L'énergie du droit - numero 86

Actualité Électricité Gaz

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EN BREF

LES TEXTES 

Décret modifiant les seuils d’éligibilité à l’obligation d’achat et au complément de rémunération pour la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables

Décret modifiant les règles d'évaluation et les modalités de compensation et de recouvrement des charges de service public de l'énergie et mettant en œuvre la réforme de financement de la péréquation tarifaire dans les zones non interconnectées

CRE : proposition d’évolution des tarifs réglementés de vente d’électricité et des tarifs de cession de l’électricité aux entreprises locales de distribution au 1er août 2025

CRE : calcul du complément de prix ARENH sur l’année 2024 

LE JUGE

CJUE : les conséquences juridiques du dysfonctionnement d'un compteur d'électricité hors du champ d'application du Règlement électricité et de la Directive électricité

Conseil d’Etat : confirmation, dans ses principes, de la décision de sanction adoptée par le CoRDiS le 26 décembre 2023 à l’égard de la société Engie

L’EUROPE

Commission européenne : adoption de l’encadrement en matière d’aides d’Etat du pacte pour une industrie propre

ACER : avis portant sur le rapport de l’ENTSOG en matière d’infrastructures d’hydrogène

LA REGULATION

CoRDiS : règlement d’un différend relatif aux modalités de raccordement d’une installation de consommation d’électricité (maison individuelle)

ET AUSSI

CRE : rapport annuel et orientations stratégiques à 2030

CRE : troisième rapport annuel relatif au dispositif de « bac à sable règlementaire »

[Actualités de juin 2025]

 

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LES TEXTES

Décrets

Décret modifiant les seuils d’éligibilité à l’obligation d’achat et au complément de rémunération pour la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables

Le soutien public à la production d’électricité renouvelable peut être alloué par guichet ouvert, sous la forme d’une obligation d’achat ou d’un complément de rémunération, lesquels se distinguent en fonction de la puissance de l’installation de production et de sa nature. Une liste des installations éligibles à l’un ou à l’autre de ces soutiens est définie dans la partie réglementaire du code de l’énergie. Ainsi, les articles D. 314-15 et D. 314-23 du code de l’énergie établissent les seuils d’éligibilité du bénéfice de ces deux mécanismes de soutien, respectivement pour l’obligation d’achat et pour le complément de rémunération.

Le décret du 5 juin 2025 modifie les valeurs de plafond d'éligibilité à l'obligation d'achat pour les technologies d'énergies renouvelables concernées afin de les mettre en conformité avec le droit communautaire et de lutter contre le phénomène des prix négatifs sur les marchés de l'électricité. Il ajoute également de nouvelles technologies éligibles. 

Concernant les petites installations photovoltaïques au sol, le décret permet aux projets d’une puissance crête inférieure ou égale à 200 kilowatts (kW) de bénéficier d’un contrat d’obligation d’achat. Les installations de même nature présentant une puissance crête strictement supérieure à 200 kW et inférieure ou égale à 1 mégawatt (MW) sont désormais éligibles au complément de rémunération. 

Concernant les petites installations photovoltaïques implantées sur bâtiment, hangar ou ombrière, elles ne seront éligibles pour l’obligation d’achat, à compter du 1er janvier 2026, qu’à la condition de présenter une puissance crête installée inférieure ou égale à 200 kW (contre 500 kW actuellement). 

Concernant les installations utilisant l’énergie hydraulique des lacs, des cours d’eau et des eaux captées gravitairement, le seuil d’éligibilité à l’obligation d’achat est réduit de 500 kW à 400 kW jusqu’au 1er janvier 2026, puis à 200 kW à compter de cette date. 

Concernant les installations de production d’énergie renouvelable en mer désignées lauréates d’un appel à projets de l’Etat ou européen, le seuil d’éligibilité à l’obligation d’achat est abaissé à 25 MW. Ces installations sont éligibles pour le complément de rémunération lorsqu’elles présentent une puissance installée comprise entre 200 kW et 25 MW.

