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ByCatherine ROCHE

Le raccordement des installations de production d’électricité renouvelable (I / II)

par Mme Catherine Roche, Membre du Collectif l’Unité du Droit
MCF-HDR en droit public.
CERETE EA 4237
Faculté de Droit et des Sciences Sociales de Poitiers.
Direction Master 2 Droit de l’environnement industriel.

Il est sans doute peu utile de revenir sur l’obligation pour la France, mainte fois présentée de parvenir à un minimum de 23% d’énergies de source renouvelable (EnR) dans la consommation finale en 2020[1]. La loi Grenelle II a d’ailleurs traité des diverses questions relatives à l’énergie dans 36 articles qui portent notamment sur l’efficacité énergétique, la lutte contre le changement climatique et les énergies renouvelables. Le développement des EnR est donc un objectif contraignant pour la France que la loi Grenelle II devait permettre d’atteindre.

Pour cela, elle a notamment prévu l’élaboration de documents de planification dans le domaine de l’énergie : le Schéma régional, du climat de l’air et de l’énergie (SRCAE) qui vaut Schéma régional des énergies renouvelables annoncé à la loi Grenelle I, le plan climat énergie territorial  (PCET), et enfin le Schéma Régional de Raccordement au Réseau des Energies renouvelables qui est sans doute passé un peu inaperçu. Il vise pourtant également à aider à l’essor des EnR en France.

Il est en effet évident qu’une installation de production d’électricité n’a d’utilité que dans la mesure où elle est raccordée aux réseaux de transport puis de distribution d’électricité et que le système mis en place pour favoriser les EnR (l’obligation d’achat de l’électricité produite par EDF, les tarifs spéciaux…) n’a d’intérêt que dans la mesure où cette électricité d’origine renouvelable peut être utilisée ailleurs que sur son propre site de production.

Or, la Commission de régulation de l’Energie (CRE) le confirme, depuis 2005 le nombre d’installations de production d’électricité renouvelable raccordées aux réseaux publics d’électricité a été multiplié par 30, avec une accélération depuis 2008, ce qui pose des problèmes de réseau. De plus les EnR posent un problème de fluctuation de la production d’électricité : ce sont des énergies intermittentes et décentralisées ce qui nécessite plus d’investissements que pour les moyens de production classique[2]. La question du raccordement[3] et des travaux et investissements à prévoir est donc fondamentale, d’où la volonté de rationaliser et mutualiser les coûts.

I- Favoriser le raccordement des installations de production d’électricité d’origine renouvelable.

La loi Grenelle II (art.71-III codifié au code de l’énergie art L321-7) a donc confié au gestionnaire du réseau public de transport (RTE[4] principalement) le soin d’élaborer un Schéma Régional de Raccordement au Réseau des Energies renouvelables (S3REnR). Le raccordement peut être défini comme la procédure qui « consiste à connecter une installations de production ou de consommation au réseau public d’électricité »[5].

L’art. L321-7 C. Energie attribue plusieurs fonctions au S3REnR : définir les ouvrages à créer ou à renforcer pour atteindre les objectifs fixés par le Schéma régional, du climat, de l’air et de l’énergie (SRCAE) et définir un périmètre de mutualisation des postes du réseau public de transport, postes de transformation et liaisons de raccordement au réseau public. Il mentionne pour chaque poste existant ou à créer, les capacités d’accueil de production nécessaires pour atteindre les objectifs fixés par le SRCAE et par le document stratégique de façade le cas échéant.

Le décret 2012-533 du 20 avril 2012 relatif aux schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables prévus par l’article l321-7 du code de l’énergie, fixe les modalités d’élaboration et le contenu du schéma.

Il exclut tout d’abord de son champ d’application les très petites installations de production, puisque ne sont visées par le décret que les installations de production d’électricité à partir de source d’EnR d’une puissance installée supérieure à 36 kilovoltampères (kVA). La Commission de Régulation de l’Energie[6] dans son avis du 21 février 2012  relatif à ce projet de décret avait pourtant estimé que l’application de ces schémas « devrait être limitée aux installations de production de puissance supérieure à 250 kVA raccordées en haute tension (HTA)[7] ».

