La commande publique au service de l’électrification : réflexions sur l’évolution des usages par les réseaux, les procédures et le foncier

La commande publique au service de l'électrification : réflexions sur l'évolution des usages par les réseaux, les procédures et le foncier

L'électrification des usages est devenue l'un des axes structurants de la politique énergétique française. Le discours de Belfort du 10 février 2022 en a posé la matrice : il associait la sortie progressive de la dépendance aux énergies fossiles, la relance du nucléaire, l'accélération des énergies renouvelables et la nécessité de produire davantage d'électricité bas-carbone pour décarboner les transports, les bâtiments et l'industrie. L'Élysée a présenté cette séquence comme reposant sur trois piliers — sobriété et efficacité énergétique, développement des énergies renouvelables, relance nucléaire — et a notamment rattaché au discours de Belfort l'annonce d'un programme de six EPR2.

Cette orientation a été réactivée en 2026. Le 10 avril 2026, Sébastien Lecornu a présenté un plan d'électrification des usages visant notamment le leasing social, les pompes à chaleur, les véhicules électriques et la réduction de la dépendance au gaz et au pétrole ; le gouvernement a alors annoncé un doublement du soutien public à l'électrification, de 5,5 milliards d'euros par an à 10 milliards d'euros par an d'ici 2030. Le 26 mai 2026, Emmanuel Macron a prolongé cette séquence en réunissant à l'Élysée « l'équipe de France de l'électrification », autour de quatre priorités : la mobilité électrique, l'électrification de l'industrie, l'électrification des transports et l'électrification du bâtiment. Les annonces rattachées à cette séquence incluent notamment l'objectif d'un million de pompes à chaleur produites en France à l'horizon 2030, l'accélération du leasing social, le développement de la recharge rapide et des territoires pionniers de sortie du gaz.

Les ordres de grandeur justifient cette centralité politique. En 2024, la consommation finale énergétique française s'élevait à environ 1 550 TWh. Les produits pétroliers représentaient 38 % de cette consommation, l'électricité 26 %, le gaz naturel 19 %, les énergies renouvelables thermiques et les déchets 14 %, la chaleur commercialisée 3 % et le charbon moins de 0,5 %. Par secteur, les transports représentaient 33 % de la consommation finale, le résidentiel 30 %, l'industrie 18 %, le tertiaire 15 % et l'agriculture 4 %. La formulation doit ici être précise : les fossiles demeurent majoritaires, mais selon le périmètre retenu. En additionnant produits pétroliers, gaz naturel et charbon, les fossiles directement consommés représentent environ 57 % de la consommation finale ; RTE retient, dans son bilan prévisionnel 2025, une part d'environ 56 % de fossiles et de 27 % d'électricité en 2024, puis projette une bascule à l'horizon 2035, avec une part de l'électricité portée vers 40 à 45 % et une part des fossiles réduite vers 30 à 35 %.

L'enjeu climatique est tout aussi massif. Les émissions françaises de gaz à effet de serre ont atteint 369,2 MtCO₂e en 2024, en baisse de 1,8 % par rapport à 2023 et de 32 % par rapport à 1990 ; les transports en demeurent le premier poste, avec 124,9 MtCO₂e, soit 34 % des émissions nationales. L'électrification n'est donc pas un thème sectoriel : elle est l'un des mécanismes par lesquels les usages fossiles des transports, du bâtiment et de l'industrie peuvent être convertis vers une énergie française majoritairement bas-carbone. Le projet de programmation pluriannuelle de l'énergie 3 présente d'ailleurs l'électrification comme le « grand plan » permettant de substituer l'électricité aux importations de pétrole et de gaz, dont le coût est rappelé comme avoisinant 60 milliards d'euros par an.

Dans ce contexte, la commande publique ne peut plus être pensée comme un simple instrument d'achat durable. Elle devient un outil de planification opérationnelle : elle agrège la demande, structure les filières, prescrit des standards techniques, sécurise des investissements, coordonne l'accès au réseau et conditionne l'usage du foncier public. L'enjeu est considérable : la commande publique représente plus de 170 milliards d'euros en 2023, dont 32 % de fournitures, 28 % de travaux et 40 % de services.

La question n'est donc pas seulement de savoir comment les acheteurs publics peuvent acquérir des véhicules électriques, des bornes de recharge ou des pompes à chaleur. Elle est de savoir comment la commande publique peut devenir une infrastructure juridique de l'électrification. La thèse défendue est la suivante : l'électrification des usages suppose de combiner trois droits trop souvent traités séparément — le droit de la commande publique, le droit des réseaux d'énergie et le droit du foncier public. Les acteurs décisifs ne sont pas seulement les acheteurs publics classiques, mais aussi les gestionnaires de réseaux, en particulier RTE, Enedis et les entreprises locales de distribution, dont les contrats relèvent largement du régime européen des entités adjudicatrices.

I. L'électrification oblige à requalifier les acteurs et à sécuriser les emprises avant même l'achat

A. Des acheteurs publics aux acheteurs-réseaux : une cartographie juridique élargie

L'électrification impose d'abord de qualifier les acteurs. Les acheteurs publics classiques — État, collectivités territoriales, établissements publics de santé, universités, bailleurs sociaux, autorités organisatrices de la mobilité, syndicats d'énergie — disposent de gisements considérables : flottes captives, bâtiments publics, éclairage, transports urbains, parkings, voirie, réseaux techniques, restauration collective, équipements sportifs ou hospitaliers. Mais leur rôle ne devrait plus être analysé comme celui de simples acquéreurs d'objets électriques. Ils deviennent des acheteurs-électrificateurs, c'est-à-dire des acteurs qui achètent une fonction bas-carbone : mobilité zéro émission, confort thermique électrifié, recharge disponible, logistique urbaine décarbonée ou pilotage énergétique d'un patrimoine.

Cette mutation est déjà compatible avec le droit positif. Le besoin doit être défini avec précision avant le lancement de la consultation, en prenant en compte des objectifs de développement durable dans leurs dimensions économique, sociale et environnementale (article L. 2111-1 du code de la commande publique). La définition du besoin est donc le premier levier d'électrification : un acheteur public ne devrait pas formuler son besoin comme l'achat de « véhicules électriques », mais comme la fourniture d'une capacité de mobilité décarbonée, disponible, maintenue, pilotable et compatible avec les contraintes de recharge.

Mais les acteurs les plus décisifs ne sont pas uniquement ces acheteurs publics classiques. Ce sont aussi les gestionnaires de réseaux. RTE exploite, maintient et développe le réseau public de transport d'électricité en France métropolitaine ; Enedis est le principal gestionnaire du réseau public de distribution ; les entreprises locales de distribution exercent localement des missions comparables sur leurs zones historiques. Le code de l'énergie identifie les gestionnaires des réseaux publics de distribution dans leurs zones exclusives, notamment Enedis et les entreprises locales de distribution (article L. 111-52 du code de l'énergie), tandis que les entreprises locales de distribution recouvrent notamment les régies, sociétés d'économie mixte, coopératives d'usagers et sociétés d'intérêt collectif agricole d'électricité issues du régime historique de l'électricité (article L. 111-54 du code de l'énergie).

Ces acteurs doivent être qualifiés comme des acheteurs-réseaux. Ils n'achètent pas seulement pour leurs propres besoins internes ; ils achètent pour rendre possible l'électrification des autres. Leurs marchés de câbles, transformateurs, postes sources, travaux de raccordement, systèmes numériques, équipements de téléconduite, maintenance, cybersécurité, supervision ou solutions de flexibilité conditionnent directement la capacité des territoires à électrifier les transports, le bâtiment et l'industrie.

Cette qualification doit être articulée avec les concessions de distribution d'électricité. Les collectivités territoriales et leurs établissements publics de coopération exercent la compétence d'autorité organisatrice de la distribution publique d'électricité et de gaz (article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales).

Le Conseil d'État a toutefois jugé que, dans les zones ne relevant pas d'une entreprise locale de distribution, les textes confèrent à Enedis des droits exclusifs pour la gestion des réseaux publics de distribution d'électricité ; il a également rattaché ces missions à un service d'intérêt économique général, au regard notamment de la sécurité d'approvisionnement, de la continuité du service et de la cohésion territoriale (article 106, paragraphe 2, du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne ; Conseil d'État, 10 juillet 2020, n° 423901).

La conséquence est importante : les concessions de distribution ne doivent pas être traitées comme de simples contrats patrimoniaux ou d'exploitation. Elles doivent devenir des supports de planification territoriale de l'électrification. Leur renouvellement, leur suivi ou leurs avenants devraient intégrer des indicateurs de délais de raccordement, de disponibilité de puissance, de qualité de service, d'investissement, de données réseau, de flexibilité et de priorisation des usages.

B. La maîtrise foncière comme préalable matériel de l'électrification

L'électrification se heurte ensuite à une difficulté plus matérielle, mais juridiquement centrale : le foncier. Une borne de recharge, un poste de transformation, une batterie, une ombrière photovoltaïque, un câble, un local technique ou une station de recharge lourde n'existent pas abstraitement. Ils supposent une emprise, un titre d'occupation, une compatibilité avec la voirie, parfois une servitude, et toujours une articulation avec le raccordement.

Sur le domaine public, nul ne peut occuper ou utiliser une dépendance du domaine public sans disposer d'un titre l'y habilitant (article L. 2122-1 du code général de la propriété des personnes publiques). Lorsque l'occupation permet une exploitation économique, l'autorité gestionnaire doit en principe organiser une procédure de sélection préalable présentant des garanties d'impartialité et de transparence, avec publicité permettant aux candidats potentiels de se manifester (article L. 2122-1-1 du code général de la propriété des personnes publiques).

Ce point est décisif pour les infrastructures de recharge. Selon les cas, l'autorité publique devra choisir entre un marché public d'installation et de maintenance, une concession de service, une autorisation d'occupation temporaire à objet économique, une convention domaniale assortie d'obligations de service, ou un montage hybride combinant occupation du domaine public, investissement privé et obligations de disponibilité. Le choix contractuel ne peut pas être dissocié de la qualification de l'emprise.

Les ouvrages électriques obéissent également à des mécanismes propres au droit de l'énergie. Les travaux nécessaires à l'établissement des ouvrages électriques peuvent être déclarés d'utilité publique afin de permettre l'établissement de servitudes (article R. 323-1 du code de l'énergie). Ces servitudes peuvent notamment porter sur l'ancrage, l'appui, le passage, l'abattage d'arbres ou l'occupation temporaire, sans entraîner dépossession du propriétaire (article L. 323-6 du code de l'énergie).

La maîtrise foncière doit donc précéder la procédure d'achat. Trop souvent, les acheteurs lancent des marchés d'électrification sans avoir sécurisé l'emprise, le titre domanial, le raccordement, la puissance disponible ou les contraintes d'urbanisme. L'innovation consisterait à créer des portefeuilles fonciers d'électrification : une collectivité, un syndicat d'énergie ou une autorité organisatrice identifierait en amont des parkings, friches, emprises routières, fonciers hospitaliers, fonciers universitaires, zones d'activité ou bâtiments publics pouvant accueillir des infrastructures électriques, avec prédiagnostic réseau, disponibilité foncière, contraintes d'urbanisme, modèle contractuel et calendrier indicatif de raccordement.

Cette approche rejoint les annonces récentes de l'exécutif. Dans la séquence de mai 2026, l'Élysée a évoqué des mesures de facilitation de l'accès au réseau, notamment la surréservation de capacité, le passage d'une logique de « premier arrivé, premier servi » à une logique de « premier prêt, premier servi » et la possibilité de raccordements temporaires par piquage sur le réseau 400 kV. Ces mesures ne relèvent pas seulement de la technique électrique : elles signalent que la vitesse d'électrification dépendra autant du droit de l'implantation, du droit de la procédure et du droit du raccordement que de la disponibilité des technologies.

II. Les contrats des gestionnaires de réseaux constituent un levier sous-estimé de la commande publique électrificatrice

A. RTE, Enedis et les entreprises locales de distribution : des entités adjudicatrices au cœur du droit européen des secteurs spéciaux

Le droit français de la commande publique distingue les acheteurs soumis au régime général et les entités adjudicatrices. Sont notamment des entités adjudicatrices les pouvoirs adjudicateurs, entreprises publiques ou organismes bénéficiant de droits spéciaux ou exclusifs lorsqu'ils exercent des activités d'opérateur de réseaux (article L. 1212-1 du code de la commande publique). Sont précisément visées les activités de mise à disposition, d'exploitation ou d'alimentation de réseaux fixes destinés à fournir un service au public dans le domaine de la production, du transport ou de la distribution d'électricité (article L. 1212-3 du code de la commande publique).

Ce régime transpose la directive 2014/25/UE du 26 février 2014 relative à la passation de marchés par des entités opérant dans les secteurs de l'eau, de l'énergie, des transports et des services postaux. La directive repose sur une logique particulière : ces secteurs sont marqués par l'existence de droits spéciaux ou exclusifs, mais doivent respecter les principes d'égalité de traitement, de non-discrimination, de reconnaissance mutuelle, de proportionnalité et de transparence, tout en bénéficiant d'une plus grande flexibilité que le régime général des marchés publics. Enedis indique d'ailleurs explicitement que ses appels d'offres sont soumis à la directive 2014/25/UE et au code de la commande publique.

Cette qualification transforme l'analyse. Les marchés de RTE, Enedis et des entreprises locales de distribution ne sont pas des achats accessoires à l'électrification : ils en sont l'une des conditions. Les marchés de travaux de réseau, d'achat de câbles, de transformateurs, de postes sources, de compteurs, de supervision numérique, de téléconduite, de cybersécurité, de maintenance, de raccordement ou de flexibilité sont des marchés de capacité d'électrification. Sans eux, les véhicules électriques, les pompes à chaleur, les électrolyseurs, les data centers, les bornes haute puissance et les procédés industriels électrifiés demeurent des usages virtuels.

L'analyse conduit donc à distinguer deux niveaux. Au niveau local, les collectivités et syndicats d'énergie disposent d'un rôle d'autorités concédantes et de planification territoriale du réseau. Au niveau opérationnel, les gestionnaires de réseaux, parce qu'ils sont entités adjudicatrices, disposent d'un régime de commande publique adapté aux contraintes industrielles et techniques des réseaux. La commande publique électrificatrice ne doit pas seulement regarder les marchés des collectivités ; elle doit aussi regarder les marchés des gestionnaires de réseaux.

Cette approche est confortée par la jurisprudence du Conseil d'État relative à Enedis. Dans la décision du 10 juillet 2020, le juge administratif a admis que les missions de gestion du réseau public de distribution pouvaient justifier un régime de droits exclusifs, au regard de la mission d'intérêt économique général poursuivie. Il a également relevé que la distribution d'électricité suppose la capacité à satisfaire, à long terme, une demande raisonnable et à exploiter, entretenir et développer un réseau sûr, fiable et efficace. Cette jurisprudence éclaire le statut particulier des gestionnaires de réseaux : ils ne sont ni de simples opérateurs privés, ni des acheteurs publics ordinaires, mais des opérateurs régulés placés au cœur d'un service économique d'intérêt général.

B. Le régime des secteurs spéciaux comme accélérateur : négociation, délais raccourcis, qualification et droit comparé

Le premier levier du régime des entités adjudicatrices tient à la procédure avec négociation. Alors que les pouvoirs adjudicateurs ne peuvent y recourir que dans des hypothèses encadrées, l'entité adjudicatrice peut passer librement ses marchés selon cette procédure (article R. 2124-4 du code de la commande publique). Cette souplesse est décisive pour l'électrification. Les besoins sont souvent complexes, évolutifs et interdépendants : raccordements industriels, bornes haute puissance, renforcement de postes sources, batteries, smart grids, pilotage dynamique de charge, cybersécurité, plateformes de données, effacement local ou flexibilité.

La procédure avec négociation permet de discuter autre chose que le prix. Elle permet de négocier l'architecture technique, le calendrier, la disponibilité des composants, la maintenance, les garanties de performance, l'accès aux données, la réversibilité logicielle, la cybersécurité, l'allocation du risque de raccordement et la gestion des pénuries industrielles. Elle devrait donc être regardée comme la procédure naturelle des projets d'électrification complexes.

Le deuxième levier tient aux délais. Pour les entités adjudicatrices, le délai minimal de réception des candidatures en procédure avec négociation est de quinze jours à compter de l'envoi de l'avis de marché ou, lorsque l'appel à la concurrence est effectué au moyen d'un avis périodique indicatif, de l'invitation à confirmer l'intérêt (article R. 2161-21 du code de la commande publique). La date limite de réception des offres peut ensuite être fixée d'un commun accord avec les candidats sélectionnés ; à défaut d'accord, elle ne peut être inférieure à dix jours à compter de l'envoi de l'invitation à soumissionner (article R. 2161-22 du code de la commande publique). L'entité adjudicatrice peut même attribuer le marché sur la base des offres initiales sans négociation, si elle l'a indiqué dans l'avis de marché ou l'invitation à confirmer l'intérêt (article R. 2161-23 du code de la commande publique).

Ces délais ne doivent pas être lus comme de simples facilités procédurales. Dans un contexte de tension sur les transformateurs, les câbles, les équipements de puissance, les compétences électriques et les délais de raccordement, ils constituent un avantage industriel. Ils permettent de rapprocher le rythme de la commande publique du rythme réel des chaînes d'approvisionnement électriques.

Le troisième levier tient aux systèmes de qualification. Les entités adjudicatrices peuvent mettre en place ou utiliser des systèmes de qualification d'opérateurs économiques (article R. 2162-27 du code de la commande publique). Elles doivent publier un avis sur le système, précisant son objet, sa durée et ses modalités d'accès (article R. 2162-28 du code de la commande publique), fixer des règles objectives d'exclusion, de sélection et de fonctionnement, et permettre aux opérateurs de demander leur qualification pendant la durée du système (article R. 2162-30 et article R. 2162-31 du code de la commande publique). Les marchés passés dans le cadre d'un système de qualification peuvent ensuite être attribués par procédure restreinte ou par procédure avec négociation entre opérateurs qualifiés (article R. 2162-35 du code de la commande publique).

C'est ici que se situe une proposition structurante : créer un système de qualification « électrification rapide », national ou interrégional, ouvert aux entreprises de travaux électriques, fabricants de transformateurs, intégrateurs IRVE, opérateurs de supervision, mainteneurs, spécialistes de cybersécurité, agrégateurs de flexibilité et fournisseurs de solutions de pilotage. Ce système pourrait être utilisé par RTE, Enedis, des entreprises locales de distribution, voire par des centrales d'achat ou groupements compatibles avec leur régime juridique. Il permettrait de passer d'une logique d'appels d'offres isolés à une logique de vivier industriel permanent.

Le droit comparé confirme que la France dispose déjà d'un régime relativement favorable, car elle transpose fidèlement la flexibilité européenne des secteurs spéciaux. Les analyses européennes rappellent que les entités opérant dans les secteurs spéciaux peuvent recourir librement aux procédures ouverte, restreinte et négociée avec appel préalable à la concurrence. L'Allemagne retient également, dans le règlement applicable aux secteurs spéciaux, un choix ouvert entre procédure ouverte, procédure restreinte, procédure négociée, dialogue compétitif et partenariat d'innovation. Le modèle britannique post-Brexit mérite néanmoins attention : le Procurement Act 2023 organise des dynamic markets, c'est-à-dire des listes de fournisseurs qualifiés pouvant participer à de futures procédures, et prévoit même des utilities dynamic markets pour les contrats de secteurs spéciaux.

Ce droit comparé n'appelle pas nécessairement une révolution normative française. Il suggère plutôt une doctrine d'emploi : utiliser davantage les systèmes de qualification, les avis périodiques indicatifs, les procédures négociées et les accords-cadres pour réduire les délais sans affaiblir les principes de transparence et d'égalité d'accès. L'innovation n'est pas de contourner la concurrence, mais d'organiser en amont un marché d'entreprises prêtes à intervenir rapidement sur les goulots d'étranglement de l'électrification.

Un dernier levier, plus sensible, relève de l'accès des produits de pays tiers. Pour certains marchés de fournitures passés par des entités adjudicatrices, une offre peut être rejetée lorsque la part des produits originaires de pays tiers excède 50 % de la valeur totale des produits composant l'offre, sous réserve des conditions liées aux accords internationaux de l'Union (article L. 2153-2 du code de la commande publique ; article R. 2153-3 du code de la commande publique ; article 85 de la directive 2014/25/UE).

Ce mécanisme doit être manié avec prudence, mais il peut nourrir une réflexion sur la sécurité d'approvisionnement en équipements critiques : transformateurs, câbles, composants électroniques, équipements de recharge ou dispositifs de pilotage.

III. Les acheteurs publics doivent acheter des capacités d'électrification, pas seulement des équipements électriques

A. Définir le besoin autour de la performance d'usage, du coût complet et de la flexibilité

L'erreur serait de réduire l'électrification à l'achat d'équipements. Acheter des véhicules électriques, des bornes ou des pompes à chaleur ne suffit pas si le raccordement est tardif, la maintenance insuffisante, la puissance mal pilotée, les données inaccessibles ou l'usage mal accepté. L'acheteur doit acheter une capacité d'usage électrifiée : non un véhicule, mais une mobilité décarbonée disponible ; non une borne, mais un service de recharge interopérable, maintenu et piloté ; non une pompe à chaleur, mais une performance de confort thermique bas-carbone.

