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Dans un secteur en perpétuelle évolution, s’informer et décrypter l’actualité juridique nécessite beaucoup d’énergie. C’est pourquoi nous vous proposons, chaque mois, de vous donner accès à l’essentiel du droit de l’énergie et de la régulation. L’exercice n’est pas aisé et nous ne pourrons prétendre à l’exhaustivité. Mais nous espérons que vous trouverez cette veille utile !
Décret relatif aux appels d’offres sur le développement de capacités de stockage d’électricité | |
Rejet par le Conseil d’Etat de plusieurs référés contre la mise à disposition de 20 TWh supplémentaires d’électricité au titre de l’ARENH | |
| L’EUROPE | Plan « REPower EU » : communications de la Commission européenne dans un contexte de crise de l’énergie Communication de la Commission européenne relative aux interventions sur le marché de l’énergie à court terme et aux améliorations à long terme de l’organisation du marché de l’électricité |
| LA REGULATION | Décisions du CoRDiS relatives au raccordement au réseau public de distribution d’électricité d’installations de consommation situées sur des terrains enclavés |
| ET AUSSI… | Rapport du CEER sur les dispositifs de bacs à sable réglementaires |
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Le décret n°2022-788 du 6 mai 2022 est pris en application de la loi « Climat et résilience » n°2021-1104 du 22 août 2021 (cf. L’Energie du droit n°43, août 2021) qui donne la possibilité au ministre chargé de l’énergie de recourir à des appels d’offres lorsque les capacités de stockage ne répondent pas aux objectifs de la programmation pluriannuelle de l’énergie ou lorsque le bilan prévisionnel met en avant des besoins de flexibilité. Ce décret définit les modalités de mise en œuvre de la procédure d’appel d’offres en soutien au développement de capacités de stockage d’électricité et précise le terme de contrat à prix fixe et à durée déterminée.
Dans une délibération en date du 7 avril 2022, la CRE a décidé de ne pas rendre d’avis formel sur le projet de décret, constatant que l’organisation de ces appels d’offres ne tenait pas compte des circonstances exceptionnelles liées à la crise énergétique faisant émerger un besoin important et urgent de flexibilité pour les prochaines années.
Le décret n°2022-795 du 9 mai 2022 est pris en application de la loi « Climat et résilience » n°2021-1104 du 22 août 2021 qui permet d'augmenter le taux de prise en charge par le TURPE des coûts de raccordement au réseau induits par l'installation d'équipements électriques concourant à l'atteinte des objectifs fixés à l'article L. 100-4 du code de l’énergie.
Celui-ci porte le niveau de la réfaction tarifaire à 80 %, soit le maximum autorisé prévu par la loi, et liste les équipements dont l'installation rend le consommateur éligible à cette prise en charge. Il s'agit des pompes à chaleur, y compris les pompes à chaleur hybrides, ainsi que les infrastructures de recharge pour véhicules électriques d'une puissance inférieure à 11 kW à l’exception des infrastructures de recharge ouvertes au public et des infrastructures situées dans un immeuble collectif à usage principal d’habitation.
Dans un avis en date du 21 avril 2022 la CRE a (i) émis un avis défavorable sur la proposition d’augmentation du taux de réfaction pour les infrastructures de recharge des véhicules électriques d’une puissance inférieure à 11 k et (ii) émis un avis favorable sur la proposition d’augmenter le taux de réfaction pour les pompes à chaleur tout en recommandant que cette augmentation soit limitée dans le temps.
Afin de garantir la sécurité d’approvisionnement en gaz naturel, un arrêté en date du 13 mai 2022 fixe les stocks minimaux de gaz naturel nécessaires pour la période du 1er novembre 2022 au 31 mars 2023. Ces stocks minimaux sont imposés pour une liste de sites déterminés.
La CRE a rendu un avis favorable sur ce projet d’arrêté le 24 mars 2022.
