Saisi de cette disposition, le Conseil constitutionnel a précisé que cette disposition est conforme à la Constitution, sous réserve de considérer que, lorsqu’ils fixent le prix de l’ARENH, les ministres doivent tenir suffisamment compte des conditions économiques de production d’électricité par les centrales nucléaires.

Choix du fournisseur d’électricité

Depuis le 1^er juillet 2007, tous les clients sans exception sont éligibles, c’est-à-dire qu’ils peuvent librement conclure un contrat d’achat d’électricité avec un producteur ou un fournisseur de leur choix installé sur le territoire de l’Union européenne ou sur le territoire d’un État partie à un accord international avec la France (article L. 331-1 du Code de l’énergie).

Les clients peuvent faire le choix de bénéficier des tarifs réglementés de vente d’électricité dans les conditions prévues par les articles L. 337-7 et suivants du Code de l’énergie.

Ces dispositions ont été modifiées par la loi relative à l’énergie et au climat du 8 novembre 2019 pour tenir compte de la décision du Conseil d’État du 18 mai 2018 et transposer la directive 2019/944 du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et modifiant la directive 2012/27/UE qui prévoit le maintien des TRV à titre dérogatoire pour les clients domestiques et les clients microentreprises. Il résulte de ces dispositions que :

• les consommateurs finals domestiques, y compris les propriétaires uniques et les syndicats de copropriétaires d’un immeuble unique à usage d’habitation, et les consommateurs finals non domestiques qui emploient moins de dix personnes et dont le chiffre d’affaires, les recettes ou le total de bilan annuels n’excèdent pas deux millions d’euros (critère de la microentreprise) peuvent continuer à bénéficier du tarif réglementé de vente ;
• les consommateurs non domestiques souscrivant une puissance inférieure ou égale à 36 kVA et ne répondant pas aux critères de la microentreprise ne bénéficient plus du tarif réglementé de vente. Les TRV pour ces consommateurs sont mis en extinction à compter du 1^er janvier 2020 et supprimés le 1^er janvier 2021. Les clients encore aux TRV à la date du 31 décembre 2020 basculent automatiquement en offre de marché chez le fournisseur historique.

L’article L. 111-84 du Code de l’énergie impose la tenue d’une comptabilité interne permettant de distinguer la fourniture aux clients ayant exercé leur éligibilité et la fourniture aux clients aux tarifs réglementés. L’État et la CRE ont un droit d’accès à la comptabilité des entreprises d’électricité.

Accès des tiers aux réseaux

L’article L. 111-91 du Code de l’énergie prévoit que les gestionnaires de réseaux doivent garantir un accès aux réseaux publics de transport et de distribution pour :

• assurer les missions de service public relatives à la fourniture d’électricité aux tarifs réglementés de vente d’électricité et à la tarification spéciale de première nécessité ;
• assurer l’exécution des contrats d’achat d’électricité ;
• assurer l’exécution des contrats d’exportation d’électricité conclus par un producteur ou par un fournisseur installé sur le territoire national.

Les différends relatifs à l’accès des tiers aux réseaux relèvent du Comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDiS) de la CRE.

Les Tarifs d’Utilisation des Réseaux Publics de transport et de distribution d’Électricité (TURPE) visés aux articles L. 341-2 et suivants du Code de l’énergie sont entrés en vigueur le 1^er août 2017. Ils ont été fixés, en ce qui concerne le transport (TURPE5 HTB) par une délibération de la CRE du 17 novembre 2016 et par une délibération du même jour concernant la distribution (TURPE 5 HTA/BT). Par délibération du 26 octobre 2017, la CRE a complété sa délibération du 17 novembre 2016 sur le TURPE 5 distribution d’une décision qui précise les modalités de couverture des charges liées à la gestion de clientèle (« commissionnement fournisseurs »).

Mécanismes de soutien à certaines filières de production

EDF est soumis à des obligations d’achat qui se traduisent par la conclusion de contrats avec les exploitants d’installations. Le dispositif de l’obligation d’achat, créé par la loi n^° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité, se trouve modifié par la loin^° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte, qui en précise certains contours et crée une nouvelle forme de soutien en la forme d’un complément de rémunération. Le mécanisme de soutien à certaines filières de production résultant de la loi précitée du 17 août 2015 comporte désormais trois dispositifs distincts.

En premier lieu, le régime de l’obligation d’achat issu des articles L. 314-1 et suivants du Code de l’énergie. Ces articles prévoient qu’EDF (au même titre que les ELD chargées de la fourniture dans leur zone de desserte) est tenu de conclure, à la demande des producteurs, des contrats pour l’achat d’électricité produite par des filières technologiques dont les pouvoirs publics souhaitent soutenir le développement, soit parce qu’elles exploitent des sources d’énergies renouvelables, soit parce qu’elles présentent une efficacité énergétique particulière (cogénération). Les installations éligibles sont listées à l’article D. 314-15 du Code de l’énergie.

