Nicolas-BZRD/DILA_OPENDATA_FR_2023 huggingface dataset:
Les conditions dans lesquelles les ministres chargés de l'économie et de l'énergie arrêtent, après avis de la Commission de régulation de l'énergie, les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations mentionnées à l'article L. 314-1, sont précisées par voie réglementaire. 
Les conditions d'achat prennent en compte notamment : 
a) Les frais de contrôle prévus à l'article L. 314-7-1 ; 
b) Les investissements et les charges d'exploitation d'installations performantes représentatives de chaque filière ; 
c) La compatibilité de l'installation bénéficiant du contrat d'obligation d'achat avec les objectifs mentionnés aux articles L. 100-1 et L. 100-2. 
Lorsque le producteur consomme tout ou partie de l'électricité produite par l'installation, les conditions d'achat peuvent comprendre une prime tenant compte des coûts qui ne sont pas couverts par la vente à l'acheteur de l'électricité non consommée par le producteur. 
Pour les installations de démonstration ou les fermes précommerciales, le bénéfice de l'obligation d'achat peut être subordonné à la condition d'être le candidat retenu à l'issue d'une procédure de mise en concurrence. Dans ce cas, les conditions d'achat tiennent compte, le cas échéant, des aides financières octroyées dans le cadre de cette procédure. 
Les conditions d'achat ne peuvent conduire à ce que la rémunération totale des capitaux immobilisés, résultant du cumul de toutes les recettes de l'installation et des aides financières ou fiscales octroyées au titre de celle-ci, excède une rémunération raisonnable des capitaux, compte tenu des risques inhérents à son exploitation. Le bénéfice de l'obligation d'achat peut, à cette fin, être subordonné à la renonciation, par le producteur, à certaines de ces aides financières ou fiscales. 
Les conditions d'achat font l'objet d'une révision périodique afin de tenir compte de l'évolution des conditions économiques de fonctionnement des installations performantes représentatives des filières concernées. 
Pour la Corse, la Guadeloupe, la Guyane, la Martinique, Mayotte, La Réunion, Saint-Pierre-et-Miquelon et les îles Wallis et Futuna les ministres chargés de l'économie, de l'énergie et de l'outre-mer peuvent arrêter, après avis du président de la collectivité et de la Commission de régulation de l'énergie, des conditions d'achat propres à la région, au département ou à la collectivité. Lorsque le développement d'une filière de production est inférieur aux objectifs inscrits dans les volets de la programmation pluriannuelle de l'énergie mentionnés aux 4° et 5° du II de l'article L. 141-5, le président de la collectivité peut solliciter l'avis de la Commission de régulation de l'énergie sur l'adéquation des conditions d'achat aux coûts d'investissement et d'exploitation des installations.
Sous réserve de la nécessité de préserver le fonctionnement des réseaux, Electricité de France et, si les installations de production sont raccordées aux réseaux publics de distribution dans leur zone de desserte, les entreprises locales de distribution chargées de la fourniture sont tenues de conclure, lorsque les producteurs intéressés en font la demande, un contrat pour l'achat de l'électricité produite sur le territoire national par les installations dont la liste et les caractéristiques sont précisées par décret parmi les installations suivantes : 
1° Les installations qui valorisent des déchets ménagers ou assimilés mentionnés aux articles L. 2224-13 et L. 2224-14 du code général des collectivités territoriales ou qui visent l'alimentation d'un réseau de chaleur ; dans ce dernier cas, la puissance installée de ces installations doit être en rapport avec la taille du réseau existant ou à créer ; 
2° Les installations de production d'électricité qui utilisent des énergies renouvelables, à l'exception des énergies mentionnées au 3°, ou les installations qui mettent en œuvre des techniques performantes en termes d'efficacité énergétique telles que la cogénération. Les limites de puissance installée des installations de production qui peuvent bénéficier de l'obligation d'achat sont fixées par décret. Les règles de détermination du périmètre d'une installation de production sont fixées par arrêté du ministre chargé de l'énergie. 
Les nouvelles installations destinées au turbinage des débits minimaux mentionnés à l'article L. 214-18 du code de l'environnement réalisées par le titulaire d'une autorisation ou d'une concession hydroélectrique en cours bénéficient de l'obligation d'achat indépendamment de l'ouvrage principal à la condition que leur puissance installée respecte les limites prévues à l'alinéa précédent ; 
3° Les installations de production d'électricité utilisant l'énergie mécanique du vent qui sont implantées à terre ou qui sont implantées sur le domaine public maritime ou dans la zone économique exclusive et les installations qui utilisent l'énergie marine, l'énergie solaire thermique ou l'énergie géothermique ou hydrothermique. 
4° Les moulins à vent réhabilités pour la production d'électricité ; 
5° Les moulins à eaux réhabilités pour la production d'électricité ; 
6° Les installations qui valorisent des énergies de récupération dans les limites et conditions définies au présent article, notamment au 2° ; 
7° Dans les départements d'outre-mer, les installations électriques qui produisent de l'électricité à partir de la biomasse, dont celle issue de la canne à sucre.
A l'exception des contrats concernant des installations situées dans les zones non interconnectées, l'autorité administrative peut agréer des organismes qui, lorsqu'un producteur en fait la demande après la signature d'un contrat d'achat conclu en application de l'article L. 314-1 et du 1° de l'article L. 311-12 avec Electricité de France ou des entreprises locales de distribution, peuvent se voir céder ce contrat. Cette cession ne peut prendre effet qu'au 1er janvier suivant la demande de cession par le producteur. Toute cession est définitive et n'emporte aucune modification des droits et obligations des parties. Le décret en Conseil d'Etat mentionné à l'article L. 314-13 précise les conditions de l'agrément et les modalités de cession. Il prévoit également les modalités de calcul des frais exposés, par l'acheteur cédant, pour la signature et la gestion d'un contrat d'achat jusqu'à la cession de celui-ci et devant être remboursés par l'organisme agréé cessionnaire. 