Le droit de la commande publique le permet déjà. Les spécifications techniques peuvent être formulées par référence à des normes, mais aussi en termes de performances ou d'exigences fonctionnelles (article R. 2111-8 du code de la commande publique). Lorsqu'elles sont formulées en termes de performances ou d'exigences fonctionnelles, elles doivent être suffisamment précises pour permettre aux candidats de connaître exactement l'objet du marché et à l'acheteur d'attribuer le marché ; elles peuvent notamment inclure des caractéristiques environnementales (article R. 2111-10 du code de la commande publique).

Les critères d'attribution peuvent également intégrer la performance environnementale, le coût, la qualité, la valeur technique, les conditions de maintenance, le service après-vente, la sécurité d'approvisionnement ou le coût du cycle de vie, à condition d'être liés à l'objet du marché ou à ses conditions d'exécution (article L. 2152-7 du code de la commande publique ; article R. 2152-7 du code de la commande publique). Cette base permet d'intégrer dans les marchés d'électrification un raisonnement en coût complet : acquisition, raccordement, puissance souscrite, consommation électrique, maintenance, durée de vie, réparabilité, fin de vie, disponibilité, données, cybersécurité, réversibilité et impact réseau.

La jurisprudence européenne fournit un socle solide. Dans Concordia Bus Finland, la Cour de justice a admis que des critères environnementaux puissent être utilisés pour attribuer un marché, à condition qu'ils soient liés à l'objet du marché, transparents, non discriminatoires et qu'ils ne confèrent pas une liberté inconditionnée à l'acheteur (Cour de justice de l'Union européenne, 17 septembre 2002, Concordia Bus Finland, C-513/99). Cette logique est régulièrement mobilisée en droit français pour sécuriser l'usage de critères environnementaux. Dans Max Havelaar, la Cour a précisé que l'acheteur ne peut pas se borner à exiger un label sans traduire les exigences pertinentes dans les documents de la consultation ni accepter des moyens de preuve équivalents (Cour de justice de l'Union européenne, 10 mai 2012, Commission c. Pays-Bas, C-368/10).

La jurisprudence interne invite à la même prudence. Le Conseil d'État a censuré un critère de « bilan carbone » insuffisamment défini, faute de contenu et de modalités d'appréciation suffisamment précis, dans une affaire relative à la collecte de déchets (Conseil d'État, 15 février 2013, Société Derichebourg Polyurbaine, n° 363921). La leçon est directement transposable à l'électrification : l'acheteur peut prescrire des performances environnementales, mais il doit les rendre mesurables. Une clause de flexibilité, un critère de sobriété en puissance appelée, une exigence de disponibilité de recharge ou une obligation de pilotage de charge doivent être objectivement contrôlables.

L'innovation contractuelle pourrait consister à intégrer une clause de flexibilité électrique dans tout marché d'électrification significatif. La question posée serait simple : l'usage électrifié peut-il être déplacé, modulé, effacé ou piloté afin de ne pas aggraver les pointes électriques ? Cette clause pourrait viser la recharge nocturne des flottes, le pilotage dynamique des bornes, l'effacement de certains usages non critiques, la modulation thermique des bâtiments, la valorisation de flexibilités locales par agrégateur ou l'intégration de batteries. L'acheteur ne se contenterait plus d'être consommateur d'électricité ; il deviendrait acteur de l'équilibre du système électrique.

Cette approche permet aussi de traiter juridiquement la question de la proximité. Un critère de préférence locale serait fragile au regard des principes de non-discrimination et d'égalité d'accès. En revanche, des exigences de délai d'intervention, de continuité de maintenance, de disponibilité des pièces, de sécurité d'approvisionnement, de réparabilité, de cybersécurité ou de bilan environnemental du cycle de vie peuvent être admises si elles sont liées à l'objet du marché, proportionnées et vérifiables.

B. Mutualiser, contractualiser des trajectoires et sécuriser les modifications

L'électrification appelle enfin des montages plus longs et plus collectifs que les marchés ponctuels. Les collectivités, hôpitaux, universités, bailleurs, autorités organisatrices de la mobilité et syndicats d'énergie ont intérêt à mutualiser leurs besoins par des groupements de commandes, accords-cadres, centrales d'achat, marchés globaux de performance, contrats de performance énergétique, concessions IRVE, partenariats d'innovation ou dialogues compétitifs. L'objectif n'est pas seulement de réduire les prix : il est de donner de la visibilité aux industriels, de synchroniser les calendriers avec les capacités de réseau et de réduire les délais de passation.

La bonne unité contractuelle n'est donc pas toujours l'équipement, mais la trajectoire. Un marché d'électrification peut être conçu en plusieurs phases : diagnostic des usages, sécurisation du foncier, analyse de puissance, raccordement, déploiement des premiers équipements, supervision, maintenance, flexibilité, optimisation annuelle. Ce modèle permet d'acheter progressivement sans figer trop tôt les choix techniques.

Cette trajectoire doit toutefois être sécurisée au regard du droit des modifications contractuelles. La jurisprudence Pressetext reste centrale : une modification substantielle d'un marché peut être regardée comme une nouvelle attribution lorsqu'elle introduit des conditions qui auraient permis l'admission d'autres candidats, modifie l'équilibre économique du contrat en faveur du titulaire ou étend sensiblement son objet (Cour de justice de l'Union européenne, 19 juin 2008, Pressetext Nachrichtenagentur, C-454/06). Le code de la commande publique permet les modifications en cours d'exécution dans des hypothèses encadrées, notamment lorsqu'elles ont été prévues par des clauses de réexamen suffisamment claires, précises et non équivoques (article L. 2194-1 du code de la commande publique ; article R. 2194-1 et suivants du code de la commande publique).

Les acheteurs doivent donc écrire dès l'origine des marchés évolutifs : tranches, options, bons de commande, clauses de réexamen, clauses de performance, mécanismes d'ajustement des puissances, clauses de partage des données, engagements de disponibilité, clauses de réversibilité, indicateurs de flexibilité et modalités d'évolution technologique. Le droit de la commande publique n'interdit pas les trajectoires ; il interdit les trajectoires improvisées après l'attribution.

La proposition la plus structurante serait la création de contrats territoriaux d'électrification. Ces contrats associeraient collectivités, autorités concédantes, RTE, Enedis ou entreprises locales de distribution, opérateurs de recharge, industriels, bailleurs, hôpitaux, universités et financeurs. Ils ne se substitueraient pas aux procédures de commande publique, mais les prépareraient : identification des besoins, priorisation des usages, cartographie des emprises, calendrier de raccordement, systèmes de qualification, trajectoire de déploiement, indicateurs de puissance disponible, coûts complets, émissions évitées et qualité de service.

Ces contrats territoriaux pourraient fonctionner comme des documents d'orchestration. D'un côté, les concessions de distribution et les schémas territoriaux permettraient d'identifier les capacités et contraintes du réseau ; de l'autre, les marchés publics, concessions, autorisations domaniales et systèmes de qualification permettraient de traduire ces priorités en contrats opérationnels. La commande publique cesserait alors d'être une addition de procédures isolées pour devenir une méthode de bascule territoriale vers l'électricité.

Conclusion

La commande publique électrificatrice ne consiste pas à insérer quelques clauses environnementales dans des marchés existants. Elle implique de modifier la grammaire même de l'achat public. L'acheteur ne doit plus acheter seulement un équipement, mais une capacité d'usage bas-carbone, raccordée, maintenue, pilotable et foncièrement sécurisée.

Le point le plus innovant réside dans la reconnaissance du rôle central des gestionnaires de réseaux. RTE, Enedis et les entreprises locales de distribution ne sont pas des acteurs périphériques de la commande publique : ils en sont l'un des moteurs dans le domaine de l'électrification. Leur statut d'entités adjudicatrices ouvre des outils puissants — procédure avec négociation, délais raccourcis, systèmes de qualification, avis périodiques indicatifs, viviers d'entreprises qualifiées — qui devraient être mobilisés comme des instruments de politique industrielle et territoriale.

La France n'a donc pas nécessairement besoin d'un bouleversement complet de son droit. Elle a besoin d'une doctrine d'emploi : qualifier les acteurs, sécuriser le foncier, utiliser le droit des secteurs spéciaux, mutualiser les besoins, prévoir la flexibilité, contractualiser des trajectoires et faire des concessions de distribution des supports de planification énergétique.

Électrifier par la commande publique, ce n'est pas seulement acheter électrique ; c'est transformer l'achat public, le droit des réseaux et le foncier public en accélérateur juridique de la transition énergétique.

Augustin BERGONZI

Responsable de la Gazette

« Catch Me If You Can » : les infractions aux règles d’urbanisme ayant cessé doivent être constatées par procès-verbal du maire

CE, avis, 2 octobre 2025, req. n° 503737, mentionné aux tables

A la différence des infractions commises par le personnage de Frank Abagnale Jr. dans le film Catch Me If You Can de Spielberg, l’avis du Conseil d’Etat commenté porte sur des infractions aux règles d’urbanisme consistant en l’exécution de travaux sans autorisation ou en méconnaissance des autorisations délivrées. N’est pas en cause la fuite perpétuelle de l’auteur de ces infractions mais la disparition apparente de celles-ci du fait de leur régularisation. 

Les faits ayant donné lieu au litige : des travaux constituant une infraction aux règles d’urbanisme régularisés avant l’édiction d’un procès-verbal d’infraction. 

Les requérants ayant constaté que leur voisine, une société, avait effectué sans autorisation des travaux consistant à la réalisation d’une terrasse surélevée couverte et d’un cabanon donnant sur leur jardin ont demandé au maire de la commune de prendre un procès-verbal constatant cette infraction sur le fondement de l’article L. 480-1 du code de l’urbanisme et de le transmettre au ministère public. 

Le maire restant toutefois silencieux sur cette demande et autorisant la société à régulariser les travaux réalisés a fait naître une décision implicite refusant de dresser un procès-verbal d’infraction. 

Le tribunal administratif, saisi en excès de pouvoir d’un recours en annulation, ne sachant s’il devait apprécier la légalité de ce refus en se plaçant à la date à laquelle le refus a été pris ou à la date à laquelle il statuait, a donc décidé de se tourner vers le Conseil d’Etat pour trancher cette question. 

Mais ce n’est pas la seule à être posée. 

Il s’interrogeait également sur l’injonction devant être prononcée, relevant du plein contentieux, en cas d’annulation du refus dont la légalité s’apprécierait classiquement. 

La première question posée au Conseil d’Etat porte ainsi sur l’extension de la décision Américains accidentels (CE, 19 juillet 2019, req. n° 424216 – 424217, publié au rec.) aux refus du maire de prendre un procès-verbal d’infraction. 

Cette décision fondée sur l’effet utile de l’office du juge conduit nécessairement à s’interroger sur l’effet utile de l’annulation d’un refus de dresser un procès-verbal et donc sur l’utilité d’édicter un tel acte. 

Le procès-verbal d’infraction est un acte indispensable pour rétablir la légalité et réprimer l’auteur des infraction. 

L’article L. 480-1 du code de l’urbanisme impose à l’autorité administrative compétente de dresser un procès-verbal lorsqu’elle a connaissance d’une infractions de la nature de celles que prévoient les articles L. 480-4 et L. 610-1 de ce code. 

Cette autorité se trouve ainsi dans le cadre d’une compétence liée impliquant nécessairement de dresser un procès-verbal en cas d’infractions. Cela ne fait aucun doute au regard du texte de la loi, de la jurisprudence du Conseil d’Etat (CE, 23 septembre 2019, req. n° 424270, mentionnée aux tables) et de la réponse ministérielle récente de 2023 à une question parlementaire sur ce point (question écrite n° 2809 de Jean Louis Masson).  

Cette compétence liée est justifiée par les principales conséquences qu’emporte l’établissement d’un procès-verbal. 

L’établissement d’un tel acte est nécessaire pour que l’autorité administrative compétente puisse mettre en demeure l’intéressé de procéder à la régularisation des travaux en vertu de l’article l. 481-1 du code de l’urbanisme. 

Dans le cas d’espèce, la société avait régularisé les travaux effectué d’elle-même. Ce n’est donc pas au regard de cette utilité que le refus de prendre le procès-verbal doit être analysé mais au regard de la seconde conséquence de l’édiction d’un tel acte qui agit directement sur la répression de l’auteur de l’infraction. 

En effet, l’établissement d’un procès-verbal d’infraction, qui est transmis sans délai au ministère public en vertu de l’alinéa 4 de l’article L. 480-1 du code de l’urbanisme, déclenche l’action publique. Par cette transmission, le ministère public saisi engagera éventuellement des poursuites pénales. 

Ainsi, le refus du maire de dresser un procès-verbal d’infraction équivaut à refuser de saisir l’autorité judiciaire et à tolérer la commission d’actes illégaux en empêchant leur répression (concl. Iljic sur CE, 23 septembre 2019, req. n° 424270, mentionné aux tables).

La saisine du juge par un tiers a pour but « qu’il dise si l’administration a ou non enfreint le droit » à la date où elle a refusé d’établir le procès-verbal, c’est-à-dire si l’autorité administrative compétente aurait dû prendre cet acte à la date à laquelle elle a refusé d’agir. 

Si le juge conclut alors que le maire aurait dû prendre un procès-verbal d’infraction, l’effet utile de l’annulation du refus est alors très clair : il réside dans le fait que soit dressé un procès-verbal permettant la répression de l’infraction. 

Cet effet utile ne justifie ainsi en rien que le juge effectue une appréciation dynamique de la légalité du refus de dresser un tel acte. 

L’inapplication de la décision Association des Américains accidentels aux refus du maire de dresser un procès-verbal en vertu de l’article L. 480-1 du code de l’urbanisme

L’appréciation dynamique de la légalité doit être justifiée d’une part, par la nature des droits en cause et, d’autre part, par la nécessité de prendre en compte l'écoulement du temps et l'évolution des circonstances de droit et de fait (CE, 12 juin 2020, req. n° 422327, publié au Rec.).

La décision Américains accidentels a été appliquée afin de permettre au juge d’avoir une analyse actuelle des enjeux qui se jouent pour le requérant en matière notamment de libertés publiques ou d’activités économiques. 

Cette appréciation dynamique se justifie également lorsque le contentieux est tourné vers l’avenir. 

Or, ce n’est pas le cas des contentieux portant sur le refus du maire de dresser un procès-verbal d’infraction sur le fondement de l’article L. 480-1 du code de l’urbanisme. 

Comme l’indique la rapporteure publique de cette affaire, Mme Pradines, « l’effet utile de l’annulation d’un refus de dresser un procès-verbal d’infraction réside aussi dans la possibilité d’une action répressive, tournée vers le passé ».

Cette action répressive n’est pas privée d’objet et a toujours lieu d’être quand bien même l’écoulement du temps aurait permis une régularisation des travaux. 

En effet, il ressort d’une jurisprudence constante de la Cour de cassation qu’un permis de régularisation délivré postérieurement à la date à laquelle ont été entrepris des travaux, ne peut faire disparaître l’infraction commise avant qu’il ne soit pris (Cass. crim., 12 janvier 1982, n° 81-92.481, Bull n°13). 

Le permis de régularisation fait cesser l’infraction mais ne la fait pas disparaître. Dès lors, son auteur doit pouvoir faire l’objet de poursuites pénales enclenchées par la transmission d’un procès-verbal du maire au ministère public. 

Dès qu’une infraction aux règles d’urbanisme est commise, l’auteur des faits doit pouvoir être puni. L’obligation incombant au maire de dresser un tel procès-verbal n’est pas susceptible de s’éteindre par l’effet de l’écoulement du temps puisqu’une infraction qui a existé aura toujours existé même si elle n’existera pas forcément pour toujours.  

L’écoulement du temps ne doit permettre ni à l’administration de se dérober face à son obligation de dresser un procès-verbal, ni à l’auteur des faits d’échapper à des poursuites pénales.

C’est également pour ces raisons que le Conseil d’Etat avait considéré que la légalité des refus de procéder à la constatation d’une contravention de grande voirie devaient être appréciée au regard de la situation de droit et de fait à la date à laquelle il est intervenu (CE, avis, 31 mars 2023, Asso. de protection de la plage de Boisvinet et son environnement, req. n° 470216, publié au Rec.). 

Dès lors, lorsque le juge est saisi d’un recours tendant à l’annulation d’un refus du maire de dresser un procès-verbal d’infraction en application de l’article L. 480-1 du code de l’urbanisme, il doit en apprécier la légalité au regard de la situation de droit et de fait à la date à laquelle ce refus est intervenu. 

L’obligation du juge d’enjoindre au maire de dresser le procès-verbal sauf en cas de prescription de l’action publique

Cette obligation du juge d’enjoindre au maire de dresser un procès-verbal ne surprend guère. 

Les raisons mêmes qui justifient que la légalité du refus de dresser le procès-verbal d’infraction soit appréciée à la date de cette décision doivent conduire le juge, si ce refus est annulé, à faire droit aux conclusions aux fins d’injonction en en tirant les conséquences.

Mme Pradines souligne à ce sujet qu’il n’y a « ni impossibilité matérielle systématique, ni impossibilité juridique et pratique » de dresser un procès-verbal d’infraction. 

Afin de constater les infractions commises et leur ampleur, l’administration pourra se fonder sur les travaux qui ont fait l’objet d’un permis de régularisation, des courriers ou courriels échangés avec l’intéressé ou les voisins et particulièrement la demande des requérants adressée au maire de dresser un procès-verbal. 

La seule hypothèse où l’utilité d’enjoindre au maire de dresser un procès-verbal apparaît inexistante est le cas où l’infraction ne peut être poursuivie pénalement du fait de la prescription de l’action publique. 

Dans un tel cas, les requérants peuvent toujours engager la responsabilité de l’Etat pour le retard à dresser un procès-verbal d’infraction (CE, 21 octobre 1983, req. n° 31728, publié au rec.). 

Ainsi, le juge administratif pourra toujours rattraper le maire qui refuse de dresser un procès-verbal soit à l’occasion d’un recours en excès de pouvoir, soit par la voie d’un recours en responsabilité.  

Clémence LACOUR

Membre de la Gazette

La circulaire du 5 septembre 2025 : une nouvelle étape dans le cadre juridique des opérations de renouvellement des parcs éoliens

La circulaire du 5 septembre 2025 relative au repowering intervient dans un contexte où de nombreuses installations éoliennes terrestres arrivent au terme de leur première vie, rendant particulièrement sensibles les choix procéduraux opérés par les exploitants comme par les autorités préfectorales.

Le renouvellement (repowering  ou remotorisation) des parcs éoliens terrestres place l'administration et les opérateurs à l'intersection de plusieurs régimes juridiques – police des installations classées pour la protection de l'environnement, autorisation environnementale, évaluation environnementale et droit de l'urbanisme – dont la mise en œuvre est dominée par des notions à forte teneur appréciative. 

Sur le plan du droit administratif général, la portée d'une circulaire conditionne tant l'office de l'administration que les voies d'action ouvertes au justiciable. Le Conseil d'État distinguait, de longue date, les circulaires interprétatives des circulaires impératives (CE, Sect., 29 janv. 1954, Institution Notre-Dame du Kreisker, Rec. p. 64) et admet le recours pour excès de pouvoir contre les dispositions impératives à caractère général qu'elles contiennent (CE, Sect., 18 déc. 2002, Duvignères, n° 233618, Rec. p. 463). Plus récemment, le juge administratif a étendu le contrôle juridictionnel aux documents de portée générale, même dépourvus de caractère impératif comme les lignes directrices, dès lors qu'ils sont susceptibles de produire des effets notables sur les droits ou la situation des administrés (CE, Ass., 12 juin 2020, GISTI, n° 418142).

La circulaire du 5 septembre 2025 s'inscrit dans un cadre stratégique désormais stabilisé par la publication, le 12 février 2026, de la troisième Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE 3). Ce texte déploie un plan ambitieux visant à accroître la production d'énergie décarbonée, souveraine et à prix compétitif en France, fixant les orientations énergétiques pour les dix prochaines années et traçant la voie vers la neutralité carbone à l'horizon 2050. 

Pour l'éolien terrestre, la PPE 3 fixe une cible de 31 GW en 2030 et de 35 à 40 GW en 2035, contre environ 24 GW en 2025, en privilégiant explicitement le renouvellement des parcs existants. En matière photovoltaïque, le Gouvernement maintient une trajectoire ambitieuse avec une cible de 48 GW en 2030 et 55 à 80 GW en 2035, contre un peu plus de 31 GW en 2025. Concernant l'éolien en mer, la PPE 3 prévoit une cible de 15 GW de puissance installée d'ici 2035, avec un ajustement du calendrier pour l'objectif de 18 GW, désormais fixé à 2037, afin de mieux intégrer les réalités industrielles, notamment celles liées au raccordement des parcs au réseau électrique.

La PPE 3 confirme que partout où cela est possible, la remotorisation de parcs éoliens existants (c'est-à-dire le renouvellement des parcs avec des turbines plus puissantes) sera favorisée, pour limiter l'impact paysager. Cette orientation stratégique confère à la circulaire du 5 septembre 2025 une importance décisive : elle constitue l'instrument opérationnel permettant de mettre en œuvre la priorité gouvernementale en faveur du repowering, en clarifiant les procédures administratives applicables dans un contexte d'optimisation du parc existant. L'acceptabilité repose désormais sur une concertation renforcée avec les élus locaux et les collectivités, en particulier en réduisant l'impact sur les paysages avec la remotorisation de parcs éoliens existants.