Le S3REnR sera élaboré en relation avec le Schéma régional, du climat de l’air et de l’énergie puisqu’il doit être approuvé dans les 6 mois à compter de l’établissement du SRCAE et que RTE doit tenir compte pour son élaboration « des objectifs qualitatifs et quantitatifs de développement de la production d’électricité à partir de sources d’EnR fixés par le SRCAE »[8]. D’ailleurs  dans l’hypothèse d’une révision ultérieure du Schéma régional, du climat de l’air et de l’énergie le Schéma Régional de Raccordement au Réseau des Energies renouvelables sera révisé selon la procédure prévue pour son adoption[9]. L’adoption des SRCAE a pris du retard (le décret n’a été adopté qu’en juin 2011[10]), l’élaboration des S3REnR devrait être menée à bien d’ici fin 2012.

RTE (pour le réseau interconnecté) élabore le projet de schéma en accord avec les gestionnaires des réseaux publics de distribution concernés, en revanche, pour les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental, il est élaboré par le gestionnaire des réseaux publics de distribution de la zone concernée c’est à dire principalement ERDF ou des entreprises locales de distribution (ELD)[11]. Les services déconcentrés en charge de l’énergie (DREAL…), les organisations professionnelles de producteurs d’électricité et les CCI sont consultés. Lorsque le S3REnR comprend un ouvrage qui relève de la concession du réseau public de distribution, il est soumis pour avis préalable à l’autorité organisatrice de ce réseau, c’est à dire aux collectivités territoriales ou établissements de coopération. L’avis est réputé favorable après un mois.

Le schéma couvre toute la région ; cependant un volet du schéma peut concerner plusieurs régions ou un niveau infrarégional, ceci pour des raisons tenant à la cohérence propre au réseau électrique.

Le gestionnaire du réseau doit préciser dans sa documentation technique de référence (DTR)[12] les méthodes et hypothèses d’élaboration et de réalisation du schéma et notamment la méthode d’élaboration de l’état initial[13] des lieux qui sera annexé au S3REnR.

Le schéma est approuvé par le préfet de région. Si un volet particulier porte sur plusieurs régions, ce dernier est arrêté  conjointement par les préfets de régions concernés.

Le S3REnR comprend 6 documents:

– un document qui identifie les postes sources[14], postes du réseau public de transport, les liaisons entre eux lorsqu’ils ont vocation à intégrer le S3REnR. Ces ouvrages sont existants, à renforcer ou à créer.

– un document précisant la capacité d’accueil globale du schéma, celle de chaque volet particulier lorsqu’il y en a un et celle de chaque poste.

– une liste détaillée des ouvrages précités qui devront être créés, et qui ont vocation à intégrer le périmètre de mutualisation des postes du réseau public de transport, postes de transformation et liaisons de raccordement au réseau public de l’article L321-7 C. énergie ainsi que des postes à créer par volet particulier lorsqu’il y en a.

– un document définissant le coût prévisionnel des investissements à réaliser,

– une carte localisant les ouvrages existants ou à réaliser,

– le calendrier des études à réaliser et le calendrier prévisionnel des dépôts de demandes d’autorisations administratives pour les travaux. En effet, dès l’approbation  du schéma, les gestionnaires des réseaux ont l’obligation d’engager les études techniques et financières et d’entamer les procédures administratives nécessaires. Les critères qui vont permettre de fixer le début de réalisation de ces travaux sont définis par les documentations techniques de chaque gestionnaire des réseaux publics d’électricité[15].

Le dépôt du S3REnR auprès du préfet de région vaut réservation des capacités d’accueil dans la file d’attente des demandes de raccordement au bénéfice des installations de production d’énergie à partir de sources d’EnR visées par le décret, pour une durée de 10 ans[16] à compter de l’approbation du schéma ou de leur mise en service pour les ouvrages créés ou renforcés.

Il faut en effet préciser que « le volume des demandes de raccordement (est) largement supérieur à la capacité d’accueil de production par le réseau public de transport ou par les réseaux publics de distribution »[17]. C’est pourquoi les demandes de raccordement sont placées dans une file d’attente qui fonctionne selon le principe du « premier arrivé, premier servi »[18]. La procédure de raccordement est définie par RTE, après approbation par la CRE[19]. Les principes généraux relatifs aux raccordements sont définis dans le code de l’énergie[20] et par différents textes réglementaires (non encore codifiés) [21]. L’accès aux réseaux doit en effet être assuré de manière non discriminatoire par les gestionnaires des réseaux publics de transport et de distribution. Tout refus d’accès aux réseaux doit être motivé[22] et doit résulter de critères objectifs et non discriminatoires[23]. Parmi ces critères on va retrouver bien entendu la capacité des réseaux.