Décret modifiant les règles d'évaluation et les modalités de compensation et de recouvrement des charges de service public de l'énergie et mettant en œuvre la réforme de financement de la péréquation tarifaire dans les zones non interconnectées

Les obligations de service public assignées aux entreprises du secteur de l’électricité et du gaz par le code de l’énergie les conduisent, dans le cadre de leurs missions, à supporter des charges compensées par l’État ou à reverser des montants à l’État. En électricité, les charges de service public sont définies aux articles L. 121-7, L. 121-8 et L. 121- 8-1 du code de l’énergie et regroupent les surcoûts résultant des mécanismes de soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération, les surcoûts liés à la péréquation tarifaire dans les zones non interconnectées (ZNI), les surcoûts liés à certains dispositifs sociaux bénéficiant aux ménages en situation de précarité et les surcoûts liés au soutien à l’effacement. En gaz, les charges de service public sont définies à l’article L. 121-36 du code de l’énergie et regroupent les surcoûts liés à certains dispositifs sociaux bénéficiant aux clients en situation de précarité et les surcoûts résultant de l’obligation d’achat de biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel.

Le décret du 25 juin 2025 modifie la partie réglementaire du code de l’énergie portant sur le contrôle et l’évaluation des charges de service public assurés par la CRE. 

Ainsi, le décret permet la mise en place d’une couverture à terme de la production soutenue via le régime du complément de rémunération. Il précise les modalités de prise en compte de la valorisation des garanties d’origine biométhane. Le décret pérennise la faculté donnée à la CRE de réévaluer en cours d’année N les charges de service public de l’énergie à compenser aux opérateurs durant l’année N. Concernant les ZNI, le décret décline le volet réglementaire de la réforme du financement de la péréquation tarifaire dans les ZNI issue de la loi de finances pour 2025 (cf. L’Energie du droit n°82, février 2025) et met à jour les modalités d’imputation des charges aux missions de service public en ZNI.

La CRE a rendu un avis sur ce décret par une délibération du 25 avril 2025. 

Arrêtés

Fixation du coefficient de proportionnalité pour la contribution tarifaire sur les prestations de transport et de distribution de gaz naturel

La contribution tarifaire sur les prestations d’acheminement (CTA), mise en place par la loi du 9 août 2004 relative au service public de l’électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières, assure le financement d’une partie des retraites des agents des industries électriques et gazières pour ce qui concerne les droits acquis au 31 décembre 2004 des activités de transport et de distribution d’électricité et de gaz. 

La CTA est assise, pour le gaz naturel, sur une quote-part hors taxes des tarifs d’utilisation des réseaux de transport (ATRT) et de distribution du gaz naturel (ATRD), dont les modalités sont précisées par voie réglementaire. 

La quote-part transport ne peut être directement affectée à un consommateur raccordé à un réseau de distribution de gaz naturel. Pour ce faire, un coefficient de proportionnalité est utilisé. Ce coefficient est fixé chaque année par arrêté des ministres chargés de l'énergie et du budget et publié au plus tard un mois avant son entrée en vigueur, qui intervient au 1er juillet de chaque année.

L’arrêté du 16 juin 2025 fixe ce coefficient de proportionnalité à 83,21 % au 1er juillet 2025.

La CRE a rendu un avis sur cet arrêté par une délibération du 7 mai 2025.

Principales délibérations de la CRE

Approbation du modèle de convention de raccordement d’une installation de production en mer au réseau public de transport d’électricité

Par une délibération du 27 mai 2025, publiée le 6 juin 2025, la CRE approuve le modèle de convention de raccordement d’installations de production en mer au réseau public de transport d’électricité soumis par RTE. Cette nouvelle convention renforce la coordination entre RTE et ses clients, contient des engagements quant à la durée des travaux lorsqu’ils concernent le renouvellement d’actifs en fin de vie et introduit des règles relatives au traitement des travaux sur des actifs se situant à l’interface entre ceux de RTE et de ses clients.

