui traduit la rencontre de deux logiques :

  • une production d’électricité nouvelle et indépendante s’inscrivant dans un contexte de libéralisation du marché électrique ;
  • une production d’électricité verte bénéficiant d’une priorité de développement dans un cadre aidé.

La priorité de développement assignée par le législateur communautaire découle de l’intégration contrainte de 20 % d’énergies renouvelables dans la consommation énergétique totale de l’Union européenne d’ici 2020, avec pour la France un objectif de 23 %.

Au-delà des mécanismes de soutien hors marché de type obligation d’achat ou appels d’offres, ces énergies ne peuvent naturellement se développer sans être acheminées et sans accès aux réseaux publics.

L’article 32 de la directive 2009/72/CE du 13 juillet 2009 organise un système d’accès des tiers aux réseaux de transport et de distribution. Ce système, fondé sur des tarifs publiés, doit être appliqué objectivement et sans discrimination entre les utilisateurs du réseau.

L’article 16 de la directive 2009/28/CE du 23 avril 2009 prévoit pour sa part un « accès prioritaire et un accès garanti » au réseau électrique.

Si les objectifs assignés aux Etats sont clairs. Ils subissent cependant l’épreuve de la réalité. Comme le rappelle le rapport d’activité de la CRE pour 2010, le nombre d’installations de production, majoritairement photovoltaïques et éoliennes, raccordées aux réseaux publics d’électricité, a été multiplié par 30 depuis 2005. Cette accumulation de demandes a entraîné l’épuisement des capacités d’accueil disponibles, qui n’était déjà pas étendues (par exemple, le Nord et le Nord-Est de la France présentent des insuffisances de capacité d’accueil).

C’est ainsi qu’il faut constater l’évidence : les installations d’énergies renouvelables ne bénéficient pas de facto d’un accès prioritaire et garanti aux réseaux publics français. Cette situation génère de grandes difficultés juridiques relativement aux questions de coûts, de délais de raccordement et d’effectivité de l’accès et marque la relativité du droit d’accès prioritaire.

Dans ce contexte, quatre points résument les enjeux auxquels sont confrontés les producteurs d’énergie renouvelable.

1. La teneur du droit d’accès au réseau dont les capacités d’accueil sont saturées : une obligation s’impose, la gestion transparente et non discriminatoire de l’accès

A la suite de l’article 23 de la loi du 10 février 2000, c’est l’article L. 111-91 du code de l’énergie qui affirme aujourd’hui le principe du droit d’accès aux réseaux publics d’électricité. Ce droit d’accès bénéficie donc à tout producteur d’électricité quel qu’il soit et son exercice passe par un mécanisme contractuel organisé entre le gestionnaire de réseau et le producteur.

Le producteur s’engage avec le gestionnaire de réseau dans un avant contrat (proposition technique et financière – PTF), puis dans un triptyque contractuel comprenant, le raccordement, l’accès au réseau et l’exploitation. Pour autant, il ne s’agit pas d’une négociation contractuelle sur des bases égales et dans laquelle l’autonomie de la volonté jouerait pleinement. Il faut retenir que l’accès au réseau est subordonné au respect par le producteur de prescriptions techniques prévues par les textes réglementaires. Ce sont, en particulier, le décret n° 2008-386 du 23 avril 2008, les arrêtés du même jour, ainsi que les référentiels techniques. La Cour d’appel de Paris a rappelé ce caractère contractuel et a engagé le producteur à ne pas signer inconsidérément et, le cas échéant, à émettre des réserves (CA Paris, arrêt du 24 février 2004, EDF c./ Sinerg).

Cette négociation est, en effet, marquée par une asymétrie d’information. C’est pourquoi la transparence est primordiale et les critères de refus d’accès au réseau – lorsqu’un refus est opposé – doivent être objectifs, non discriminatoires et publiés.

Ces critères de refus ne peuvent être fondés que sur des impératifs liés au bon accomplissement des missions de service public et sur des motifs techniques tenant à la sécurité et la sûreté des réseaux, et à la qualité de leur fonctionnement. Autant d’éléments qui sont du seul ressort du gestionnaire de réseaux. Il est donc essentiel que les refus d’accès soient soumis au contrôle strict de la CRE.