L’arrêté en date du 13 mai 2022, pris sur proposition de la CRE, est relatif aux modalités de cession des garanties de capacité livrées à l’ARENH, dans le cadre du mécanisme de capacité.
Cet arrêté remplace l’arrêté du 8 novembre 2016 afin de tenir compte des nouvelles modalités de répartition des périodes de pointe dans le mécanisme de capacité, introduites par l’arrêté du 21 décembre 2021 modifiant les règles du mécanisme de capacité (cf. L’Energie du droit n°47, décembre 2021). En effet, il résulte de ces nouvelles dispositions qu’à partir de l’année 2022, 15 jours PP1 sont tirés par année de livraison : 11 jours entre le 1er janvier et le 31 mars, et 4 jours entre le 1er novembre et le 31 décembre.
L’arrêté du 13 mai 2022 adapte les modalités de cession de garanties de capacités en cohérence avec les nouvelles règles du mécanisme de capacité.
Par une délibération du 12 mai 2022, la CRE définit les règles de répartition des volumes applicables en cas de dépassement du plafond de l’ARENH pour le guichet de mai 2022. La CRE a reconduit dans cette délibération les principes et les règles qu’elle a définis à l’occasion des précédents guichets ARENH.
Ainsi la CRE rappelle trois modalités qui sont appliquées en cas de dépassement du plafond d’ARENH :
La CRE précise toutefois qu’elle pourra s’écarter de la règle de répartition du plafond au prorata pour un fournisseur dont les volumes demandés seraient manifestement disproportionnés par rapport à son besoin et qui ne serait pas en mesure de justifier ces volumes. Dans ce cas, les quantités manifestement excessives demandées par ce fournisseur seront écrêtées intégralement en cas de dépassement du plafond lors du guichet de mai 2022. Le cas échéant, la CRE pourra n’attribuer aucun volume d’ARENH au fournisseur concerné.
Par une délibération du 28 avril 2022 publiée le 9 mai 2022, la CRE valide la procédure d’appel au marché pour les capacités de long terme commercialisées sur le terminal de Dunkerque LNG pour la période du 1er janvier 2023 au 31 décembre 2036.
En application de l’arrêté du 18 février 2010, « dans l’hypothèse où une capacité résiduelle n’a pas été souscrite, la société Dunkerque LNG s’engage à proposer régulièrement cette capacité à long terme aux acteurs de marché jusqu’à ce qu’elle trouve acquéreur, sous la forme d’un appel au marché transparent et non discriminatoire, dont la fréquence et les modalités seront validées par la Commission de régulation de l’énergie ».
Dunkerque LNG a saisi la CRE le 14 avril 2022 d’une procédure d’appel au marché pour la commercialisation d’une capacité de regazéification de 3,5 Gm3/an disponible sur le terminal de Dunkerque pour la période du 1er janvier 2023 au 31 décembre 2036, date de fin de l’exemption accordée au terminal, et optionnellement pour la période de dix années suivantes, jusqu’à 2046. La CRE considère que la procédure d’appel au marché proposée par Dunkerque LNG est transparente et non discriminatoire. La CRE valide en conséquence cette procédure d’appel au marché.
Par une délibération du 12 mai 2022, la CRE fixe l’évolution annuelle de la grille tarifaire du tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de GRDF au 1er juillet 2022, en application de la délibération de la CRE du 23 janvier 2020 fixant le tarif ATRD6 de GRDF pour une durée de 4 ans à compter du 1er juillet 2020.
Le tarif péréqué de GRDF évoluera de – 0,84 % au 1er juillet 2022.
Par une délibération du 25 mai 2022, la CRE précise les règles de valorisation des effacements de consommation sur les marchés de l’énergie (dites « règles NEBEF »).
En application de l’article L. 134-1 9° du code de l’énergie, la CRE est compétente pour préciser les règles portant sur la valorisation des effacements de consommation mentionnés à l'article L. 271-1 du même code, y compris les modalités de versement telles que définies dans les barèmes de versement NEBEF. L’article L. 271-3 du code de l’énergie dispose que les barèmes de versement reflètent la part approvisionnement du prix de fourniture.
