Les chiffres ne s’y trompent pas, le raccordement constitue une problématique centrale dans le processus d’accélération de la transition énergétique. Au cours des deux dernières années, les demandes de raccordement au réseau à haute et très haute tension auprès du gestionnaire de transport d’électricité français (RTE) ont doublé, et on estime qu’un investissement à hauteur de 5,5 milliards d’euros est nécessaire sur les 10 prochaines années. Du côté d’Enedis, les demandes de raccordement d’installations photovoltaïques doublent tous les 18 mois, et un investissement de 10 milliards d’euros supplémentaires d’ici 2040 apparaît comme nécessaire.

Dans ce contexte, le législateur, le pouvoir règlementaire et les gestionnaires de réseau, sous le contrôle de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), ont initié un travail de révision du cadre applicable, afin de favoriser le développement de la production d’énergies renouvelables.

Deux axes le composent : d’une part, une volonté d’accélérer les délais de traitement des demandes de raccordement, et d’autre part une clarification du partage des frais entre le producteur et le gestionnaire de réseau. En effet, la moyenne du délai de raccordement de parcs EnR de taille moyenne (de 40 à 80 MW) au réseau de transport d’électricité prend environ 2 à 5 ans, celui d’un consommateur industriel de forte puissance prend 5 à 7 ans, voire 8 ans lorsqu’il y a création de liaisons aériennes, et celui d’un parc éolien en mer environ 8 à 10 ans pour seulement quelques mois de travaux[1]. La problématique semble commune à nos voisins, puisque, à titre d’exemple, les délais moyens de raccordement en Grande-Bretagne varient entre 6 et 10 ans.

Accélération de la procédure de raccordement

La loi du 10 mars 2023 relative à l'accélération de la production d'énergies renouvelables ou « loi Aper »[2] a ainsi posé les fondations de ce mouvement, notamment en habilitant le gouvernement à légiférer par les ordonnances du 23 août 2023 relatives au raccordement et à l'accès aux réseaux publics d'électricité, dont la ratification avait été proposée par projet de loi déposé fin 2023. Le processus législatif semble toutefois aujourd’hui suspendu avec la nouvelle législature,, mais il n’est pas à craindre que les ordonnances deviennent caduques, puisque le projet a été déposé dans les délais d’habilitation.

Cette ordonnance réduit le délai de raccordement de moitié, de deux mois à un mois pour les installations de faible puissance, et réduit à douze mois le délai de raccordement des installations, ayant une puissance supérieure à 3 kilovoltampère (kVA), contre dix-huit mois jusqu’alors. Toutefois, ces délais sont malheureusement théoriques et restent tributaires des capacités du réseau existant, puisqu’ils ne sont pas applicables, lorsqu’un renforcement ou une extension du réseau est nécessaire.

L’écueil principal pour le délai de raccordement est dû aux modifications du réseau que le gestionnaire doit effectuer afin d’accueillir de nouvelles installations de production. Depuis plusieurs années déjà, ont été mis en place des systèmes de file d’attente, afin que les demandes soient traitées de manière non-discriminatoire, suivant un classement en ordre chronologique des demandes de raccordement. La CRE, dans une délibération du 12 octobre 2023[3], a approuvé une proposition de RTE visant à accélérer son processus de traitement des demandes de raccordement, afin notamment de réduire le nombre de projets dans la file d’attente.

En premier lieu, la procédure d’entrée en file d’attente (PEFA), qui permettait à un producteur de bénéficier d’une estimation préliminaire et non-contraignante des coûts de raccordement, tout en bénéficiant d’une place en file d’attente, est supprimée. Une procédure similaire a néanmoins été créée : la « PTF dans le cas d’un poste à créer » (PTFp). Lorsqu’une demande de raccordement ne peut pas être menée à bien sans la création d’un nouveau poste électrique, pour lequel RTE n’a pas encore sécurisé d’emplacement, il sera délivré une PTFp – avec des réserves liées au futur poste – qui permettra une entrée dans la file d’attente, et une PTF classique, une fois la solution trouvée par RTE. En second lieu, à l’instar de ce qui est pratiqué par Enedis pour le raccordement au réseau de distribution, la demande de PTF serait soumise au paiement d’une somme forfaitaire, afin que les projets réservant de la capacité soient dotés d’une certaine maturité. Cette somme serait ensuite déduite des frais de raccordement à la suite de l’acceptation de la PTF, ou remboursée en cas de refus de PTF, si celle-ci est significativement différente de l’étude exploratoire. Bien que cette somme n’entraine aucun surcoût dans le cas d’un projet qui sera mené à son terme, le lien direct entre cette mesure, justifiée par la sélection de projets plus matures, et la réduction des délais de raccordement, est discutable. En troisième et dernier lieu, les producteurs sont désormais contraints de démontrer à RTE l’avancement de leur étude d’impact, ou à défaut de justifier de sa stagnation à l’issue d’un délai de 24 mois après l’acceptation de la PTF. En l’absence d’éléments en ce sens, RTE sortirait le projet de la file d’attente, et la PTF ainsi acquise serait caduque. Les producteurs restent toutefois soumis jusqu’à la fin du processus à un point annuel avec RTE, afin de démontrer le développement du programme.