Des dispositions dérogatoires au droit commun pour l’entrée en file d’attente sont prévues dans deux cas :

– la procédure d’appel d’offre des articles L311-10 et s. du code de l’énergie et

– lorsque le projet porte sur une EnR, qu’il s’inscrit dans le SRCAE et dans le S3REnR pour lesquels, le décret le confirme, la capacité sera réservée.

A noter toutefois qu’en dehors de cet avantage certain, la procédure de droit commun s’appliquera pour la suite de la procédure de raccordement[24].

Les gestionnaires des réseaux doivent également proposer un raccordement au poste le plus proche sous réserve qu’il dispose d’une capacité réservée suffisante. En effet le raccordement de l’installation au réseau public de transport est à la charge du constructeur du parc éolien.

Le raccordement lorsqu’il est inscrit dans le S3RER et qu’il vise des installations de production d’électricité à partie de sources d’énergie renouvelable, comprend non seulement les ouvrages nécessaires au raccordement de l’installation mais également et dans la logique de mutualisation, une quote-part des ouvrages à créer en application du schéma[25] ou d’un volet particulier. Ce raccordement fait l’objet d’une convention et donne lieu au paiement d’une contribution du producteur/demandeur. Le décret précise les conditions de mise en œuvre de cet article en définissant la notion d’ouvrages propres destinés à assurer le raccordement et la quote-part du coût des ouvrages à créer. Le montant de la quote-part est calculé en fonction de la localisation du poste de raccordement concerné. Si les producteurs sont redevable d’une quote-part des ouvrages à créer, chaque gestionnaire de réseau public ne prend à charge que les investissements sur le réseau qu’il exploite[26] dans le champ d’application du schéma bien entendu.

Le coût du raccordement est acquitté par le producteur auprès du gestionnaire du réseau auquel il est raccordé. Les modalités de reversement de la quote-part font l’objet d’une convention entre les intéressés, c’est à dire les gestionnaires des réseaux public de transport et de distribution et les autorités organisatrices de la distribution de la distribution publique d’électricité.




[1]
Directive 2009-28 du 23 avril 2009 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables

[2] CRE : Décryptages n° 27/2011.

[3] A noter que la CRE, dans un communiqué de presse du 31 juillet 2012 a fait état du résultat de la consultation menée sur le sujet auprès de professionnels et d’usagers. Ceux-ci souhaitent que  « l’obligation de résultat des gestionnaires de réseaux soit renforcée, notamment en ce qui concerne le respect des délais de traitement des demandes de raccordement » et que « l’information des demandeurs de raccordement soit améliorée ». En conséquence la CRE annonce qu’elle modifiera ses orientations pour l’élaboration et le suivi de la mise en œuvre des procédures de traitement des demandes de raccordement.

[4] « Réseau de Transport d’Electricité ». En 2008 l’Etat a concédé à la société RTE EDF le développement, l’entretien et l’exploitation du réseau public de transport d’électricité et ce jusqu’au 31 décembre 2051.

[5] CRE : Décryptages n° 27/2011.

[6] La CRE est une autorité administrative indépendante qui a pour fonction de réguler les marchés de l’énergie.

[7] Au motif que périmètre de facturation des producteurs raccordés en basse tension augmentera significativement dès lors qu’ils seront soumis au S3REnR.

[8] En application des dispositions de l’art. L222-1-I-3° C. env.

[9] Un bilan technique et financier des ouvrages réalisés devra alors être établi.

[10] Décret 2011-678 du 16 juin 2011 relatif aux schémas régionaux du climat, de l’air et de l’énergie. Voir l’instruction du Gouvernement du 29 juillet 2011, NOR : DEVR1118472J.