Le contrôle, à la demande du ministre chargé de l'énergie, du respect des engagements pris par un organisme pour l'obtention de l'agrément prévu au premier alinéa est réalisé aux frais de celui-ci.
Les contrats conclus en application de la présente section par Electricité de France et les entreprises locales de distribution sont des contrats administratifs qui ne sont conclus et qui n'engagent les parties qu'à compter de leur signature. 
Les contrats prévoient les conditions dans lesquelles ils peuvent être suspendus ou résiliés par Electricité de France, les entreprises locales de distribution ou les organismes agréés mentionnés à l'article L. 314-6-1, dans des conditions approuvées par l'autorité administrative.
Sous réserve du maintien des contrats d'obligation d'achat en cours au 11 août 2004, les installations bénéficiant de l'obligation d'achat au titre de l'article L. 121-27 ou de l'article L. 314-1 ne peuvent bénéficier qu'une seule fois d'un contrat d'obligation d'achat. 
Par dérogation au premier alinéa, peuvent bénéficier plusieurs fois d'un contrat d'obligation d'achat : 
1° Les installations dont la liste et les caractéristiques sont définies par décret parmi les installations mentionnées aux 1° à 7° de l'article L. 314-1, situées dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental ; 
2° Les installations dont la liste et les caractéristiques sont définies par décret parmi les installations mentionnées aux 1° à 6° de l'article L. 314-1, situées sur le territoire métropolitain continental et qui sont amorties, tant que le niveau des coûts d'exploitation d'une installation performante représentative de la filière reste supérieur au niveau de l'ensemble de ses recettes, y compris les aides financières et fiscales auxquelles celle-ci est éligible. 
Les conditions d'achat, prévues à l'article L. 314-7, de l'électricité produite par les installations mentionnées aux 1° et 2° tiennent compte des conditions économiques de fonctionnement des installations performantes représentatives des filières concernées.
I. - Les sociétés par actions régies par le livre II du code de commerce ou par le titre II du livre V de la première partie du code général des collectivités territoriales constituées pour porter un projet de production d'énergie renouvelable peuvent, lors de la constitution ou de l'évolution de leur capital, en proposer une part aux personnes physiques, notamment aux habitants dont la résidence est à proximité du lieu d'implantation du projet, ainsi qu'aux collectivités territoriales et à leurs groupements sur le territoire desquels il se situe. Elles peuvent également proposer à ces mêmes personnes de participer au financement du projet de production d'énergie renouvelable. 
II. - Les sociétés coopératives régies par la loi n° 47-1775 du 10 septembre 1947 portant statut de la coopération constituées pour porter un projet de production d'énergie renouvelable peuvent, lors de la constitution ou de l'évolution de leur capital, en proposer une part aux personnes physiques, notamment aux habitants dont la résidence est à proximité du lieu d'implantation du projet, ainsi qu'aux collectivités territoriales et à leurs groupements sur le territoire desquels il se situe. Elles peuvent également proposer à ces mêmes personnes de participer au financement du projet de production d'énergie renouvelable. 
III. - Les offres de participation au capital ou au financement mentionnées aux I et II du présent article peuvent être faites par les porteurs des projets directement auprès des personnes mentionnées au même I ou en recourant à un fonds qui a reçu l'autorisation d'utiliser la dénomination de fonds d'entrepreunariat social éligible en application de l'article L. 214-153-1 du code monétaire et financier, spécialisé dans l'investissement en capital dans les énergies renouvelables ou à une société ayant pour objet le développement des énergies renouvelables et bénéficiant de l'agrément " entreprise solidaire d'utilité sociale ". 
Les offres de participation au capital ou au financement peuvent être faites par les porteurs des projets directement auprès des personnes mentionnées au I du présent article ou en recourant à des conseillers en investissements participatifs mentionnés au I de l'article L. 547-1 du code monétaire et financier, à des intermédiaires en financement participatif mentionnés au I de l'article L. 548-2 du même code ou à des prestataires de services d'investissement mentionnés à l'article L. 531-1 dudit code. 
Un décret en Conseil d'Etat fixe les montants des offres, les valeurs nominales de titres, les catégories de titres et les catégories d'investisseurs pour lesquels les offres mentionnées au présent III ne constituent pas une offre au public, au sens de l'article L. 411-1 du code monétaire et financier. 
IV. - Les collectivités territoriales peuvent souscrire la participation en capital prévue au I du présent article par décision prise par leur organe délibérant. Cette décision peut faire l'objet d'une délégation à l'exécutif.
Les dépenses supportées par l'Etat pour réaliser les études techniques de qualification des sites d'implantation sur lesquels portent les procédures de mise en concurrence ou celles relatives à l'organisation matérielle des consultations du public en lien avec la mise en œuvre de ces procédures, notamment s'agissant du choix des sites d'implantation, peuvent en tout ou partie faire l'objet d'un remboursement par les candidats retenus. Dans ce cas, les conditions de ce remboursement sont mentionnées dans le cahier des charges.
La procédure de mise en concurrence mentionnée à l'article L. 311-10 est conduite dans le respect des principes de transparence et d'égalité de traitement des candidats. 