Le décret n°2022-342 du 11 mars 2022 définissant les modalités spécifiques d'attribution d'un volume additionnel d'électricité pouvant être alloué en 2022, à titre exceptionnel, dans le cadre de l’ARENH, prévoit que les fournisseurs ayant demandé de l’ARENH au titre de l’année 2022 peuvent bénéficier d’une livraison supplémentaire d’ARENH (dit « ARENH+ ») entre le 1er avril 2022 et le 31 décembre 2022. Cette livraison supplémentaire a pour conséquence de modifier les coûts d’approvisionnement des fournisseurs sur cette même période.
La présente délibération précise les règles NEBEF 3.3, après consultation des acteurs concernés, afin de prendre en compte l’impact de l’ARENH+ sur les barèmes de versement profilés et télérelevés.
Les nouveaux barèmes de versement s’appliqueront à compter du 31 mai 2022 et jusqu’au 31 décembre 2022. Les nouvelles règles NEBEF seront publiées par RTE sur son site internet.
Par une délibération du 25 mai 2022, la CRE propose un critère de sécurité d’approvisionnement de 2 heures de délestage par an en espérance pour la France métropolitaine continentale.
L’article 25 du règlement (UE) 2019/943 du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité (ci-après « le règlement Électricité ») prévoit que les États membres disposant ou souhaitant mettre en place un mécanisme de capacité ou une réserve stratégique calculent un critère de sécurité d’approvisionnement, appelé « norme de fiabilité ». Ce critère doit se fonder sur la méthodologie adoptée par l’Agence européenne de coopération des régulateurs de l’énergie (ci-après « ACER ») dans sa décision 23/2020 du 2 octobre 2020.
L’article D. 141-12-6 du code de l’énergie habilite le ministre chargé de l’énergie à fixer le critère de sécurité d’approvisionnement mentionné à l’article L. 141-7 du code de l’énergie sur proposition de la CRE. La proposition de la CRE tient compte de l’estimation, réalisée par RTE dans un rapport daté du 22 avril 2022, du critère de sécurité d’approvisionnement, qui correspond au ratio entre le coût d’un nouvel entrant et le coût de l’énergie non distribuée.
L’analyse réalisée par RTE aboutit à un coût du nouvel entrant se basant sur :
La CRE note que le coût de l’énergie non distribuée calculé dans le cadre de cette étude et d’après la méthodologie de l’ACER a vocation à être utilisé pour déterminer le niveau de sécurité d’approvisionnement national. Il ne préjuge pas d’autres valeurs et méthodes de calcul du coût de l’énergie non distribuée qui pourraient s’avérer plus pertinentes pour d’autres usages, comme l’évaluation d’investissements sur le réseau de transport ou de distribution.
La CRE constate que la méthodologie retenue par RTE est conforme à la méthodologie de l’ACER, et que le niveau du critère de sécurité d’approvisionnement qui en découle est bien cohérent avec cette dernière.
Afin d’assurer la compatibilité avec le droit de l’Union européenne (UE) d’un régime d’obligation d’achat d’électricité produite à partir de sources renouvelables, un mécanisme fiscal avait été instauré afin de permettre aux acheteurs importateurs d’électricité produite dans d’autres Etats membres de l’UE d’être partiellement remboursés de la contribution au service public de l’électricité (CSPE), si l’énergie acquise avait été produite à partir d’une source d'énergie renouvelable ou par cogénération dans un autre État membre de l’UE.
Saisie de plusieurs centaines demandes de remboursement au titre des années 2014 et 2015, la CRE a considéré que les demandeurs qui n’étaient pas en mesure de communiquer les factures d’achat de l’électricité produite dans un autre Etat membre n’apportaient pas la preuve de l’origine verte de l’électricité consommée, la seule production de « garanties d’origine » ne s’avérant, à cet égard, pas suffisante.
