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-Energy and Natural ressources, band 2

-Environment, band 3

-Corporate M&A/ Highly regarded, band 2

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Classement Corporate M&A

Classement « Droit de l’Energie et des ressources naturelles »

Classement « Droit de l’Environnement »

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Le Conseil d’Etat a retenu que la question est de savoir « si, compte tenu du changement de mode de financement de la compensation des surcoûts imposés à Electricité de France et aux distributeurs non nationalisés à raison de l’obligation d’achat de l’électricité produite par les installations utilisant l’énergie mécanique du vent à un prix supérieur au prix de marché de cette électricité (…), ce mécanisme doit désormais être regardé comme une intervention de l’Etat au moyen de ressources d’Etat au sens et pour l’application des stipulations de l’article 87 du traité instituant la Communauté européenne ». Dans la mesure où il s’agit d’une question « déterminante pour la solution du litige » et qu’elle « présente une difficulté sérieuse », la CJUE doit donner son interprétation des textes.

Le Conseil d’Etat s’est ainsi référé aux évolutions de la jurisprudence de la CJCE sur les aides d’Etat, ainsi qu’il ressort de l’arrêt du 17 juillet 2008 (aff. C-206/06, Essent Netwerk Noord BV), et aux évolutions du mécanisme français de compensation de l’acheteur public de l’électricité produite par les installations éoliennes.

Le Rapporteur public, au cours de l’audience du 12 mars 2012, avait considéré que ces évolutions conduisaient à qualifier le mécanisme de soutien mis en place par l’arrêté tarifaire d’aide d’Etat dès lors que la CSPE est désormais financée non plus par les seuls producteurs, fournisseurs et distributeurs mais par les consommateurs d’électricité. L’Etat aurait la maîtrise de tels fonds issus d’un prélèvement de caractère obligatoire. En l’absence de notification d’une telle aide à la Commission européenne, le magistrat avait conclu à l’illégalité de la procédure d’adoption de l’arrêté.

Dans une note en délibéré, le Ministère avait expressément demandé que le Conseil d’Etat saisisse la CJUE de cette question, ce qui paraît avoir fait douter le Conseil d’Etat qui n’a eu d’autre choix que de renvoyer cette question délicate à la juridiction communautaire.

Cette décision maintient donc l’incertitude tant que la CJUE ne s’est pas prononcée.

On doit regretter que la décision de la CJCE de juillet 2008 sur laquelle le Conseil d’Etat s’est appuyé a été rendue avant que cette même juridiction ne se prononce une première fois, le 6 août 2008, sur la légalité de l’arrêté tarifaire éolien. La Haute Juridiction n’avait alors pas tenu compte de cette décision communautaire et n’avait pas statué sur ce point. Seule la non consultation du Conseil supérieur de l’Energie avait alors justifié l’annulation de l’arrêté précédent. La bonne administration de la justice a cédé devant le principe de l’économie de moyens.

Dans l’attente de la décision de la CJUE, l’arrêté tarifaire du 17 novembre 2008 demeure en vigueur et les contrats d’obligation d’achat peuvent être signés sur son fondement.

Surtout, par sa décision du 15 mai, le Conseil d’Etat a tenu à se prononcer sur le fond et a validé le niveau de tarif.

La Haute Juridiction a relevé qu’aucune erreur manifeste n’avait été commise « dans l’évaluation de la rémunération moyenne des capitaux immobilisés dans les installations utilisant l’énergie mécanique du vent » compte tenu « des aléas qui s’attachent aux hypothèses de rentabilité des investissements en cause » et « de la diversité des caractéristiques du financement des projets ».

On se réjouit que le Conseil d’Etat ait pris en compte les réalités d’une filière et se soit ainsi prononcé sur le fond, au-delà de la question procédurale de notification à la Commission européenne.

On peut espérer que le nouveau gouvernement saura donner les signaux positifs immédiats en réaffirmant son soutien au développement de la filière.

C’est à cette condition qu’il peut espérer respecter les objectifs éoliens du Grenelle et du Paquet « énergie climat ».

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De très nombreux moyens étaient soulevés à l’encontre de ces arrêtés, dont le caractère inconventionnel de la validation législative opérée par le IV de l’article 88 de la loi Grenelle II portant sur l’applicabilité immédiate des nouvelles dispositions tarifaires, la violation des principes d’égalité, de non-rétroactivité, de sécurité juridique, d’intelligibilité des normes et de confiance légitime ou encore la violation de l’article 6 de la Charte de l’environnement.

Par une décision autant argumentée que sévère (mais prévisible) pour les producteurs, le Conseil d’Etat a balayé ces différents moyens.