Pour désigner le ou les candidats retenus, l'autorité administrative se fonde sur le prix ainsi que, le cas échéant, sur d'autres critères objectifs, non discriminatoires et liés à l'objet de la procédure de mise en concurrence, tels que : 
1° La qualité de l'offre, y compris la valeur technique, les performances en matière de protection de l'environnement, l'efficacité énergétique et le caractère innovant du projet ; 
2° La rentabilité du projet ; 
3° La sécurité d'approvisionnement ; 
4° Dans une mesure limitée, la part du capital détenue par les habitants résidant à proximité du projet ou par les collectivités territoriales ou leurs groupements sur le territoire desquels le projet doit être implanté par les sociétés porteuses du projet, qu'elles soient régies par le livre II du code de commerce, par les articles L. 1521-1 et suivants du code général des collectivités territoriales ou par la loi n° 47-1775 du 10 septembre 1947 portant statut de la coopération, ainsi que la part du capital proposée à ces habitants, collectivités ou groupements. 
Les conditions d'exécution peuvent prendre en compte des considérations à caractère social ou environnemental et poursuivre des objectifs de développement durable conciliant développement économique, protection et mise en valeur de l'environnement et progrès social. Ces conditions d'exécution ne peuvent pas avoir d'effet discriminatoire entre les candidats potentiels. Elles sont mentionnées dans le cahier des charges.
Les données relatives au gaz naturel, communiquées en application de l'article D. 142-1, sont élaborées conformément aux règles suivantes : 
1° Seule la distribution par canalisation est prise en considération ;
 2° Les prix qui doivent être communiqués sont les prix payés par le consommateur final ; 
3° Les usages pris en considération sont tous les usages industriels ; 
4° Sont exclus du système les consommateurs qui utilisent du gaz : 
a) Pour la production d'électricité dans les centrales électriques, y compris de cogénération ; 
b) Pour des usages non énergétiques (par exemple : l'industrie chimique) ; 
c) En quantité supérieure à 4 000 000 Gj/ an : 
5° Les prix à consigner sont les prix moyens payés par les consommateurs finals industriels pour le gaz au cours du semestre précédent ; 
6° Les prix relevés ainsi que la répartition des consommateurs et des volumes sont fondés sur un système de tranches de consommation normalisées définies au 10° du présent article ; 
7° Les prix doivent inclure toutes les charges à payer : les redevances d'utilisation du réseau et l'énergie consommée diminuée des éventuels rabais ou primes, plus les autres charges (location de compteur, frais d'abonnement,...) ; n'y est pas inclus le coût du raccordement initial ; 
8 Les prix doivent être exprimés en euros par gigajoule (Gj). L'unité d'énergie utilisée est mesurée sur la base du pouvoir calorifique supérieur (PCS) ; 
9° Trois niveaux de prix doivent être présentés : 
a) Le prix hors taxes et prélèvements ; 
b) Le prix hors TVA et autres taxes récupérables ; 
c) Le prix tous prélèvements, taxes et TVA compris ; 
10° Les prix du gaz sont relevés pour les catégories suivantes de consommateurs finals industriels : 
Consommateurs finals industriels 
Consommation de gaz annuelle (en gigajoule) 
Minimum 
Maximum 
Tranche I1 
< 1 000 
Tranche I2 
1 000 
< 10 000 
Tranche I3 
10 000 
< 100 000 
Tranche I4 
100 000 
< 1000 000 
Tranche I5 
1 000 000 
< = 4 000 000
Les entreprises et organismes mentionnés à l'article L. 142-7 relèvent les données prévues aux 1° et 2° de ce même article le 1er janvier et le 1er juillet de chaque année. Ces données, élaborées conformément aux dispositions prévues par les articles D. 142-2 à D. 142-9, sont communiquées dans les cinquante jours qui suivent au service statistique du ministère chargé de l'énergie qui en fait la synthèse et les communique à Eurostat sous dix jours. 
Les mêmes entreprises et organismes communiquent, tous les deux ans, l'information prévue au 3° de l'article L. 142-7 au service statistique du ministère chargé de l'énergie, qui la transmet à Eurostat. 
Les informations mentionnées à l'avant-dernier alinéa de l'article L. 142-7 sont communiquées au service statistique du ministère chargé de l'énergie à sa demande. 
Les informations mentionnées au dernier alinéa de l'article L. 142-7 sont communiquées au ministre chargé de l'énergie à sa demande.
Les zones où la production locale et les capacités de transport d'électricité peuvent s'avérer insuffisantes pour répondre à la demande locale sont déterminées par le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité en tenant compte des conclusions du schéma décennal de développement du réseau prévu à l'article L. 321-6. 
Des zones supplémentaires peuvent être étudiées à la demande du ministre chargé de l'énergie.
Le bilan prévisionnel pluriannuel prévu à l'article L. 141-8 a pour objet d'identifier les risques de déséquilibre entre les besoins de la France métropolitaine continentale et l'offre d'électricité disponible pour les satisfaire, et notamment les besoins en puissance permettant de garantir le respect du critère de défaillance mentionné à l'article L. 141-7. 
Il couvre la période de quinze années suivant la date à laquelle il est rendu public par le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité.
En ce qui concerne le gaz naturel, le service statistique du ministère chargé de l'énergie communique à Eurostat une fois par an, en même temps que les données du deuxième semestre, des informations sur les tarifs et la méthode de calcul ainsi qu'une description des taxes appliquées sur les ventes de gaz aux consommateurs finals industriels.
 Cette transmission a également lieu si un changement majeur s'est produit lors du semestre précédent. 