Par un arrêt du 2 mars 2022, le Conseil d’Etat a confirmé cette solution, en relevant notamment qu’eu égard à l’objet et à la portée des garanties d’origine et nonobstant le caractère fongible de l’électricité, un consommateur final qui aurait acheté de l’énergie à un fournisseur « sans engagement de la part de ce dernier quant à l’origine et au mode de production de cette électricité consommée » ne saurait bénéficier d’un remboursement de CSPE du seul fait qu’il a acquis et utilisé des garanties d’origine attestant de la production d’électricité à partir d’une source d’énergie renouvelable dans un autre Etat membre de l’UE pour des quantités équivalentes.
La société requérante ayant seulement produit les factures de son fournisseur et des attestations de garanties d’origine, le Conseil d’Etat a confirmé le rejet de sa demande de remboursement.
A la suite de cet arrêt de principe du Conseil d’Etat, le tribunal administratif de Paris a commencé à rendre des ordonnances « de série » pour statuer sur les centaines de requêtes formées devant lui et qui tendent au remboursement partiel de la CSPE, dès lors que ces requêtes n’appellent pas de nouvelle appréciation ou qualification des faits et présentent à juger en droit des questions identiques à celles tranchées par la décision du Conseil d’Etat du 2 mars 2022.
Dans le contexte actuel de crise des prix de l’énergie, le Gouvernement a organisé la mise à disposition des fournisseurs d’électricité de 20 TWh supplémentaires d’électricité au titre de l’ARENH pour l’année 2022. Plusieurs organisations syndicales, des administrateurs ainsi que des représentants des actionnaires salariés de la société EDF ont demandé la suspension en urgence du décret et de l’arrêté du 11 mars 2022 modifiant le volume maximal d’ARENH pour 2022.
Par une ordonnance du 5 mai 2022, le juge des référés du Conseil d’Etat statuant en formation collégiale rejette ces recours pour défaut d’urgence.
Selon le juge des référés, les requérants ne démontrent pas que l’exécution des textes contestés porterait atteinte aux conditions d’emploi des salariés d’EDF. Ils ne justifient pas par ailleurs d'une atteinte suffisamment grave et immédiate aux intérêts patrimoniaux qu'ils invoquent en se bornant à faire état de la seule diminution du cours de l'action de la société EDF au lendemain de l'annonce des mesures contestées et en n'apportant aucune précision sur l'incidence de cette diminution sur leur propre situation ou sur celle des actionnaires salariés d'EDF.
De même, les requérants échouent à démontrer l'atteinte que porteraient les textes contestés à la situation d'EDF, ainsi qu'aux intérêts publics qui s'attachent à la pérennité de cette société et au financement de ses investissements à venir. Les requérants n'apportent en effet aucun élément permettant de caractériser l'ampleur de l'atteinte portée par les mesures qu'ils contestent au regard de l'ensemble de l'équilibre financier de la société EDF en faisant également la part des autres facteurs pertinents, y compris l'indisponibilité d'une partie du parc de production d'électricité d'origine nucléaire et l'effet de la hausse des cours de l'électricité sur les recettes d'EDF sur le marché de gros.
A l’inverse, le juge des référés relève que la livraison d'un volume additionnel d'ARENH vise à limiter l'effet de l'augmentation du prix de l'électricité sur les coûts d'approvisionnement des fournisseurs qui en bénéficient, et indirectement sur les tarifs qu'ils sont en mesure de proposer aux clients finaux. Le juge observe en outre que « si les requérants soutiennent que rien ne garantit que la livraison de ce volume additionnel d'ARENH soit répercutée par ses bénéficiaires sur les tarifs proposés à leurs clients, l'article 11 du décret contesté confie ce suivi à la Commission de régulation de l'énergie, qui en a précisé les modalités par une délibération du 31 mars 2022. » Le juge estime par conséquent que « l'incidence des mesures contestées sur les prix de l'électricité est de nature à caractériser un intérêt public à poursuivre leur exécution. »
Par un arrêt du 12 mai 2022, la CJUE apporte des précisions sur la notion d’abus de position dominante au sens de l’article 102 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (TFUE).
