La fermeture du détroit d’Ormuz, si elle devait se prolonger, engendrerait une perturbation majeure des marchés énergétiques. Pour les collectivités territoriales ayant souscrit des contrats de vente directe (PPA), il convient d’analyser il convient d’analyser si une telle crise est de nature à fonder juridiquement une modification contractuelle, l’octroi d’une indemnité d’imprévision ou, à titre exceptionnel, la suspension des obligations contractuelles.
L’épreuve de la théorie de l’imprévision
À la différence de la crise énergétique de 2022, cet événement n’aurait pas d’incidence directe sur la capacité de production des installations d’énergies renouvelables. Elle serait néanmoins de nature à modifier l’équilibre financier de la convention du fait de la volatilité des prix de marché. Selon la jurisprudence constante du Conseil d’État, Compagnie générale d’éclairage de Bordeaux du 30 mars 1916, l’octroi d’une indemnité suppose un événement extérieur, imprévisible au moment de la conclusion du contrat et bouleversant temporairement l’équilibre économique, sans rendre l’exécution impossible.
L’imprévisibilité ne saurait être écartée au seul motif que la tension dans la zone était connue. Le juge administratif, conformément à l’Avis du Conseil d’État n° 405540 du 15 septembre 2022, vérifiera si la décision effective de fermeture, dans son ampleur et sa durée, dépassait raisonnablement les prévisions des parties et si la hausse des prix excède le risque normal assumé par le cocontractant. Comme le rappelle la Circulaire du Premier ministre du 29 septembre 2022, l’imprévision ne sert pas à neutraliser toute volatilité, mais à traiter un déséquilibre anormal et non absorbable par l’économie du contrat.
Pas de force majeure présumée
Pour sa part, la force majeure obéit à une logique distincte de l’imprévision. Elle suppose une impossibilité absolue d’exécuter les obligations contractuelles, et non un simple surcoût ou une perte de rentabilité. Pour les PPA publics, la question sera rarement celle d’une disparition pure et simple de l’obligation principale d’achat d’électricité, mais plutôt celle d’une exécution devenue plus coûteuse ou plus difficile.
En revanche, si la crise perturbe des opérations connexes, dont la construction d’installations, la livraison de composants, le transport maritime ou le montage technique, la force majeure peut devenir pertinente, mais seulement au regard du contrat concerné et de l’obligation précisément empêchée. La jurisprudence Commune de Staffelfelden, du Conseil d’État en date du 14 juin 2000, rappelle que l’événement doit être irrésistible. Il faut donc distinguer le PPA stricto sensu des contrats d’approvisionnement liés. Il faut donc distinguer le PPA stricto sensu des contrats d’approvisionnement, de travaux ou d’exploitation qui lui sont liés.
Renouvellement de l’approche de gestion des risques
La crise potentielle révèle les limites des PPA de première génération, dont les mécanismes d’indexation sont souvent inadaptés aux perturbations systémiques. Les clauses fondées uniquement sur les CAPEX ou OPEX pourraient s’avérer insuffisantes face à la volatilité du marché de référence.
Toutefois, l’article R. 2194-1 du Code de la commande publique permet des modifications contractuelles sous réserve qu’elles ne soient pas substantielles au sens de la jurisprudence Pressetext de la CJUE. Les parties peuvent mobiliser une renégociation amiable, mais celle-ci doit respecter les principes de transparence et d’égalité de traitement.
Cette crise souligne l’urgence pour les acheteurs publics d’intégrer, dès la passation, une véritable doctrine de prévision et de gestion du risque pour accompagner la montée en puissance des contrats longue durée de vente d’énergies renouvelables. Cette doctrine devrait intégrer les risques de prix et de marché, les risques de volumes et d’équilibrage, ainsi que l’ingénierie des clauses de sauvegarde. Le cadre fixé par la Loi APER et ainsi que les recommandations des rapports de la CRE et de l’ACER suggèrent que la résilience des PPA dépendra de la précision des clauses de hardship et du partage des risques de marché dès la phase de passation.
En définitive, la question centrale serait de déterminer, contrat par contrat, si l’événement crée un déséquilibre exceptionnel relevant de l’imprévision, une impossibilité d’exécution relevant de la force majeure, ou simplement une hausse de coût que le cocontractant doit supporter au titre du risque normal du contrat. Il est encore tôt pour parvenir à de telles conclusions. Toutefois, il faudrait en tenir compte dans la négociation des prochains contrats de vente de longue durée d’énergies renouvelables.
Lire également :
– FNCCR, La conclusion de contrats de vente directe d’énergie renouvelable par les personnes publiques, le guide : 2511bmc258-01-guide-ppa-etude_digital.pdf
– CRE, rapport sur les PPA, 250327_Rapport_PPA.pdf
– Blog Bio Ressources – Le rôle de l’ACER dans la formation d’un cadre réglementaire cohérent pour les PPA dans l’UE
– Blog Bio Ressources – De la flambée aux prix négatifs: les Corporate PPAs à l’épreuve du marché électrique
#IntérêtGénéral