La description des taxes acquittées comporte trois sections séparées : 
1° Taxes, prélèvements, prélèvements non fiscaux, redevances et autres charges fiscales qui ne sont pas indiquées dans les factures envoyées aux consommateurs finals industriels ; ces éléments sont inclus dans les chiffres pour le niveau de prix " hors taxes et prélèvements " ; 
2° Taxes et prélèvements indiqués dans les factures fournis aux consommateurs finals industriels et considérés comme non récupérables ; ces éléments sont inclus dans les chiffres notifiés pour le niveau de prix " hors TVA et autres taxes récupérables " ; 
3° Taxe sur la valeur ajoutée (TVA) et autres taxes récupérables indiquées sur les factures envoyées aux consommateurs finals industriels ; ces éléments sont inclus dans les chiffres pour le niveau de prix " tous prélèvements, taxes et TVA compris ".
L'étude mentionnée au 1° de l'article D. 141-4 caractérise le risque de défaillance du système électrique pour lequel elle précise, notamment, la durée moyenne de défaillance, sa traduction en fréquence de défaillance, la puissance moyenne de défaillance et l'énergie moyenne de défaillance. Elle analyse les scénarios dans lesquels une défaillance pourrait être constatée et détaille les circonstances dans lesquelles ce risque est le plus élevé. 
Pour réaliser l'étude mentionnée au 1° et l'analyse mentionnée au 2° de l'article D. 141-4, le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité prend en compte plusieurs scénarios d'évolution de la consommation électrique, en fonction notamment des actions de sobriété, d'efficacité énergétique et de substitution d'usages mises en œuvre ainsi que de l'évolution de la démographie et de la situation économique. 
Il prend également en compte les évolutions des capacités de production et d'effacement de consommation ainsi que des échanges avec les réseaux électriques étrangers et étudie plusieurs scénarios d'importations et d'exportations d'électricité. 
Pour déterminer les perspectives d'évolution des échanges avec les réseaux électriques étrangers, le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité se fonde notamment sur les rapports prévus à l'article 4 de la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité ainsi que sur les données transmises par les gestionnaires des réseaux européens. 
Durant l'élaboration du bilan prévisionnel pluriannuel, le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité informe le ministre chargé de l'énergie des hypothèses retenues en matière d'évolution de la consommation électrique, en détaillant notamment les effets attendus des actions de maîtrise de la demande électrique et des substitutions entre énergies et de l'évolution de l'offre de production. Le ministre chargé de l'énergie peut demander au gestionnaire du réseau public de transport d'étudier des variantes des hypothèses retenues.
Le bilan prévisionnel pluriannuel de l'offre et de la demande comprend notamment : 
1° Une étude approfondie de l'équilibre entre l'offre et la demande d'électricité durant les cinq années suivant la date à laquelle il est rendu public ; 
2° Une analyse, portant sur l'ensemble de la période qu'il couvre, de l'évolution de l'offre et de la demande d'électricité et des besoins d'investissements en moyens de production nécessaires pour assurer la sécurité de l'approvisionnement électrique de la France continentale ; cette analyse est actualisée tous les deux ans ; 
3° Un volet géographique identifiant les zones où la production locale et les capacités de transport d'électricité peuvent s'avérer insuffisantes pour répondre à la demande locale ; 
4° Une étude de la sensibilité des résultats de l'analyse mentionnée au 2° à d'autres critères de défaillance que celui mentionné à l'article L. 141-7.
Les données relatives à l'électricité, communiquées en application de l'article D. 142-1, sont élaborées conformément aux règles suivantes : 
1° Les prix qui doivent être communiqués sont les prix payés par le consommateur final ; 
2° Les usages pris en considération sont tous les usages industriels ; 
3° Les prix relevés ainsi que la répartition des consommateurs et des volumes sont fondés sur un système de tranches de consommation normalisées ; 
4° Les prix à consigner sont les prix moyens payés par les consommateurs finals industriels pour l'électricité au cours du semestre précédent ; 
5° Les prix doivent inclure toutes les charges à payer : les redevances d'utilisation du réseau et l'énergie consommée, diminuée des éventuels rabais ou primes, plus les autres charges (coûts liés à la capacité, commercialisation, location du compteur, etc.) ; n'y est pas inclus le coût du raccordement initial ; 
6° Les prix doivent être exprimés en euros par kWh ;
7° Trois niveaux de prix sont indiqués : 
a) Prix hors taxes et prélèvements ; 
b) Prix hors TVA et autres taxes récupérables ; 
c) Prix tous prélèvements, taxes et TVA compris. 
Par ailleurs, la décomposition du prix hors taxes et prélèvements, comme la somme des prix " réseaux " et des prix " énergie et approvisionnement ", est également indiquée : 
a) Le prix " réseaux " est le rapport entre les recettes liées aux tarifs pour le transport et la distribution ainsi, le cas échéant, que le volume correspondant de kWh par tranche de consommation ; si des volumes séparés de kWh par tranche ne sont pas disponibles, il convient de communiquer des estimations ; 
b) Le prix " énergie et approvisionnement " est le prix total diminué du prix " réseaux " et de tous les prélèvements et taxes ; 
8° Les prix de l'électricité sont relevés pour les catégories suivantes de consommateurs finals industriels : 
Consommateurs finals industriels 
Consommation d'électricité annuelle (en MWh) 
Minimum 
Maximum 
IA 
< 20 
IB 
20 
< 500 
IC 
500 
< 2 000 
ID 
2 000 
< 20 000 
IE 
20 000 
< 70 000 
IF 
70 000 
< = 150 000
Le bilan électrique national porte sur : 
 1° La consommation d'électricité : il présente la consommation brute et corrigée des variations climatiques, l'évolution de la consommation par secteur d'activité et les principaux facteurs expliquant cette évolution, notamment les actions d'efficacité énergétique, les substitutions d'usage et les conditions économiques. Il indique également l'évolution de la pointe annuelle de consommation électrique et de la consommation annuelle de chaque région métropolitaine et de chaque zone non interconnectée au réseau métropolitain continental ; 
 2° La production d'électricité : il présente l'évolution des capacités de production par filière, en précisant notamment les nouvelles capacités de production à partir d'énergies renouvelables ainsi que la production électrique par filière et par région. Il comporte une estimation des émissions de dioxyde de carbone dues à la production électrique ; 
 3° L'effacement de consommation : il indique les capacités d'effacement de consommation et le volume d'énergie effacé, en distinguant les différentes filières d'effacement, notamment les effacements industriels et les effacements diffus. 