Approbation du modèle de contrat d’accès au réseau public de transport d’électricité des utilisateurs de type « consommateurs » 

Par une délibération du 28 mai 2025, publiée le 12 juin 2025, la CRE approuve le nouveau modèle de contrat d’accès au réseau public de transport d’électricité proposé par RTE pour les consommateurs. Ce modèle introduit une planification à plus long terme des opérations de maintenance et de développement du réseau ainsi que des règles concernant les modalités de traitement des travaux induits par une partie sur les ouvrages de l’autre partie. 

Cadre de régulation du fonds de péréquation de l’électricité (FPE) d’Electricité de Mayotte et du système de comptage mahorais

Après le passage du cyclone Chido en décembre 2024, Électricité de Mayotte (EDM) a établi un plan d’action pour restaurer le réseau électrique mahorais. Ce plan d’action s’inscrit dans le cadre du Fonds de Péréquation de l'Électricité (FPE), qui prévoit notamment la couverture des charges d’exploitation relatives aux aléas climatiques. 

La CRE décide ainsi, dans une délibération du 10 juin 2O25 :

  • l’anticipation de la prise en compte des montants du FPE dus au titre de la couverture des charges liées aux aléas climatiques – pour la période de janvier à avril 2025, ceux-ci sont fixés par la CRE à 14,4 M€ ;

  • la suspension exceptionnelle d’une partie du dispositif de régulation incitative des pertes du réseau de distribution et de la qualité de service pour EDM, au titre de l’année 2025.

La CRE s’est également prononcée le 11 juin 2025 sur le projet de déploiement de compteurs évolués dont EDM l’avait saisie. Ce projet permet le déploiement de 43 000 compteurs évolués entre 2025 et 2032 pour un montant d’investissements de 21 millions d’euros et de charges d’exploitation à hauteur de 3 millions d’euros.

Un cadre de régulation est mis en place pour inciter EDM à :

Recommandations d’adaptation des contrats de complément de rémunération au pas de temps 15 minutes 

Le Règlement (UE) 2019/943 du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l'électricité prévoit le passage du pas de temps du marché journalier (« marché spot ») d’une heure à 15 minutes. Afin de permettre cette évolution, la CRE recommande la modification des contrats de complément de rémunération dont bénéficient une large partie des projets d’énergie renouvelable. La prime pour prix négatifs devrait être versée dès lors que l’installation n’a pas produit lorsque les prix spot sont négatifs sur 15 minutes. 

Evolutions de la composition du directoire de RTE 

RTE a notifié à la CRE sa proposition de reconduction de Monsieur Xavier Piechaczyk en tant que président du directoire de la société. Après examen des conditions d’indépendance attachées à cette fonction, la CRE approuve cette proposition.

Par ailleurs, RTE a également notifié à la CRE sa proposition de nommer Monsieur Régis Boigegrain et Madame Natalie Lemaître et de reconduire Madame Sophie Moreau-Follenfant et Monsieur Thomas Veyrenc dans les fonctions de membres du directoire de la société pour une durée de cinq ans à compter du 1er septembre 2025. Par une délibération du 24 juin 2025, la CRE approuve cette proposition.

Décision relative à la grille tarifaire d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel 

Dans une délibération du 11 juin 2025, la CRE met à jour la grille tarifaire applicable à l’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel dans le cadre du tarif non péréqué. Ces tarifs entreront en vigueur au 1er juillet 2025. Cette évolution tient compte de plusieurs paramètres, dont les charges réelles d’exploitation, les investissements passés et prévisionnels ainsi que la structure des réseaux. La CRE décide la publication par les gestionnaires de réseaux de distribution de gaz naturel concernés sur leur site internet des nouvelles grilles tarifaires issues de cette évolution tarifaire et leur transmission à la CRE.

