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Nos dossiers

ENR Objectifs européens et français

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Le droit européen

La directive 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 impose aux Etats membres d’atteindre des objectifs en matière d’énergies renouvelables. En effet, les Etats membres devront respecter un objectif de 20% de part d’énergie produite à partir d’énergies renouvelables dans la consommation finale en 2020 par rapport à 2005. Il s’agit d’un objectif global. La France s’est engagée à atteindre une part de 23% d’énergie produite à partir d’énergies renouvelables. D’autres Etats membres peuvent avoir retenu un objectif plus ambitieux, comme c’est le cas de la Suède, ou au contraire, avoir retenu un objectif plus faible.

Pour aller plus loin 

  • La directive 2009/28/CE peut être consultée en cliquant ici.

  • La Communication de la Commission européenne du 13 novembre 2008 « Efficacité énergétique : atteindre l’objectif des 20 % » peut être consultée en cliquant ici.

Le droit français

La France a publié un plan d’action national en faveur des énergies renouvelables couvrant la période 2009-2020 faisant suite au « Grenelle de l’Environnement » qui s’est déroulé en 2007.

De plus, l’article 6 de la loi du 10 février 2000 prévoit la mise en place d’une programmation pluriannuelle des investissements (PPI) fixant des objectifs en matière de répartition des capacités de production par source d’énergie primaire. C’est le ministre chargé de l’énergie qui arrête et rend publique la PPI. Il ne s’agit cependant pas d’un document de planification mais simplement d’un document à caractère informatif. La dernière PPI date de 2009 et, concernant l’électricité, a été publiée par un arrêté du 15 décembre 2009.

Tableau synthétique des objectifs en termes de puissance installée

La loi de transition énergétique pour une croissance verte

La loi de transition énergétique pour une croissance verte modifie les objectifs nationaux relatifs à la politique énergétique.

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Pour aller plus loin

  • Le plan d’action national en faveur des énergies renouvelables pour la période 2009-2020 peut être consulté en cliquant ici.

  • La dernière programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité peut être consultée en cliquant ici.

  • La loi relative à la transition énergétique pour une croissance verte peut être consultée en cliquant ici.

Vendre son électricité

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Préambule

Préambule

EDF est l’opérateur historique de la production d’électricité en France. EDF est une société anonyme chargée d’une mission de service public.

Avec la libéralisation du marché de l’électricité initiée par l’Union européenne, la France a séparé horizontalement et verticalement les entités du secteur de l’électricité. À côté d’EDF, se trouve ERDF, filiale d’EDF, qui est le gestionnaire du réseau public de distribution d’électricité. Enfin, RTE qui est également une filiale d’EDF, est le gestionnaire du réseau public de transport d’électricité. Il s’agit des opérateurs historiques nationaux.

Existent bien évidemment de nombreux acteurs privés ou publics intervenant dans le secteur de l’électricité. Il existe en premier lieu les entreprises de production d’électricité qui ne sont pas nationalisées. Ce sont historiquement des producteurs indépendants comme le sont nos adhérents.

Avec l’ouverture progressive du marché de l’électricité, de nouveaux opérateurs développent leurs activités en France (voir contrats de marché).

On notera que des personnes publiques, comme des communes, peuvent être producteurs d’électricité. Ensuite, les entreprises locales de distribution (ELD) exercent les mêmes missions qu’ERDF ou EDF mais au niveau local.

Enfin, le réseau de l’électricité est un réseau régulé par la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

 

  • Le contrat HR97 (ouvert aux bénéficiaires du contrat H97)

De nombreux producteurs étaient – ou sont – sous le régime du contrat H97. Au mois de décembre 2012, le Ministère de l’Ecologie, du Développement Durable et de l’Energie a publié le nouveau contrat HR97 dit contrat H97 « renouvelé ».

Les producteurs peuvent bénéficier d’un nouveau contrat aux mêmes conditions tarifaires et pour la même durée.

Il est nécessaire, pour bénéficier du contrat HR97, de réaliser un programme d’investissements qui est défini par un arrêté du 10 août 2012. Cet arrêté du 10 août 2012 précise les niveaux d’investissements qu’il convient d’engager.

Le coefficient K’ permet d’actualiser les montants d’investissements et ce, au 1er janvier, date à laquelle le coefficient sus-énoncé est actualisé. Les producteurs ont huit ans pour réaliser leurs investissements sachant que 60 % de ces investissements devront être réalisés dans un délai de quatre ans.

Selon l’arrêté précité, le producteur doit fournir à l’acheteur un plan d’investissements. Au bout d’une période de quatre ans, le producteur transmet au préfet un rapport relatif à la consistance des investissements déjà réalisés et à réaliser.

L’arrêté du 10 août 2012 énonce également que le préfet délivre au producteur un certificat ouvrant droit à l’obligation d’achat (CODOA) dans certaines conditions.