 Le volet relatif à la partie métropolitaine du bilan électrique comporte en outre les éléments suivants : 
 1° Les principales évolutions du réseau de transport d'électricité et des capacités d'interconnexion avec les autres pays ; 
 2° La description des échanges d'électricité avec les réseaux électriques étrangers ainsi qu'une synthèse de la situation des pays européens en termes de consommation et de production, notamment de production d'énergies renouvelables ; 
 3° L'analyse de la situation des marchés de l'électricité dans les pays européens dont le marché est couplé à celui de la France.
Le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité établit chaque année le bilan électrique prévu à l'article L. 141-8. Ce bilan couvre l'année précédant la date de sa publication. Il contient un volet relatif à la France métropolitaine et un volet relatif aux zones non interconnectées au réseau métropolitain continental. 
Pour l'établissement du volet relatif aux zones non interconnectées au réseau continental, le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité s'appuie sur les contributions transmises par les gestionnaires des réseaux publics de distribution d'électricité compétents sur ces territoires. 
Le volet du bilan relatif à la France métropolitaine est publié avant le 1er février de chaque année. Le volet relatif aux zones non interconnectées au réseau métropolitain continental est publié avant le 1er mars de chaque année et est annexé au volet relatif à la France métropolitaine.
Les producteurs exploitant ou envisageant d'exploiter des installations de production d'électricité raccordées directement au réseau public de transport d'électricité ou raccordées indirectement par l'intermédiaire d'installations appartenant à un autre utilisateur de ce réseau informent le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité de tout projet de mise en service d'installations nouvelles, de remise en service d'installations existantes, de cessation d'exploitation d'installations existantes ou de toute modification ayant un effet sur les performances techniques d'une installation. 
 Ils fournissent également au gestionnaire de réseau, à sa demande, les informations sur les caractéristiques techniques générales des installations, les dates d'effet envisagées pour les projets ainsi que, le cas échéant, l'état d'avancement des procédures administratives liées à ces projets. 
 En outre, les producteurs informent le gestionnaire du réseau public de transport, de leur propre initiative et dans les meilleurs délais, de : 
 1° La délivrance du permis de construire l'ouvrage principal destiné à accueillir un nouvel équipement de production d'électricité, ou de l'autorisation qui en tient lieu ; 
 2° La notification de la commande de l'équipement principal d'une installation nouvelle ou, s'il a été acheté dans le cadre d'une commande groupée, de l'ordre de livraison de cet équipement, dès sa réception par le fournisseur, en indiquant les caractéristiques techniques principales de l'équipement et sa date de livraison.
En ce qui concerne l'électricité, le service statistique du ministère chargé de l'énergie communique à Eurostat une fois par an, en même temps que les données du deuxième semestre, des informations sur les tarifs et la méthode de calcul ainsi qu'une description des taxes appliquées sur les ventes d'électricité aux consommateurs finals industriels. 
Cette transmission a également lieu si un changement majeur s'est produit lors du semestre précédent. 
La description des taxes acquittées doit comporter trois sections séparées et inclure tout prélèvement non fiscal couvrant les coûts des réseaux et les obligations de service public : 
1° Taxes, prélèvements, prélèvements non fiscaux, redevances et autres charges fiscales qui ne sont pas indiquées dans les factures envoyées aux consommateurs finals industriels ; ces éléments sont inclus dans les chiffres pour le niveau de prix " hors taxes et prélèvements " ; 
2° Taxes et prélèvements indiqués dans les factures fournis aux consommateurs finals industriels et considérés comme non récupérables ; ces éléments son inclus dans les chiffres notifiés pour le niveau de prix " hors TVA et taxes récupérables " ; 
3° Taxe sur la valeur ajoutée (TVA) et autres taxes récupérables indiquées sur les factures envoyées aux consommateurs finals industriels ; ces éléments sont inclus dans les chiffres pour le niveau de prix " tous prélèvements, taxes et TVA compris ".
Pour chaque installation, le registre mentionné à l'article D. 142-9-1 comporte des informations relatives à :
 1° Ses données d'identification ; 
2° Son historique ; 
3° Ses caractéristiques techniques et celles de son raccordement. 
Les éléments figurant dans le registre sont précisés par arrêté du ministre chargé de l'énergie.
Les gestionnaires de réseaux publics de distribution, la société concessionnaire de la distribution publique d'électricité à Mayotte et dans les îles Wallis et Futuna et Electricité de France pour les autres zones non interconnectées au territoire métropolitain continental transmettent au gestionnaire du réseau public de transport, pour chaque installation de production ou de stockage raccordée directement ou indirectement à leur réseau dont ils ont connaissance, les informations prévues par l'arrêté mentionné à l'article D. 142-9-2. 
Les modalités de transmission de ces informations sont définies par arrêté du ministre chargé de l'énergie. 