[11] Pour rappel, RTE est en charge du transport de l’électricité à haute et très haute tension, il alimente aussi directement de très grosses industries et la SNCF par ex. RTE est gestionnaire du réseau, l’entretient et l’exploite. Le réseau de distribution quant à lui recouvre le réseau de moyenne et basse tension qui alimente les autres industries, les particuliers etc… Ce sont les collectivités territoriales ou leurs établissements de coopération qui sur ce réseau de distribution sont les autorités organisatrices de la distribution publique d’électricité et de gaz et autorités concédantes de l’exploitation du réseau dont elles sont propriétaires (art L 111-51 et s. C.Energie et L2224-31 CGCT). Les concessions sont accordées dans une très grosse majorité à ERDF, les autres à des ELD qui sont chargés de l’exploitation et de l’entretien du réseau.

[12] La documentation technique de référence « précise les modalités pratiques d’exploitation et d’utilisation du réseau ». Elle est élaborée en concertation avec les représentants des différentes catégories d’utilisateurs et des gestionnaires de réseaux publics de distribution et soumise à l’avis de la CRE. Elle est établie en conformité avec les dispositions législatives et réglementaires et les décisions de la CRE. Le gestionnaire du réseau de transport se conforme aux dispositions du DTR dans ses relations avec les utilisateurs et gestionnaires des réseaux publics de distribution. V. Art 35 du modèle type de cahier des charges en annexe du décret modifié 2006-1731 du 23 décembre 2006 approuvant le cahier des charges type de concession du réseau public de transport d’électricité. Cet article est repris au cahier des charges annexé à l’avenant à la convention portant concession à RTE du réseau de transport d’électricité. V. art L321-2 C. énergie.

[13] Les gestionnaires des réseaux publics de distribution de la zone communiquent, pour la réalisation de cet état initial, les capacités d’accueil et les contraintes des postes sources de transformation.

[14] Qui permettent la connexion entre le réseau de transport et le réseau de distribution, la très haute tension est transformée en haute tension (glossaire site ERDF).

[15] Art.7. Par ex la Documentation technique de Référence pour RTE.

[16] art L321-7 C. énergie et art. 12 du décret.  Il faut en effet prendre en compte les délais de travaux, de raccordement…

[17] RTE : Procédure de traitement des demandes de raccordement des installations de production d’électricité au réseau public de transport. Documentation Technique de Référence. http://clients.rte-france.com/lang/fr/visiteurs/mediatheque_client/offre_publications.jsp

[18] La première demande de raccordement bénéficie de toute la capacité disponible et les demandes qui suivent sont traitées en fonction de la capacité déjà utilisée ou demandées par les précédents dans la liste. CRE : Décryptages 27/2011.

[19] La procédure applicable depuis le 1er décembre 2011 a été approuvée par le CRE, le 17 novembre 2011.

[20] Articles L111-91 et s. pour les principes et L341-1 et s. pour les modalités de raccordement.

[21] Le décret 2006-1731 modifié du 23 décembre 2006, le décret 2008-386 modifié du 23 avril 2008, le décret 2007-1280 du 28 août 2007 et l’arrêté du 23 avril 2008 modifié relatif aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le raccordement…

[22] Et notifié au demandeur et à la CRE.

[23] Article L111-93 C. Energie. Ces critères qui sont publiés portent sur des motifs techniques ou de bon accomplissement des missions de service public. Voir également l’article L111-22 C. Energie et le Code de bonne conduite du réseau de transport d’électricité élaboré par RTE et approuvé par la CRE.

[24] Une demande de raccordement doit être déposée auprès de RTE qui doit établir une proposition d’entrée en file d’attente et une proposition technique et financière. Les conventions d’engagement de performance, de raccordement, d’exploitation et de conduite devront être conclues entre les 2 parties.

[25] Art L342-1 C. Energie.

[26] Art 15 du décret.

ByCatherine ROCHE

Le raccordement des installations de production d’électricité renouvelable (II / II)

suite de l’article commencé ICI

par Mme Catherine Roche,
Membre du Collectif l’Unité du Droit
MCF-HDR en droit public. CERETE EA 4237
Faculté de Droit et des Sciences Sociales de Poitiers.
Direction Master 2 Droit de l’environnement industriel.

II- Intégrer au schéma le raccordement des installations situées en mer.