Depuis la décision du 3 juin 2004, Pouchon Cogen c./ EDF, la CRE a assimilé à un refus d’accès des comportements manifestement dilatoires. Cette ligne de « jurisprudence » me paraît essentielle.

Pour autant, il est vrai que les gestionnaires de réseaux ont dû faire face à un afflux de demande dans l’attente des travaux de renforcement des réseaux. La rareté ainsi que les délais administratifs et contentieux de développement des projets à partir d’EnR a également conduit les producteurs à vouloir réserver bien en amont des capacités d’accueil.

En réponse, les gestionnaires de réseaux ont choisi d’établir un classement des projets selon l’ordre d’arrivée. Des files d’attente se sont ainsi constituées. Les premiers projets entrés bénéficient de la capacité disponible, les suivants font l’objet de limitations d’injection dans l’attente des renforcements nécessaires. C’est la règle empirique du « premier arrivé premier servi ».

C’est pour cette raison que la CRE a encadré le fonctionnement de ces files d’attente via des délibérations dont les plus importantes sont celles du 11 juin 2009. En 2010, la CRE a approuvé la nouvelle procédure de RTE.

Le principe est de faciliter l’accès à la capacité d’accueil disponible aux projets les plus avancés. Ce qui suppose une appréciation transparente et non discriminatoire de ce qu’est un projet avancé et la gestion, sous le contrôle du régulateur, de l’entrée et de la sortie de la file d’attente. Depuis 2004, les procédures ont, en particulier, prévu de retenir, pour l’entrée en file d’attente, l’obtention du titre d’urbanisme qui atteste du caractère avancé du projet.

Le maintien en file d’attente n’est pas non plus de plein droit. Pour les projets raccordés au réseau public de transport, chaque producteur est désormais tenu :

  • de justifier de l’avancement du projet par la production de pièces listées en annexe de la procédure ;
  • ou bien, de s’acquitter d’une somme substantielle (1.000 euros par mégawatt).

C’est un changement substantiel puisque jusque-là la procédure ne le permettait pas. Et, les possibilités de sortie de file d’attente avaient été logiquement exclues par le CoRDiS (comité de règlement des différends et des sanctions de la Commission de régulation de l’énergie chargé d’exercer les missions mentionnées aux articles L. 134-19 à L. 134-34 du code de l’énergie) dans une décision du 23 janvier 2009 Couffrau Energie c./ RTE.

2. Un autre obstacle à l’intégration des EnR : le coût du raccordement supporté par les producteurs d’énergies renouvelables.

Les coûts de raccordement ont un impact sur la viabilité des projets. Cela pose très directement la question de qui supporte quoi.

Le système emprunte aux deux principes du « shallow cost » et du « deep cost ». Néanmoins, l’évolution depuis 2007 témoigne d’un alourdissement des coûts supportés par le producteur. Selon les termes de l’arrêté du 28 août 2007, le producteur d’électricité prend à sa charge les éléments du réseau pour un raccordement à la tension de référence. En définitive et depuis la loi du 7 décembre 2010 (article 11 de la loi NOME), le producteur doit payer l’intégralité des ouvrages créés dans le niveau de tension auquel il se raccorde, ainsi que tous les ouvrages créés dans le niveau de tension supérieur.

Le poste « frais de raccordement » d’un projet renouvelable a constamment augmenté depuis six ans alors qu’en parallèle, les sites développés ne sont moins rentables et les raccordements sont plus complexes en raison de l’épuisement des capacités d’accueil.

Cette augmentation des coûts représente une barrière majeure pour l’intégration des EnR dans le système électrique. C’est pourquoi la disparition de la réfaction tarifaire (contribution par le tarif d’utilisation des réseaux d’une partie du coût de raccordement) doit s’accompagner d’une redéfinition du périmètre de la contribution des producteurs si l’on veut tenir compte de la banquabilité des projets.

Lorsque dans une zone, l’augmentation de la capacité d’accueil nécessaire au raccordement d’un projet en HTA exige la création ou le renforcement d’un poste source, les coûts relatifs à cette opération sont mis à la charge d’un seul producteur, le premier arrivé. Cela crée un effet de « barrière à l’entrée » auquel s’ajoute un effet d’« aubaine » pour les éventuels projets suivants, qui peuvent profiter des infrastructures créées sans avoir à participer à leur financement.