Les gestionnaires de réseaux publics de distribution, la société concessionnaire de la distribution publique d'électricité à Mayotte et dans les îles Wallis et Futuna et Electricité de France pour les zones non interconnectées sont responsables de la qualité des données fournies qui relèvent de leurs compétences.
Les tarifs d'utilisation des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel et des installations de gaz naturel liquéfié, y compris des installations fournissant des services auxiliaires et de flexibilité, les conditions commerciales d'utilisation de ces réseaux ou installations, ainsi que les tarifs des prestations annexes réalisées par les gestionnaires de réseaux ou d'installations, sont établis de manière transparente et non discriminatoire afin de couvrir l'ensemble des coûts supportés par ces gestionnaires, dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau ou d'installations efficace. Ces coûts tiennent compte des caractéristiques du service rendu et des coûts liés à ce service, y compris des obligations fixées par la loi et les règlements ainsi que des coûts résultant de l'exécution des missions de service public et des contrats mentionnés au I de l'article L. 121-46. 
Figurent notamment parmi ces coûts les dépenses d'exploitation, de recherche et de développement nécessaires à la sécurité du réseau et à la maîtrise de la qualité du gaz naturel injecté ou soutiré ainsi que la partie du coût des extensions de réseaux restant à la charge des distributeurs. 
Les tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel autres que ceux concédés en application de l'article L. 432-6 font l'objet d'une péréquation à l'intérieur de la zone de desserte de chaque gestionnaire. La méthodologie visant à établir un tarif de distribution de gaz naturel applicable à l'ensemble des concessions exploitées par ces gestionnaires de réseau de gaz naturel peut reposer sur la référence à la structure du passif d'entreprises comparables du même secteur dans l'Union européenne sans se fonder sur la comptabilité particulière de chacune des concessions. Pour le calcul du coût du capital investi, cette méthodologie fixée par la Commission de régulation de l'énergie peut ainsi se fonder sur la rémunération d'une base d'actifs régulée, définie comme le produit de cette base par le coût moyen pondéré du capital, établi à partir d'une structure normative du passif du gestionnaire de réseau. Pour les gestionnaires de réseaux mentionnés au III de l'article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales, le tarif d'utilisation du réseau de distribution auquel ils sont raccordés est établi en tenant compte de leur participation financière initiale aux dépenses d'investissement nécessitées par leur raccordement. 
Les gestionnaires des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel et les exploitants d'installations de gaz naturel liquéfié sont tenus de publier, de tenir à la disposition des utilisateurs et de communiquer à la Commission de régulation de l'énergie les conditions commerciales générales d'utilisation de leurs ouvrages et de leurs installations. 
Les tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel incluent une rémunération normale qui contribue notamment à la réalisation des investissements nécessaires pour le développement des réseaux et des installations.
I. - Lorsque les capacités de production de biogaz destiné à être injecté dans le réseau de gaz ne répondent pas aux objectifs chiffrés de la programmation pluriannuelle de l'énergie, notamment ceux concernant les techniques de production et la localisation géographique des installations, l'autorité administrative peut recourir à une procédure d'appel d'offres. 
II. - Sous réserve des articles L. 2224-32 et L. 2224-33 du code général des collectivités territoriales, toute personne exploitant ou désirant construire et exploiter une unité de production, installée sur le territoire d'un Etat membre de l'Union européenne ou, dans le cadre de l'exécution d'accords internationaux, sur le territoire de tout autre Etat, peut participer à l'appel d'offres. 
III. - Les candidats retenus désignés par l'autorité administrative bénéficient, selon les modalités définies par l'appel d'offres, d'un contrat d'achat pour le biogaz injecté. L'acheteur du biogaz est un fournisseur de gaz naturel titulaire de l'autorisation administrative mentionnée à l'article L. 443-1 ou l'acheteur de dernier recours mentionné à l'article L. 446-2. L'achat du biogaz s'effectue au prix résultant de l'appel d'offres. Les surcoûts éventuels qui en résultent pour le fournisseur font l'objet d'une compensation. 
IV. - Pour examiner, au titre de la recevabilité ou de la sélection, les offres soumises, l'autorité administrative se fonde notamment sur les critères suivants : 
1° Le prix du biogaz injecté ; 
2° La sécurité et la sûreté des réseaux de gaz naturel, des installations et des équipements associés ; 
3° Les capacités techniques, économiques et financières du candidat ; 
4° Le choix des sites, l'occupation des sols et l'utilisation du domaine public ; 
5° L'efficacité énergétique ; 
6° La compatibilité avec les principes et les missions de service public, notamment avec les objectifs de programmation pluriannuelle de l'énergie et la protection de l'environnement ; 
7° Les ressources destinées à la méthanisation disponibles dans chacun des territoires sur lesquels porte l'appel d'offres ; 
8° Dans une mesure limitée, à titre de critère de sélection, la part du capital détenue par les habitants résidant à proximité du projet d'injection de biogaz ou par les collectivités territoriales ou leurs groupements sur le territoire desquels le projet doit être implanté par les sociétés porteuses du projet, qu'elles soient régies par le livre II du code de commerce, par les articles L. 1521-1 et suivants du code général des collectivités territoriales ou par la loi n° 47-1775 du 10 septembre 1947 portant statut de la coopération, ainsi que la part du capital proposée à ces habitants, collectivités ou groupements. 
V. - Les modalités de l'appel d'offres, notamment la pondération du critère de sélection mentionné au 8° du IV, sont définies par décret en Conseil d'Etat.