Au sens de la circulaire du 5 septembre 2025, le repowering désigne le remplacement total ou partiel d'un parc afin de profiter des évolutions de technologies et d'en augmenter le rendement ou la capacité. Il est à noter que la modification ou le remplacement à l'identique d'une pièce d'une éolienne n'est pas un renouvellement au sens de la circulaire. L'idée d'un renouvellement est bien de remplacer les éoliennes dans leur ensemble, ou d'en ajouter, afin de prolonger l'exploitation du parc tout en améliorant sa productivité dans la perspective des objectifs français de production d'énergie renouvelable.

L'enjeu central soulevé par la circulaire du 5 septembre dernier réside ainsi dans la qualification juridique des modifications projetées dans le renouvellement au regard du régime des installations classées pour la protection de l'environnement (ICPE) : s'agit-il d'une modification d'une installation existante ne présentant pas de caractère notable, d'une modification notable ou d'une modification substantielle, appelant une nouvelle procédure d'autorisation environnementale ?

Dans ces conditions, il convient d'analyser en premier lieu la manière dont la circulaire du 5 septembre 2025 structure les procédures administratives, en particulier par la clarification opérationnelle de la frontière entre modification notable et modification substantielle (I), avant de s'interroger sur les évolutions du cadre juridique englobant ce texte formellement non contraignant au-delà de la question de l'autorisation environnementale (II).

I. Une circulaire-guide structurante pour les procédures administratives

A. Des objectifs de sécurité juridique et d'acceptabilité des projets éoliens 

Le premier apport de la circulaire du 5 septembre 2025 tient à sa vocation de sécurisation juridique. En effet, elle “permet de clarifier les règles pour les projets de renouvellement et de donner aux exploitants une meilleure visibilité quant à la procédure à suivre pour le renouvellement de leurs installations” (Circulaire, p. 1).

En matière de repowering, la qualification des modifications apportées à la configuration du parc éolien par l'opération de repowering emporte des conséquences procédurales importantes. En cas de modification notable, seul un “porter à connaissance” (PAC ci-après) est nécessaire, alors qu'en cas de modification substantielle, une nouvelle procédure d'autorisation environnementale est requise en application des dispositions de l'article L. 181-14 du code de l'environnement.  

La sécurité juridique des opérateurs passe également par l'harmonisation des méthodes d'instruction par les préfets grâce à divers outils que nous détaillerons ci-après. À cet égard, la notion de polygone, qui n'était évoquée qu'une fois dans l'instruction du 11 juillet 2018, aïeule de la présente, est désormais définie. Il s'agit du périmètre d'enveloppe du parc existant délimité par les zones de survol des pales de chaque éolienne. Cette précision méthodologique se révèlera très utile pour la réalisation du PAC. 

La circulaire remplit ainsi son rôle et s'inscrit dans le prolongement de la jurisprudence relative aux lignes directrices et à l'examen particulier par l'administration des situations individuelles. Ses auteurs précisent bien qu'elle détermine des lignes directrices à appliquer dans le cadre d'une analyse détaillée de chaque cas particulier et non comme des critères à appliquer automatiquement (Circulaire, p. 5). 

L'autorité préfectorale ne saurait en effet se croire liée par une doctrine interne et doit fonder sa décision sur un examen circonstancié du projet, assorti d'une motivation adaptée (CE, 4 févr. 2015, Cortes Ortiz, n° 383267, publié au Recueil Lebon : obligation pour l'administration d'examiner si la situation justifie une dérogation aux lignes directrices). Rappelons que si les éoliennes appartiennent au régime des installations classées pour la protection de l'environnement, elles ont toujours fait l'objet de règles particulières. Il en va ainsi de leur démantèlement et, à cet égard, de la constitution de garanties financières par les exploitants. En effet, dès la pérennisation de l'autorisation environnementale unique par ordonnance en 2017, une partie dédiée aux éoliennes est insérée dans le code de l'environnement, notamment pour prévoir des modalités spécifiques de constitution des garanties financières (articles L. 515-44 à L. 515-46 et R. 515-101 à R. 515-109 du code de l'environnement). 

En outre, cette circulaire poursuit l'objectif de renforcer l'acceptabilité des projets éoliens, grâce à une meilleure information du public sur les projets de renouvellement. Ainsi, “ le pétitionnaire est invité à mettre à disposition des riverains une synthèse du projet de renouvellement, comprenant notamment les photomontages” et une appréciation particulière doit être portée à la perception locale du parc en exploitation et à l'appropriation du projet de renouvellement (Circulaire p. 5). Le montage du projet de renouvellement doit par conséquent s'appuyer sur des processus de concertation, notamment avec des réunions publiques ou des questionnaires et ce, avant même et indépendamment de la qualification des modifications retenue par l'autorité préfectorale. 

B. La clarification opérationnelle des notions de modification notable et substantielle  

La méthode de qualification des modifications notable et substantielle 

La qualification de modification notable ou substantielle apportée au parc éolien détermine la nécessité pour l'exploitant de solliciter une nouvelle autorisation environnementale. 

La circulaire du 5 septembre 2025 rappelle ainsi que le renouvellement des installations s'inscrit dans le cadre des dispositions relatives à la modification des installations classées soumises à autorisation, telles qu'organisées par les articles L. 181-14, R. 181-45 et R. 181-46 du code de l'environnement. Il appartient à l'exploitant de porter à la connaissance du préfet toute modification apportée à l'installation, à ses modalités d'exploitation ou à son voisinage entraînant un changement notable des éléments du dossier d'autorisation. Le préfet doit alors apprécier si la modification projetée présente un caractère substantiel, c'est-à-dire si elle est de nature à entraîner des dangers ou inconvénients significatifs pour les intérêts mentionnés à l'article L. 511-1 du code de l'environnement, justifiant, le cas échéant, une nouvelle procédure d'autorisation environnementale.

La circulaire précise que cette appréciation repose sur une analyse circonstanciée de la nature et de l'ampleur des impacts différentiels du projet de renouvellement par rapport au parc existant, notamment au regard des nuisances sonores, des incidences paysagères et patrimoniales, des effets sur la biodiversité, ainsi que des conditions de démantèlement et de remise en état, conformément à la logique d'examen au cas par cas portée par le texte.

Sans prétendre fixer de règles nouvelles, la circulaire systématise un raisonnement par faisceau d'indices et par des hypothèses qu'elle détaille. Elle invite les services instructeurs à s'appuyer sur un panel de marqueurs permettant d'appréhender les modifications des paramètres qui sont susceptibles de caractériser une modification substantielle ou seulement notable : 

• évolution de la hauteur des mâts, 

• du gabarit rotorique, 

• de la puissance unitaire ou totale, 

• modification de l'emprise foncière, 

• conditions d'accès et de raccordement, ou encore 

• incidences sur les milieux naturels et le paysage. 

L'objectif est d'éviter que la qualification juridique ne résulte d'une lecture purement formelle des changements projetés.

Dans le cadre de l'instruction des opérations de renouvellement, la circulaire invite l'autorité préfectorale à raisonner notamment à partir des impacts différentiels du projet par rapport au parc existant, en appréciant les effets nouveaux ou aggravés susceptibles de résulter des modifications projetées. Cette approche, centrée sur une analyse globale des incidences environnementales du renouvellement, conduit nécessairement à prendre en considération les interactions entre les installations existantes et les équipements projetés, notamment lorsque le repowering s'inscrit dans un environnement déjà fortement équipé. Sans ériger l'analyse des effets cumulés en exigence autonome, la circulaire s'inscrit ainsi dans le cadre général de l'évaluation environnementale pour l'éolien, tel qu'il résulte notamment du guide de l'étude d'impact des projets éoliens terrestres, un outil utile pour la préparation et l’instruction des demandes d’autorisations environnementales. 

Deux situations sont prédéterminées par la circulaire. En effet, et assez logiquement, un renouvellement à l'identique doit être qualifié de seulement notable, tandis que l'extension d'un parc, au sens de l'article R. 181-46 du code de l'environnement, constitue une modification substantielle (Circulaire p. 8). 

Dans tous les cas, et même en cas de modification à l'identique, la circulaire insiste sur l'analyse et l'encadrement des impacts sur la biodiversité. Si cela est justifié une dérogation espèces protégées (DEP ci-après) devra être sollicitée et le cas échéant obtenue. Ces précisions font écho à la riche jurisprudence sur la DEP, et notamment la récente décision du Conseil d'État du 16 décembre 2025 (n°494931, mentionné aux Tables), selon laquelle le préfet est tenu de mettre en demeure l'exploitant de solliciter une DEP, à tout moment de l’exploitation, en cas de risque suffisamment caractérisé. 

La circulaire précise également que dans le cas d'un renouvellement localisé au sein d'une zone de protection renforcée comme les parcs nationaux et les réserves naturelles, une nouvelle autorisation est nécessaire. Une liste des zones sensibles est annexée, ce qui marque une évolution avec l'instruction de 2018. 

Une flotte d'outils appareillée pour l'instruction 

La circulaire complète cette grille d'analyse par un logigramme d'instruction en annexe et par des attendus précis sur le contenu du PAC. 

Ces attendus doivent être analysés comme des instruments de bonne administration et de sécurité juridique : ils ne se substituent pas aux textes, mais visent à éviter des décisions fondées sur des dossiers lacunaires et à renforcer la compréhension du raisonnement préfectoral.

Ainsi, cette circulaire complète d'autres efforts de l'administration pour guider les services instructeurs et les exploitants, comme la note de la Direction générale de la prévention des risques de 2021 sur les modifications des ICPE ou encore le formulaire d'appréciation du caractère substantiel à joindre avec le PAC.  

La notion de polygone joue, dans cette architecture, un rôle d'objectivation. En fixant un périmètre de référence correspondant à l'enveloppe du parc existant, l'administration entend stabiliser l'analyse des reconfigurations internes par rapport aux modifications susceptibles de constituer une extension spatiale et ce, autour d'une assiette déterminable pour tous les parcs. Ce référentiel ne constitue pas un critère autonome : la qualification demeure fondée sur l'analyse des impacts. 

Enfin, la circulaire rappelle avec insistance l'exigence de motivation des décisions administratives, en cohérence avec l'article L. 211-2 du code des relations entre le public et l'administration. La structuration du raisonnement – proportionnalité des exigences documentaires, analyse des impacts puis qualification juridique – constitue à cet égard un élément central de sécurisation, permettant de démontrer l'effectivité de l'examen particulier et d'éviter toute impression d'automaticité, laquelle serait contraire aux exigences dégagées par la jurisprudence relative aux lignes directrices.

II- Un texte non normatif concourant au cadre juridique du repowering 

1. La construction d'un cadre juridique opérationnel pour le repowering 

La circulaire du 5 septembre 2025 s'inscrit dans la continuité de textes européens, législatifs et réglementaires.

Initialement, la modification ou le renouvellement d'un parc éolien étaient réglementés par les dispositions du code de l'environnement complétées par l'arrêté ministériel du 26 août 2011 relatif aux installations de production d'électricité utilisant l'énergie mécanique du vent au sein d'une installation soumise à autorisation au titre de la rubrique 2980 de la législation des installations classées pour la protection de l'environnement. 

Cet arrêté, toujours en vigueur dans sa dernière version modifiée par l'arrêté du 8 mars 2024, définit dans le cadre de son application le renouvellement comme le « remplacement d'un ou plusieurs aérogénérateurs constituant une modification notable au sens de l'article R. 181-46 » ; renouvellement rime donc à l'origine avec modification notable. Ce texte prescrit des obligations aux exploitants en matière d'implantation, exploitation et démantèlement. 

Il est intéressant de noter que cet arrêté exclut le renouvellement à l'identique de certaines prescriptions. Dès lors que les conditions d'exploitation sont inchangées, le parc pourra en effet être exploité selon les mêmes dispositions que l'autorisation initiale.  

Dans son instruction de 2018 précitée, le Gouvernement a voulu guider les préfets et les opérateurs dans l'appréciation du caractère notable ou substantiel des modifications apportées au parc. En raison de sa nature, ce texte ne présentait pas de caractère normatif mais constituait une étape importante pour le cadre juridique de l'éolien terrestre et pour la mise en pratique opérationnelle des renouvellements de parcs. 

Cette instruction a ensuite été complétée par la loi APER du 10 mars 2023 (Loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l'accélération de la production d'énergies renouvelables) qui mentionne la notion de rééquipement en son article 9. Cependant la loi APER ne définit pas le rééquipement. Il faut donc se référer à la Directive (UE) 2018/2001 dont l'article 2 définit le rééquipement comme « la rénovation des centrales électriques produisant de l'énergie renouvelable, notamment le remplacement total ou partiel des installations ou des systèmes et des équipements d'exploitation, dans le but d'en modifier la capacité ou d'augmenter l'efficacité ou la capacité de l'installation ». Cette définition du rééquipement englobe donc la notion de renouvellement au sens de la circulaire du 5 septembre 2025. On observe alors que, si la notion de « rééquipement » reçoit une définition par un texte européen, celle de renouvellement n'apparaît que dans un arrêté ministériel, pour sa seule application et en référence à la notion de modification notable et non substantielle.  

L'article 9 de la loi APER, qui n'est désormais plus en vigueur, avait pour but d'accélérer l'instruction du rééquipement d'un parc, notamment en cas d'extension, en disposant que « les incidences que le projet est susceptible d'avoir sur l'environnement sont appréciées au regard des incidences notables potentielles résultant de la modification ou de l'extension par rapport au projet initial. » Désormais, en cas d'extension dans le cadre d'un renouvellement de parc, l'ensemble des impacts doivent être analysés, et non les seuls impacts différentiels, dans le cadre d'une nouvelle étude d'impact dès lors que, selon la circulaire, l'extension d'un parc constitue obligatoirement une modification substantielle.

La notion de renouvellement est ainsi désormais fixée pour son application pratique par la circulaire du 5 septembre dernier, qui remplace l'instruction de 2018 et s'impose comme l'aboutissement - pour l'instant - d'un cadre juridique pour le repowering des parcs éoliens. 

Si ces auteurs ont bien pris soin de ne pas lui donner de valeur normative, et par là écarter l'ouverture d'un recours à son encontre, en indiquant explicitement que les préfets ne doivent pas la citer explicitement et toujours faire une appréciation casuistique des projets, elle contribue significativement à la sécurité juridique des opérations. En effet, outre le contenu du PAC qu'elle explicite, une précision importante est apportée sur le délai dans lequel l'autorité préfectorale doit se prononcer, c'est-à-dire deux mois maximums. Cette précision est bienvenue dès lors que le code de l'environnement n'indique aucun délai d'instruction pour les PAC en matière d'ICPE. 

Cette circulaire est donc, comme c'est souvent le cas, bien plus qu'un simple texte interne à l'administration. Elle constitue une étape cruciale dans la détermination du cadre juridique du repowering, qui, nous l'espérons, n'évoluera pas trop rapidement à l’aube de l’exigeante, en matière de repowering, planification décennale fraîchement obtenue.

1. Le cadre juridique du repowering au service de la durabilité des parcs éoliens

Le repowering constitue une opération d'ampleur qui met en œuvre d’autres réglementation que celle relative aux autorisations environnementales. Il en va ainsi de la réglementation sur le traitement des déchets. Le repowering, générateur de nombreux déchets dû au démantèlement du parc avant son remplacement, pose la question de la place du renouvellement des parcs éoliens dans l'économie circulaire. L'enjeu en termes de souveraineté est en effet de taille, dès lors que certains éléments des éoliennes contiennent des métaux et terres rares dont l'approvisionnement dépend de pays étrangers, malgré une nette amélioration des technologies à cet égard. Le traitement des pâles d'éoliennes constitue également un enjeu important en raison des milliers de tonnes de matière composite à traiter. 

Dès lors que la durée de vie des parcs touche à sa fin, la littérature a fleuri sur le sujet. En 2019, un rapport sur l'économie circulaire dans la filière éolienne terrestre a été publié conjointement par le Ministère de la Transition écologique et solidaire et par le ministère de l'Économie et des Finances sur la base d'une mission confiée au Conseil Général de l'environnement et du développement durable (CGEDD) et du Conseil général de l'Économie, de l'Industrie, de l'Energie et des Technologies (CGE). En 2020, l’ADEME a publié une étude technico-économique consacrée au renouvellement des parcs éoliens, mettant en avant l’importance de la valorisation des déchets générés par ces opérations.

Si le secteur éolien n'est pas encore doté d'une filière de Responsabilité Élargie des Producteurs (REP), comme c'est le cas pour le photovoltaïque, une recommandation a été faite en ce sens dans le rapport de 2019. La réglementation a également évolué vers plus de durabilité des parcs.  Rappelons que les opérateurs qui sont producteurs des déchets résultant des opérations de repowering sont responsables de leur prise en charge et doivent à cet égard respecter la hiérarchie de traitement des déchets : réutilisation, recyclage, valorisation et à défaut élimination (article L. 541-1, II, 2° du code de l'environnement). 

Ainsi des objectifs progressifs de réutilisation et de recyclage des éléments des éoliennes sont prévus (Arrêté du 26 août 2011 dans sa version modifiée au 22 juin 2020). Pour les éoliennes démantelées à partir du 1er juillet 2022, au minimum 90 % de leur masse totale, fondations incluses lorsque la totalité des fondations sont excavées, ou 85 % lorsque l'excavation des fondations fait l'objet d'une dérogation, doivent être réutilisés ou recyclés. Concernant les rotors ce sont 35% de leur masse qui doit être réutilisée ou recyclée. 

Pour les éoliennes dont le dossier d'autorisation est déposé complet au 1er janvier 2024, et celles mises en service à cette date après un repowering, c'est 95 % de leur masse totale, tout ou partie des fondations incluses, qui doit être réutilisable ou recyclable. Concernant les rotors de ces parcs, c'est 45% de leur masse qui doit être réutilisable ou recyclable et 55% pour les parcs dont le dossier d'autorisation est déposé complet au 1er janvier 2025. 

Pour conclure, la circulaire du 5 septembre 2025 précise la procédure d'autorisation applicable aux renouvellements de parcs éoliens, tout en laissant une certaine marge d'appréciation aux services instructeurs. 

À côté de l'enjeu majeur de la sécurité juridique des opérateurs, la durabilité des parcs éoliens, condition essentielle pour atteindre les objectifs environnementaux récemment définis et renforcer la souveraineté économique, occupe une place importante dans les opérations de repowering.

Augustin BERGONZI Baptiste DEGOUILLES

Responsable de la gazette de l’IDPA Membre de la gazette de l’IDPA

Accélération du développement d’énergies renouvelables : une avancée à reculons ?

 Extrait de la Gazette n°51- Décembre 2022

« Il n’y a pas de transition énergétique et climatique s’il n’y a pas une décarbonation de l’énergie produite, en particulier notre électricité ».

C’est sur ces quelques mots introductifs que Monsieur le Président Macron a amorcé le désormais célèbre discours de Belfort, prononcé le 10 février 2022 [1]. Tout au long de ce discours, le Président est revenu sur les choix énergétiques de la France et a annoncé les « chantiers » devant être entrepris par notre pays afin que l’on « reprenne en main » notre destin énergétique. Parmi les mesures annoncées, il a été rappelé que le développement des énergies renouvelables et de l’énergie nucléaire doit être érigé comme une nécessité afin de parvenir à la décarbonation de l’électricité. Si cette décarbonation n’est pas un objectif nouveau, il est toujours opportun de rappeler qu’elle constitue l’un des moyens permettant de parvenir à la neutralité carbone.

La France s’est successivement engagée, en ce sens, entre autres au travers de l’Accord de Paris, du « Paquet Climat » de l’Union européenne, et de la loi de transition énergétique pour la croissance verte [2], à atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050. Pour tenir cet objectif, le Président de la République a indiqué, à Belfort, que la France doit être en mesure de produire soixante pour cent d’électricité en plus de celle produite aujourd’hui, la priorité étant axée sur le développement de l’énergie solaire. Il a en effet annoncé vouloir multiplier, d’ici 2050, près de dix fois la puissance installée pour dépasser cent gigawatts.

En complément du développement des énergies renouvelables, le discours rappelait l’importance de poursuivre les efforts déployés dans le domaine de l’énergie nucléaire, la décarbonation ne pouvant reposer uniquement sur le photovoltaïque ou l’éolien. Un tel mix énergétique diversifié serait en effet « le choix le plus pertinent d’un point de vue écologique et le plus opportun d’un point de vue économique et enfin le moins coûteux d’un point de vue financier ». Comme le souligne à juste titre le rapport Futurs énergétiques 2050 publié par RTE [3] en début d’année 2022, les engagements climatiques de l’Union européenne et de la France ne se limitent pas à l’horizon 2050. Dans cette attente, l’ensemble des engagements pris par la France, et notamment ceux inscrits à l’article L. 100-4 du Code de l’énergie, constitue la ligne directrice devant être suivie afin de pouvoir répondre, progressivement, à l’urgence écologique et climatique.