  • Le contrat H07 (nouvelles installations ou centrales rénovées)

Le contrat H07 est également appelé contrat « rénovation ». De la même manière que pour le contrat HR97, le producteur devra réaliser un plan d’investissements qui est défini par un arrêté du 14 mars 2011.

Les montants d’investissements sont actualisés au 1er janvier par l’application d’un coefficient K’ (se reporter à l’arrêté du 14 mars 2011 pour sa définition).

Le producteur bénéficie d’un délai de cinq années pour réaliser les investissements. Il choisit l’année de commencement du délai de manière stratégique.

Les contrats avec obligation d’achat

Depuis la loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité, EDF et les opérateurs non nationalisés sont tenus de conclure un contrat d’achat avec les exploitants d’installations utilisant des énergies renouvelables. Ces contrats avec obligation d’achat sont des contrats administratifs par détermination de la loi.

Sous certaines conditions, les producteurs bénéficient d’un niveau de prix fixé par arrêté à un niveau supérieur au niveau du prix de marché.

Il existe deux types de contrat réglementé, d’une part le contrat H97 et d’autre part le contrat H07 dit « rénovation ».

Les contrats de marché

Le marché de gros est le lieu où l’électricité est négociée (achetée et vendue) avant d’être livrée sur le réseau à destination des clients finals (particuliers ou entreprises). La CRE concourt au bon fonctionnement des marchés de l’électricité et du gaz naturel au bénéfice des consommateurs finals et en cohérence avec les objectifs de la politique énergétique.

Plusieurs opérateurs sont susceptibles de vous acheter votre électricité :

ENERCOOP

E.ON

GREEN ACCESS

HYDRONEXT

ILEK

NOVAWATT

Autres opérateurs de marché : CNR, DIRECT ENERGIE, ENEL, Electricité de Strasbourg, Gaz et Electricité de Grenoble, HEX, UEM…

Les mécanismes de soutien après le 1er janvier 2016

Au 1er janvier 2016, de nouveaux mécanismes de soutien aux énergies renouvelables prendront le relais des outils contractuels existants, conformément aux lignes directrices de la Commission européenne du 9 avril 2014.

Sur le segment de puissance [0-500 kW], l’obligation d’achat sera toujours possible ; le contrat de complément de rémunération (prix de marché + prime) sera proposé pour les installations d’une puissance comprise entre [500 kW-1MW]. Au-delà d’1 MW, la procédure d’appel d’offres s’appliquerait.

Les négociations contractuelles sont en cours réunissant l’ensemble des parties prenantes des énergies renouvelables sous l’égide du Ministère de l’Ecologie, du Développement durable et de l’Energie.

À défaut, les producteurs peuvent conclure un contrat d’achat avec un opérateur de marché.


La fiscalité


LA CSPE

La contribution au service public de l’électricité (CSPE) a été créée par la loi du 3 janvier 2003. Elle figure aux articles L. 121-6 et suivants du Code de l’énergie. L’objectif de cette CSPE est de compenser les charges imputables aux missions de service public incombant aux opérateurs électriques.

Le Code de l’énergie définit ces charges liées aux missions de service public. Il s’agit d’abord des surcoûts liés au mécanisme d’obligation d’achat accordé aux énergies renouvelables (éolien, solaire, hydraulique…). Ensuite, ces charges correspondent à la péréquation tarifaire dans les zones qui ne sont pas connectées au réseau continental. Enfin, les charges couvrent également les tarifs sociaux.

cspe

Figure 1 : Source – CRE

Il revient au ministre chargé de l’énergie d’arrêter chaque année le montant des charges et ce, sur proposition de la CRE. La CRE évalue chaque année, pour l’année suivante le montant des charges imputables aux missions de service public imputables aux opérateurs et le nombre de kilowattheures soumis à contribution.

Pour l’année 2016, la contribution unitaire s’élève à hauteur de 22,5 €/MWh, soit une augmentation de 3 €/MWh par rapport à l’année 2015.

Les redevances des Agences de l’eau

Les centrales hydrauliques sont redevables de la redevance pour prélèvement sur la ressource en eau. Pour ces centrales, la redevance est assise sur le produit du volume d’eau turbiné dans l’année exprimé en mètres cubes par la hauteur totale de chute brute de l’installation.

REDEVANCES

Pour plus de amples informations sur le calcul du montant des redevances, connectez-vous.

CFE/IFER

A la suite de la suppression de la taxe professionnelle, d’autres taxes et impôts ont pris le relais : la contribution économique territoriale (CET) et les impositions forfaitaires des entreprises de réseau (IFER). De cette façon, le propriétaire d’une centrale hydroélectrique est redevable de ces deux impôts qui sont perçus par les collectivités territoriales.

La CET se compose de deux éléments, à savoir, la cotisation foncière des entreprises (CFE) et la cotisation sur la valeur ajoutée des entreprises (CVAE). La CFE a pour base la valeur locative des biens passibles d’une taxe foncière situés en France. En revanche, le champ d’application de la CFE est le même que celui de la taxe professionnelle.