Au sens du présent chapitre, un produit à haute performance énergétique est :
 1° Soit un produit régi par un acte délégué adopté en application de la directive 2010/30/UE du Parlement et du Conseil du 19 mai 2010 ou par une directive d'exécution de la Commission connexe à cette directive, qui est conforme au critère conditionnant l'appartenance à la classe d'efficacité énergétique la plus élevée ; par dérogation, en cas d'achat d'un ensemble de produits régis par un acte délégué mentionné ci-dessus et répondant au critère d'appartenance à la classe d'efficacité énergétique la plus élevée, l'efficacité énergétique cumulée prévaut sur l'efficacité énergétique de chaque produit individuel de l'ensemble ;
 2° Soit un produit ne relevant pas du 1°, régi par une mesure d'exécution adoptée après le 4 décembre 2012 en application de l'article 15 de la directive 2009/125/CE du Parlement européen et du Conseil du 21 octobre 2009, qui est conforme aux valeurs de référence de l'efficacité énergétique établies dans cette mesure d'exécution ;
 3° Soit un équipement de bureau satisfaisant au moins aux spécifications techniques relatives à l'efficacité énergétique fixées à l'annexe C de l'accord entre le Gouvernement des Etats-Unis d'Amérique et la Communauté européenne concernant la coordination des programmes d'étiquetage relatifs à l'efficacité énergétique des équipements de bureau, approuvé par la décision 2006/1005/CE du Conseil du 18 décembre 2006 ;
 4° Soit un pneumatique conforme au critère conditionnant l'appartenance à la classe d'efficacité énergétique en carburant la plus élevée définie par l'annexe I du règlement (CE) n° 1222/2009 du Parlement européen et du Conseil du 25 novembre 2009 ; par dérogation, pour un motif de sécurité ou de santé publique, peut lui être substitué un pneumatique relevant de la classe d'adhérence la plus élevée relative au sol mouillé ou au bruit de roulement externe prévue par la même annexe.
 Les actes délégués et les mesures d'exécution mentionnés au présent article sont publiés sur le site internet du ministère chargé du développement durable.
Les bâtiments ou parties de bâtiments satisfaisant à des exigences minimales de performance énergétique s'entendent de ceux qui respectent l'un des critères suivants : 
1° Ils ont obtenu le label “ haute performance énergétique rénovation ” prévu à l'article R. 131-28-1 du code de la construction et de l'habitation ; 
2° Ils sont classés dans l'un des quatre meilleurs niveaux de l'échelle de référence du diagnostic de performance énergétique défini par l'article L. 134-1 du code de la construction et de l'habitation ; 
3° Ils sont conformes aux critères de performance énergétique fixés en application de l'article R. 131-28 du code de la construction et de l'habitation dans au moins trois des six domaines suivants : 
a) Chauffage ; 
b) Eau chaude et sanitaire ; 
c) Refroidissement ; 
d) Eclairage ; 
e) Toiture ; 
f) Baies.
Les obligations prévues aux 1° et 2° de l'article R. 234-1 s'appliquent aux marchés publics et contrats dont le montant estimé est égal ou supérieur aux seuils européens publiés au Journal officiel de la République française. Les dispositions du 3° du même article s'appliquent aux achats de bâtiments et aux prises à bail quel qu'en soit le montant. 
L'obligation d'achat de produits et de recours à des services à haute performance énergétique s'applique aux marchés publics de défense ou de sécurité définis à l'article 6 de l'ordonnance n° 2015-899 du 23 juillet 2015 relative aux marchés publics, dans la mesure où cette obligation n'est pas incompatible avec la nature et l'objectif premier des activités des forces armées. Elle ne s'applique pas aux marchés publics ayant pour objet la fourniture d'équipements, y compris leurs pièces détachées, composants ou sous-assemblages, destinés à être utilisés comme armes, munitions ou matériels de guerre. 
L'exigence d'achat ou de prise à bail de bâtiments répondant à la définition donnée à l'article R. 234-5 ne s'applique pas aux : 
1° Bâtiments et parties de bâtiments ayant fait l'objet d'une demande de permis de construire déposée à compter du 1er janvier 2013 ; 
2° Bâtiments et parties de bâtiments destinés à être revendus, sans qu'ils soient utilisés, dans l'intervalle, aux propres fins de leurs propriétaires ; 
3° Bâtiments et parties de bâtiments destinés à être démolis, sans qu'ils soient utilisés, dans l'intervalle, aux propres fins de leurs propriétaires ; 
4° Bâtiments et parties de bâtiments destinés à être rénovés pour répondre aux exigences de l'article R. 234-5, sans qu'ils soient utilisés, avant l'achèvement de la rénovation, aux propres fins de leurs propriétaires ; 
5° Bâtiments et parties de bâtiments dans lesquels il n'est pas utilisé d'énergie pour réguler la température intérieure ; 
6° Constructions provisoires prévues pour une durée d'utilisation égale ou inférieure à deux ans ; 
7° Bâtiments et parties de bâtiments à usage agricole, artisanal ou industriel, autres que les locaux servant à l'habitation, dans lesquels le système de chauffage, de refroidissement ou de production d'eau chaude pour l'occupation humaine produit une faible quantité d'énergie au regard de celle nécessaire aux activités économiques ; 
8° Bâtiments servant de lieux de culte et utilisés pour des activités religieuses ; 
9° Immeubles classés ou inscrits au titre des monuments historiques définis par les articles L. 621-1, L. 621-3, L. 621-5 et L. 621-6 du code du patrimoine ; 
10° Bâtiments et parties de bâtiments qui, pour des raisons de protection du secret de la défense nationale, ne peuvent respecter les exigences de performance énergétique mentionnées à l'article R. 234-5.