De surcroît, dans ce contexte climatique alarmant, les récents évènements liés au conflit russo-ukrainien ont démontré la nécessité de disposer de ressources énergétiques propres, afin de limiter la dépendance aux énergies provenant de pays tiers, et notamment d’énergies fossiles. Face à une telle situation, la Commission européenne a présenté, le 18 mai 2022, le plan REPowerEU, destiné à réduire la dépendance aux énergies russes et, par là-même, accélérer la transition écologique.

La proposition de plan reposait sur trois axes, le premier tenant au développement d’un système énergétique fondé sur les énergies renouvelables.

La Commission proposait ainsi d’augmenter la part d’énergies renouvelables dans le bouquet énergétique européen d’ici 2030, en l’élevant à quarante-cinq pour cent, au lieu des quarante pour cent récemment fixés dans le cadre du Paquet « Ajustement à l’objectif 55 ». Dans ces quarante-cinq pour cent, le développement de l’énergie photovoltaïque était particulièrement mis en avant, avec un objectif de mise en service de six cents gigawatts d’ici à 2030. Cette proposition faisait écho à celle annoncée par le Président Macron à Belfort, et s’entendait logiquement en raison des délais attachés au développement de parcs solaires, en principe plus rapides -ou, à tout le moins, un peu moins longs- que ceux des parcs éoliens. Grâce à ce nouvel objectif de quarante-cinq pour cent, la capacité totale d’énergies renouvelables aurait pu être portée à 1236 gigawatts d’ici à 2030. En sus de ce premier axe proposé par la Commission, un deuxième visait à renforcer les mesures d’efficacité énergétique, et un troisième à diversifier les sources d’approvisionnement en gaz, par le biais d’importations ne provenant pas de Russie.

Notons que, si le 19 décembre 2022, le Conseil de l’Union européenne (ci-après le « Conseil de l’UE ») est parvenu à un accord sur certaines modifications proposées dans le cadre du plan REPowerEU, il a toutefois écarté la proposition de la Commission européenne de réhausser l’objectif de la part des énergies renouvelables dans le bouquet énergétique européen à quarante-cinq pour cent.

En outre, ce même jour, sur proposition de la Commission européenne, le Conseil de l’UE a définitivement adopté un nouveau règlement temporaire d’urgence visant à accélérer le déploiement des sources d’énergie renouvelable [4]. Ce règlement est destiné à s’appliquer pendant dix-huit mois, soit le délai nécessaire à l’adoption et à la transposition de la directive RED II, relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables.

L’objectif de déploiement des sources d’énergie renouvelable prend appui sur cinq types de mesures.

Premièrement, le règlement simplifie la procédure « dérogation espèces protégées », en instaurant une présomption d’intérêt public supérieur au bénéfice de la planification, de la construction et de l’exploitation des installations de production d’énergie renouvelable.

Une faculté est toutefois laissée aux États membres de restreindre cette présomption à certaines parties de leur territoire ainsi qu’à certains types de technologies ou de projets, en fonction des plans nationaux en matière d’énergie et de climat.

Deuxièmement, le règlement simplifie la procédure d’autorisation des installations de production d’énergie solaire en prévoyant que cette procédure ne peut excéder trois mois pour certaines installations, et que l’installation, y compris par des autoconsommateurs, d’un équipement d’une capacité inférieure ou égale à cinquante kilowatts pourra être autorisée tacitement à l’expiration du délai d’un mois suivant le dépôt de la demande d’autorisation, sauf problème de sécurité, de stabilité et de fiabilité du réseau.

Troisièmement, le règlement prévoit la simplification de la procédure de rééquipement des centrales électriques utilisant des sources d’énergie renouvelable, en instaurant un délai maximum d’octroi du permis fixé à trois mois lorsque le rééquipement entraîne un accroissement n’excédant pas quinze pour cent, et à six mois pour les autres rééquipements, en incluant la phase d’évaluation environnementale du projet. Le règlement prévoit par ailleurs de limiter l’évaluation environnementale ou l’examen au cas par cas des projets de rééquipement aux seules « incidences potentielles significatives découlant de la modification ou de l’extension par rapport au projet initial ».

Quatrièmement, le règlement prévoit l’accélération du déploiement des pompes à chaleur (ci-après les « PAC ») en instaurant là encore un délai contraint pour la délivrance des permis, d’un mois pour les PAC de moins de cinquante mégawatts et de trois mois pour les PAC géothermiques. En outre, certains permis relatifs au raccordement au réseau de transport ou de distribution seront octroyés après simple notification à l’entité concernée, sauf exceptions liées à la sécurité ou à des incapacités techniques. L’application de cette mesure est prévue pour les PAC de petites tailles, à savoir, d’une part, les PAC d’une capacité maximale de douze kilowatts et, d’autre part, les PAC d’une capacité maximale de cinquante kilowatts installées par des autoconsommateurs, et à condition que la capacité de l’installation de production d’électricité renouvelable de cet autoconsommateur représente au moins soixante pour cent de la capacité de la PAC.

Cinquièmement, le règlement offre aux États membres la faculté d’exempter d’évaluation environnementale et d’évaluation de la protection des espèces, sous conditions, certains projets situés dans une zone ayant elle-même fait l’objet d’une évaluation environnementale.

Sur le plan national, les discussions portant sur les nouvelles mesures énoncées par le Président Macron à Belfort ont progressivement débuté à partir de l’été 2022. Sans anticiper sur le détail du projet de loi relatif à l’accélération de la production d’énergies renouvelables (ci-après le « PJL ») [5], qui fera l’objet d’amples développements dans cet article, notons qu’une instruction du Gouvernement visant notamment l’accélération des projets d’énergie renouvelable a été publiée le 28 septembre 2022 [6].

Dans la seconde partie de l’instruction, il était rappelé à titre liminaire que la France est le seul pays de l’Union européenne n’ayant pas atteint l’objectif de développement de la part des énergies renouvelables pour 2020, fixé à vingt-trois pour cent. Dans ce cadre, et au regard du contexte climatique ainsi que du conflit frappant l’Est de l’Europe, l’instruction demandait la mise en place de « toutes les actions requises afin de faciliter et d’accélérer le traitement des dossiers d’instruction des projets d’énergie renouvelable en cours et à venir et de ne faire en sorte qu’aucune instruction n’excède 24 mois, sauf situation très exceptionnelle ». Le Gouvernement rappelait à cet égard les délais de déploiement des projets d’énergie renouvelable en France, qui sont presque deux fois plus longs que ceux de ses partenaires européens. À titre d’illustration, et comme rappelé dans le discours de Belfort, notons qu’il faut en moyenne environ cinq ans pour qu’un projet photovoltaïque voie le jour. La durée s’allonge encore pour les parcs éoliens, avec une moyenne de sept ans pour les parcs éoliens terrestres, et de dix ans pour les parcs éoliens offshore. L’instruction sommait en outre les préfets de délivrer sans délai les autorisations accordées en application d’une décision de justice. Il est intéressant de relever que le Gouvernement ajoutait, par une formulation étonnante même si l’on comprend l’idée, qu’un pourvoi en cassation ne serait plus automatiquement formé contre les autorisations régulièrement délivrées. Enfin, le texte insistait sur la position d’« État informateur, sensibilisateur et facilitateur », en rappelant aux préfets l’importance de leur rôle d’accompagnateur des collectivités et des populations dans le déploiement des énergies renouvelables.

Bien que poursuivant une démarche louable en ces temps de crise, l’instruction adressée aux préfets serait restée sans effets, au regret de la filière éolienne notamment représentée par France Énergie Éolienne [7].

Dans ce contexte, et dans la continuité du « Jeudi de l’IDPA » du 24 novembre 2022 qui s’est tenu au cabinet Boivin et Associés, que nous remercions à nouveau chaleureusement ainsi que l’ensemble des intervenants et des participants, le présent article se propose d’étudier les dernières avancées nationales en matière d’énergie renouvelable.

Sans prétendre à une analyse exhaustive, seront envisagées certaines mesures du projet de loi relatif à l’accélération de la production d’énergies renouvelables (I.), et le décret « contentieux » du 29 octobre 2022 (II.).

I. Le projet de loi relatif à l’accélération de la production d’énergies renouvelables

Le projet de loi relatif à l’accélération de la production d’énergies renouvelables a été présenté en Conseil des ministres le 26 septembre 2022 par la Ministre de la transition énergétique. À la suite de sa transmission au Sénat ce même jour, le PJL a été examiné, à partir du 26 octobre 2022, par la commission de l’aménagement du territoire et du développement durable. Un premier projet de texte, adopté par le Sénat, a été déposé à l’Assemblée nationale le 8 novembre 2022. À la date de rédaction du présent article, les multiples séances de débats à l’Assemblée nationale sur le PJL en première lecture ont été clôturées. Ces débats ont été marqués par des divergences notables entre les députés ; notons à cet égard que le PJL déposé à l’Assemblée le 8 novembre a fait l’objet de 1307 amendements, sans compter les 3131 amendements supplémentaires sur la version n° 526-A0 du PJL, adoptée par la commission des affaires économiques de l’Assemblée nationale (ci-après la « commission »). Il est prévu un vote solennel sur le texte le 10 janvier 2023.

En dépit des nombreux désaccords entre le Sénat et l’Assemblée nationale, ce projet entend rattraper le retard français pris dans le déploiement d’énergies renouvelables.

En raison du nombre significatif de dispositions, seuls certains aspects du PJL seront ici abordés, à savoir certains de ceux relevant du volet urbanisme, pris au sens large (1.1.) et d’autres relevant du volet environnemental (1.2.). Un dernier focus spécifique concernera les contrats d’achat d’électricité (1.3.).

La version étudiée résulte du texte n° 526-A0 de la commission, tel que discuté jusqu’au 16 décembre 2022.

1.1. Sur le volet urbanisme

Sous cette dénomination relativement large, seront regroupés et présentés trois apports du projet de loi s’agissant, tout d’abord, de la planification territoriale (1.1.1.), des évolutions des documents d’urbanisme ensuite (1.1.2.) et, enfin, de lamobilisation de foncier (1.1.3.).

1.1.1. De la planification territoriale

Le projet de loi discuté au Sénat comportait un titre Ier A, et plus particulièrement un article 1er A relatif aux « zones propices » à l’implantation d’installations de production d’énergies renouvelables et de production d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone, ainsi que leurs ouvrages connexes. Ces zones, définies par les maires, devaient répondre à certains critères, entre autres présenter un potentiel pour le développement des énergies précitées, permettre de maximiser la production au regard notamment des objectifs de la politique énergétique ou encore ne pas présenter d’enjeux sensibles pour le patrimoine commun de la Nation. Le PJL précisait également que ces zones auraient vocation à figurer dans le schéma régional d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires, le schéma régional du climat, de l’air et de l’énergie et le plan climat-air-énergie territorial, respectivement consacrés aux articles L. 4251-1 du Code général des collectivités territoriales (CGCT), L. 222-1 et L. 229-26 du Code de l’environnement.

Cette disposition avait cependant soulevé un certain nombre d'interrogations. Parmi celles-ci, la question de l’implantation de projets d’énergie renouvelable en dehors de ces zones propices. D’aucuns craignaient que l’instauration de ces zones rende plus complexe l’implantation de projets dans les zones non qualifiées de zones propices -cette interrogation a par ailleurs été soulevée dans le cadre du « Jeudi de l’IDPA » du 24 novembre 2022-.

Néanmoins, il a été avancé que cette disposition était le fruit d’un compromis, faisant suite au refus de reconnaître un droit de veto aux maires concernant l’installation de projets d’énergie renouvelable sur leur territoire.

Par ailleurs, il peut être relevé que cette disposition interrogeait quant à l’aboutissement de sa rédaction. En effet, le schéma régional du climat, de l’air et de l’énergie prévu à l’article L. 222-1 du Code de l’environnement, dans lequel devaient être intégrées, par le biais d’une carte indicative, les zones propices, comporte un volet intitulé schéma régional éolien (article R. 222-1 du Code de l’environnement).

Ainsi que le précise l’article R. 222-2 du même Code, ce schéma identifie des parties du territoire « favorables au développement de l’énergie éolienne » (nous soulignons). Or, il ne ressortait pas du PJL dans sa version adoptée par le Sénat que les conséquences de la superposition de ces zones favorables et des zones propices aient été envisagées par les sénateurs.

Cependant, cet article 1er A a été supprimé du PJL par la commission dans un amendement n° CE1205. Le texte propose désormais, à l’article 3 du PJL, d’insérer un article L. 141-5-3 dans le Code de l’énergie relatif aux « zones d’accélération pour l’implantation d’installations terrestres de production d’énergies renouvelables et leurs ouvrages connexes » (nous soulignons). À l’instar de la version précédente, la disposition prévoit que ces zones devront répondre à plusieurs critères, parmi lesquels on retrouve, par exemple, le potentiel d’accélération de la production d’énergie au regard des objectifs de la politique énergétique, de la loi de programmation quinquennale de l’énergie et de la programmation pluriannuelle de l’énergie. À cet égard, deux amendements sont venus ajouter au futur article L. 141-5-3 précité que « les zones d’accélération pour l’implantation d’installations de production d’énergies renouvelables doivent s’efforcer, à compter du 31 décembre 2027, de tendre vers les objectifs prévus par la programmation pluriannuelle de l’énergie ».

Outre ce remaniement du feu article 1er A, il convient de noter qu’une autre disposition prise en matière de planification territoriale avait été ajoutée à l’article 1er BA du PJL. Cet article prévoyait la création d’un plan territorial de paysage comprenant un document d’orientation et d’objectifs et un programme d’actions. Ces plans territoriaux devaient avoir pour objet la définition des « objectifs

de moyen et long termes des territoires en matière de qualité paysagère, d’insertion paysagère des activités humaines et de valorisation des paysages locaux » et devaient être élaborés par les établissements publics de coopération intercommunale ou les syndicats mixtes. Si la démarche était compréhensible au regard de l’objectif, on pouvait néanmoins s’interroger sur l’utilité et la pertinence de la création d’un plan supplémentaire. Dans la continuité de cette interrogation, un amendement n° 2132 est venu supprimer la création de ces plans, estimant qu’il convient davantage de « s’appuyer sur les documents de planification et d’urbanisme existants déjà connus des collectivités ».

Soulignons qu’une autre disposition de planification territoriale, non retirée du texte par les députés, est inscrite à l’article 1er E nouveau du PJL. Il s’agit d’introduire un nouvel article L. 110-1-3 dans le Code de l’environnement, qui disposerait que la méthode de planification territoriale des énergies renouvelables contribue à l’atteinte des objectifs de lutte contre le dérèglement climatique et de neutralité carbone de l’article L. 100-4 du Code de l’énergie. Ce nouvel article préciserait que la planification concilie notamment les principes de souveraineté énergétique et de protection de la biodiversité.

En plus des dispositions proposées en matière de planification, le PJL entend accélérer le développement des projets d’énergie renouvelable en simplifiant certaines procédures relevant du Code de l’urbanisme.

1.1.2. De l’évolution des documents d’urbanisme

L’implantation de projets d’énergie renouvelable suppose que ceux-ci soient compatibles avec les règles d’urbanisme en vigueur sur le territoire d’implantation. Afin de simplifier la mise en œuvre de ces projets, le PJL propose d’ajuster certaines procédures d’évolution des documents d’urbanisme, à savoir la modification simplifiée et la mise en compatibilité.

En premier lieu, l’article 3 du PJL prévoit de compléter les articles L. 153-31 et L. 153-36 du Code de l’urbanisme afin que les orientations du projet d’aménagement et de développement durable (PADD) du plan local d’urbanisme puissent être modifiées via la procédure de modification simplifiée, et non de révision, lorsque ce changement concourt à la production ou au stockage

d’énergie renouvelable. Il pourrait ainsi être recouru à la procédure de modification simplifiée pour les projets ayant pour objet de permettre l’implantation d’installations de production d’électricité renouvelable ou de stockage d’énergie, d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone, y compris leurs ouvrages de raccordement aux réseaux de transport et de distribution d’énergie, ou l’implantation d’ouvrages du réseau public de transport ou de distribution d’énergie.

De la même manière, devait relever de cette procédure simplifiée la modification des règles applicables aux zones agricoles en application de l’article L. 151-9 du Code de l’urbanisme, jusqu’à ce que cette possibilité soit supprimée par un amendement n° 1231, motivé par la volonté d’assurer une « protection particulière contre l’artificialisation ». À cet égard, notons cependant qu’en pratique, les zones agricoles et forestières sont les zones privilégiées d’implantation de projets d’énergies renouvelables. Les rédacteurs des plans locaux d’urbanisme ont donc fréquemment recours à la possibilité que leur offre l’article L. 151-11 du Code de l’urbanisme pour autoriser, dans ces zones, les projets à destination d’« équipements d’intérêt collectif », à laquelle sont généralement assimilés les projets solaires et éoliens [8].

En outre, la procédure de modification simplifiée serait utilisée afin de délimiter les secteurs relevant de l’article L. 151-42-1 du Code de l’urbanisme créé par la loi 3Ds, dont l’analyse a fait l’objet d’un article dédié dans notre Gazette n° 50. Si cet article ne concernait à l’origine que les éoliennes, le PJL l’étend désormais aux installations de production d’énergie renouvelable, y compris aux ouvrages de raccordement. La référence aux ouvrages de transport et de distribution d’énergie, prévus initialement dans le texte n° 526-A0, a été supprimée.

Le recours à une modification simplifiée du document d’urbanisme présente l’avantage de la célérité, à tout le moins par rapport à une procédure de révision, en ce qu’elle ne nécessite pas d’enquête publique mais simplement une mise à disposition du public, et conserve la consultation des personnes publiques associées. Sur ce point, dans son avis des 15 et 22 septembre 2022 [9], le Conseil d’État a constaté que la mise en œuvre de la procédure de modification simplifiée, dans les conditions précitées, assure le respect de la Charte de l’environnement.

En second lieu, le PJL étend la possibilité de recourir à la mise en compatibilité du document d’urbanisme aux projets de production ou de stockage d’énergie renouvelable, de production d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone, y compris leurs ouvrages de raccordement, ou d’un ouvrage de transport ou de distribution d’énergie. Cette procédure, communément appelée « déclaration de projet », est prévue à l’article L. 300-6 du Code de l’urbanisme, dont la rédaction ne mentionnait jusqu’alors la possibilité d’y recourir que pour déclarer d’intérêt général « une action ou [une] opération d’aménagement [...] ou [...] la réalisation d’un programme de construction ». Dans cette continuité, le PJL modifie l’article L. 300-2 du Code de l’urbanisme en intégrant la possibilité d’une procédure de concertation unique en amont de l’enquête publique, portant à la fois sur le projet et la mise en compatibilité du document d’urbanisme. Le Conseil d’État n’a formulé aucune observation s’agissant de cette procédure commune dans son avis des 15 et 22 septembre.

Pour compléter l’arsenal de mesures proprement urbanistiques, le PJL comporte un certain nombre de propositions relatives au foncier destiné à accueillir les projets renouvelables.

1.1.3. De la mobilisation de foncier

Toujours dans une perspective d’allègement des contraintes et de facilitation de l’implantation de projets d’énergie renouvelable, le texte arrêté au 16 décembre propose plusieurs nouvelles dispositions à cet effet. Sans être exhaustifs, nous retiendrons trois ajouts.

Il est ainsi relevé que l’article 8 du PJL prévoit de modifier l’article L. 2122-1-3-1 du Code général de la propriété des personnes publiques (CGPPP), afin d’éviter une double mise en concurrence du domaine public de l’État au titre de l’occupation de ce domaine et de l’appel d’offres pour la production d’énergie renouvelable. Pour rappel, le CGPPP impose une mise en concurrence préalable à la délivrance du titre d’occupation en vue d’une exploitation économique prévue à l’article L. 2122-1-1. La loi ASAP [10] avait modifié l’article L. 2122-1-3-1 précité afin de dispenser de procédure de mise en concurrence du domaine public de l’État l’octroi du titre d’occupation destiné à l’installation et l’exploitation d’une installation de production d’énergie renouvelable bénéficiant d’un soutien public, entre autres au sens des articles L. 311-10 ou L. 311-11-1 du Code de l’énergie. Le PJL étend désormais cette possibilité aux

gestionnaires tenant « d’une loi, d’un règlement ou d’un titre la compétence pour délivrer le titre d’occupation », et non plus seulement à l’autorité compétente comme cela était prévu jusqu’alors.

Par ailleurs, il convient de noter que le Conseil d’État a confirmé, par une décision du 2 décembre 2022 présentée dans la rubrique « Brèves juridiques » de la présente Gazette, l’absence d’obligation de mise en concurrence du domaine privé, ce qui devrait pouvoir faciliter l’implantation de projets d’énergie renouvelable sur ce domaine.

En outre, le PJL prévoit, en son article 9, la possibilité de déroger à l’article L. 121-8 du Code de l'urbanisme posant le principe de l’urbanisation en continuité et l’interdiction de construire dans la bande des cent mètres du rivage. Il est ainsi proposé d’introduire un nouvel article L. 121-12-1 autorisant sous conditions, sur des friches listées par décret, les ouvrages nécessaires à la production d’énergie solaire photovoltaïque ou thermique. Cette disposition faciliterait l’implantation de ces ouvrages dans ces zones, étant rappelé par ailleurs que le Conseil d’État considère que les panneaux photovoltaïques constituent une urbanisation au sens de l’article L. 121-8 précité [11], ce qui suppose, pour l’heure, une implantation en continuité et en dehors de la bande des cent mètres. La possibilité d’implanter des ouvrages solaires et thermiques au sol en discontinuité de l’urbanisation existante a également été étendue aux communes de montagne, dotées d’une carte communale, par l’article 10 du PJL.