La production d’EnR en mer (éoliennes, hydroliennes…) devrait connaître une important développement dans les années à venir (du moins en théorie) : le récent appel d’offre lancé en France devrait permettre la production de 2000 mégawatts. La question du raccordement ces installations nécessitait des éclaircissements apportés notamment par la loi Grenelle II[1] et le décret du 20 avril dernier.

L’article 321-7 du code de l’énergie précise in fine que « les conditions d’application en mer du présent article seront précisées par voie réglementaire », on pouvait donc s’attendre à un décret spécifique sur cette question, ce qui n’est pas le cas.

Le S3REnR doit être compatible avec le document stratégique de façade, lorsqu’il concerne bien entendu, en tout ou partie, une façade maritime[2]. Cette disposition précise l’art. L219-4 C. env. selon lequel les plans, programmes et schémas applicables dans le périmètre d’une façade maritime, (…) sont compatibles avec les objectifs et mesures du document stratégique de façade. Rappelons que le document stratégique de façade traite notamment des la protection des milieux, et ressources, et de  la préservation des sites, des paysages et du patrimoine et qu’il expose « les conditions d’utilisation de l’espace marin et littoral… »[3].

Le schéma régional de raccordement va comporter un volet particulier pour le raccordement des installations de production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelable en mer lorsque c’est nécessaire. Attention, et même si cette disposition n’est pas particulière à l’élément marin, lorsque les conditions de raccordement des ouvrages sont fixées dans le cadre d’un appel d’offre, le S3REnR n’intègre pas les ouvrages de raccordement.

A l’inverse, si un ouvrage électrique en mer a vocation à être intégré dans le S3REnR, c’est l’emplacement de l’atterrage qui va définir le schéma régional auquel sera rattachée l’installation.

Le décret précise également la mise en œuvre de l’article L121-4-II al. 2 C. env. qui étend à la mer territoriale, au plateau continental et à la zone économique exclusive, les missions imparties aux gestionnaires de réseaux publics de  transport et de distribution d’électricité lorsque les ouvrages de production d’électricité sont raccordés aux réseaux publics terrestres exploités par ces gestionnaires[4]. Le décret précise en effet que les ouvrages de raccordement situés en mer font partie, soit du réseau public de transport, soit du réseau de la concession publique d’électricité selon qu’ils sont raccordés à un ouvrage qui dépend de l’un ou de l’autre[5].

Enfin lorsque le schéma comprend un ou des ouvrages situés en mer, il est approuvé conjointement par le préfet de région et le préfet maritime.

L’objet du Schéma Régional de Raccordement au Réseau des Energies renouvelables est bien entendu de faciliter le raccordement des installations de production d’électricité d’origine renouvelable, en donnant aux porteurs de projets s’inscrivant dans le Schéma régional, du climat de l’air et de l’énergie l’assurance d’un accès au raccordement pendant une période de 10 années. Cette réservation de la capacité devrait donc inciter au développement des EnR afin que l’objectif pour 2020 soit atteint.

 


[1] La loi Grenelle II (art 167) a notamment modifié l’art L146-4 du code de l’urbanisme. L’interdiction de construire dans la bande littorale de cent mètres fait l’objet une exception supplémentaire pour les ouvrages de raccordement aux réseaux publics de transports ou de distribution d’électricité des installations marines utilisant les énergies renouvelables. Un décret doit préciser cette disposition. Il pourra notamment préciser l’emploi du terme « utiliser », on peut en effet se demander si sont concernées les installations de production d’EnR ou d’autres constructions (hôtel sous marin pourquoi pas) alimentées par des EnR…

[2] 4 façades maritimes métropolitaines: Manche Est-mer du Nord ; Nord Atlantique-Manche Ouest ; Sud Atlantique ; Méditerranée. Art R219-1-8 C. env. et arrêté du 27 septembre 2011 relatif à la composition et au fonctionnement des conseils maritimes de façade.

[3] Art R219-1-7 C. env.

[4] Art L 121-4-II-al.2 C.Energie. Les missions de ces gestionnaires recouvrent : le développement équilibré de l’approvisionnement en électricité, le développement et l’exploitation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité, la mission de fourniture d’électricité

[5] Voir note n°10.