L'Etat ainsi que ses établissements publics n'ayant pas un caractère industriel et commercial et dont les compétences ou la vocation ont un caractère national sont tenus : 
1° De n'acheter que des produits à haute performance énergétique tels que définis à l'article R. 234-4 ; 
2° D'imposer à leurs prestataires de ne recourir qu'à des produits à haute performance énergétique tels que définis à l'article R. 234-4 pour l'exécution, partielle ou complète, des services résultant des marchés publics dont ils sont titulaires. Cette obligation est sans préjudice de la possibilité pour ces prestataires d'utiliser des produits ne présentant pas cette performance à condition qu'ils aient été achetés avant la remise de leur offre et qu'ils soient mentionnés dans celle-ci de manière détaillée ; 
3° De n'acheter ou de ne prendre à bail que des bâtiments à haute performance énergétique tels que définis à l'article R. 234-5.
Les personnes morales mentionnées à l'article R. 234-1 ne sont pas tenues aux obligations définies au même article lorsque : 
1° Le rapport entre l'efficacité énergétique attendue et le coût est très nettement défavorable au produit à haute performance énergétique, au service recourant à un tel produit ou au bâtiment à haute performance énergétique ; le rapport entre l'efficacité et le coût s'apprécie en comparant le coût du cycle de vie de tous les produits ou bâtiments appartenant à une catégorie d'efficacité relevant de l'article R. 234-1 avec le coût du cycle de vie du produit ou bâtiment équivalent envisagé ; le coût du cycle de vie est défini à l'article 68 de la directive 2014/24/UE du Parlement européen et du Conseil du 26 février 2014 ; 
2° L'analyse budgétaire conclut à l'absence de faisabilité économique du recours au produit à haute performance énergétique, au service utilisant un tel produit ou au bâtiment à haute performance énergétique ; l'absence de faisabilité est caractérisée par l'incapacité d'acquitter le prix initial et de supporter, au moins et selon le cas, le coût de la maintenance ou des pièces détachées, pendant la durée de l'exploitation ou de l'utilisation ; 
3° La durabilité au sens large du recours au bâtiment, au produit à haute performance énergétique ou au service utilisant un tel produit est moindre que celle du recours aux autres produits, services ou bâtiments ; la durabilité est appréciée, de manière objective et mesurable, au regard de la réduction de l'impact sur l'environnement ; 
4° L'inadéquation technique est établie ; elle consiste en l'absence de correspondance du produit, service ou bâtiment avec le ou les besoins à satisfaire ; 
5° Le niveau de concurrence est insuffisant ; ce niveau est considéré comme suffisant même lorsqu'il est limité à quelques produits, services ou bâtiments ou qu'il n'est pas équivalent à celui résultant de l'offre de produits, services ou bâtiments dont l'efficacité énergétique est moindre. 
Lorsque qu'elles estiment relever des dispositions du présent article, les personnes morales mentionnées à l'article R. 234-1 le justifient avec des éléments vérifiables. 
Lorsque les obligations qui leur incombent à la fin d'une procédure de passation comportent l'élaboration d'un rapport de présentation, elles y font figurer la justification prévue à l'alinéa précédent. Dans les cas où elles ne sont pas tenues à une telle obligation, les personnes morales mentionnées à l'article R. 234-1 conservent cette justification au titre de la traçabilité de la procédure de passation.
Les modalités de traitement des demandes de raccordement qui supposent une adaptation du schéma sont précisées dans les documentations techniques de référence des gestionnaires de réseau. 
Les délais de traitement des demandes de raccordement prévus par les documentations techniques de référence mentionnées à l'article D. 321-14 sont suspendus jusqu'à la date de la notification prévue à l'article D. 321-20-3.
Le gestionnaire du réseau de transport informe le préfet de région de son intention de procéder à l'adaptation du schéma régional de raccordement au réseau et soumet le projet d'adaptation aux personnes mentionnées à l'article D. 321-12. Leur avis est réputé rendu à l'expiration d'un délai d'un mois à compter de la communication du projet d'adaptation. 
Le schéma adapté est notifié au préfet de région et publié sur le site Internet du réseau de transport.
Le gestionnaire du réseau public de transport procède à la révision du schéma régional de raccordement, en accord avec les gestionnaires des réseaux de distribution concernés :
- à la demande du préfet de région ;
- en cas de révision du schéma régional du climat, de l'air et de l'énergie ;
- lorsqu'une difficulté de mise en œuvre importante du schéma est identifiée dans le cadre de l'état technique et financier ;
- lorsque plus des deux tiers de la capacité d'accueil globale ont été attribués. 
Le gestionnaire du réseau public de transport peut procéder à la révision du schéma régional de raccordement, en accord avec les gestionnaires des réseaux publics de distribution concernés, lorsque des transferts de capacité réservée effectués conformément à l'article D. 321-21 ou l'adaptation du schéma ne permettrait pas de satisfaire aux demandes de raccordement. 
Les objectifs définis dans le cadre de la révision prennent en compte le volume de puissance des installations entrées en file d'attente en vue de leur raccordement alors que la capacité d'accueil globale du schéma a été entièrement allouée ainsi que les prévisions établies par les gestionnaires du réseau de transport et des réseaux de distribution après consultation des personnes mentionnées à l'article D. 321-12. 
Le gestionnaire du réseau de transport notifie au préfet de région la décision de réviser le schéma et établit, conjointement avec les gestionnaires des réseaux de distribution concernés, un bilan technique et financier des ouvrages réalisés ou prévus faisant apparaître en particulier le solde défini à l'article D. 342-22-1. Ce bilan est publié sur le site internet du gestionnaire de réseau de transport. 
La révision est effectuée selon les modalités prévues par la présente section pour l'établissement du schéma.