Trois ordonnances ont été publiées au Journal officiel le 4 mars dernier pour transposer un certain nombre des dispositions de la directive Energies renouvelables, dite RED II, de la directive relative au marché intérieur de l’électricité et de la directive relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables.
L’ordonnance n° 2021-235 du 3 mars 2021 transpose le volet durabilité des bioénergies de la directive RED II en étendant à l’ensemble des installations de production de bioénergies les exigences de durabilité et de réduction d’émissions de gaz à effet de serre : biocarburants et bioliquides, production d’électricité, de chaleur, de froid, production de combustibles ou carburants solides, production de biogaz. Ces filières bioénergétiques devront respecter des critères de durabilité pour être prises en compte dans les objectifs des Etats membres et bénéficier d’un dispositif de soutien. Cette ordonnance entre en vigueur le 1er juillet 2021.
L’ordonnance n° 2021-236 du 3 mars 2021 qui entre également en vigueur le 1er juillet prochain introduit dans le code de l’énergie les dispositions relatives aux communautés d’énergie – les communautés d’énergies renouvelables (CER) et les communautés énergétiques citoyennes (CEC) – en définissant un socle de règles communes : ces communautés doivent ainsi avoir pour objectif principal de fournir des avantages environnementaux, économiques ou sociaux à leurs membres ou actionnaires ou aux territoires locaux où elles exercent leurs activités, plutôt que de générer des profits financiers. L’ordonnance veille également à ce que ces communautés demeurent des projets à gouvernance locale contrôlés par des citoyens ou des collectivités territoriales. Un décret d’application en cours d’élaboration doit venir préciser leur gouvernance. La FNCCR a mis en place un groupe de travail pour recueillir les observations de ses adhérents sur le projet de texte qui lui a été soumis.
Les CER ont vocation à produire, consommer, stocker et vendre de l’énergie renouvelable, y compris par des contrats d’achat d’énergie renouvelable. Pour leur part, les CEC peuvent produire, fournir, stocker et vendre de l’électricité ; elles peuvent également fournir à leurs membres des services liés à l’efficacité énergétique, des services de recharge pour les véhicules électriques ou d’autres services énergétiques.
Les CER, comme les CEC, peuvent partager entre leurs membres l’électricité produite par leurs installations, étant précisé que cet échange doit s’inscrire dans le cadre du régime de l’autoconsommation. A noter également que si ces communautés ne peuvent exploiter un réseau de distribution d’électricité, elles peuvent créer ou détenir un réseau de chaleur ou de froid sous réserve d’une information préalable de la collectivité compétente.
Outre les communautés d’énergie, l’ordonnance vient préciser le régime de l’autoconsommation collective, en étendant ces opérations à des sites raccordés au réseau HTA.
Cette ordonnance complète enfin le régime des garanties d’origine notamment en permettant aux producteurs participant à un projet d’autoconsommation de bénéficier de ce dispositif.
L’ordonnance n° 2021-237 du 3 mars 2021, qui est entrée en vigueur dès le lendemain de sa publication, vient renforcer les règles de protection des consommateurs d’électricité s’agissant du contenu des contrats et des factures ou encore du changement de fournisseur ; elle donne également une définition de l’offre à tarification dynamique (offre qui reflète les variations des prix sur les marchés).
Par ailleurs, l’ordonnance introduit l’obligation pour les gestionnaires des réseaux publics de distribution d’électricité de soumettre au moins tous les deux à la CRE ainsi qu’au comité du système de distribution publique d’électricité un plan de développement des réseaux portant sur les services de flexibilité et les investissements programmés pour les cinq à dix prochaines années, en particulier les principales infrastructures de distribution nécessaires pour raccorder les nouvelles capacités de production et les nouvelles charges, y compris les points de recharge des véhicules électriques. La CRE a la possibilité de demander à ce que le plan qui lui est présenté soit modifié. Ainsi que la FNCCR l’avait demandé dans le cadre de la consultation préalable à l’adoption de ce texte, ce plan doit tenir compte des programmes prévisionnels établis par les conférences départementales. Ce dispositif de contrôle mis en place au niveau du régulateur ne doit en effet en aucun cas remettre en cause le caractère local du service de la distribution ni son régime concessif, dans le cadre duquel le contrôle des investissements relève des AODE. Les gestionnaires de réseaux de distribution sont par ailleurs tenus de consulter l’AODE pour l’élaboration de leur plan. Un texte réglementaire doit venir préciser ce dispositif. La FNCCR veillera dans ce cadre à préserver la compétence des AODE en matière d’investissements sur leurs réseaux.
On notera également que l’ordonnance introduit dans le code de l’énergie un nouveau chapitre consacré au régime du stockage de l’électricité en précisant que les gestionnaires de réseaux de distribution d’électricité ne peuvent, sauf dérogation accordée par la CRE, posséder, développer ou exploiter des installations de stockage.
Enfin, l’ordonnance introduit dans le code de l’énergie le régime applicable à la recharge des véhicules électriques (pilotage, raccordement, schéma directeur de développement des infrastructures de charge, …). L’ordonnance précise qu’en principe, les gestionnaires de réseaux de distribution d’électricité ne peuvent pas posséder, développer, gérer ou exploiter des points de recharge pour véhicules électriques hormis ceux qui répondent à leurs propres besoins ou sur dérogation de la CRE accordée au regard de conditions tenant notamment à l’insuffisance de l’initiative privée.