Cette problématique de la mutualisation qui a pris une importance nouvelle pour l’éolien avec la création des zones de développement de l’éolien (ZDE) en 2005 reste sans solution. Elle bloque de nombreux projets et incite les producteurs à se raccorder au réseau public de transport avec la création de réseaux électriques privés.

3. Le raccordement indirect constitue, au-delà de son actualité récente, l’exemple d’une solution palliative face aux coûts et aux délais importants de raccordement.

D’expérience, on doit constater une hostilité des gestionnaires de réseau aux solutions indirectes de raccordement. C’est une solution à laquelle le décret du 23 avril 2008 a tenté de faire obstacle. L’article 2 prévoit l’établissement d’une convention de raccordement et d’une convention d’exploitation, par site et par producteur. C’est la « quadruple unicité » chère aux gestionnaires de réseaux.

Le raccordement indirect n’est pas appréhendé en tant que tel par les textes, mais la CRE puis le CoRDiS le regardent comme une solution expédiente lorsqu’elle permet un raccordement au moindre coût.
Les deux dernières décisions réaffirmant la légalité du raccordement indirect sont ainsi :

  • pour le raccordement aux réseaux publics de distribution, la décision du CoRDiS du 2 octobre 2009, Tembec Tarascon et Bioénerg c./ ERDF, confirmée par la Cour d’appel de Paris, le 7 avril 2011 ;
  • pour le raccordement au réseau public de transport, la décision du CoRDiS du 12 juillet 2010, SEPE Le Nouvion c./ RTE, confirmée par la Cour d’appel de Paris, le 30 juin 2011.

La Cour d’appel de Paris a réaffirmé dans ses deux arrêts que « ni l’article 14 de la loi du 10 février 2000, ni aucune autre disposition de cette loi n’oblige à un raccordement direct au réseau public de transport et, qu’au surplus, ni cette loi ni aucun autre texte pris pour son application ne subordonne le rachat de l’électricité produite dans le cadre du régime légal de l’obligation d’achat à un tel raccordement ».

Ces décisions confirme ainsi l’acceptation large du raccordement indirect, puisque deux situations distinctes visées dans ces décisions :

  • d’une part, dans la première affaire, il s’agissait, de manière « classique », d’une installation de cogénération, la société Bioénerg, raccordée à un réseau privé d’un site industriel, la société Tembec Tarascon. Ce site industriel est le client de tête d’ERDF et a la qualité de consommateur ;

  • d’autre part, de manière plus innovante, dans la seconde affaire, la carence de développement du réseau et la difficulté liée à l’effet barrière ont conduit les développeurs à s’associer pour organiser le raccordement de quatre sites de production éoliens à un poste de transformation privé. Ce poste privé est géré par la société SEPE Le Nouvion qui ne présente que la qualité d’« utilisateur » du réseau, sans être ni producteur ni consommateur.

A l’initiative des producteurs et dans le silence des textes, s’est donc développée une solution de raccordement palliant à la fois la saturation des capacités d’accueil du réseau et l’impossibilité de mutualiser les coûts de création des postes de transformation.

Depuis cette décision, RTE accepte désormais le raccordement de plusieurs producteurs en un point de livraison via un poste privé, à la condition que les producteurs s’engagent sur une responsabilité solidaire à l’égard de RTE et que le gestionnaire du réseau ait pour interlocuteur unique, un mandataire, choisi par ces producteurs.

Cette procédure est beaucoup plus contraignante que la solution dégagée dans l’affaire SEPE Le Nouvion, s’agissant de la responsabilité solidaire, qui est susceptible d’entraver les processus de co-développement.

L’achèvement du raccordement ne met pas fin à l’existence de contraintes qui peuvent se poursuivre et être contractualisées au stade de l’exploitation.