Sur le fond, le Conseil d’Etat considère, en effet, que :

« Les auteurs de l’arrêté attaqué pouvaient, sans porter une atteinte illégale au principe d’égalité, moduler les tarifs d’achat qu’ils fixaient en fonction de la rentabilité prévisible des installations et de leur contribution aux objectifs [légaux] ; qu’ils pouvaient ainsi prévoir des conditions tarifaires plus avantageuses au profit des installations intégrées au bâti présentant une complexité particulière, en raison du coût plus élevé des investissements nécessaires et de celui de leur maintenance, et moduler le tarif de certaines installations en fonction de la zone géographique, du fait soit du coût de l’investissement, soit de l’ensoleillement constaté et donc des bénéfices susceptibles d’être retirés de l’installation, sans être tenus d’appliquer une telle modulation à toutes les catégories d’installations ; qu’ils pouvaient également privilégier les techniques favorisant la compétitivité de l’activité économique et la maîtrise des choix technologiques d’avenir. »

En revanche, « l’usage du bâtiment [n’ayant pas] par lui-même une incidence sur la rentabilité prévisible des installations ou sur leur contribution aux objectifs légaux », le Conseil d’Etat a considéré que les arrêtés étaient illégaux en tant qu’ils prévoyaient des « conditions tarifaires plus favorables pour les systèmes installés sur la toiture de bâtiments affectés à certains usages ».

Le Conseil d’Etat a donc annulé partiellement l’arrêté du 12 janvier 2010 modifié par l’arrêté du 15 janvier 2010, « en tant seulement que son annexe I prévoit un tarif spécifique pour les installations bénéficiant de la prime d’intégration au bâti situées sur un bâtiment à usage principal d’habitation, d’enseignement ou de santé et que son annexe 2, pour le bénéfice de la prime d’intégration au bâti, excepte les bâtiments à usage principal d’habitation de la condition d’installation au moins deux ans après la date d’achèvement du bâtiment ; que doivent également être annulés l’article 2, en tant qu’il prévoit l’application, dans cette mesure, des conditions d’achat de l`électricité définies par l’arrêté du 12 janvier 2010, et les mots « à l’exception des bâtiments à usage principal d’habitation » de l’article 4 de l’arrêté du 16 mars 2010. »

En conséquence, les textes sont modifiés comme suit :

-          l’annexe I : « Pour les installations bénéficiant de la prime d’intégration au bâti, le tarif applicable à l’énergie active fournie est égal à 50 c€/kWh. »

-          l’annexe II : « 1.1. Le système photovoltaïque est installé sur la toiture d’un bâtiment clos (sur toutes les faces latérales) et couvert, assurant la protection des personnes, des animaux, des biens ou des activités. Le système photovoltaïque est installé au moins deux ans après la date d’achèvement du bâtiment. Le système photovoltaïque est installé dans le plan de ladite toiture. »

Le Conseil d’Etat a considéré que cette annulation avait une portée limitée et qu’il n’y avait donc pas lieu de différer ses effets. L’annulation est donc rétroactive.

Dans l’édition 2012-2013 du Legal 500 EMEA, le cabinet CGR Legal se positionne dans le Tier 1 des meilleurs spécialistes français dans le domaine de l’Energie. La revue souligne l’expertise du secteur des associés en ces termes :

“CGR Legal is ‘second to none’ in terms of ‘expertise, efficiency and industry knowledge’ pertaining to renewables, and is also well versed in grid connection issues and has experience pleading before the energy authorities. Its public law and regulatory work is spearheaded by Paul Elfassi and Fabrice Cassin, who is ‘one of the very few experts in administrative law in relation to environment and energy’ and who has a ‘unique knowledge of the stakes and constraints’ attached to the wind sector. The team’s clients include GDF Suez, Poweo and EDF-EN. Florence Trognon-Dumain and Philippe Raybaud, who shows ‘a deep understanding of the energy business’, lead the investment practice, which recently acted for the Dutch Infrastructure Fund. Bertrand Galvez is an energy tax specialist, and Philippe Jacques and François-Régis Fabre-Falret focus on property and commercial matters.”

Lien vers le classement :

http://www.legal500.com/c/france/project-finance-and-energy/energy#paragraph_5305

The scope of this article is to provide an overview of the renewable energies sector in India giving a brief description of the tremendous changes that are underway in India in the past decade. In 2010, the renewable energy investment in India (eighth in the world) rose by 25% to $3.8 billion, dominated by wind power projects ($2.3 billion), followed by $400 million each for solar and biomass power[2].

Considering the National Electricity Policy target of “Electricity for All by 2012”, the Indian government considers meeting such target through renewable energy options. Under their 12th five-year plan, for the period 2011-2017, the Ministry of New and Renewable Energy (MNRE) set a total target for grid interactive renewable power at 21.7 GW that includes 13.4 GW of wind power, 4 GW of solar power and 1.9 GW of small hydropower[3] in addition to the existing installed capacity.