L’article R. 314-2 du Code de l’énergie prévoit que le producteur bénéficiant de l’obligation d’achat doit céder la totalité de sa production à EDF dans le cadre de contrats conclus sur la base de modèles indicatifs approuvés par le ministre chargé de l’énergie. Les conditions d’achat, et notamment les tarifs d’achat de l’électricité, sont déterminées par arrêté des ministres chargés de l’énergie et de l’économie.

En second lieu, le régime du complément de rémunération, institué par la loin^° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte, est régi par les articles L. 314-18et suivants du Code de l’énergie. Le complément de rémunération est une prime versée aux producteurs en complément des revenus que ceux-ci tirent de la vente sur le marché de l’électricité qu’ils produisent, ainsi que de la cession de leurs garanties de capacité. À ce titre, EDF est tenu de conclure un contrat de complément de rémunération avec les producteurs éligibles qui en feront la demande et avec certains producteurs bénéficiant actuellement de l’obligation d’achat et qui souhaiteraient bénéficier d’un contrat de complément de rémunération pour la durée restant à courir de leur contrat d’achat initial. Les installations éligibles au complément de rémunération sont listées à l’article D. 314-23 du Code de l’énergie.

Enfin, la procédure d’appel d’offres qui, en application des articles L. 311-10 et suivants du Code de l’énergie, peut être initiée par le ministre chargé de l’énergie lorsque les capacités de production ne répondent pas aux objectifs de la programmation pluriannuelle de l’énergie. EDF est ensuite tenue de conclure hors zones de desserte ELD avec le ou les candidats retenus un contrat d’achat d’électricité ou un contrat offrant un complément de rémunération (il s’agit d’un protocole dans l’hypothèse où EDF « producteur » est lui-même retenu à l’issue de l’appel d’offres).

Les charges découlant, pour EDF et les ELD, des contrats conclus au titre de l’obligation d’achat et du complément de rémunération sont compensées par l’État et financées par le compte d’affectation spéciale « Transition énergétique » créé par la loi de finances rectificative pour 2015. Pour 2018, l’article 50 de la loi n° 2017-1837 du 30 décembre 2017 de finances pour 2018 substitue à des pourcentages de TICC et de TICPE un montant afin de s’affranchir des aléas de prévisions de rendement de ces taxes ainsi qu’un élargissement des recettes du CAS qui intégrera les revenus tirés de la mise aux enchères des garanties d’origine prévue à l’article L. 314-14-1 du Code de l’énergie. Sur ces mêmes bases, la loi de finances pour 2019 prévoit une légère augmentation de la fraction de TICPE, qui passe de 7 166,3 millions d’euros à 7 246,4 millions d’euros, à hauteur du niveau de dépenses prévu en 2019.

Mécanisme de compensation des surcoûts de service public

La Compensation des Charges de Service Public de l’Énergie (CSPE)

L’article L. 121-6 du Code de l’énergie pose le principe d’une compensation intégrale par l’État des charges imputables aux missions de service public de production et de fourniture d’énergie (électricité et gaz) assignées en particulier à EDF, aux autres producteurs d’énergie et aux ELD.

En matière de production d’électricité, les charges définies à l’article L. 121-7 du Code de l’énergie comprennent :

• les surcoûts résultant, d’une part, des contrats d’achat d’électricité conclus par EDF et les ELD à la suite des procédures d’appels d’offres (articles L. 311-10 et suivants du Code de l’énergie) et des contrats d’obligation d’achat passés dans le cadre des articles L. 314-1 et suivants du Code de l’énergie, ainsi que, d’autre part, des contrats de complément de rémunération conclus en application des articles L. 314-18 et suivants du Code de l’énergie ;
• dans les zones non interconnectées au territoire métropolitain continental :
• les surcoûts de production qui ne sont pas couverts par la part relative à la production dans les tarifs réglementés de vente, les coûts des ouvrages de stockage gérés par le gestionnaire du système électrique, dans la limite des surcoûts de production qu’ils contribuent à éviter,
• les surcoûts d’achat d’électricité (hors ceux, précités, liés à l’obligation d’achat) qui ne sont pas couverts par la part relative à la production dans les tarifs réglementés de vente, dans la limite des surcoûts de production qu’ils contribuent à éviter,

• les coûts supportés par les fournisseurs d’électricité au titre d’actions de maîtrise de la demande d’énergie, diminués des recettes éventuellement perçues grâce à ces actions, dans la limite des surcoûts de production qu’ils contribuent à éviter,
• les coûts d’études supportés par un producteur ou un fournisseur en vue de la réalisation de projets d’approvisionnement électrique identifiés dans le décret relatif à la programmation pluriannuelle de l’énergie ; et
• depuis la loi de finances rectificatives pour 2016, les coûts directement induits pour EDF et les ELD par la conclusion et la gestion des contrats d’achat, des contrats de complément de rémunération et des contrats passés après appels d’offres, dans la limite des coûts qu’une entreprise moyenne, bien gérée et adéquatement équipée des moyens nécessaires, aurait encourus.