Enfin, l’introduction de dispositions propres à l’agrivoltaïsme doit être saluée, car plébiscitée par les acteurs de la filière. L’article 11 decies du PJL propose d’insérer, dans le Code de l’énergie, toute une section dédiée aux installations agrivoltaïques, que le PJL définit comme des installations « de production d’électricité utilisant l’énergie radiative du soleil et dont les modules sont situés sur une parcelle agricole où ils contribuent durablement à l’installation, au maintien ou au développement d’une production agricole ». L’article 11 decies se veut plutôt détaillé, en déterminant quelles installations peuvent, ou non, être considérées comme telles. Et d’ajouter un article L. 111-27A dans le Code de l’urbanisme, précisant que ces installations sont considérées comme nécessaires à l’exploitation agricole, ce qui devrait faciliter leur implantation sur ces terrains. À noter toutefois que le cadre juridique proposé par le Sénat a été en grande partie revu par les députés, qui ont supprimé l’éligibilité des parcelles d’implantation aux aides de la politique agricole commune de l’Union européenne, le bénéfice de l’obligation d’achat et de la procédure de mise en concurrence spécifique aux installations agrivoltaïques, ou encore l’introduction d’objectifs dédiés pour l’agrivoltaïsme dans la programmation pluriannuelle de l’énergie.

À côté de ces dispositions, le PJL a également entendu aménager certaines règles relevant du droit de l’environnement.

1.2. Sur le volet environnemental

Si le PJL contient pléthore de dispositions en matière environnementale, nous nous intéresserons, pour les besoins de cet article, à la dérogation dite « espèces protégées » (1.2.1.) ainsi qu’au régime de l’autorisation environnementale (1.2.2.).

1.2.1. De la dérogation « espèces protégées »

Il est très fréquent que les porteurs de projets d’énergie renouvelable, plus particulièrement d’énergie éolienne, demandent une autorisation de déroger à l’obligation de protection des espèces protégées dans le cadre de l’autorisation environnementale. En principe, l’article L. 411-1 du Code de l’environnement interdit, entre autres, la destruction de certaines espèces animales et végétales protégées ainsi que de leur habitat. Toutefois, l’article L. 411-2, 4° du même Code permet de déroger à ce principe, à condition de remplir les trois critères cumulatifs suivants :

•   il ne doit pas exister d’autre solution satisfaisante, pouvant être évaluée par une tierce expertise ;

•   la dérogation ne doit pas nuire au maintien, dans un état de conservation favorable, des populations des espèces concernées dans leur aire de répartition naturelle ;

•   la dérogation doit être justifiée au regard des motifs listés dans cet article, parmi lesquels se trouvent les raisons impératives d’intérêt public majeur.

  La notion de raison impérative d’intérêt public majeur souffrant d’une absence de définition légale, la jurisprudence est venue en dessiner les contours, à la faveur d’une analyse in concreto et d’une

appréciation relativement sévère. À titre d’illustration, il a pu être jugé que ne répondait pas à cette qualification une centrale hydroélectrique de douze millions de kilowattheures, en raison de sa « contribution utile bien que modeste » audéveloppement de l’énergie renouvelable et notamment de l’hydroélectricité [12]. Il est intéressant de relever que le Rapporteur public avait, dans ses conclusions sur cette affaire, résumé le débat entre les juges du fond s’agissant de l’appréciation de la notion d’intérêt public majeur, en rappelant que « [l]e point de divergence [...] est la référence à prendre en compte pour apprécier s’il y a raison impérative » [13]. Dans une autre décision récente, la reconnaissance de l’intérêt public majeur d’un parc de dix éoliennes d’une puissance de trente mégawatts avait été rejetée en raison de sa contribution modeste à la politique énergétique nationale de développement des énergies renouvelables et de la présence de nombreux parcs éoliens dans la zone considérée [14].

Cette appréciation française restrictive fait écho à la sévérité de l’appréciation portée par la Cour de justice de l’Union européenne qui a estimé, dans un arrêt du 4 mars 2021, que la protection des espèces protégées résultant de la directive Habitats s’appliquait même si l’espèce considérée avait atteint un niveau de conservation favorable [15].

Face à un tel contexte jurisprudentiel, les sénateurs avaient proposé, à l’article 4 du PJL, d’insérer un article L. 211-2-1 dans le Code de l’énergie visant à ce que les projets d’installations de production d’énergie renouvelable, de gaz bas-carbone, y compris leurs ouvrages de raccordement au réseau de transport et de distribution d’énergie soient réputés répondre à une raison d’intérêt public majeur. Cette présomption devait être encadrée par un décret en Conseil d’État précisant les conditions auxquelles devait répondre le projet. Si la disposition ne définissait pas la notion de raison impérative d’intérêt public majeur, il peut être avancé qu’elle aurait pu avoir le mérite de faciliter l’octroi des dérogations « espèces protégées », étant précisé qu’elle n’avait pas pour objet ni pour effet de dispenser le porteur de projet de prouver le respect des deux autres conditions prévues par l’article L. 411-2 précité.

Cependant, cet article 4 du PJL a, par la suite, été supprimé en commission par un amendement n° CE1243. Les députés à l’origine de cet amendement soutenaient que cet article aurait porté atteinte à la Charte de l’environnement ainsi qu’au principe de non-régression, et que « l’arbitrage

entre la recherche d’un supplément d’énergie éolienne et l’impératif de protection de la biodiversité [...] ne saurait être décidé ex ante et de manière générale ». Notons qu’un amendement n° 2738 avait été déposé et visait à réintégrer la présomption de raison d’intérêt public majeur dans le texte, en cohérence avec le règlement d’urgence temporaire de la Commission européenne présenté en introduction de cet article. Si cet amendement est tombé le 14 décembre, un amendement n° 2079 a été adopté le même jour et rétablit la présomption de raison impérative d’intérêt public majeur aubénéfice des projets d’installations de production d’énergie renouvelable ou de stockage d’énergie, ou d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone. À la différence de l’article 4 originel du PJL, ces projets n’ont plus à satisfaire à des conditions prévues par décret en Conseil d’État. Il est intéressant de remarquer qu’en séance, Madame Meynier-Millefert, à l’origine de l’amendement n° 2079 avec Madame Brulebois, a déclaré : « Pour ma part, je veux dire que mon amendement n° 2079, défendu par Mme Brulebois, visait avant tout à donner l’occasion au Gouvernement de faire connaître sa position. Nous ne souhaitions pas qu’il soit adopté : pour nous, c’est l’amendement n° 2738 rectifié du Gouvernement qui aurait dû l’être, après avoir été éventuellement sous-amendé »..

Cette réintégration dans le PJL sera probablement accueillie de manière favorable par les porteurs de projets. Cependant, on ne peut que regretter qu’un tel sujet, dont les enjeux pour la biodiversité sont loin d’être négligeables, ne soit pas traité avec plus de rigueur.

Si les élus se sont saisis de la question de la notion d’intérêt public majeur au travers de ce projet de loi, les juges du Palais-Royal ont également eu à se prononcer très récemment sur le sujet des dérogations « espèces protégées » par un avis du 9 décembre [16] qu’il est pertinent de présenter ici. Cet avis fait suite à une demande de la cour administrative d’appel de Douai du 27 avril 2022 [17], par laquelle cette juridiction soumettait au Conseil d’État deux interrogations. En quelques mots, la première concernait le seuil à partir duquel l’atteinte à la conservation d’une espèce ou de son habitat obligeait le demandeur d’autorisation environnementale à déposer une demande de dérogation « espèces protégées ». La seconde portait sur l’appréciation de ce seuil, et sur la prise en compte, par l’Administration, des mesures d’évitement, de réduction et de compensation (ERC) proposées par le pétitionnaire.

Dans son examen des questions en séance publique du 18 novembre 2022 [18], le Rapporteur public proposait trois solutions articulées autour du critère de finalité du projet. Ainsi, il suggérait tout d’abord de retenir que la dérogation serait requise au premier spécimen lorsque l’atteinte constituait la finalité du projet. Ensuite, la dérogation aurait été également requise au premier spécimen pour les projets planifiant la destruction d’habitats ou de spécimens déterminés d’animaux ou végétaux, alors même qu’il ne s’agirait pas d’un effet recherché mais simplement collatéral. Enfin, le Rapporteur public proposait une dispense de dérogation, dans la mesure où le risque serait ramené à un niveau négligeable de sorte qu’il puisse être regardé comme accidentel, dans le cas où la destruction ou la perturbation résulterait d’un événement à la fois non voulu et soumis à un aléa. Pour le Rapporteur public, cette situation inclurait les parcs éoliens.

Dans l’avis du 9 décembre, se détachant des propositions de son Rapporteur public, le Conseil d’État propose une réponse en deux temps, en distinguant la demande et la délivrance de la dérogation. Il retient premièrement que le système de protection « impose d’examiner si l’obtention d’une dérogation est nécessaire dès lors que des spécimens de l’espèce concernée sont présents dans la zone du projet, sans que l’applicabilité du régime de protection dépende, à ce stade, ni du nombre de ces spécimens, ni de l’état de conservation des espèces protégées présentes » [19] (nous soulignons). Et d’ajouter que le pétitionnaire doit obtenir une dérogation si le risque que comporte le projet pour les espèces est suffisamment caractérisé. À cet égard, les juges du Palais-Royal précisent que les mesures ERC sont prises en compte pour déterminer si l’atteinte est suffisamment caractérisée, et qu’il n’est pas nécessaire de solliciter une dérogation si les mesures présentent des garanties d’effectivité permettant de diminuer le risque au point qu’il apparaisse comme n’étant pas suffisamment caractérisé. Ainsi, en n’exigeant pas un risque « négligeable », le Conseil d’État se montre, dans l’ensemble, moins sévère que le Rapporteur public, même s’il subsiste une interrogation sur la notion d’atteinte suffisamment caractérisée. Deuxièmement, le Conseil d’État se prononce sur la délivrance de la dérogation, au point 6 de l’avis, en considérant que l’Administration doit prendre en compte les mesures ERC ainsi que l’état de conservation des espèces lors de l’examen des conditions de délivrance de la dérogation.

L’avis présenté apporte donc quelques éclairages pour les porteurs de projet, en s’en remettant néanmoins à la sagesse des juges du fond sur l’appréciation de l’atteinte suffisamment caractérisée.

1.2.2. Du régime de l’autorisation environnementale

Ce sont plusieurs aspects du régime de l’autorisation environnementale qui ont fait l’objet de modifications par les versions successives du PJL.

Tout d’abord, concernant la participation du public, l’article 2 du PJL proposait initialement d’exempter d’enquête publique les projets relevant d’une déclaration préalable ou d’un permis de démolir, lorsqu’ils étaient soumis à une évaluation environnementale après examen au cas par cas.

Pour rappel, l’évaluation environnementale est définie à l’article L. 122-4 du Code de l’environnement comme « un processus constitué de l’élaboration d’un rapport sur les incidences environnementales, la réalisation de consultations, la prise en compte de ce rapport et de ces consultations lors de la prise de décision par l’autorité qui adopte ou approuve le plan ou programme, ainsi que la publication d’informations sur la décision ». La modification initiée par le PJL entendait ainsi aligner le régime des projets soumis à déclaration préalable ou permis de démolir avec celui des projets relevant d’un permis de construire ou d’aménager. Cette proposition a toutefois été supprimée du texte par un amendement n° 1489, les députés soulignant l’importance des enquêtes publiques.

Notons par ailleurs que le régime de l’évaluation environnementale a fait l’objet d’évolutions diverses durant l’année 2022, notamment par un décret du 25 mars 2022 analysé dans notre Gazette n° 49 parue en juin.

Ensuite, le PJL prévoyait d’instaurer une durée maximale d’instruction des demandes d’autorisations environnementales déposées dans un délai de quarante-huit mois à compter de la date de publication de la loi. Le délai d’instruction maximal était fixé à trois mois à compter de la date d’accusé réception du dossier, durée qui aurait pu être portée à quatre mois sur décision motivée de l’autorité compétente. Cette disposition, bien que guidée par la volonté d’accélérer les délais d’instruction en préfecture, a été supprimée, ce qui apparaît regrettable au regard de la finalité de la mesure.

Toutefois, on peut se réjouir de ce que la proposition permettant le rejet d’une demande d’autorisation environnementale au cours de la phase d’examen, et non plus à l’issue de celle-ci comme cela était le cas jusqu’à présent, a été conservée par les députés. Il peut être souligné qu’une telle proposition apparaît logique, dans la mesure où une demande vouée à l’échec engorge les services instructeurs, qui se doivent d’attendre la fin de la phase d’examen pour la rejeter.

Une autre nouveauté du PJL est la nomination d’un référent préfectoral à l’instruction des projets d’énergie renouvelable. L’article 1er bis du PJL prévoit ainsi que le référent préfectoral serait chargé de « faciliter les démarches administratives des porteurs de projets en attirant leur attention sur les recommandations préconisées par les pouvoirs publics, de coordonner les travaux des services chargés de l’instruction des autorisations et de faire un bilan annuel de l’instruction des projets sur son territoire ». Ce référent, dont les missions seront précisées par voie réglementaire, serait également chargé de fournir un appui aux collectivités territoriales dans leurs démarches de planification de la transition énergétique.

Enfin, le PJL comportait quelques dispositions de simplification du contentieux environnemental, ce dernier tendant à se multiplier s’agissant notamment des autorisations environnementales relatives à la création d’éoliennes. La version adoptée par le Sénat proposait de modifier l’article L. 181-18 du Code de l’environnement, afin de rendre obligatoire la régularisation d’une autorisation environnementale faisant l’objet d’un recours en annulation. Il était également proposé que le refus, par le juge, de faire droit à une demande d’annulation partielle ou de sursis à statuer devait être motivé. En outre, cette version du texte ajoutait un article L. 181-18-1 dans le Code de l’environnement, prévoyant la possibilité, pour le titulaire de l’autorisation, de présenter un mémoire distinct demandant l’allocation de dommages et intérêts en cas de préjudice résultant d’un comportement abusif du requérant. Une disposition précisant que le Conseil d’État juge l’affaire au fond lorsqu’il prononce l’annulation d’une décision d’un juge administratif statuant en dernier ressort avait été ajoutée.

Malgré la recherche d’un équilibre entre le droit au recours et le développement de projets d’énergie renouvelable, l’ensemble de ces dispositions a été supprimé du texte en commission par un amendement n° CE1247.

Pour les députés à l’origine de cette suppression, les dispositions précitées dépassaient le champ des énergies renouvelables en s’étendant à toutes les autorisations environnementales. Ils rappelaient également que le décret du 29 octobre 2022, étudié en seconde partie de cet article, a modifié le régime contentieux de ces autorisations pour les énergies renouvelables. Or, et comme rappelé lors de notre « Jeudi de l’IDPA » à la suite d’une question en ce sens et dans le présent article, ce décret ne concerne pas le contentieux éolien, alors qu’en pratique nombre d’autorisations environnementales attaquées devant le juge administratif concernent des projets éoliens. On aurait pu espérer, à tout le moins, l’ajout d’une précision dans le PJL plutôt qu’une suppression intégrale des dispositions précédemment exposées.

Retenons donc qu’un bon nombre de propositions environnementales en faveur de l’accélération des projets d’énergie renouvelable a été retiré du texte dans le cadre des débats à l’Assemblée nationale, freinant ainsi ladite volonté d’accélération.

1.3. Sur les contrats d’achat d’électricité

Dans la continuité de notre échange avec Maître Patrick Labayle-Pabet retranscrit dans la Gazette n° 50 sur le sujet, il est intéressant de relever que le PJL comporte plusieurs dispositions relatives aux contrats d’achat d’électricité, communément appelés power purchase agreement (PPA).

Pour rappel, les PPA sont des contrats de vente directe d’énergie conclus entre un producteur et un consommateur. Si de tels contrats étaient déjà conclus, en pratique, par les collectivités, certaines règles de la commande publique pouvaient constituer une contrainte, voire un frein à la mise en œuvre de ces contrats.

La Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR) et France urbaine, entre autres, plébiscitaient ainsi un encadrement particulier de ces contrats au bénéfice des collectivités contractantes. Le PJL prévoit en ce sens un certain nombre de dispositions. Sans être exhaustifs, nous nous limiterons à certains aspects concernant particulièrement les collectivités.

L’article 17 du PJL prévoit ainsi l’introduction des nouveaux articles L. 331-5 et L. 441-6 dans le Code de l’énergie, permettant aux pouvoirs adjudicateurs et aux entités adjudicatrices de recourir à des PPA pour répondre à leur besoin en électricité et en gaz renouvelables, dont le biogaz, et en gaz bas-carbone, dans les conditions prévues par le Code de la commande publique (CCP). Les pouvoirs adjudicateurs et les entités adjudicatrices pourront donc être parties à un PPA, dans le respect des règles de la commande publique, et plus particulièrement celles relatives à la durée figurant à l’article L. 2112-5 du CCP. Pour mémoire, cet article dispose que la durée du marché est définie en tenant compte de la nature des prestations et de la nécessité d’une remise en concurrence périodique, dans les conditions prévues par décret en Conseil d’État, sous réserve des durées maximales prévues par ce Code pour certains marchés. Le PJL ajoute à cet égard, sans que la précision ait vocation à être inscrite à l’article L. 2112-5 précité, que la durée tient également compte de la nature de la prestation et la durée d’amortissement des installations nécessaires à leur exécution, y compris lorsque le pouvoir adjudicateur ou l’entité adjudicatrice n’acquiert pas ces installations. Le renvoi à un décret pris en Conseil d’État afin de préciser les modalités d’application de l’article L. 441-6 afférent au gaz a été supprimé par un amendement n° 1594, afin d’assurer une cohérence avec les nouvelles dispositions prises en la matière s’agissant des PPA d’électricité renouvelable. Ce nouvel article L. 331-5 du Code de l’énergie prévoit par ailleurs que les acheteurs pourront également répondre à leur besoin en électricité dans le cadre d’une opération d’autoconsommation individuelle ou collective ; l’article L. 441-6 limitant cette possibilité aux opérations d’autoconsommation collective étendue.

Il est intéressant de mentionner qu’un amendement n° 415 avait été proposé et visait à déroger à l’article L. 2112-2 du CCP, en prévoyant la possibilité que les conditions d’exécution des prestations portent sur l’implantation géographique du titulaire ou de ses sous-traitants. Dans sa rédaction actuelle, cet article du CCP dispose que les clauses du marché précisent les conditions d’exécution des prestations, qui doivent être liées à son objet, et que ces conditions peuvent prendre en compte des considérations relatives à l’économie, à l’innovation, à l’environnement, au domaine social, à l’emploi ou à la lutte contre les discriminations. À cet égard, Maître Patrick Labayle-Pabet nous avait indiqué, dans le numéro précédent, que « les collectivités souhaitent acheter localement l’énergie produite localement, ce qui soulève des questions au regard des grands principes de la commande publique », et que la réglementation devait donc s’interroger sur le cadre juridique de ces PPA conclus par des collectivités. Lors de l’examen en séance de cet amendement, la députée à l’origine de celui-ci a soutenu que les PPA devaient « privilégier les producteurs locaux, non des producteurs se trouvant en dehors du territoire national ». Cependant, l’amendement n° 415 a été rejeté, les députés considérant que la proposition constituerait « une entorse très directe au droit européen », ainsi qu’une « source majeure de contentieux et d’incertitude aussi bien pour les PME que pour les collectivités locales ».

Les PPA s’inscrivant dans une démarche d’approvisionnement local, le rejet de cet amendement peut être regretté ; une réécriture des propositions dans le sens du respect des principes du CCP aurait pu être envisagée.

Malgré le rejet de certaines propositions, les précisions qui précèdent sont bienvenues en ce qu’elles permettent de clarifier les possibilités offertes aux pouvoirs adjudicateurs et entités adjudicatrices s’agissant de l’achat et de la consommation d’énergie.

** *

Les discussions du PJL en séance publique sont désormais achevées. La procédure accélérée ayant été engagée sur ce texte, la version ici commentée en certains de ses aspects constitue la version définitive du projet qui sera soumise au vote du Parlement le 10 janvier 2023.

Au regard des propositions ici commentées ainsi que des nombreuses autres figurant dans le projet, il est permis de s’interroger sur l’effectivité du texte, à supposer que celui-ci soit adopté. En effet, si ce PJL comporte des dispositions intéressantes de nature à permettre, espérons-le, une certaine accélération dans le développement des projets d’énergie renouvelable, nombre de propositions en ce sens ont été retirées du texte -nous pensons particulièrement aux dispositions contentieuses-.

Dans ce cadre, il ne reste plus qu’à espérer que le vent tourne en faveur de ce texte d’ici le début de l’année 2023.