REGULATIONS AND PURCHASE MECHANISMS: The main enactments that deal with RE are the Electricity Act, 2003 (EA) and Indian Electricity Grid Code, 2010 (IEGC). The EA provides for the legal and regulatory framework of RE and mandates the State Electricity Regulatory Commissions (SERCs) to take steps to promote renewable energies within their jurisdiction. Also, the EA proposes mandatory Renewable Purchase Specification (RPS) for all the States for the RE promotion within the State. The SERCs also set targets for power distribution companies to purchase certain percentage of their total power requirement from RE sources. This target is termed as Renewable Purchase Obligation (RPO). Since all the States do not have the same level of renewable energy sources, in 2010, the Central Electricity Regulatory Commission (CERC) put in place a mechanism called Renewable Energy Certificate (REC) mechanism. This RE certificate can be traded in the power exchange. The power producers could opt between the feed-in tariffs fixed by the SERCs and the REC mechanism. However, power producers with existing power purchase agreement on preferential feed-in tariff are not eligible for REC mechanism.

The EA also initiated the adoption of three key policies and related regulations, namely, National Electricity Policy (2005), National Tariff Policy (2006) and Rural Electrification Policy (2006). A National Action Plan on Climate Change was released in 2008 by the Prime Minister of India outlining existing and future policies and programmes on climate mitigation and adaptation.

The IEGC is another important enactment adopted in May 2010 and was a first step to integrate RE power sources into the electricity grid system based on which all State regulators have to issue their own grid codes for their States. In May 2007, the Indian government released a draft model of the Renewable Energy Law prepared by the World Institute of Sustainable Energy (WISE), a non-profit, non-government institute, which is yet to become a statute. This draft was prepared with a vision to create a comprehensive legislation aimed at removing certain barriers and accelerating the development of renewable energy technologies.

INCENTIVES: The Indian Government has provided a number of financial and fiscal incentive schemes for renewable energy projects such as accelerated depreciation, income tax exemption, and soft loans. The MNRE launched the Generation Based Incentives (GBI) scheme separately for wind and solar power with the aim of attracting large independent power producers and foreign direct investors. The purpose of this incentive is to shift the mechanism of payment from an installation-based to generation-based method. This means that such incentive will be granted only if the power plants start generating power and not merely for installing the power plants.

LAND ALLOTMENT: Renewable Energy projects are established on private land, government land or forest land. Each State has different policies for land acquisition and allotment. Based on the type of land and depending on the RE policy of each State, the land is allotted for these projects. Such land allotment differs from State to State.

Some of the interesting features of the important renewable energies sector that are undergoing rapid changes have been summarized below:

Ÿ          WIND POWER – OFFSHORE AND REPOWERING: The wind energy in India accounts for nearly 70% of the installed capacity in the renewable energy sector. India is in the fifth position worldwide in total existing wind power capacity. According to the Indian Wind Energy Association, as on March 31, 2011, the Indian wind energy sector had an installed capacity of 14.158 GW. Wind rich sites are seen as an opportunity for investors to bridge the power demand gap, without any impact on the environment. The offshore wind power development is relatively a new phenomenon in India. Considering its extensive coastal area (5,500KM in the mainland and 2,000KM in its offshore islands), India could make a favoured destination for offshore wind power. In June 2010, global majors like Areva, Siemens and GE announced their plans to explore offshore wind power opportunities in the country. The MNRE is working on a proposal to extend incentives to encourage the re-powering of old turbines (predominantly less than 500kW), many of which are located in windy sites, especially in the western and southern region, ideal for modern wind power technology.

Ÿ          SOLAR POWER: India has a very high solar radiation that makes solar energy much cheaper to produce solar power when compared to countries like Germany, Denmark etc. To emphasise the use of solar energy, the Government of India (GoI) formulated Jawaharlal Nehru National Solar Mission (JNNSM), and also issued the Jawaharlal Nehru National Solar Mission Guidelines (the JNNSM Guidelines) that sets out the implementation strategy for the JNNSM. India has a target to install 20 GW of solar energy by 2022 in three phases. Under the JNNSM’s Phase 1 Batch 2, a call for tender was issued recently to develop solar power projects in the country. Major French companies involved in the renewable energies sector participated in the bid process. As the equipment costs of solar products are declining, many State governments have been sought by the State agencies for approving major solar installations in their region.

Ÿ         HYDROELECTRIC POWER: India has an immense amount of hydroelectric potential to be exploited. Out of the total power generation installed capacity in India, hydro power contributes about 22.12% i.e., 37.36 GW. The GoI has set the target for India’s optimum power system mix at 40 percent from hydropower and 60 percent from other sources. The potential of small hydropower projects is estimated at about 15 GW.

There are 40 million people in India still without any access to electricity (International Energy Agency, 2010) – this means that there is a whole new market waiting to be tapped by visionary investors. In order to facilitate such investment, the most important requirement for India is an integrated framework that has a vision, a plan and an implementing mandate that supports the RE policies and regulations from the conceptual to the implementation stage. Such a framework, if adopted, can help to reduce concerns of investors related to long term regulatory certainty and associated market risks. With the political will geared towards fully exploiting the country’s renewable resource and reaping the accompanying economic, environmental and energy security benefits, the target could be reached, which would see substantial renewable power growth in many regions of the country.

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