Planification

Une autre manière de favoriser le développement du raccordement de projets EnR, au-delà de faciliter leur mise en place à travers un processus accéléré, est évidemment de proposer une planification efficiente. Une telle logique est à l’œuvre dans la possibilité nouvellement conférée aux gestionnaires de réseau d’anticiper de futurs raccordements, en prévoyant des ouvrages surdimensionnés par rapport aux capacités auxquelles ils sont censés répondre au moment de leur achèvement. Ce déploiement par anticipation de capacités de raccordement supérieures à la demande sera alors réparti pour une durée maximale de dix ans entre les futurs bénéficiaires de l’ouvrage au moyen d’une quote-part. Ce fonctionnement est alors très similaire à celui des schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR), valable pour les installations EnR de plus de 250 kVA. Il est chargé de définir, après une concertation entre les différentes parties-prenantes et pour le territoire qu’il concerne, les investissements tant matériels que financiers à réaliser, pour atteindre des objectifs à moyen terme en réservant une certaine capacité aux EnR. La mise à disposition des capacités restantes en open data sur le site internet du gestionnaire de réseau est également utile, bien qu’elle n’incorpore pas les capacités réservées en file d’attente à son estimation des capacités restantes d’un poste.

La durée de validité de ces schémas, après approbation de la CRE, est désormais de 10 à 15 ans depuis l’entrée en vigueur des ordonnances d’août 2023, contre 3 à 10 ans auparavant. Cet allongement de durée vise à permettre une plus grande prévisibilité des coûts à moyen terme, considérant par ailleurs qu’une procédure existe pour amender et mettre à jour ces schémas, afin de refléter plus fidèlement les évolutions du réseau. Ces schémas permettent également de définir une quote-part unitaire que le bénéficiaire de la demande de raccordement devra acquitter en supplément du prix des travaux de raccordement. Cette somme, proportionnelle à la puissance des installations de production par rapport à la puissance que le réseau supporte, permet d’éviter un effet d’aubaine, dans le cas où un premier producteur devrait supporter tous les coûts des ouvrages nécessaires au raccordement de sa production, auxquels d’autres producteurs ultérieurs pourraient se relier sans qu’il leur en coûte, et permet aux gestionnaires de réseau de recevoir une source de revenus finançant des investissements à la hauteur des enjeux. Ainsi, cette quote-part versée par les producteurs représente un futur investissement de 3,9 milliards d’euros, contre les 1,7 milliards d’euros financés par le simple tarif d’utilisation des réseaux. Dans le cas où le projet est hors des prévisions du S3REnR, la quote-part ne sera alors pas due, et les coûts de raccordement seront similaires à ceux des installations classiques. Hors S3REnR, même si le producteur est exonéré du paiement de la quote-part, les frais de raccordement seront sensiblement plus élevés, en raison de l’absence de mutualisation des coûts. Ce mécanisme incite à attendre, lorsque cela est nécessaire, que le S3REnR soit actualisé afin de permettre une meilleure profitabilité du projet.