II. Le décret « contentieux » du 29 octobre 2022

Le contentieux est une source majeure de ralentissement des projets de construction d’installations de production d’énergie renouvelable, quatre-vingts pour cent de ces projets faisant aujourd’hui l’objet de recours. Cette source de ralentissement est d’autant plus importante que l’objet des recours englobe dorénavant tous les actes ou décisions afférents aux projets, et non plus seulement l’autorisation environnementale ou le permis de construire. Il s’est en particulier étendu aux actes se rapportant au terrain d’assiette du projet, tels que la délibération autorisant la cession ou la mise à bail du foncier, voire le bail lui-même.

C’est afin d’agir sur cette cause de ralentissement que le Gouvernement a instauré, à travers le décret n° 2022-1379 du 29 octobre 2022 [20], de nouvelles règles pour accélérer le contentieux de certaines décisions afférentes aux installations de production d’énergie renouvelable et aux ouvrages des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité. Il est d’ores et déjà précisé que ce décret ne concerne pas le contentieux éolien.

Les mesures mises en place, réunies au sein d’un nouvel article R. 311-6 du CJA, sont instituées à titre expérimental, pour une durée de quatre ans, et ne trouvent à s’appliquer qu’aux décisions prises entre le 1er novembre 2022 et le 31 décembre 2026.

Le champ d’application du décret est défini par un système de « double cliquet » qui permet de déterminer quelles décisions sont concernées en prenant en compte, d’une part, la nature de ces décisions (par exemple, les décisions accordant ou refusant une autorisation environnementale, une dérogation « espèces protégées », une déclaration préalable ou un permis de construire) et, d’autre part, le type d’ouvrage auquel se rapportent ces décisions, à savoir leur objet (par exemple, les ouvrages photovoltaïques d’une puissance égale ou supérieure à cinq mégawatts ou les installations hydroélectriques d’une puissance égale ou supérieure à trois mégawatts).

Par dérogation aux dispositions spéciales qui peuvent leur être applicables, le délai de recours ouvert contre ces décisions est fixé à deux mois à compter du point de départ propre à chaque réglementation, et n’est pas prorogé par l’exercice d’un recours administratif. Le délai de recours est

ainsi réduit concernant le recours des tiers contre les décisions d’octroi d’une autorisation environnementale, qui est usuellement de quatre mois aux termes de l’article R. 181-50 du Code de l’environnement.

En outre, le décret instaure des délais de jugement contraints, à peine de dessaisissement de la juridiction chargée du recours. Il est ainsi prévu que le tribunal administratif devra statuer dans le délai de dix mois à compter de l’enregistrement de la requête. Si le juge ne s’est pas prononcé à l’issue de ce délai, ou en cas d’appel, le litige est porté devant la cour administrative d’appel, qui statue également dans un délai de dix mois. Si, à l’issue de ce nouveau délai, elle ne s’est pas prononcée, ou en cas de pourvoi en cassation, le litige est porté devant le Conseil d’État. En résumé, l’idée poursuivie est que l’affaire arrive en vingt mois maximum au Conseil d’État, qui ne se voit, quant à lui, assigner aucun délai.

Le décret précise par ailleurs qu’en cas de régularisation opérée sur le fondement de l’article L. 181-18 du Code de l’environnement ou de l’article L. 600-5-1 du Code de l’urbanisme, le tribunal administratif ou la cour administrative d’appel est tenu-e de statuer dans un délai de six mois à compter de l’enregistrement du mémoire transmettant la mesure de régularisation. À défaut, le litige est porté, selon le cas, devant la cour administrative d’appel ou le Conseil d’État.

On pourra remarquer que le Gouvernement a donc choisi de délaisser un certain nombre d’outils qui étaient à sa disposition pour accélérer le contentieux : la suppression de l’appel, l’instauration d’un délai de cristallisation des moyens ou d’un délai pour introduire un référé-suspension, l’instauration de sanctions spécifiques aux recours abusifs, ou encore la redéfinition restrictive de l’intérêt à agir des tiers. À noter que le décret ne crée pas non plus de compétence juridictionnelle spéciale, à la différence de ce qui a été prévu pour les contentieux relatifs à l’éolien terrestre et en mer [21].

Si l’objectif poursuivi par le décret, à savoir l’accélération du contentieux, est louable, l’encadrement du délai de jugement pourrait présenter certains inconvénients pour les porteurs de projets, ainsi que l’ont relevé certains spécialistes [22].

En premier lieu, il faut noter que le dessaisissement en cours d’instruction aura pour effet de rendre infructueux le travail réalisé pendant les dix ou vingt mois écoulés, l’instruction devant être reprise à zéro par la nouvelle juridiction saisie du litige.

En second lieu, si l’autorisation contestée est finalement annulée devant le Conseil d’État, après dessaisissement des juridictions précédemment saisies, le bénéficiaire n’aura concrètement disposé que d’un seul degré de juridiction, ce qui ne saurait être satisfaisant et pourrait même se révéler contraire à un certain nombre de principes fondamentaux.

En troisième et dernier lieu, on peut regretter que le décret ne prévoie pas d’interruption du délai de dix mois en cas de tentative de médiation, à contre-courant de la mouvance tendant à la promotion des modes alternatifs de règlement des différends.

Il faudra donc attendre les résultats de cette expérimentation pour apprécier l’efficacité de ces mesures.

***

En conclusion, les mesures introduites dans le droit national en faveur du développement des énergies renouvelables ne répondent pas entièrement à l’objectif qui leur était assigné.

L’objectif initial était en effet d’agir sur les deux principales causes de ralentissement des projets écologiquement vertueux, à savoir la lenteur des procédures administratives, d’abord, et la lenteur contentieuse, ensuite.

Concernant l’accélération de la phase administrative, le projet de loi, initialement prometteur, s’est délesté de ses mesures les plus novatrices au cours des débats parlementaires, au point d’en perdre sa finalité originelle.

La plupart des avancées du texte s’attachent en effet à favoriser la planification des projets d’énergie renouvelable par les collectivités publiques, là où l’on espérait que les mesures s’attachent à réduire le temps nécessaire à l’obtention des autorisations requises par les porteurs de projets.

La réponse adaptée vient sur ce point du règlement européen temporaire d’urgence du 22 décembre dernier, qui réussit à instaurer les mesures phares que le législateur français n’a pas su adopter et en particulier le délai maximum pour l’octroi des autorisations administratives.

La critique des mesures nationales est en revanche plus nuancée s’agissant des règles contentieuses mises en place par le décret du 29 octobre 2022. Sur ce point, le décret présente l’intérêt de proposer des mesures adaptées à la problématique initiale, bien que l’on puisse regretter qu’il exclue le contentieux éolien.

Chloé Mifsud

Paul Mazet

Loi 3Ds et éolien : encadrement d’une pratique préexistante en faveur des maires

 Extrait de la Gazette n°50- septembre 2022

Communément appelée « loi 3Ds », la loi n° 2022- 217 en date du 21 février 2022 relative à la différenciation, la décentralisation, la déconcentration et portant diverses mesures de simplification de l’action publique locale, a été publiée au Journal Officiel le 22 février 2022 [1]. L’article 35 de cette loi insère un nouvel article L. 151-42-1 dans le Code de l’urbanisme, ayant pour vocation de réaffirmer le rôle des élus locaux dans les projets d’implantation d’éoliennes sur le territoire de leur commune [2].

Cette nouvelle disposition est rédigée comme suit :

« Le règlement peut délimiter les secteurs dans lesquels l’implantation d’installations de production d’électricité à partir de l’Energie mécanique du vent est soumise à conditions, dès lors qu’elles sont incompatibles avec le voisinage habité ou avec l’usage des terrains situés à proximité ou qu’elles portent atteinte à la sauvegarde des espaces naturels et des paysages, à la qualité architecturale, urbaine et paysagère, à la mise en valeur du patrimoine et à l’insertion des installations dans le milieu environnant » [2].

Il s’agit, pour les auteurs d’un plan local d’urbanisme (PLU), de créer un nouveau règlement graphique limitant l’installation d’éoliennes au sein de certaines zones. Sous peine de voir l’autorisation environnementale nécessaire leur être refusée, les promoteurs qui souhaitent implanter des éoliennes sur le territoire d’une commune devront respecter les prescriptions nouvelles du règlement écrit établi par cette dernière.

Cette nouvelle disposition est susceptible d’appeler des questionnements quant à son efficacité. En effet, le nouvel article L. 151-42-1 du Code de l’urbanisme, légalisation d’une pratique existante (I.), pose de nombreuses questions quant à son application (II.).

I. L’article L. 151-42-1 du Code de l’urbanisme ou la légalisation d’une pratique existante

Avant l’apparition de la loi 3Ds, les maires disposaient déjà de la possibilité de limiter l’implantation d’éoliennes au sein de leur commune (A). Face aux nombreux recours exercés contre ces règlementations, une légalisation de cette pratique est toutefois apparue opportune (B).

A. La préexistence d’une pratique indirecte mais réelle

Le nouvel article L. 151-42-1 du Code de l’urbanisme permet aux auteurs de plans locaux d’urbanisme de délimiter les zones permettant l’implantation d’éoliennes et, en cas d’autorisation, de les soumettre à certaines conditions. Cette évolution ne consiste en réalité qu’en l’encadrement d’une pratique indirecte mais déjà existante, exercée de longue date par les élus locaux. Les maires disposaient en effet déjà de la possibilité d’interdire de façon totale ou partielle l’installation d’éoliennes sur leur commune, par l’usage de différents outils classiques du droit de l’urbanisme.

 « La définition des secteurs d’implantations des éoliennes au sein des zonages règlementaires du PLU. Le PLU devant, dans tous les cas, justifier des éventuelles interdictions qui pourraient grever certaines zones et montrer la proportionnalité́ des éventuelles règles encadrant les implantations acceptées. Une interdiction générale et absolue couvrant l’intégralité du territoire étant par nature difficile à justifier, elle est à proscrire. », pouvait-on lire, dans le « Guide à des destination des élus » sur « l’éolien et l’urbanisme », édité́ en 2019 par le ministère de la Transition écologique et solidaire [3]. Ce Guide rappelait tout d’abord que l’implantation d’éoliennes pouvait faire l’objet d’orientations d’aménagement et de programmation ou d’emplacements réserves. Ce document évoquait en outre la possibilité́ de limiter l’installation d’éoliennes par le biais du règlement du plan local d’urbanisme, notamment dans les zones agricoles (A) et naturelles (N). Notons toutefois qu’en zone A ou N, sont généralement admis sous conditions les « équipements collectifs », qualification à laquelle répondent les parcs éoliens [4].

Il était également déjà possible d’interdire l’implantation d’éoliennes dans les zones urbanisées (U) et à urbaniser (AU), du fait de la sécurité publique ou de l’insertion dans l’architecture environnante.

Les maires pouvaient, de surcroît, insérer des impératifs de préservation des paysages dans les définitions de zonages sensibles. L’article L. 151-19 du Code de l’urbanisme, rédigé comme suit, permet en effet de définir des lieux à préserver :

« Le règlement peut identifier et localiser les éléments de paysage et identifier, localiser et délimiter les quartiers, îlots, immeubles bâtis ou non bâtis, espaces publics, monuments, sites et secteurs à protéger, à conserver, à mettre en valeur ou à requalifier pour des motifs d'ordre culturel, historique ou architectural et définir, le cas échéant, les prescriptions de nature à assurer leur préservation leur conservation ou leur restauration. Lorsqu'il s'agit d'espaces boisés, il est fait application du régime d'exception prévu à l'article L. 421-4 pour les coupes et abattages d'arbres » [5].

Par ailleurs, depuis la loi « Climat et résilience », publiée au Journal Officiel le 24 août 2021, les maires de la commune d’implantation et des communes limitrophes sont avisés d’un projet éolien « au moins un mois » avant le dépôt de la demande d’autorisation [6]. Le conseil municipal de la commune d’implantation dispose ensuite de la possibilité de partager ses observations aux porteurs de projets, lesquels lui doivent une réponse sous un délai d’un mois [6]. Notons qu’en l’absence de réaction, le second alinéa de l’article L. 181-28-2 du Code de l’environnement prévoit que le maire est réputé avoir renoncé à adresser ses observations aux porteurs du projet [7]. Dans ce cas, le maire semble avoir indirectement acquiescé au projet en l’état, ce qui pourrait représenter un risque pour la commune. L'article précité prévoit enfin en son troisième alinéa qu’en cas d’observations du maire, « le porteur de projet adresse sous un mois une réponse aux observations formulées, en indiquant les évolutions du projet qui sont proposées pour en tenir compte » [7].

Bien que non opposables aux projets éoliens, les plans climat-air-énergie territorial (PCAET), les schémas de cohérence territoriale (Scot), ou encore les schémas régionaux d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires (Sraddet), sont autant d’autres outils régissant déjà l’implantation des projets éoliens [8].

Enfin, en application de la circulaire adressée aux préfets de région le 27 mai 2021, des cartographies de zones potentiellement favorables à la construction de nouvelles infrastructures éoliennes sont attendues pour la fin de l’année 2022 [9].

B. Une volonté de réaffirmer le rôle des maires dans les projets éoliens sur leur territoire

L’adoption de la loi 3Ds s’est inscrite dans la continuité du Grand Débat national, lancé en décembre 2018 par le Président de la République, dont l’objectif était de discuter de la mise en place de solutions nouvelles, permettant de réaliser une action publique mieux adaptée aux spécificités de chaque territoire, de gagner en flexibilité et en efficacité [10]. La loi 3Ds concrétise ainsi l’engagement du Président Emmanuel Macron, pris à l’issue de ce débat public national, d’apporter des réponses concrètes aux besoins pratiques et opérationnels des collectivités territoriales.

Le texte de loi, qui comprend un total de 270 articles portant sur divers sujets, s'articule autour de quatre grandes priorités. La différenciation territoriale tout d’abord, afin de donner aux collectivités la flexibilité dont elles ont besoin pour adapter leurs actions aux caractéristiques de leur territoire. La décentralisation ensuite, afin d’accorder aux élus la responsabilité de « relever, dans la proximité, les grands défis du pays ».

La déconcentration en troisième lieu, afin d’assurer une bonne coordination de l’action gouvernementale sur le terrain. La simplification, enfin, afin de « faciliter l’action publique locale » [11].

L’introduction, par la loi 3Ds, du nouvel article L. 151-42-1 au sein du Code de l’urbanisme, lequel s’inscrit dans le bloc « Réussir la transition écologique dans les territoires », poursuit à ce titre un double objectif : favoriser le développement des énergies renouvelables et de l’économie circulaire ; et conforter le rôle des collectivités territoriales dans la transition écologique [9].

Avant l’apparition de la loi 3Ds, de nombreux recours étaient intentés devant le juge administratif en réponse à la mise en œuvre, par les élus locaux, de règles restreignant la possibilité d’implantations éoliennes sur leurs territoires.

Le nouvel article L. 151-42-1 du Code de l’urbanisme se veut ainsi compléter l’arsenal d’outils classiques dont disposent les maires pour garder le contrôle sur ces implantations.

Reste à déterminer l’efficacité de ce nouvel outil en faveur des maires.

II. L’article L. 151-42-1 du Code de l’urbanisme : un nouvel outil d’encadrement ?

L’article L. 151-42-1 du Code de l’urbanisme, disposition à l’application et au devenir encore incertains (B.), a toutefois le mérite de poser deux critères objectifs de règlementation des parcs éoliens (A.).

A. L’élaboration de deux critères objectifs : l’incompatibilité et l’atteinte

Le nouvel article L. 151-42-1 du Code de l’urbanisme prévoit qu’une zone règlementée peut être fixée au regard de cinq différentes incompatibilités ou atteintes avec un projet d’implantation éolien, à savoir : « le voisinage habité », « l’usage des terrains situés à proximité », « les espaces naturels et les paysages », « la qualité architecturale, urbaine et paysagère » et, enfin, « la mise en valeur du patrimoine et l’insertion des installations dans le milieu environnant » [2].

Le premier critère, celui de l’incompatibilité, semble offrir, en pratique, de larges possibilités de réglementation aux élus locaux. En effet, pour limiter l’implantation d’éoliennes sur le territoire d’une commune, l’incompatibilité avec le « voisinage habité » ou avec « l’usage des terrains situés à proximité » devra-t-elle être excessive, ou simplement gênante ? De quelle nature pourraient être ces incompatibilités ?

Notons par ailleurs que l’article L. 515-44 du Code de l’environnement protège déjà̀ les zones habitées, en prévoyant que les éoliennes « dont la hauteur des mâts dépasse 50 mètres » sont soumises au respect d’une distance d’éloignement minimum de 500 mètres entre les installations et les constructions à usage d’habitation, les immeubles habités et les zones destinées à l’habitation [12].

La compatibilité avec « l’usage des terrains situés à proximité » pose également question en raison de sa formulation large. Quel sera en effet le mode d’emploi de l’appréciation de cet « usage » ? Sera-t-il défini au regard du zonage du plan local d’urbanisme, ou d’une autre façon ?

Une visibilité importante sur un parc éolien depuis un monument historique ou un site naturel pourrait-elle justifier d’une incompatibilité suffisante, comme le juge l’a déjà recherché en matière éolienne [13] ?

Nous pouvons supposer qu’il appartiendra aux collectivités d’apporter la preuve de l’existence de cette incompatibilité́, au cas par cas, devant le juge administratif.

Le critère de l’atteinte « à la sauvegarde des espaces naturels et des paysages, à la qualité architecturale, urbaine et paysagère, à la mise en valeur du patrimoine et à l’insertion des installations dans le milieu environnant », semble plus classique que celui de l’incoémpatibilité [2]. En effet, l’atteinte est un critère communément utilisé en droit de l’environnement, tout comme en droit de l’urbanisme. Il apparait notamment en droit de l’environnement au sein des contentieux portant sur la prévention des atteintes par les installations classées pour la protection de l’environnement (ICPE) aux dangers et inconvénients, comme la protection des paysages et « la conservation des sites et des monuments ainsi que des éléments du patrimoine archéologique » [14].

En matière d’urbanisme et, plus précisément, de plan local d’urbanisme, l’atteinte est appréciée au regard du caractère ou de l’intérêt des lieux avoisinants, des sites, des paysages naturels ou urbains ainsi qu’au regard de la conservation des perspectives monumentales [15].

La méthodologie du juge administratif quant à l’appréciation du critère de l’atteinte est, tout comme pour celui de l’incompatibilité, encore assez méconnu.

Rappelons cependant que pour déterminer si un projet constitue un risque d’atteinte aux éléments précités, il appartient à l’autorité administrative d’apprécier la qualité du site sur lequel la construction est envisagée, puis d’évaluer l’impact que celle-ci pourrait avoir sur ce dernier, tant du point de vue de sa nature que de ses effets. Cette norme d’appréciation fait l’objet d’une jurisprudence constante, depuis la décision Association Engoulevent, rendue par le Conseil d’État le 13 juillet 2012 [16].

L’objectif sera donc, pour les maires, de justifier leurs choix de réglementation d’implantation d’éoliennes de la façon la plus précise possible, de manière à anticiper les litiges qui en découleront.

B. Une disposition à l’application et au devenir encore incertains

L’article L. 151-42-1 du Code de l’urbanisme ne sera probablement pas simple à manier pour les élus locaux, à tout le moins dans un premier temps. En effet, le cadre juridique des conditions d’implantation des éoliennes contenus dans le nouvel article du Code de l’urbanisme n’a pas encore été précisé. Nous sommes également dans l’attente de précisions quant aux critères pour l’identification et la définition des secteurs réglementés.

La loi 3Ds autorise par ailleurs les élus locaux à recourir à une procédure de modification simplifiée du règlement de leur plan local d’urbanisme prévue aux articles L. 153-45 à L. 153-48 du Code de l’urbanisme, afin d’identifier des secteurs d’implantation sous conditions [17]. La modification doit intervenir avant le 22 août 2027 [18]. Cette possibilité a pour effet de favoriser une réaction rapide face à l’urgence de certaines situations.

Notons néanmoins une contradiction : tandis que l’article 35 de la loi prévoit une enquête publique préalable à la modification simplifiée du règlement du plan local d’urbanisme, les articles précités du Code de l’urbanisme ne prévoient qu’une « mise é disposition du public » [17]. La réalisation de cette enquête publique aura vocation é s’exercer selon des modalités qui seront prévues par un décret en Conseil d’État, et dont nous ne connaissons pas encore les contours.

En outre, ne pourrions-nous pas craindre que cette nouvelle procédure de modification simplifiée des documents d’urbanisme puisse engendrer une forme de pression à l’encontre de certains élus locaux ?

Si l’application et le devenir de l’article L. 151-42-1 du Code de l’urbanisme semblent encore incertains, il reste que cette disposition nouvelle a le mérite de compléter le peu d’outils mis à la disposition des maires en la matière, leur redonnant ainsi la parole pour lutter contre une implantation excessive de l’éolien sur le territoire de leur commune.

Ainsi, cette réforme si ardemment négociée est à tout le moins parvenue à apporter une base légale et des critères de réglementation objectifs au développement de l’éolien sur le territoire national.

Le temps nous permettra par la suite de prendre le recul nécessaire à l’établissement d’un bilan sur l’impact de cette réforme.

Références :

[1] Loi n° 2022-217 du 21 février 2022 relative à la différenciation, la décentralisation, la déconcentration et portant diverses mesures de simplification de l'action publique local, JORF n° 0044 du 22 février 2022.