ByCatherine ROCHE

Responsabilité civile nucléaire

par Mme Catherine Roche,
Membre du Collectif l’Unité du Droit
MCF-HDR en droit public. CERETE EA 4237
Faculté de Droit et des Sciences Sociales de Poitiers.
Direction Master 2 Droit de l’environnement industriel.

Suite à la catastrophe de Fukushima et 25 ans après la catastrophe de Tchernobyl, il nous a semblé intéressant de rappeler brièvement la réglementation relative à l’indemnisation des victimes en cas d’accident nucléaire.

Après la guerre, l’industrie nucléaire civile a commencé à se développer dans certains pays industrialisés, dont bien entendu la France. Mais s’est rapidement posé le problème de l’indemnisation des victimes d’éventuels accidents. Et plusieurs aspects du problème ont amené à réfléchir à l’instauration d’un régime spécifique de responsabilité civile. En effet le droit commun de la responsabilité civile n’était pas adapté à cette activité : il faut que les victimes aient la certitude d’être indemnisées et ceci sans avoir à prouver la responsabilité de l’un ou de l’autre (exploitant, sous-traitant…). Le régime de responsabilité civile devait donc être favorable aux victimes, mais dans le même temps ne devait pas faire peser une charge trop importante sur l’exploitant, ce qui aurait pu décourager de futurs investisseurs. Enfin, les conséquences d’un accident nucléaires ne sont pas toujours limitées au voisinage immédiat et national de l’installation nucléaire, elles peuvent se faire sentir au-delà des frontières, d’où la nécessité de mettre en place un régime international de responsabilité civile nucléaire (RCN).

I.      Les Conventions de Paris et de Bruxelles

Le 29 juillet 1960 a été adoptée par les pays membres de l’OCDE, la Convention sur la responsabilité civile dans le domaine de l’énergie nucléaire dite Convention de Paris (modifiée par 2 protocoles, de 1964 et 1982). Elle est entrée en vigueur, le 1er avril 1968.

Elle a été ratifiée par 16 Etats, dont la France le 9 mars 1966.

Cette convention répond aux 3 problématiques citées :

  • Dans l’intérêt des victimes, elle pose le principe d’une responsabilité objective (sans faute) et exclusive de l’exploitant (canalisation de le responsabilité, les victimes ne connaissant que l’exploitant, quelle que soit la cause ou la personne responsable de l’accident).
  • En contrepartie, la responsabilité de l’exploitant est limitée à la fois dans son montant (infra) et dans le temps : les victimes ont 10 ans à compter de l’accident pour présenter leur demande d’indemnisation.

Afin de garantir l’indemnisation des victimes, l’exploitant doit constituer des garanties financières correspondant au montant de sa responsabilité. Ces garanties peuvent être constituées de différentes façons et notamment par l’assurance.

  • La convention pose également le principe de l’indemnisation des victimes du pays de l’accident et des pays voisins (notion élargie) et ce, quelle que soit leur nationalité, domicile…

Enfin, cette indemnisation porte sur les dommages causés aux personnes et aux biens.

La convention prévoit également une harmonisation des législations nationales puisque la compétence des tribunaux de l’Etat de l’accident est reconnue et que la loi de l’Etat de l’accident est applicable.

Il est cependant vite apparu que le régime d’indemnisation mis en place par la Convention de Paris serait insuffisant. C’est pourquoi la Convention de Bruxelles du 31 janvier 1963 complémentaire à celle de Paris, institue un régime d’indemnisation complémentaire.

Elle met en place, en plus de l’indemnisation due par l’exploitant,

  • Un fonds garanti par l’Etat du lieu de l’accident,
  • Un fonds garanti par des contributions des Etats parties à la convention de Bruxelles

La convention de Bruxelles (modifiée par les protocoles de 1964 et 1982) est entrée en vigueur 4 décembre 1974. Elle a été ratifiée par 12 Etats, dont la France le 30 mars 1966.

Pour résumer, le régime d’indemnisation Paris-Bruxelles prévoit 3 tranches d’indemnisation :

–        1ere tranche: chaque Etat fixe par loi le montant des garanties financières de l’exploitant  qui doit être d’au moins 5 millions de DTS.

–        2è tranche : une indemnisation complémentaire est due par l’Etat du lieu de l’accident pour un maximum de  175 millions de DTS (tranche 1 + tranche 2).