L’autorité de la concurrence italienne (AGCM) a initialement adopté une décision aux termes de laquelle elle considérait que les sociétés SEN et EE, sous la coordination de l’ex-entreprise monopolistique ENEL, s’étaient rendues coupables d’un abus de position dominante, et a infligé aux sociétés du groupe une sanction pécuniaire d’environ 93 millions euros. Elle estimait en effet que les trois sociétés en cause avaient mis en œuvre une stratégie d’exclusion des fournisseurs tiers sur les marchés de la vente d’énergie électrique aux clients particuliers et aux clients non particuliers connectés en basse tension afin, notamment, d’éviter un départ en masse des clients de SEN vers des fournisseurs tiers.
Saisie par le Consiglio di Stato (Conseil d’Etat) italien de plusieurs questions préjudicielles dans le cadre d’un litige relatif à cette décision de sanction, la Cour considère notamment qu’aux fins d’établir qu’une pratique constitue l’exploitation abusive d’une position dominante, il suffit, pour une autorité de concurrence, de prouver que cette pratique est susceptible de porter atteinte à la structure de concurrence effective sur le marché pertinent, à moins que l’entreprise dominante concernée ne démontre que les effets anticoncurrentiels pouvant résulter de ladite pratique sont contrebalancés, voire surpassés, par des effets positifs pour les consommateurs, notamment en termes de prix, de choix, de qualité et d’innovation.
Par ailleurs, la preuve que le comportement en cause n’a pas produit d’effets restrictifs concrets ne suffit pas à exclure son caractère abusif.
La Cour indique aussi qu’une autorité de concurrence n’est pas tenue d’établir l’intention de l’entreprise en cause d’évincer ses concurrents par des moyens ou en recourant à des ressources autres que ceux gouvernant une concurrence par les mérites. La preuve d’une telle intention constitue néanmoins une circonstance factuelle susceptible d’être prise en compte aux fins de la détermination d’un abus de position dominante.
La Cour rappelle également que, lorsqu’une position dominante est exploitée de façon abusive par une ou plusieurs filiales appartenant à une unité économique, l’existence de cette unité est suffisante pour considérer que la société mère est elle aussi responsable de cet abus.
La Commission européenne a publié le 18 mai 2022 la communication « REPowerEU » comprenant un plan constitué d’un ensemble de documents (actes juridiques, recommandations, lignes directrices et stratégies) et complétant la communication publiée le 8 mars 2022 (cf. L’Energie du droit n°50, mars 2022). Cette communication est publiée dans un contexte de crise des prix de l’énergie en Europe liée notamment à la guerre en Ukraine. Son objectif est de transformer le système énergétique européen en mettant fin à la dépendance de l'Union européenne (UE) à l'égard des combustibles fossiles russes et en s'attaquant à la crise climatique.
Elle repose sur quatre piliers :
La Commission européenne a publié le 18 mai 2022 une communication relative aux interventions sur le marché de l’énergie à court terme et aux améliorations à long terme de l’organisation du marché de l’électricité. Cette communication étend notamment les interventions d'urgence de courte durée contenues dans la communication d'octobre 2021 relative à la « Boite à outils » concernant les prix de l’énergie (cf. L’Energie du droit n°45, octobre 2021) ainsi que dans les communications du 8 mars 2022 sur le plan « REPowerEU » et du 23 mars 2022 sur la sécurité d’approvisionnement (cf. L’Energie du droit n°50, mars 2022).
Cette communication contient des mesures supplémentaires à court terme pour les États membres dans les secteurs du gaz et de l'électricité afin d'atténuer les conséquences de la crise des prix de l'énergie. La Commission présente également les domaines susceptibles de faire l'objet d'une réforme à plus long terme afin de rendre le marché européen de l'électricité plus résilient aux chocs futurs sur les prix et apte à réaliser les objectifs du Pacte Vert pour l'Europe. Enfin, cette communication propose des mesures en cas de rupture majeure ou totale de l'approvisionnement en gaz russe.