4. Les contraintes subies au stade de l’injection : les indisponibilités et les effacements, constituent autant de restrictions à la garantie d’accès

Les gestionnaires de réseaux doivent assurer à tout moment l’équilibre des flux d’électricité sur le réseau ainsi que la sûreté et l’efficacité des réseaux. Cet impératif, couplé à l’insuffisance des capacités d’accueil, conduit à imposer aux producteurs, pendant la durée nécessaire au renforcement des ouvrages congestionnés, des heures d’effacement annuel. Le nombre d’heures en cause peut être considérable, et la durée de renforcement des réseaux peut aller jusqu’à dix ans. C’est une mise en cause de la garantie d’injection.

Conformément au principe de transparence et de non discrimination, le régulateur veille à une rigoureuse justification de ces heures d’effacement, et a pu limiter à trente mois la durée pendant laquelle de tels effacements pourraient être appliqués, notamment dans la décision de la CRE du 27 septembre 2005, La Compagnie du Vent c./ EDF.

Le CoRDiS a statué de même s’agissant des heures de déconnexion prévues pour les réseaux insulaires, en imposant au gestionnaire de réseaux d’évaluer dans la convention de raccordement la « durée maximale de déconnexion susceptible d’être imposée » en se fondant sur la date d’entrée dans la file d’attente de l’installation (décision du CoRDiS du 4 juin 2010, Juwi ENR c./ EDF).

En présence d’effacement, l’enjeu capital est donc :

  • d’une part, la justification au plus près de la nécessité des heures effacées ;
  • d’autre part, la contractualisation d’un plafonnement qui permet seule au producteur de prendre la décision de poursuivre le projet.

Et au financier de financer le projet. Des difficultés surviennent lorsque la convention de raccordement ne prévoit que dix heures de déconnexion, mais sans engagement de plafond de la part du gestionnaire.

Ces différentes problématiques se résoudraient si une planification dynamique et volontaire des capacités de raccordement existait.

C’est en tout cas l’objectif affiché par la loi Grenelle II qui prévoit, dans son article 71, deux outils visant à lever ces barrières :

  • la mise en place des schémas régionaux de raccordement des énergies renouvelables qui ont pour objet de définir les infrastructures HTB et les postes sources HTB/HTA nécessaires à l’accueil de la production renouvelable à venir, production identifiée dans les schémas régionaux du climat de l’air et de l’énergie (SRCAE). Ces schémas de raccordement pourraient permettre de résoudre le problème de saturation constaté dans plusieurs régions par la planification des travaux nécessaires pour atteindre les objectifs fixés par les SRCAE ;
  • la « quote-part » mis à la charge des producteurs qui rend possible la mutualisation des coûts de raccordement et pourrait permettre de lever les blocages dus aux effets de « barrière et d’aubaine » en répartissant les coûts relatifs à la création et au renforcement de postes sources HTB/HTA entre les différents producteurs.

Cette planification répond aux attentes des opérateurs en termes de sécurité, de maîtrise des coûts et de prévisibilité de leur implantation. C’était d’ailleurs l’espoir qui était né lors de la création des zones de développement de l’éolien par la loi du 13 juillet 2005.

Les modalités de mise en œuvre de ces schémas – qui demeurent d’ailleurs des documents d’objectifs non contraignants – soulèvent de plus un certain nombre d’interrogations, au premier rang desquelles la question du délai de renforcement des réseaux.

Le processus d’établissement des SRCAE et des schémas de raccordement prendra plusieurs années – 2013 ou 2014 – et la construction des premières infrastructures, dans le cadre de ces schémas, prendra au moins trois années supplémentaires. Les premiers renforcements ne seront donc pas effectifs avant 2016 - 2017.

Dans l’intervalle, l’intégration au réseau électrique des énergies renouvelables restera un combat, la priorité d’accès un objectif tendanciel.


Fabrice Cassin
5 juillet 2011


Fabrice Cassin est avocat, associé responsable du Département Droit public/Environnement chez CGR Legal et universitaire. Il est spécialiste en droit public. Il pratique le droit des contrats publics, le droit de l’urbanisme et des montages complexes. Parmi ses spécialités, il faut mentionner, la plupart des matières touchant au droit de l’environnement comme le droit des énergies renouvelables, en particulier le droit de l’éolien pour lequel il est devenu une référence au plan européen, le droit de l’énergie hydraulique, le droit des installations photovoltaïques, et le droit de la biomasse…

La diffusion de cette intervention n'engage pas la CRE sur le fond.

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