Une autre nouveauté est la suppression, avec la loi Aper, de la participation des communes ou des établissements publics de coopération intercommunale (EPCI) aux frais de raccordement, pour la part qui se trouve hors périmètre du permis de construire du bénéficiaire. Dorénavant, ce sera le bénéficiaire du raccordement qui devra payer, en lieu et place de la collectivité en charge de l’urbanisme. Ce changement illustre alors deux faiblesses du régime mis en place. D’une part, il reste lacunaire et donc source d’insécurité juridique. En effet, cette nouvelle règle, issue du code de l’énergie, entre en opposition directe avec le code de l’urbanisme, qui, lui, n’a pas été actualisé et fait toujours état de cette contribution. D’autre part, cet ajustement fait peser une nouvelle charge sur les demandeurs de raccordement, alors que les autres textes n’ont en général changé aucun des équilibres des frais de raccordement prévus. Il apparait aujourd’hui plus que nécessaire de prévoir un programme plus ambitieux et surtout plus équilibré pour accélérer les raccordements d’installations de production d’EnR.

Pistes d’évolution

Malgré la bonne volonté affichée des pouvoirs publics, force est de constater que le régime réactualisé du raccordement parviendrait difficilement à assurer une accélération opportune. En effet, ce nouveau régime, notamment mis en place par la loi Aper, appelle à un grand nombre de mesures d’application, qu’elles soient matérialisées par des décrets d’application ou par des délibérations de la CRE. Ainsi, on pourra citer, comme exemples, le décret d’application précisant les modalités de priorité et de révision des S3REnR, ou bien les cas d’exonération de la quote-part. En réalité, seuls quelques articles issus des ordonnances d’août 2023 ne renvoient pas à un décret d’application, et un rapport parlementaire de février 2024[4] a souligné que de telles mesures se faisaient sérieusement attendre.

Par ailleurs, le droit de l’Union Européenne a lui aussi été oublié, puisque la directive « RED III », d’octobre 2023 prévoit la possibilité pour les États membres de mettre en place des zones destinées spécifiquement à des infrastructures de stockage ou de réseau, permettant l’intégration des EnR au système électrique. Celles-ci ne correspondent, à l’heure actuelle, ni au S3REnR, ni aux zones d’accélération des énergies renouvelables (ZAER), mises en place par la loi Aper. Également, les consommateurs auront sans doute de plus en plus la capacité de répondre eux-mêmes à leurs besoins d’énergie, à l’aide d’installations domestiques et des dispositifs d’autoconsommation. Selon une étude de la CRE de 2018[5], entre 20 % et 45 % de la consommation nationale proviendra d’une production décentralisée non raccordée d’ici 2035, et 50 % d’ici 2050. Ce changement dans l’origine de la production imposerait, à long terme, de repenser la forme des réseaux de distribution et de transports d’électricité, afin de les adapter à une production nettement plus décentralisée. Les réseaux n’auraient alors pas nécessairement besoin d’avoir une capacité en soutirage aussi importante qu’aujourd’hui ; les injections, provenant de surplus d’installations en autoconsommation, n’auraient pas nécessairement besoin d’être renvoyées dans des postes éloignés, mais seulement dans le réseau de distribution, pour répondre directement aux besoins locaux.

Enfin, l’hybridation, éventuellement couplée au stockage de l’énergie produite, est aussi une solution intéressante, car elle permet de parer aux délais de raccordement actuels et d’éviter des déconnexions du réseau en période de surproduction. Les coûts de stockage et l’ampleur du foncier nécessaire pour leur implantation sont autant d’éléments pouvant être améliorés, pour favoriser le développement de la technologie. Il existe de nombreuses possibilités et les pouvoirs publics semblent avoir pris la mesure de l’importance du point, qui n’est pas qu’une problématique technique gérée par les gestionnaires de réseau. Cela permet d’espérer un avenir où le raccordement sera repensé en pleine efficacité pour répondre aux besoins actuels et surtout futurs.

Eran Chvika, Avocat Associé, Pinsent Masons

Charles Bressant, Avocat à la Cour, Pinsent Masons

Malo Morvan, Juriste

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[1] Rapport d'information n°2200 - 16e législature - Assemblée nationale (assemblee-nationale.fr) : ici.

[2] Loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l'accélération de la production d'énergies renouvelables : ici.

[3] CRE, Délibération n°2023-315 du 12 octobre 2023 portant approbation de la procédure de traitement des demandes de raccordement des installations de production et de stockage au réseau public de transport d’électricité : ici.

[4] Rapport d'information déposé en application de l'article 145-7 alinéa 1 du règlement, par la commission des affaires économiques sur l’application de la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables : ici.

[5] CRE, étude « La transition énergétique dans les territoires : nouveaux rôles, nouveaux modèles », octobre 2019 : ici.