L’ACER a publié le 3 mai 2022 la 28e édition de sa lettre d’information trimestrielle relative à REMIT couvrant le premier trimestre 2022. Cette édition revient notamment sur la décision du Conseil d’Etat du 2 février 2022 qui confirme une sanction prononcée par le CoRDiS relative à une manipulation de marché sur le marché français du gaz (cf. l’Energie du droit n° 24, décembre 2019).
Cette édition couvre également :
Différends relatifs au raccordement au réseau public de distribution d’électricité d’installations de consommation situées sur des terrains enclavés
Par deux décisions du 21 avril 2022, publiées au Journal officiel du 28 mai 2022, le CoRDiS se prononce sur des différends relatifs au raccordement au réseau de distribution d’électricité (RPD) d’installations de consommation situées sur des terrains enclavés.
Conformément à sa pratique décisionnelle, le comité rappelle que, si les ouvrages de branchement conçus et réalisés selon les prescriptions de la norme NF C 14-100 bénéficient d’une présomption de conformité aux objectifs de l’arrêté du 3 août 2016 et donc à l’arrêté technique du 17 mai 2001, ces derniers ne s’opposent pas à la mise en œuvre de toute solution technique susceptible d’être reproduite dans des circonstances similaires et répondant de manière équivalente aux finalités poursuivies par ces deux arrêtés
Après avoir rappelé le caractère non obligatoire de la norme NF C 14-100, le CoRDiS indique que cette dernière ne fait pas obstacle à ce qu’une solution qui ne réponde pas en tous points à ses prévisions, notamment sur l’emplacement du coupe-circuit principal individuel (CCPI), puisse constituer l’opération de raccordement de référence (ORR), justifiant par conséquent l’étude des solutions techniques souhaitées par le demandeur.
Le CoRDiS rappelle que le gestionnaire du réseau de distribution (GRD) doit obtenir une servitude à son bénéfice pour réaliser les travaux nécessaires à l’implantation et à l’entretien d’ouvrages du RPD sur des parcelles traversées qui n’appartiendraient pas en propre au demandeur au raccordement. Lorsque le GRD est confronté au refus d’un propriétaire de signer une telle convention, il lui incombe de demander que les travaux de raccordement soient déclarés d’utilité publique par l’autorité administrative compétente, sans que le demandeur au raccordement n’ait à engager de démarches auprès des juridictions compétentes pour assurer le respect de ses droits.
En ce qui concerne le coût de réalisation des ouvrages de raccordement, le CoRDiS relève qu’une solution visant à réaliser des travaux de branchement et des travaux supplémentaires d’extension du réseau sur un terrain privé est nécessairement plus onéreuse qu’une solution prévoyant la réalisation de travaux de branchement seuls.
En outre, s’agissant des prétentions du GRD dans l’affaire n°17-38-21, le comité rappelle qu’il n’y a pas lieu, pour l’élaboration de l’ORR, de prendre en compte l’éventuelle facturation à l’utilisateur des prestations réalisées par son mandataire ni le coût de la réalisation des travaux relatifs à son installation intérieure.
Dans l’affaire n°18-38-21, en ce qui concerne le respect des règles relatives à la chute de tension admissible, le GRD faisait valoir que sa solution de raccordement était la seule permettant de respecter les exigences de la norme NF C 14-100 qui limitent à 2 % la chute de tension admissible sur l’ensemble du branchement. Or, le comité considère au regard des pièces du dossier que cette solution n’était pas techniquement réalisable, dès lors que la longueur du branchement dépasse 36 mètres et ne garantit donc pas une chute de tension inférieure à 2 %.