–        3ème tranche: un fonds alimenté par les parties à la Convention: 125 millions de DTS (qui s’ajoute aux précédents).

Les DTS (Droits de Tirage Spéciaux) sont des unités de comptes utilisées par le FMI. Sa valeur est basée sur un panier de quatre grandes devises.

Actuellement 1 DTR = 1,11727 €.

Cependant, après l’accident de Tchernobyl, il est devenu évident que le plafond d’indemnisation ne permettrait pas d’indemniser l’ensemble des victimes en cas d’accident ayant des conséquences graves.

C’est pourquoi, en 2004 a été adopté un Protocole d’amendement  aux conventions de Paris et Bruxelles.

Ce protocole devait permettre de renforcer les garanties prévues pour l’indemnisation des victimes d’accidents nucléaires.

Le protocole de 2004 :

  • élargit la définition du dommage nucléaire qui ne porterait plus uniquement sur les personnes et les biens, mais également :

–  tout dommage immatériel résultant d’une perte ou d’un dommage aux personnes ou aux biens ;

– le coût des mesures de restauration d’un environnement dégradé ;

– tout manque à gagner directement en relation avec une utilisation ou une jouissance quelconque de l’environnement ;

– le coût des mesures de sauvegarde et toute autre perte ou tout autre dommage causé par de telles mesures.

  • Il élargit le champ d’application géographique à certains Etats non parties à la convention de Paris.
  • Elargit le champ des INB (Installations Nucléaires de Base) concernées
  • Limite les exonérations de responsabilité de l’exploitant aux seules situations de conflit armé, hostilités, guerre civile, insurrection.
  • Rallonge les délais de prescription à 30 ans pour les dommages causés aux personnes et 10 ans pour tous les autres dommages.
  • Surtout, le protocole augmente très sensiblement les plafonds d’indemnisation prévus par la Convention de Bruxelles.

En effet, le régime d’indemnisation Paris-Bruxelles + Protocole de 2004 prévoit:

–        1ere tranche: chaque Etat fixe par loi le montant des garanties financières de l’exploitant  ≥ 700 millions d’euros (jusqu’à illimitée mais au choix de l’Etat).

–        2è tranche : indemnisation complémentaire par l’Etat du lieu de l’accident (1 +2) =1200  millions d’euros.

–        3ème tranche: fonds des parties à la Convention: 300 millions d’euros.

Ce qui au total porterait le montant total à 1,5 milliard d’euros au lieu de (environ) 350 millions d’euros actuellement.

Malheureusement, le conditionnel reste de mise, puisque le protocole n’est pas entré en vigueur faute d’un nombre suffisant de ratifications.

En France, c’est la loi n°68-943 du 30 octobre 1968 relative à la responsabilité civile dans le domaine de l’énergie nucléaire (modifiée en 1990 et 2006) qui fixe les dispositions qui sont laissées à l’initiative de chaque partie contractante par les conventions Paris-Bruxelles.

Elle fixe notamment à 91 469 410 €, le montant dû par l’exploitant au titre de la responsabilité civile nucléaire (montant qui passera à 700 M€ dès l’entrée en vigueur du protocole de 2004).  Chaque exploitant est tenu d’avoir une assurance ou une autre garantie financière à concurrence par accident, du montant de sa responsabilité.

Au-delà de ce montant, les victimes sont indemnisées dans les conditions et limites fixées par la Convention de Bruxelles.

S’il apparaît que les sommes maximales disponibles risquent d’être insuffisantes pour réparer l’ensemble des dommages subis par les victimes, un décret en conseil des ministres fixera les modalités de réparation. Dans ce cas les dommages corporels seront réparés en priorité.

Les actions se prescrivent en 3 ans à compter du jour où la victime a eu, ou aurait raisonnablement dû avoir connaissance du dommage, mais ne peuvent toutefois être intentées plus de 10 ans après l’accident.

La loi  prévoit également la compétence  du TGI de Paris.