Délibérations relatives aux prestations réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseaux publics de distribution de gaz naturel et d’électricité

La délibération du 19 juin 2025 fixe le contenu et les tarifs des prestations annexes à destination des responsables d’équilibre, des particuliers, des entreprises et des collectivités réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseaux publics de distribution d’électricité.

Une seconde délibération du 19 juin 2025 établit les tarifs des prestations annexes à destination des particuliers, des entreprises et des collectivités réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de réseau public de distribution de gaz naturel. 

Les évolutions fixées par ces délibérations entrent en vigueur au :

  • 1er juillet 2025 pour l’électricité, d’une part, et, d’autre part, pour le gaz en ce qui concerne les tarifs des prestations annexes de GRDF et des autres gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) monoénergie ainsi que les tarifs des GRD biénergie qui sont alignés sur ceux de GRDF ;

  • 1er août 2025 pour le gaz en ce qui concerne les GRD biénergies ayant choisi un alignement des tarifs sur ceux des prestations en électricité.

Proposition d’évolution des tarifs réglementés de vente d’électricité et des tarifs de cession de l’électricité aux entreprises locales de distribution au 1er août 2025

Dans sa délibération du 19 juin 2025, la CRE propose une évolution de l’ordre de -0,34% TTC des TRVE au 1er aout 2025, une proposition stable par rapport au niveau actuel. En effet, le niveau du TURPE baisse du fait du transfert du Facé (Financement des aides aux collectivités pour l’électrification rurale) des charges du TURPE au budget de l’Etat et de la nouvelle structure du TURPE 7, conjuguée à la baisse mécanique de la rémunération normale de l’activité de fourniture (2,5 % du tarif hors taxes). Cette stabilité est également due à l’évolution de la fiscalité applicable (hausse de la TVA sur l’abonnement et baisse de l’accise). 

La proposition d’évolution des tarifs de cession aux entreprises locales de distribution (ELD) s’inscrit dans le même contexte. La CRE propose d’appliquer ce barème concomitamment à l’évolution des tarifs réglementés de vente d’électricité précités.

Approbation du modèle de convention de raccordement d’une installation de consommation dans le domaine de tension HTB3 sur des sites propices préalablement identifiés

La CRE approuve, dans une délibération du 24 juin 2025, les modalités contractuelles et financières du raccordement alternatif prévu dans le nouveau modèle de convention de raccordement dans le domaine de tension HTB3. Cette procédure alternative de raccordement au réseau d’électricité, dite « fast track », permet un raccordement accéléré et sans limitation au réseau très haute tension de RTE, des consommateurs de très forte puissance sur des sites préalablement identifiés par l’Etat. 

Calcul du complément de prix ARENH sur l’année 2024 

Dans une délibération du 24 juin 2025, la CRE évalue la référence de prix pour le terme CP1 pour l’année 2024 à 16,72 €/MWh. La référence de prix pour le terme CP2 pour l’année 2024 est identique, le plafond de 40 €/MWh n’étant pas atteint sur l’année. Le total des droits ARENH constatés ex-post s’élève à 123,03 TWh. Pour l’ensemble des fournisseurs ayant participé au guichet de novembre 2023, le droit ARENH total estimé sur la base des prévisions de consommations a excédé d’environ 5,7 % le niveau de droits calculés à partir de la consommation effective. 

Le montant total dû par 85 fournisseurs au titre du CP1 s’élève à 108,5 M€. Ces montants seront reversés à EDF, en déduction de la compensation qui lui est versée par l’Etat au titre des charges de service public de l’énergie (CSPE) et reviendront in fine au budget de l’Etat. 

Par ailleurs, 5 fournisseurs sont redevables d’un montant de 1,7 M€ au titre du terme CP2 du complément de prix. Ces montants seront également reversés à EDF en compensation des CSPE et in fine dirigés vers le budget de l’Etat. 