Enfin, confronté au refus du GRD d’adresser au demandeur au raccordement une nouvelle proposition de raccordement dans l’affaire n°18-38-21 à la suite de l’annulation de la précédente proposition, le comité relève que la dernière proposition communiquée au demandeur ne constituait pas l’ORR. Ainsi, sans qu’il soit besoin d’indiquer si la nouvelle demande de raccordement correspond à une nouvelle ORR ou une opération de raccordement différente, le GRD devra, pour se conformer à ses procédures, étudier la solution présentée par le demandeur.
Par une décision du 6 mai 2022, la commission des sanctions de l’AMF a prononcé des sanctions pécuniaires allant de 80 000 à 400 000 euros contre une société de trading et trois traders pour des pratiques de manipulation de cours sur plusieurs titres cotés sur Euronext Paris commises entre le 1er mars 2013 et le 31 décembre 2016.
Il était reproché aux mis en cause d’avoir adopté un mode opératoire identique, en trois étapes : l’établissement d’un déséquilibre côté acheteur ou vendeur du carnet d’ordres par l’émission d’ordres passifs de taille conséquente aux meilleures limites, également appelés « ordres leurres » ; la réalisation de transactions en sens inverse du déséquilibre ; enfin l’annulation partielle ou totale des ordres passifs, suivie de la répétition éventuelle du mode opératoire dans le sens inverse.
La commission des sanctions retient le grief de manipulation de cours par indications fausses ou trompeuses sur l’offre, la demande ou le cours des instruments financiers pour l’ensemble des séquences reprochées. Elle estime que les ordres volumineux qui ont été passés du côté des phases de déséquilibre aux meilleures limites du carnet d’ordres, puis massivement annulés, ont été susceptibles de donner aux autres intervenants du marché une représentation erronée de l’offre, de la demande ou du cours des titres concernés et partant, des indications fausses ou trompeuses sur l’offre et la demande ainsi que, en raison de déséquilibres du carnet d’ordres de nature à provoquer des repositionnements de la part des autres intervenants, sur le cours des titres.
La commission des sanctions rappelle notamment que l’intention manipulatoire n’est pas un élément constitutif du manquement et que l’absence d’impact des interventions reprochées sur le cours des titres au regard de la volatilité du marché, même à la supposer établie, est inopérante, le manquement pouvant être établi dès lors que le comportement en cause a été susceptible de donner des indications fausses ou trompeuses sur l’offre, la demande ou le cours de l’instrument financier.
La commission des sanctions retient également le grief de manipulation de cours par construction d’une position dominante de nature à créer des conditions de transaction inéquitables.
Dans un rapport publié le 25 mai 2022, le CEER effectue un état des lieux de la mise en œuvre des dispositifs de « bacs à sable réglementaires » par les pouvoirs publics des pays européens dans le cadre de la mise en œuvre de sa stratégie « 3D » (décarbonation, régulation dynamique et digitalisation), dont la régulation dynamique est l’un des piliers. Le CEER rappelle que les bacs à sable réglementaires permettent à des porteurs de projets de bénéficier de dérogations temporaires pour tester en environnement réel des projets et des solutions innovants.
A l’occasion de ce rapport, le CEER invite les régulateurs et les administrations à avoir recours à ces dispositifs d’expérimentation réglementaire afin d’encourager leurs politiques de soutien à l’innovation et d’associer les acteurs des marchés concernés à la production normative.
Ce rapport souligne en conclusion la grande variété de concepts recouverts derrière le terme générique de bac à sable réglementaire et invite les Etats à s’appuyer sur de véritables boîtes à outils afin de répondre le plus efficacement aux besoins des parties prenantes en mobilisant différents degrés de dispositifs dérogatoires.
Le Médiateur national de l’énergie (MNE) publie le 24 mai son rapport d’activité pour l’année 2021 à l’occasion duquel il fait le constat de sollicitations toujours plus nombreuses en 2021 dans le contexte de crise énergétique notamment caractérisé par une hausse des prix de gros du gaz et de l’électricité.