[2] Code de l’urbanisme, art. L. 151-42-1.

[3] « Guide à des destinations des élus » sur « l’éolien et l’urbanisme », novembre 2019, ministère de la Transition écologique et solidaire, [consulté le 13 septembre 2022], accessible ici.

[4] CE, 18 juillet 2012, Société EDP Renewables France, req. n° 343306.

[5] Code de l’urbanisme, art. L. 151-19.

[6] Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets (1), JORF n° 0196 du 24 août 2021.

[7] Code de l’environnement, art. L. 181-28-2.

[8] Le plan climat-air-énergie territorial (PCAET),

Outils de l’aménagement, Cerema, accessible ici.

Le SCoT : un projet stratégique partagé pour l’aménagement d’un territoire, site internet du Ministère de la Transition écologique et de la Cohésion des territoires - Ministère de la transition énergétique, accessible ici.

SRADDET : un schéma stratégique, prescriptif et intégrateur pour les régions, site internet du Ministère de la Transition écologique et de la Cohésion des territoires - Ministère de la transition énergétique, accessible ici.

[9] Instruction du Gouvernement du 26 mai 2021 relative à la planification territoriale et l’instruction des projets éoliens, NOR : TRER2113107J, texte non paru au Journal officiel, accessible ici.

[10] Le grand débat national, gouvernement.fr, accessible ici et ici.

[11] Dossier de présentation de la loi 3Ds, ministère de la Cohésion des territoires et des relations avec les collectivités territoriales, février 2022, [consulté le 14 septembre 2022], accessible ici.

[12] Code de l’environnement, art. L. 515-44.

[13] CAA de Nantes, 28 février 2020, n° 19NT0588.

[14] Code de l’environnement, art. L. 511-1.

[15] Code de l’urbanisme, art. R. 111-27.

[16] CE, 13 juillet 2012, Association Engoulevent, req. n° 345970.

[17] Code de l’urbanisme, art. L. 153-45 à L. 153-48.

[18] Loi n° 2022-217 du 21 février 2022, préc., art. 35. V. : Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021, prc. art. 194.

Maguelonne TORTI

Montant maximal des accords-cadres : plafonnez, vous pourrez (peut-être) dépasser

 Extrait de la Gazette n°50- septembre 2022

La saga du plafonnement obligatoire des accords-cadres serait-elle parvenue à son épilogue le 14 juillet 2022 ? Rien n’est moins sûr. Par un arrêt rendu ce jour, la Cour de justice de l’Union européenne (CJUE) a, d’une part, confirmé sa jurisprudence concernant l’obligation d’indiquer un montant maximal en valeur ou en quantité dans les accords-cadres et, d’autre part, précisé qu’un dépassement de ce plafond était possible dès lors qu’il ne constituait pas une modification substantielle de l’accord-cadre [1].

Dans les affaires jointes à l’origine de l’arrêt du 14 juillet 2022, la Cour était saisie de deux demandes préjudicielles par le tribunal administratif fédéral autrichien, lequel devait se prononcer sur un litige relatif à la conclusion, par la République d’Autriche et la « société fédérale d’achat », de vingt-et-un accords-cadres d’une valeur de trois millions d’euros concernant l’acquisition de tests antigéniques.

Estimant que la procédure de passation n’était pas transparente, la société « EPIC » a saisi ce tribunal d’un recours tendant à contester la conclusion des accords-cadres. Elle a assorti sa saisine d’une demande en référé visant à interdire, à titre provisoire, la poursuite de la procédure de passation des marchés. La société « EPIC » a ensuite contesté les achats effectués auprès de deux sociétés au titre d’accords-cadres dépassant la valeur d’achat maximale de trois millions d’euros prévue par ces accords, en considérant qu’ils résultaient d’une procédure de gré à gré illégale.

En l’espèce, le tribunal autrichien a estimé que le litige au principal soulevait plusieurs séries d’interrogations et a considèré, dans le cadre de l’une d’elles, qu’ « [i]l conviendrait également de préciser la qualification juridique des marchés publics passés au titre d’un accord-cadre dont la valeur maximale était déjà dépassée [...] » [2].

Par suite, le tribunal a sursis à statuer et saisi la CJUE de multiples questions préjudicielles sur le fondement de l’article 267 du Traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (TFUE) [3]. Cette juridiction a notamment interrogé la Cour sur la question de savoir « si l’article 33, paragraphe 3, de la directive 2014/24 doit être interprété en ce sens qu’un pouvoir adjudicateur peut encore se fonder, pour attribuer un nouveau marché, sur un accord-cadre dont la quantité et/ou la valeur maximale des travaux, fournitures ou services concernés qu’il fixe a ou ont déjà été atteinte(s) » [4].

Par l’arrêt du 14 juillet 2022, la Cour a dit pour droit que cet article « doit être interprété en ce sens qu’un pouvoir adjudicateur ne peut plus se fonder, pour attribuer un nouveau marché, sur un accord-cadre dont la quantité et/ou la valeur maximale des travaux, fournitures ou services concernés qu’il fixe a ou ont déjà été atteinte(s), à moins que l’attribution de ce marché n’entraîne pas une modification substantielle de cet accord-cadre, ainsi que le prévoit l’article 72, paragraphe 1, sous e), de cette directive » [5] (nous soulignons).

La Cour réaffirme ainsi sa jurisprudence Simonsen & Weel du 17 juin 2021 [6], en précisant explicitement l’existence d’une exception à la règle du plafonnement des accords-cadres. L’arrêt du 14 juillet 2022 est donc l’occasion de revenir sur la consécration progressive de l’obligation de plafonner les accords-cadres (I.), une obligation que les juges de Luxembourg ont, en apparence, tempérée (II.).

I. Une obligation progressivement consacrée

Si l’arrêt Simonsen & Weel constitue la jurisprudence de référence en ce qui concerne l’obligation d’indiquer un montant maximal en valeur ou en quantité dans les accords-cadres, la CJUE avait déjà eu l’occasion de se prononcer sur cette question en 2018 (A.). Bien que pleinement consacrée en droit européen, cette nouvelle obligation a fait l’objet d’une réception différenciée en droit français (B.).

A. L’émergence européenne de l’obligation de plafonner les accords-cadres

L’arrêt Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato - Antitrust

Dans cette affaire [7], le Conseil d’État italien avait notamment à se prononcer sur l’extension d’un accord-cadre à d’autres pouvoirs adjudicateurs sans nouvelle procédure de passation, ainsi que sur l’indication expresse, dans l’accord, des quantités sur lesquelles celui-ci porterait. Le tribunal administratif régional de Lombardie, saisi en premier lieu de l’affaire, avait considéré dans ce cadre que la locution « le cas échéant » figurant à l’article 33 de la directive 2014/24/UE [8], aux termes duquel l’accord-cadre a pour objet « [...] d’établir les conditions régissant les marchés à passer au cours d’une période donnée, notamment en ce qui concerne les prix et, le cas échéant, les quantités envisagées » (nous soulignons) n’impliquait pas nécessairement de préciser les quantités sur lesquelles porterait l’accord-cadre. À l’inverse, le Conseil d’État italien saisi par la suite estimait que cette locution devait être interprétée de manière restrictive, à défaut de quoi elle contreviendrait aux principes fondamentaux du droit de l’UE en matière de passation des marchés publics [9].

Saisie par le Conseil d’État italien sur le fondement de l’article 267 du TFUE, la CJUE a donc été interrogée, entre autres, sur la question de savoir si l’article précité devait être interprété en ce sens qu’il autorise la conclusion d’accords-cadres dont le volume n’est pas déterminé, et sur la question de la détermination du volume par référence aux besoins ordinaires des pouvoirs adjudicateurs.

Si la Cour a admis que la locution « le cas échéant » pouvait laisser penser que l’indication d’un maximum n’était que facultative, elle a cependant considéré que cette interprétation ne pouvait être retenue pour plusieurs raisons [10]. En ce sens, il ressort de l’arrêt qu’une distinction doit être opérée entre l’indication de la valeur et de la fréquence des marchés subséquents, qui constitue une obligation de moyens pour le pouvoir adjudicateur, et l’indication du volume global dans l’accord-cadre, qui est impérative. De plus, selon la Cour, les principes fondamentaux précités applicables lors de la conclusion de l’accord-cadre seraient affectés si le volume global n’était pas mentionné dès ledit accord. En l’absence d’une telle mention, la Cour a affirmé l’existence d’un risque de fractionnement artificiel du marché par le pouvoir adjudicateur, dans le but de demeurer en deçà des seuils de la directive 2004/18/CE applicable au litige [11]. Enfin, pour la Cour, l’interdiction de recourir aux accords-cadres de manière abusive ou de manière à empêcher, restreindre ou fausser la concurrence, se trouve concrétisée par l’obligation d’indiquer un montant maximal [12].

Forte de ce raisonnement, la CJUE a donc affirmé qu’il est exclu que les pouvoirs adjudicateurs non- signataires de l’accord-cadre ne déterminent pas le volume des prestations ou qu’ils le déterminent par référence à leurs besoins. Rendu dans un litige particulier, cet arrêt du 19 décembre 2018 constitue la première pierre de l’édifice en ce qui concerne l’obligation de mentionner un maximum dans les accords-cadres. Une nouvelle pierre à cet édifice a été ajoutée par les juges de Luxembourg quelques années plus tard, entendant ainsi la solution retenue en 2018.

L’arrêt Simonsen & Weel A/S

Dans cette espèce, deux régions danoises avaient lancé une procédure en vue de la conclusion d’un accord-cadre portant sur l’achat d’équipements permettant l’alimentation par sonde. L’avis de marché ne contenait aucune information sur la valeur maximale des accords-cadres, ni sur la quantité estimée ou maximale des produits dont l’achat était prévu par ces accords.

Considérant que les régions avaient méconnu les principes d’égalité de traitement et de transparence en ne mentionnant ni la quantité, ni la valeur estimée des produits à fournir, la société Simonsen & Weel a formé un recours contre la décision d’attribution du marché. Se fondant sur l’arrêt du 19 décembre 2018 exposé ci-dessus, elle considérait en outre que les régions étaient tenues d’indiquer la quantité ou la valeur maximale des produits à acquérir.

Dans ce contexte, la juridiction danoise saisie du litige a posé plusieurs questions préjudicielles à la CJUE, portant sur l’interprétation des principes d’égalité et de transparence eu égard à l’indication, dans l’avis de marché ou le cahier des charges, des informations sur la quantité et/ou la valeur estimée ou maximale des produits à fournir, et sur le point de savoir si un tel accord-cadre aurait épuisé ses effets lorsque le plafond aurait été atteint.

La Cour a d’abord constaté que la rédaction de certaines dispositions de la directive 2014/24/UE pouvait laisser entendre que le pouvoir adjudicateur dispose d’une marge d’appréciation quant à l’opportunité d’indiquer une valeur maximale [13]. Cette interprétation n’étant pas concluante, la Cour a procédé à une interprétation de l’économie générale de la directive pour en déduire une obligation d’indiquer la valeur maximale dans un accord-cadre. Pour la CJUE, la mise en œuvre des principes fondamentaux du droit de l’Union européenne par la formulation claire, précise et unique des modalités de la procédure permet aux soumissionnaires de comprendre la portée de leur engagement. De même, selon elle, l’indication du maximum revêt « une importance considérable » à l’égard du soumissionnaire, et permet également au pouvoir adjudicateur d’être en mesure de vérifier que les offres correspondent aux critères du marché [14]. À cet égard, certains affirmaient à juste titre qu’il serait malaisé de reprocher un défaut de capacités à un candidat alors même que le volume estimé des prestations n’aurait pas été indiqué dans l’avis de marché [15].

Dans ce contexte, la Cour a dit pour droit qu’un pouvoir adjudicateur ne peut s’engager que dans la limite d’une quantité et/ou d’une valeur maximale désignée dans l’accord-cadre, lequel aura épuisé ses effets une fois ce plafond atteint. Cependant, elle a notamment ajouté une précision rappelant que seules sont admises les modifications qui n'entrainent pas une modification substantielle de l’accord-cadre [16].

Réagissant à cet arrêt, la Direction des Affaires Juridiques de Bercy (DAJ) avait précisé que, dans une démarche d’anticipation, le maximum pouvait être fixé à un montant plus enlevé que le montant estimé prévisible [17]. Sur ce point, il a pu être très justement souligné que la DAJ ne s’était pas prononcée sur l’entendue du contrôle du juge concernant l’appréciation du caractère raisonnable du plafond [18]. En effet, les pouvoirs adjudicateurs auraient pu vouloir fixer des plafonds très enlevés afin que leur accord-cadre ne prenne pas fin prématurément en cas d’atteinte de ceux-ci. Ce point particulier sera évoqué en II.B du présent commentaire.

L’arrêt Simonsen & Weel a par la suite été très rapidement reçu en droit national, tant par les juridictions que par le pouvoir règlementaire, mais ce d’une manière dissemblable.

B. La réception différenciée de l’obligation de plafonner les accords-cadres en droit français

L’état du droit français et la prompte réaction des tribunaux administratifs

Au 17 juin 2021, le Code de la commande publique (CCP) permettait la conclusion d’accords-cadres avec (i) soit un minimum et un maximum en valeur et/ou en quantité, (ii) soit avec seulement un minimum ou un maximum, (iii) soit sans l’un ni l’autre [19]. Dans cette dernière hypothèse, un accord-cadre sans maximum étant réputé excéder les seuils européens, il devait faire l’objet d’une procédure de passation formalisée [20]. Les règles en vigueur octroyaient donc une certaine souplesse à l’acheteur, et lui permettaient de commander de « manière quasi-illimitée les prestations objet de l’accord-cadre », ou encore de faire face à des « besoins exceptionnels et imprévisibles » [21]. L’accord-cadre répondait ainsi pleinement à sa vocation d’outil de planification.

Néanmoins, suite à l’avènement de l’arrêt Simonsen & Weel, il en résultait une contradiction de notre droit national avec le nouvel état du droit européen. Très rapidement, certains tribunaux administratifs se sont mis à annuler, sur le fondement de l’arrêt susvisé, des procédures de passation au motif que les accords-cadres ne mentionnaient pas de maximum [22]. À cet égard, par une ordonnance du 23 août 2021 [23], le tribunal administratif de Bordeaux avait annulé une procédure de passation d’un lot d’un accord-cadre alors même que ce dernier prévoyait, dans sa globalité, une valeur maximale estimée. En outre, l’avis d’appel à concurrence avait été publié au Bulletin officiel des annonces de marchés publics (BOAMP) et au Journal officiel de l’Union européenne (JOUE) les 8 et 11 mai 2021, soit antérieurement à l’arrêt Simonsen & Weel. Pour prononcer cette annulation, le tribunal administratif de Bordeaux avait notamment retenu que la CJUE n’avait pas limité dans le temps la portée donnée à son interprétation, « ce qui exclut pour le juge des référés de différer son application fusse pour des motifs de sécurité́ juridique » [24].

Dans ce contexte, la modification du CCP annoncée par la DAJ quelques semaines auparavant [25] était plus qu’attendue, afin de mettre les textes en cohérence avec la jurisprudence nationale et européenne.

La modification des dispositions du CCP

Le décret 2021-1111 du 23 août 2021 [26] est ainsi venu modifier les dispositions du CCP, et notamment celles relatives aux accords-cadres. Il a par exemple réécrit l’article R. 2162-4 précité, qui dispose désormais que les accords-cadres peuvent être conclus soit (i) avec un minimum et un maximum en valeur ou en quantité, (ii) soit avec seulement un maximum en valeur ou en quantité. La possibilité de conclure un accord-cadre sans minimum reste donc inchangée. Pareillement, l’article R. 2121-8 du CCP a été revu, le décret supprimant la disposition relative aux conséquences de l’absence de maximum sur la procédure de passation formalisée à laquelle l’accord-cadre était réputé être soumis. Il est par ailleurs à noter que certains ont alerté sur le champ d’application matériel du décret dès lors qu’il ne visait explicitement que les accords-cadres [27]. Par prudence, il serait recommandé, ainsi que le préconisait la DAJ à la suite de l’arrêt Simonsen & Weel, d’appliquer l’obligation d’indiquer un maximum également aux marchés subséquents et aux bons de commande, d’autant qu’à la date de ce commentaire, les juridictions du fond ne s’étaient pas encore prononcées sur ce point particulier.

En ce qui concerne les modifications apportées aux dispositions relatives aux accords-cadres, l’entrée en vigueur du décret était fixée au 1er janvier 2022 [28]. Partant, l’obligation de renseigner un montant maximal dans les accords-cadres ne devait s’appliquer qu’à compter de cette date. Or, l’entrée en vigueur de cette nouvelle obligation, telle que prévue par le droit français, s’inscrivait en contradiction avec l’application qui devait résulter de l’arrêt de la Cour. En effet, depuis la jurisprudence

Denkavit [29], les arrêts rendus par la Cour sur renvoi préjudiciel sont d’application directe. De surcroît, dans son arrêt du 17 juin 2021, la CJUE n’avait elle-même pas prévu d’application différée de son interprétation. À cet égard, plusieurs tribunaux administratifs ont considéré que l’arrêt Simonsen & Weel s’appliquait nonobstant l’application différée au 1er janvier 2022 prévue par le décret du 23 août 2021 [30].

Face à cette incohérence du droit national avec le droit européen, le Conseil d’État s’est prononcé en début d’année 2022 sur l’application dans le temps de la règle dégagée par la CJUE.

La question de l’application temporelle tranchée par le Conseil d’État

Saisi d’un recours contre l’ordonnance précitée rendue le 23 août 2021 par le juge des référés de Bordeaux, le Conseil d’État est venu trancher, le 28 janvier 2022, la question de l’application temporelle de l’obligation de mentionner un maximum dans les accords-cadres [31].

Dans sa décision, le Conseil d’État s’est tout d’abord explicitement référé à l’arrêt Simonsen & Weel en rappelant que la CJUE n’avait pas prévu d’application différée dans le temps de son interprétation [32]. Ensuite, la haute juridiction est venue distinguer deux temps dans l’application de la règle. Celle-ci est d’application immédiate pour les marchés d’une valeur supérieure au seuil de procédure formalisée, en raison de l’effet rétroactif de l’arrêt de la CJUE. S’agissant des marchés d’une valeur inferieure à ce même seuil, cette règle ne sera applicable qu’à compter du 1er janvier 2022, « afin de ne pas porter une atteinte excessive aux intérêts privés et publics en cause » [33]. A la date du présent commentaire, tous les accords-cadres doivent donc être dotés d’un maximum en valeur ou en quantité.

Dans ses conclusions sur cette affaire, le Rapporteur public constatait que le pouvoir règlementaire avait retenu une conception souple de l’application dans le temps de l’obligation de renseigner un montant maximal dans les accords-cadres [34]. Néanmoins, il considérait qu’il était impossible d’encarter son application pour les accords-cadres dont la procédure de passation avait été engagée avant le 17 juin 2021, en raison de l’obligation faite au juge national d’appliquer le droit de l’Union européenne. À cet égard, la DAJ constatait également que le décret ne pouvait, « même temporairement », faire échec à l’effet rétroactif de l’interprétation retenue par la Cour [35]. Par ailleurs, s’il mentionnait l’éventualité d’interroger la CJUE sur l’application temporelle de son interprétation, le Rapporteur public avait estimé qu’une telle demande méconnaitrait le principe de célérité du référé précontractuel dont était saisi le Conseil d’État.

La nouvelle obligation, reconnue tant en droit européen qu’en droit français, était désormais inscrite dans le marbre en tant que telle... À tout le moins jusqu’au 14 juillet 2022.

II. Une obligation en apparence tempérée

La CJUE est venue tempérer, de manière toutefois relative, la portée de sa jurisprudence Simonsen & Weel le 14 juillet 2022, en érigeant une exception permettant de dépasser le plafond prévu par l’accord- cadre (A.). Quoi qu’il en soit, la mise en œuvre de cette obligation et de son exception appelle à la vigilance des acheteurs au regard des éventuels risques contentieux (B.).

A. La modification non-substantielle comme possibilité de dépassement du plafond

L’arrêt du 14 juillet 2022 présente deux intérêts. D’une part, il confirme la jurisprudence de la CJUE, de laquelle « il ressort clairement [...] que, en concluant un accord-cadre, un pouvoir adjudicateur ne peut s’engager que dans la limite d’une quantité et/ou d’une valeur maximale des travaux, fournitures ou services concernés, de sorte que, une fois cette limite atteinte, cet accord-cadre aura épuisé ses effets [...] » [36]. D’autre part, il vient contrebalancer la portée de cette jurisprudence en affirmant que si, en principe, un marché ne peut plus être attribué sur le fondement d’un accord-cadre dont le maximum est atteint, il en va autrement lorsque que cette attribution ne modifie pas substantiellement ledit accord [37]. Sur ce point, la CJUE reprend les observations du Gouvernement autrichien et de la Commission se référant à la jurisprudence Simonsen & Weel, alors qu’il n’en ressortait pas clairement qu’une modification non-substantielle, au sens du e) de l’article 72 § 1 de la directive 2014/24/UE, permettait de dépasser le maximum prévu par l’accord-cadre. Dans son arrêt du 14 juillet 2022, la CJUE s’est explicitement référé à l’article précité, qui dispose qu’un accord-cadre peut être modifié lorsque la modification, qu’elle qu’en soit la valeur, n’est pas substantielle au sens du paragraphe 4. Or, la directive n’offre pas de définition de la notion de modification non-substantielle, ce qui implique de raisonner à partir de la notion de modification substantielle.