 II.      La Convention de Vienne.

Les conventions de Paris-Bruxelles ont été adoptées dans le cadre de l’Agence de l’OCDE pour l’énergie atomique, et même si elles sont ouvertes à d’autres Etats, elle restent en fait à portée plutôt régionale. Le 21 mai 1963 a été adoptée la Convention de Vienne relative à la responsabilité civile en matière de dommages nucléaires sous l’égide de l’AIEA (Agence Internationale pour l’Energie Atomique). Elle est entrée en vigueur le 12 novembre 1977. La Convention de Vienne est une convention à portée universelle, qui avant l’accident de Tchernobyl n’avait attiré que peu d’Etats mais qui regroupe aujourd’hui 36 Etats parties. A noter que le Japon n’est pas partie à cette convention, ni bien sûr à celles de Paris et Bruxelles.

La convention de Vienne a été complétée par un protocole d’amendement en 1997 et par la Convention sur la Réparation complémentaire de la même année mais qui n’est pas entrée en vigueur faute d’un nombre suffisant de ratifications.

La convention de Vienne applique les mêmes principes de responsabilité objective et exclusive de l’exploitant, avec en contrepartie une indemnisation limitée dans son montant (300 Millions de DTS au moins, soit dus intégralement par l’exploitant, soit par l’exploitant et l’Etat, au choix de l’Etat) et dans le temps.

Si la Convention sur la Réparation complémentaire entrait en vigueur, on retrouverait un système à 3 paliers, similaire à celui prévu par les conventions de Paris-Bruxelles qui serait de :

•         1ère tranche d’indemnisation ≥ 300 millions DTS

•         2 ème tranche internationale à définir mais sans doute ≥ 300 millions DTS

La Convention élargissant également le champ des dommages et victimes pris en compte.

III.      Le Protocole commun.

Après l’accident de Tchernobyl, il est notamment apparu que la coexistence des deux systèmes de responsabilité, Paris-Bruxelles et Vienne pourrait poser problème. C’est pourquoi un Protocole commun relatif à l’application de la Convention de Vienne et de la Convention de Paris a été adopté le 21 septembre 1988 (entré en vigueur le 27 avril 1992 ; ratifié par 26 Etats mais pas par la France). En application du protocole (pour les Etats qui y sont parties) « l’exploitant d’une installation nucléaire située sur le territoire d’une Partie à la Convention de Vienne est responsable conformément à cette convention pour les dommages nucléaires subis sur le territoire d’une Partie à la Convention de Paris et le Protocole », et vice-versa.

L’activité nucléaire fait l’objet d’une réglementation abondante, et le choix de ne traiter ici que de la responsabilité civile nucléaire est tout à fait partial. Ainsi, la question de la sûreté nucléaire fait l’objet d’une réglementation importante et actuellement de nombreux débats au sein des instances spécialisées.


 Pour info :

•          La sécurité nucléaire comprend la sûreté nucléaire, la radioprotection, la prévention et la lutte contre les actes de malveillance, ainsi que les actions de sécurité civile en cas d’accident.

•          La sûreté nucléaire est l’ensemble des dispositions techniques et des mesures d’organisation relatives à la conception, à la construction, au fonctionnement, à l’arrêt et au démantèlement des installations nucléaires de base, ainsi qu’au transport des substances radioactives, prises en vue de prévenir les accidents ou d’en limiter les effets.

•          La radioprotection / la protection contre les rayonnements ionisants, comprend l’ensemble des règles, des procédures et des moyens de prévention et de surveillance visant à empêcher ou à réduire les effets nocifs des rayonnements ionisants produits sur les personnes, directement ou indirectement, y compris par les atteintes portées à l’environnement.

Loi n° 2006-686 du 13 juin 2006 relative à la transparence et à la sécurité en matière nucléaire (TSN), art. 1. 

Pour aller plus loin :

– Agence pour l’Energie nucléaire de l’OCDE : le droit nucléaire international : histoire, évolution et perspectives. OCDE, 2010

– Pelzer N : Réflexions portant sur l’indemnisation et la réparation des dommages nucléaires à l’environnement. Bull. de droit nucléaire n°86,vol. 2010/2, p55.

– Lahorgue M-B : Vingt ans après Tchernobyl : un nouveau régime international de responsabilité civile nucléaire. JDI, 2007/1.

– AIEA : Manuel de droit nucléaire, 2006.

 – Sites internet de l’AIEA, de l’AEN (OCDE), de l’ASN, de l’IRSN, du CEA.