LE JUGE

Cour de justice de l'Union Européenne (CJUE)

Les conséquences juridiques du dysfonctionnement d'un compteur d'électricité hors du champ d'application du Règlement électricité et de la Directive électricité

Saisie à titre préjudiciel par un tribunal bulgare, la Cour de justice était interrogée sur l’interprétation du règlement (UE) 2019/943 sur le marché intérieur de l’électricité (Règlement électricité) et de la directive (UE) 2019/944 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité (Directive électricité) dans le cadre d’un litige opposant un gestionnaire de réseau de distribution d’électricité à un client résidentiel, propriétaire d’une maison raccordée au réseau de distribution d’électricité et équipée d’un compteur. Etait ici contesté le montant d’une facture calculé sur la base d’une consommation d’électricité estimée, en raison du dysfonctionnement du compteur de ce client résidentiel. 

Par un arrêt du 5 juin 2025, la Cour de justice juge que l’article 18, §§ 1, 7 et 8 du Règlement électricité relatif aux redevances d’accès aux réseaux, d’utilisation des réseaux et de renforcement, ainsi que l’article 10, § 4, l’article 46, § 2, d) et l’article 59, § 1, a) de la Directive électricité relatifs respectivement aux droits contractuels de base des consommateurs, aux actifs, équipement, personnel et identité des gestionnaires de réseaux ainsi qu’aux missions et compétences des autorités de régulation, ne régissent pas les conséquences juridiques du dysfonctionnement d’un compteur d’électricité et ne sont donc pas applicables à la situation dans laquelle, en raison d’un tel dysfonctionnement, la quantité d’électricité consommée par un client résidentiel n’a pas pu être correctement mesurée et une somme correspondant à une consommation d’électricité estimée, a été facturée à ce client. 

A cet égard, la Cour précise, notamment, que l’article 59, § 1, a) de la directive Electricité, qui prévoit que l’autorité de régulation fixe ou approuve, selon des critères transparents, les tarifs de transport et de distribution ou leurs méthodes de calcul, ou les deux, n’est pas applicable, dès lors que la somme en cause ne correspond pas à un tarif de transport ou de distribution rémunérant l’utilisation des réseaux de transport ou de distribution. 

Possibilité de qualifier d'abusive la clause d'un contrat de fourniture d'électricité à durée déterminée et à prix fixe infligeant au consommateur une pénalité forfaitaire automatique disproportionnée en raison d'impayés

Par un arrêt du 5 juin 2025, la Cour de justice juge, en application de l’article 3, § 1 et de l’article 5 de la directive 93/13/CEE concernant les clauses abusives dans les contrats conclus avec les consommateurs, lus en combinaison avec le point 1, e) de l’annexe de celle-ci et de son article 7, qu’une clause d’un contrat de fourniture d’électricité à durée déterminée et à prix fixe permettant au fournisseur qui l’a résilié, avant son échéance, au motif d’un défaut de paiement du consommateur, d’infliger à ce dernier de manière automatique une pénalité forfaitaire, indépendamment de la perte économique directe effectivement subie par ce fournisseur, peut présenter un caractère abusif, dès lors qu’est qualifiée d’abusive la clause qui a pour objet ou pour effet « d’imposer au consommateur qui n’exécute pas ses obligations une indemnité d’un montant disproportionnellement élevé ». Pour apprécier le caractère abusif d’une clause contractuelle, il appartient, en conséquence, au juge national d’évaluer, eu égard à l’ensemble des circonstances de l’affaire, d’une part, le possible non-respect de l’exigence de bonne foi et, d’autre part, l’existence d’un éventuel déséquilibre significatif au détriment du consommateur. 