L’IFER date également de la réforme opérée en décembre 2009. Les installations concernées sont les installations dont la puissance électrique installée est supérieure ou égale à 100 kilowatts.

Le montant de l’imposition forfaitaire est fixé à 3,060 €/kilowatt de puissance électrique installée au 1er janvier de l’imposition pour les centrales de production d’énergie électrique d’origine hydraulique et à 7,34 € par kilowatt de puissance électrique installée pour les centrales photovoltaïques.



ERDF


Le CARD-I

Le CARD-I

Le CARD-I est le contrat d’accès au réseau public de distribution qui est signé avec ERDF. En effet, les contrats d’achat n’étant plus des contrats intégrés, les producteurs doivent signer un ensemble de contrat, à savoir, une convention de raccordement, une convention d’exploitation et si besoin est, un contrat de soutirage.

Pour le CARD-I, il convient de réunir certains documents et diverses informations. Il faut tout d’abord adresser à l’entité ERDF compétente une demande comprenant, notamment, des fiches de collecte, une lettre de demande et le schéma unifilaire de l’installation. Pour ce qui est de la procédure, ERDF, sous trois mois, après la réception du dossier complet, établira la convention de raccordement. Pour la convention d’exploitation et le CARD-I, il faudra compter trois mois supplémentaires.

Le TURPE

Le TURPE

Le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) est un apport de la loi du 10 février 2000.

Le TURPE couvre l’ensemble des coûts supportés par les gestionnaires des réseaux dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d’un gestionnaire d’un réseau efficace. Ces coûts comprennent, notamment :

–          Les coûts liés aux missions de service public et aux contrats publics ;

–          Les surcoûts de recherche et de développement nécessaires à l’accroissement des capacités de transport des lignes électriques ;

–          Une partie des coûts de raccordement aux réseaux et une partie des coûts des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les gestionnaires des réseaux.

La CRE précise la méthodologie utilisée pour établir le TURPE. Pour ce qui est de la consistance du TURPE, plusieurs composantes méritent d’être citées :

–          Une composante annuelle de gestion ;

–          Une composante annuelle de comptage ;

–          Une composante annuelle des soutirages ;

–          Une composante annuelle des injections.

La composante annuelle de gestion correspond aux coûts de la gestion des dossiers des utilisateurs, à l’accueil physique et téléphonique des utilisateurs, à la facturation et au recouvrement.

La composante annuelle de comptage couvre les coûts de comptage, de contrôle, de relève, de transmission de données de comptage et si besoin est, de location, d’entretien et d’application des profils aux utilisateurs équipés de compteurs sans enregistrement de la courbe de mesure.

Quant à la composante annuelle des soutirages, les utilisateurs choisissent une puissance souscrite pour chacun de leurs points de connexion aux domaines de tension HTB. De plus, les utilisateurs optent pour un tarif proposé (tarif sans différenciation temporelle, tarif avec différenciation temporelle à cinq classes ou tarif avec différenciation temporelle à huit classes).

La composante annuelle des injections est établie en chaque point de connexion en fonction de l’énergie active injectée sur le réseau public de distribution.


Divers

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SECURITE DES BARRAGES

Le décret n°2015-526 du 10 mai 2015 relatif aux règles applicables aux ouvrages construits ou aménagés en vue de prévenir les inondations et aux règles de sûreté des ouvrages hydrauliques a réformé les règles de sécurité des barrages.

Ce décret supprime la classe D mais maintient les classes A, B et C, les installations restant soumises aux prescriptions contenues dans leur règlement d’eau.

Désormais, les barrages sont classés en trois catégories :
sécurité

Ne relèvent plus de la réglementation relative à la sécurité des ouvrages que les barrages répondant cumulativement aux trois critères suivants :

  1. Hauteur supérieure à 2 mètres ;
  2. Retenant plus de 50 000 m3;
  3. A 400 mètres d’une habitation.

Les dispositions du code de l’environnement dans leur rédaction antérieure à la date de publication du présent décret modifiées par le présent décret et les textes pris pour leur mise en œuvre restent applicables aux demandes d’autorisation d’ouvrages relevant des rubriques 3.2.5.0 et 3.2.6.0 introduites avant cette date.

Pour rappel, la classification des barrages antérieure au décret du 12 mai 2015 était la suivante :

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Les producteurs autonomes sont particulièrement visés par les classes C et D. Des règles particulières sont appliquées en fonction de la classe des barrages.

PRESCRIPTIONS POUR LES BARRAGES DE CLASSE C et D

(Décret du 11/12/2007 et de l’arrêté du 29 février 2008)

Applicable au 31/12/2012 au plus tard par voie d’arrêté préfectoral (circulaire du 8/07/2008)

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DETERMINATION DE LA CLASSE DU BARRAGE

Avec H la hauteur du barrage et V le volume de la retenue

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Ainsi, un barrage de 8m sera retenu en classe D si le volume de la retenue n’excède pas

100 000 m.