La définition de la notion de modification substantielle résulte d’un arrêt Pressetext rendu par la Cour de justice des Communautés européennes (CJCE) le 19 juin 2008 [38]. Il en ressort, en substance, qu’une modification substantielle introduit des conditions qui, si elles avaient figuré dans la procédure de passation initiale, auraient permis l’admission d’autres soumissionnaires ou auraient permis de retenir une autre offre. Une telle modification peut également être caractérisée lorsqu’elle entend le marché à des services initialement non prévus, ou change l’équilibre du contrat en faveur de l’adjudicataire [39]. En d’autres termes, une modification substantielle est celle qui présente « des caractéristiques substantiellement différentes de celles du marché initial et sont, en conséquence, de nature à démontrer la voloné des parties de renégocier les termes de ce marché » [40]. Cette notion de modification substantielle a par la suite été reprise à l’article 72 § 4 de la directive 2014/24/UE et figure à l’article R. 2194-7 du CCP. Aux termes de cet article 72 § 4, une modification est considérée comme substantielle lorsqu’au moins l’une des conditions prévues par cet article est remplie. Ces conditions sont celles issues de la jurisprudence Pressetext, auxquelles a eété ajoutée une condition relative au remplacement du titulaire du contrat. L’ensemble de ces conditions est également repris par l’article R. 2194-7 précité, qui s’abstient pareillement de définir la notion de modification non-substantielle à l’instar de l’article L. 2194-1, 5° du même Code.

Comme le rappelait la DAJ, l’appréciation de la validité des modifications non-substantielles envisagées fondées sur l’article L. 2194-1, 5° précité « doit s’effectuer au cas par cas, en fonction des circonstances de fait propres à chaque espèce » [41]. Sans donner de plus amples précisions sur cette notion, elle conseille aux acheteurs publics de « procéder à une évaluation quantitative de l’évolution induite ainsi qu’à une analyse de la portée des modifications [introduites] dans le contrat initial ». Illustrant ensuite les hypothèses dans lesquelles un avenant pourrait être constitutif d’une modification substantielle, la DAJ se réfère notamment à une décision du Conseil d’État de 1995 [42], de laquelle il ressort qu’un avenant ayant pour objet l’exécution de nouveaux travaux, dissociables des travaux prévus par le marché initial, aurait dû faire l’objet d’une nouvelle procédure de passation. À cet égard, la DAJ ajoute que l’objet du contrat doit être « considérablement » changé du fait de la modification substantielle afin de constituer un nouveau contrat devant faire l’objet d’une procédure de passation. Il est par ailleurs à noter que, s’agissant spécifiquement des accords-cadres, l’article R. 2162- 7 du CCP ainsi que l’article 33 §2, alinéa 3 de la directive 2014/24/UE disposent très clairement que les marchés subséquents fondés sur l’accord-cadre ne peuvent entraîner des modifications substantielles des termes de ce dernier.

Au regard des conditions prévues par les textes, il n'apparait malheureusement pas insensé que l’attribution d’un marché en dépassement du maximum prévu par l’accord-cadre remplisse au moins deux des conditions permettant de caractériser une modification substantielle. En effet, il y a - a priori - peu de doutes sur le fait que l’attribution d’un tel marché introduirait une condition qui aurait permis l’admission d’autres candidats, au regard par exemple des capacités des autres soumissionnaires que celui ou ceux retenu/s, ou aurait permis à l’acheteur de retenir une meilleure offre. De même, en ce que l’attribution confère au titulaire un marché supplémentaire, il n’est pas déraisonnable de penser que cela modifie l’équilibre économique du contrat en sa faveur. Dès lors qu’une seule des conditions prévues à l’article R. 2197-1 du CCP est susceptible de faire regarder la modification comme substantielle, la possibilité de dépasser le montant maximal sans organiser une nouvelle procédure de passation apparait finalement restreinte. La jurisprudence à venir sur cette exception, dont on ne doute pas qu’elle ne saurait tarder, permettra aux acheteurs d’orienter leurs pratiques.

Néanmoins, à supposer que l’attribution du marché en dépassement de l’accord-cadre ne revête pas un caractère substantiel, il importe de rappeler l’importance que représente la mention d’un maximum pour le titulaire du contrat. En ce sens, la DAJ rappelait, à l’époque où cette mention n’était pas encore obligatoire, que le maximum « détermine la limite supérieure des obligations susceptibles d'être mises à la charge du ou des titulaires [...] » et considérait que « [p]our cette raison, il constitue un des piliers de la relation contractuelle entre l’acheteur et le ou les titulaires, qui ont apprécié l'étendue de l’accord-cadre sur cette base » (nous soulignons) [43]. Dans cette perspective, le dépassement du montant maximal prévu par l’accord-cadre ne sera envisageable qu’avec le consentement du ou des titulaires, par le biais d’un avenant.

En tout état de cause, il est rappelé qu’aux termes de l’article L. 2194-1 du CCP, une modification effectuée sur le fondement de cet article ne peut changer la nature globale du contrat, sous peine d’obliger l’acheteur à organiser une nouvelle procédure de passation. Dans ce cadre, à supposer que l’attribution d’un marché sur le fondement d’un accord-cadre dont le plafond a été atteint en constitue une modification substantielle [44], l’acheteur pourrait en théorie, au regard des articles 73 a) de la directive 2014/24/UE et L. 2195-6 du CCP, résilier le contrat et engager une nouvelle procédure de publicité et de mise en concurrence. A défaut d’y procéder, il convient de souligner que l’avenant actant la modification ainsi que le marché supplémentaire attribué ne sont pas à l’abri d’un risque de recours contentieux, à l’instar de l’accord- cadre qui fixerait un plafond déraisonnable.

B. L’ambivalence du risque de recours contentieux

Sur le dépassement du plafond

Hors le cas où un tel dépassement aurait été prévu dans une clause de réexamen - selon les conditions requises pour sa validité -, l’acheteur s’expose à un double risque contentieux dans l’hypothèse d’un relèvement du plafond de l’accord-cadre par avenant et de l’attribution d’un nouveau marché fondé sur ledit accord ainsi modifié. D’une part, il pourrait être avancé que l’avenant constitue une modification substantielle de l’accord-cadre et, d’autre part, que le marché subséquent attribué l’a été sans qu’aucune nouvelle procédure de passation n’ait été engagée.

À supposer que l’avenant ait déjà été conclu et que le marché subséquent ait été passé, il paraît difficile d’envisager la possibilité d’un référé précontractuel dès lors le juge doit, aux termes de l’article L. 551-1 alinéa 3 du Code de justice administrative (CJA), être saisi avant la conclusion du contrat. Or, on aurait du mal à concevoir comment les tiers, le cas échéant, auraient pu avoir connaissance de l’existence de cet avenant ou de ce marché avant sa signature, d’autant plus qu’aucune procédure de passation n’aurait été mise en œuvre.

Néanmoins, un tiers qui souhaiterait recourir à une procédure d’urgence pourrait introduire un référé contractuel dans les conditions prévues par les articles L. 551-13 et suivants du CJA. Encore faut-il que l’avenant et/ou le marché constituent des contrats soumis à des obligations de publicité et de mise en concurrence au sens des articles L. 551-1 et L. 551-5 du même Code. S’agissant de l’avenant, le Conseil d’État a récemment rappelé que le juge du référé contractuel n’était compétent pour connaitre d’un avenant que lorsque celui-ci constitue un nouveau contrat soumis à des obligations de passation au titre des articles du CJA susvisés [45]. Sans revenir sur l’ensemble des conditions de recevabilité d’un référé contractuel, on rappellera qu’aux termes de l’article R. 551-7 du CJA, en l’absence de publication d’avis ou de notification de la conclusion du contrat, le requérant dispose d’un délai de six mois à compter du lendemain du jour de la conclusion du contrat pour saisir le juge du référé contractuel. Encore une fois, la difficulté étant de connaître la date de conclusion de l’avenant et/ou celle de la passation du marché subséquent.

L’exercice d’un tel référé n’exclut pas la possibilité d’introduire un recours en contestation de la validité de l’avenant et/ou du marché. Même si la jurisprudence de principe Tarn et Garonne [46] ne mentionne pas explicitement la possibilité d’introduire un tel recours contre un avenant, Monsieur Gilles Pellissier avait considéré, dans ses conclusions sur la décision Transmanche, que « [l]es modifications conventionnelles, les avenants, en règle générale de plus grande portée, peuvent être contestés par la voie du recours en contestation de la validité du contrat » [47]. Sous réserve de démontrer être lésé dans ses intérêts de façon certaine et directe par la passation ou les clauses de l’avenant ou du marcé, un tiers pourrait introduire ce recours dans les deux mois à compter l’accomplissement des mesures de publicité appropriées. Entre autres, ces mesures peuvent être accomplies par la publication d’un avis d’attribution au JOUE mentionnant à la fois la conclusion du contrat et les modalités de sa consultation. À ce propos, la cour administrative d’appel de Marseille a récemment considéré que même si ledit avis ne comporte pas les modalités de consultation du contrat, un délai raisonnable d’une année courait à l’égard du concurrent évincé à compter de la publication de l’avis d’attribution du contrat [48]. Or, la question du point de départ du délai de recours est plus problématique en l’absence de publication d’un tel avis. En effet, à supposer que l’avenant constitue un nouveau contrat, il résulte de l’article R. 2183-1 du CCP que seuls les marchés répondant à un besoin d’un montant égal ou supérieur aux seuils européens doivent faire l’objet d’un avis d’attribution publié. Cette même problématique se poserait pour le marché subséquent supplémentaire. À ce sujet, plusieurs auteurs soulignent les difficultés engendrées par l’absence d’avis d’attribution concernant le déclenchement du délai de recours [49]. Par suite, la question du point de départ de ce délai pourrait être source de difficultés pour le tiers lésé souhaitant introduire un recours Tarn et Garonne à l’encontre d’un avenant relevant le plafond de l’accord-cadre ou du marché attribué en dépassement du plafond initial.

Sur l’appréciation du maximum

Comme évoqué, à la suite de l’arrêt Simonsen & Weel et du décret 2021-1111, certains se sont questionnes quant à la tentation, pour les acheteurs, de fixer des maximum très élevés. À cet égard, il est à noter que le contrôle du juge sur le montant maximal de l’accord-cadre se limiterait à l’erreur manifeste d’appréciation [50]. Si la question du caractère raisonnable du montant maximal des accords-cadres ne fait pas encore l’objet d’un contentieux de masse devant les tribunaux, le juge des référés du tribunal administratif d’Orléans a été saisi de cette question durant l’été 2022 [51], une première depuis Simonsen & Weel à notre connaissance.

En l’espèce, la communauté d’agglomération Chartres Métropole avait lancé, le 21 février 2022, une consultation en vue de l’attribution d’un marché public de travaux des installations d’éclairage public et des réseaux secs sous la forme d’un accord-cadre à bons de commande pour un montant de 40 millions d’euros hors taxe. Cette consultation a fait l’objet d’une publication au JOUE et au BOAMP.

La société Lesens Centre Val de Loire, ayant soumissionné dans le cadre d’un groupement, a été informée du rejet de son offre et a, par la suite, introduit un référé précontractuel en demandant au juge administratif d’annuler la procédure de passation en vue de l’attribution de l’accord-cadre. Elle considérait, entre autres, que le montant fixé par cet accord était incohérent et irréaliste en ce qu’il était quatre fois supérieur à celui du montant des commandes passées lors de l’exécution d’un précédent accord-cadre portant sur le même besoin.

Dans son ordonnance du 2 août 2022, le juge du tribunal administratif d’Orléans a considéré que la requérante n’avait pas établi en quoi la fixation d’un tel montant « témoignerait d'un manquement de l'acheteur à ses obligations de publicité et de mise en concurrence, alors qu'il est constant que ce montant maximum a été fixé dans les pièces du marché et qu'il n'est pas contesté qu'il a été fixé ainsi pour prendre en compte les aléas économiques auxquels est soumise l'exécution des marchés publics dans le contexte changeant actuel » (nous soulignons). Partant, la procédure de passation n’a pas été annulée. Même si ce jugement est favorable à l’acheteur en l’espèce, il convient de rester prudent dans la fixation du montant maximal.

Notons par ailleurs qu’en matière de montant prévisionnel du marché, le juge administratif impose que l’acheteur procède à une estimation sincère et raisonnable compte tenu des éléments disponibles [52]. De telles exigences devraient être transposées à l’indication du montant maximal en valeur ou en quantité dans les accords-cadres. Tout l’enjeu pour un requérant formant un référé précontractuel serait donc de parvenir à démontrer que ce montant constitue un manquement de l’acheteur à ses obligations, et que ce manquement est susceptible de l’avoir lésé...

Suite au prochain épisode jurisprudentiel.

Références :

[1] CJUE, 14 juillet 2022, EPIC Financial

Consulting Ges.m.b.H, aff. C-274/21 et C-275/21. [2] Ibid., §52.

[3] « La Cour de justice de l'Union européenne est compétente pour statuer, à titre préjudiciel:

a) sur l'interprétation des traités,

b) sur la validité et l'interprétation des actes pris par les institutions, organes ou organismes de l'Union.

Lorsqu'une telle question est soulevée devant une juridiction d'un des États membres, cette juridiction peut, si elle estime qu'une décision sur ce point est nécessaire pour rendre son jugement, demander à la Cour de statuer sur cette question.

Lorsqu'une telle question est soulevée dans une affaire pendante devant une juridiction nationale dont les décisions ne sont pas susceptibles d'un recours juridictionnel de droit interne, cette juridiction est tenue de saisir la Cour. Si une telle question est soulevée dans une affaire pendante devant une juridiction nationale concernant une personne détenue, la Cour statue dans les plus brefs délais ».

[4] CJUE, aff. C-274/21, préc., §65. [5] Ibid., §111.

[6] CJUE, 17 juin 2021, Simonsen & Weel A/S, aff. C-23/20.

[7] CJUE, 19 décembre 2018, Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato - Antitrust, aff. C-216/17.

[8] Directive 2014/24/UE du Parlement européen et du Conseil du 26 février 2014 sur la passation des marchés publics et abrogeant la directive 2004/18/ CE.

[9] Aff. C-216/17, préc., §30 et §31.

[10] Ibid., §57 à 69.

[11] Directive 2004/18/CE du Parlement européen et du Conseil du 31 mars 2004 relative à la coordination des procédures de passation des marchés publics de travaux, de fournitures et de services.

[12] Aff. C-216/17, préc., §69. V. : Article 32, §2., al. 5, Directive 2004/18/CE préc.

[13] Aff. C-23/20, préc., §49.

[14] Ibid., §63.

[15] Gaspar T., « La modification du régime juridique des accords-cadres : fin des commandes illimitées et des précisions à fournir aux candidats sur les quantités et/ou les valeurs estimées », La lettre juridique n° 876, 9 septembre 2021.

[16] Aff. C-23/20, préc., §69 et §70.

[17] Direction des Affaires Juridiques, « Conséquences sur les accords-cadres de l’arrêt de la CJUE Simonsen & Weel », 7 juillet 2021, [consulté le 4 août 2022], accessible ici.

[18] Landot E., « Accords cadres (dont les marchés à bon de commande) : le Conseil d’État confirme la censure des contrats dépourvus de plafond, même ceux passés avant le décret du 23 août 2021 ... », 1er février 2022, [consulté le 5 août 2022], accessible ici.

[19] CCP, ancien art. R. 2162-4

[20] CCP, ancien art. R. 2121-8

[21] Gaspar T., « La modification du régime juridique des accords-cadres : fin des commandes illimitées et des précisions à fournir aux candidats sur les quantités et/ou les valeurs estimées », préc.

[22] Sur ce point, nous relevons qu’il ressort de Simonsen & Weel que la sanction de privation d’effet du marché « devrait toutefois être cantonnée aux hypothèses les plus graves de violations du droit de l’Union des marchés publics, à savoir celles dans lesquelles un marché est passé de gré à gré sans avoir fait l’objet d’aucune publication préalable d’un avis de marché au [JOUE] ». En l’espèce, la CJUE avait considéré que cette sanction serait disproportionnée, alors même que les régions n’avaient indiqué ni le montant estimé ni le montant maximal des prestations.

[23] TA Bordeaux, Ord. 23 août 2021, Société Coved, n° 2103959.

[24] Ibid., cons. 9.

[25] Direction des Affaires « Conséquences sur les accords-cadres de l’arrêt de la CJUE Simonsen & Weel », préc.

[26] Décret 2021-1111 du 23 août 2021 modifiant les dispositions du code de la commande publique relatives aux accords-cadres et aux marchés publics de défense ou de sécurité, JORF n° 0197 du 25 août 2021.

[27] Landot E., « Accords-cadres (dont les marchés à bon de commande) : le Conseil d’État confirme la censure des contrats dépourvus de plafond, même ceux passés avant le décret du 23 août 2021 ... », préc.

[28] Décret 2021-1111, préc., art. 31. al. 3.

[29] CJCE, 27 avril 1980, Denkavit, aff. C-61/79.

[30] TA Lille, Ord. 27 août 2021, SELARL Centaure Avocats, n° 2106335, et TA Martinique, Ord. 17 décembre 2021, Société Datex Antilles, n° 2100714. V. plus récemment : TA Martinique, Ord. 11 août 2022, Société Martiniquaise Bureautique, n° 2200443.

[31] CE, 28 janvier 2022, Communauté de communes Convergence Garonne, req. n° 456418.

[32] Ibid., cons. 5. [33] Ibid., cons. 6.

[34] M. Pichon de Vendeuil, conclusions sur CE, 28 janvier 2022, préc.

[35] Direction des affaires Juridiques, « Le Conseil d’État fait une application immédiate de la solution dégagée par la CJUE dans son arrêt du 17 juin 2021 n° C-23/20 "Simonsen & Weel" concernant l’indication d’un montant maximal pour les accords cadre relevant du champ de la directive sur la passation des marchés publics », Lettre de la DAJ n° 334, 24 février 2022, [consulté le 5 août 2022], accessible ici.

[36] Aff. C-274/21, préc., §66.

[37] Ibid., §67.

[38] CJCE, 19 juin 2008, Pressetext, aff. C-454/06. [39] Ibid., §36 et §37.

[40] Ibid., §34.

[41] Fiche technique de la Direction des Affaires Juridiques, « Les modalités de modification des contrats en cours d’exécution », mise à jour le 1er avril 2019, [consulté le 6 août 2022], accessible ici.

[42] CE, 30 janvier 1995, Sté Viafrance, n° 151009, vu dans Fiche technique de la Direction des Affaires Juridiques, « Les modalités de modification des contrats en cours d’exécution », préc., page 9.

[43] Fiche technique de la Direction des Affaires Juridiques, « Les accords-cadres », mise à jour le 1er avril 2019, page 5, [consulté le 6 août 2022], accessible ici.

[44] Sur ce point, afin d’apprécier l’augmentation du plafond de l’accord-cadre, nous pourrions nous référer, par analogie, à l’article R. 2194-8 du CCP qui dispose que le montant de la modification de faible montant prévue à l’article L. 2194-1, 6° du CCP « est inférieur aux seuils européens qui figurent dans l'avis [de marché] et à 10 % du montant du marché initial pour les marchés de services et de fournitures ou à 15 % du montant du marché initial pour les marchés de travaux[...] ». La DAJ rappelle néanmoins à cet égard qu’au-delà̀ des seuils précités, « la modification ne sera pas nécessairement qualifiée de substantielle et par conséquent jugée irrégulière » (V. : Fiche technique de la Direction des Affaires Juridiques, « Les modalités de modification des contrats en cours d’exécution », préc., page 9).

[45] CE, 16 mai 2022, Société hospitalière d’assurances mutuelles, req. n° 459408.

[46] CE, Ass., 4 avril 2014, Département de Tarn et Garonne, req. n° 358994.

[47] G. Pellissier, conclusions sur CE, 30 juin 2017, Syndicat mixte de promotion de l’activité transmanche, req. n° 398445, page 15.

[48] CAA de Marseille, 25 avril 2022, SAS Seateam Aviation, n° 19MA05387.

[49] V., en ce sens : Guerbignot C., « Régime de la contestation de la validité d’un avenant : tout dépend de sa date de signature », Dictionnaire permanent commande publique, Dalloz, 13 janvier 2021 ; et Tirolien C., « Commande publique : les avenants, disparition définitive ou survivance du passé ? », Village de la justice, 6 décembre 2018, [consulté le 6 août 2022], accessible ici.

[50] V. aussi : Parme Avocats, « Confirmation de la fin des accords-cadres sans maximum (CE, 28 janvier 2022, Communauté de communes Convergence Garonne, n° 456418) », [consulté le 5 août 2022], accessible ici.

[51] TA Orléans, Ord. 2 août 2022, n° 2202386.

[52] CE, 14 mars 1997, Préfet des Pyrénées- Orientales, req. n° 170319. Jurisprudence constante.

Chloé MIFSUD