La Cour ajoute, par ailleurs, qu’une telle clause satisfait aux exigences de transparence énoncées à l’article 5 de la directive 93/13 si la structure et l’emplacement de cette clause dans le contrat ainsi que les circonstances entourant la conclusion par voie électronique de ce dernier, y inclus les informations que le professionnel a fournies au consommateur, sont de nature à permettre à un consommateur moyen normalement informé et raisonnablement attentif et avisé de prendre connaissance du contenu et du fonctionnement de la clause lui imposant le paiement d’une pénalité forfaitaire et d’évaluer les conséquences économiques qui en découlent pour lui. 

Possibilité de qualifier de « taxe indirecte supplémentaire » la taxe distincte de l'accise sur l'électricité correspondant à une fraction ou un multiple de celle-ci

Par un arrêt du 19 juin 2025, la Cour de justice juge qu’une taxe supplémentaire à l’accise sur l’électricité, qui ne constitue qu’une fraction ou un multiple de l’accise à laquelle est déjà soumise l’électricité – le taux de cette taxe supplémentaire augmentant le taux de l’accise sur l’électricité – mais dont les recettes sont affectées à des collectivités publiques différentes de celle à laquelle est affectée l’accise, et qui ne suit pas les règles d’exonération applicables à celle-ci, peut être considérée comme une taxe distincte de cette accise et relever ainsi de la notion de « taxes indirectes supplémentaires ». 

A cet égard, la Cour rappelle que de telles taxes indirectes supplémentaires sur les produits soumis à accise ne peuvent être perçues par les Etats membres que sous réserve de respecter deux conditions prévues par la directive établissant le régime général d’accise. D’une part, elles doivent poursuivre une ou plusieurs finalités spécifiques. D’autre part, elles doivent respecter les règles de taxation de l’Union applicables à l’accise ou à la TVA pour la détermination de la base d’imposition, le calcul, l’exigibilité et le contrôle de l’impôt, ces règles n’incluant pas les dispositions relatives aux exonérations. 

La Cour souligne qu’en présence d’une taxe indirecte supplémentaire perçue en méconnaissance de cette double condition, les Etats membres sont, en principe, tenus de la rembourser, le droit d’obtenir le remboursement de cette imposition étant la conséquence et le complément des droits conférés aux justiciables par les dispositions du droit de l’Union prohibant une telle taxe. Elle précise, à cet égard, qu’en cas d’impossibilité ou de difficulté excessive à obtenir du fournisseur le remboursement de la taxe indûment payée, le consommateur final doit pouvoir être en mesure de diriger sa demander de remboursement directement contre l’Etat membre concerné. 

Conseil d'Etat

Confirmation, dans ses principes, de la décision de sanction adoptée par le CoRDiS le 26 décembre 2023 à l’égard de la société Engie

Par une décision du 18 juin 2025, le Conseil d’Etat confirme, dans ses principes, la décision de sanction du 26 décembre 2023 adoptée par le comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDiS) de la CRE, à l’égard de la société Engie, en application des articles 3 et 4 du règlement (UE) n° 1227/2011 concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie (REMIT), qui prévoient respectivement l’interdiction des opérations d’initiés et l’obligation de publier les informations privilégiées. 

Saisi pour la première fois de l’application des articles 3 et 4 du REMIT, le Conseil d’Etat s’est prononcé, de manière inédite, sur la portée de la notion d’« information privilégiée » au sens et pour l’application de ces dispositions. 

Rappelant qu’une information est dite « privilégiée » lorsqu’elle revêt un caractère précis, qu’elle n’a pas été rendue publique, qu’elle concerne, directement ou indirectement, un ou plusieurs produits énergétiques de gros et que sa publicité est susceptible d’influencer de façon sensible les prix de ces produits, le Conseil d’Etat estime qu’une information relative à une variation de disponibilité d’une unité de production présente, dès son constat, un caractère précis au sens et pour l’application du REMIT. 

Il juge que c’est sans erreur d’appréciation que le CoRDiS a estimé que les informations en cause, relatives aux indisponibilités de certaines centrales, étaient susceptibles d’avoir un effet sensible sur les cours des produits énergétiques de gros négociés sur le marché infrajournalier et constituaient ainsi des informations privilégiées au sens du REMIT. 

Enfin, compte tenu des éléments de preuve produits au cours de la procédure contentieuse, il juge que 45 des 234 opérations litigieuses n’ont pas été effectuées sur la base d’une information privilégiée non publiée et réduit, en conséquence, le montant de la sanction infligée, de 500 000 à 490 000€. 

L'EUROPE

Commission européenne

Programme indicatif nucléaire de la Commission européenne

La Commission européenne a publié le 13 juin 2025 son programme indicatif nucléaire (Pinc) au titre de l’article 40 du traité Euratom. La Commission européenne considère que 241 milliards d’euros sont nécessaires d’ici à 2050 afin de construire de nouveaux réacteurs et de prolonger la durée de vie des installations existantes. 

Le rapport souligne l'importance de l'énergie nucléaire dans un système énergétique diversifié de l'Union européenne (UE). La Commission européenne recommande une intégration sûre, efficace et durable de cette source d'énergie, tout en maintenant les normes les plus élevées en matière de sécurité nucléaire, de protection contre les radiations et de gestion des déchets radioactifs. Elle insiste sur la nécessité d'investissements substantiels à travers tout le cycle de vie du nucléaire jusqu'en 2050, en particulier dans le développement et le déploiement des petits réacteurs modulaires (SMR) et la résilience de la chaîne d'approvisionnement.

La Commission promeut également la recherche et le développement technologique, notamment à travers des partenariats avec l'industrie, pour accélérer la commercialisation de l'énergie de fusion. Il est recommandé d'engager des procédures de formation et de recrutement importantes et de soutenir les start-ups, tout en maintenant et renforçant les compétences en technologies nucléaires. Une coopération renforcée entre les États membres est jugée cruciale pour limiter les dépendances nucléaires extérieures, notamment russes, et pour développer des capacités de production européenne souveraines et diversifiées.

Enfin, la Commission met en avant l'importance d'un cadre politique clair pour dé-risquer les projets et attirer les financements nécessaires, provenant de fonds publics et privés, pour atteindre les objectifs fixés par les États membres en matière de nucléaire. Ces efforts doivent être soutenus par la mise en place d'infrastructures essentielles et d’une gestion sûre et responsable des déchets radioactifs, intégrant également des principes de l'économie circulaire.

Adoption de l’encadrement en matière d’aides d’Etat du pacte pour une industrie propre

La Commission européenne a adopté le 25 juin 2025 un nouvel encadrement en matière d’aides d’Etat à l’appui du pacte pour une industrie propre (CISAF) pour que les États membres puissent encourager le développement des énergies propres, la décarbonation du secteur industriel et les technologies propres. Cet encadrement est applicable jusqu’au 31 décembre 2030 et remplace l’encadrement temporaire de crise et de transition en vigueur depuis 2022. Il simplifie les règles en matière d’aide d’Etat dans différents domaines. 

L'encadrement européen simplifie les règles d’aides d'État pour faciliter la transition énergétique. Tout d'abord, il promeut le déploiement des énergies renouvelables et des combustibles bas carbone, tels que l'hydrogène vert et bleu. Ensuite, il propose une réduction temporaire des coûts de l'électricité pour les gros consommateurs d'énergie, afin de les aider dans leur transition vers des solutions énergétiques plus propres et moins coûteuses, tout en leur imposant d'investir dans la décarbonation.

Le cadre encourage également la décarbonation des installations de production existantes en offrant un soutien aux technologies qui contribuent à une efficacité énergétique accrue, comme l'électrification, la biomasse et le captage du carbone. Les aides peuvent prendre différentes formes, notamment des montants prédéfinis, un soutien basé sur le déficit de financement, ou à travers des appels d'offres.

Pour le développement des capacités de production de technologies propres au sein de l'Union européenne, l'encadrement autorise les États membres à subventionner de nouveaux investissements, en particulier pour éviter la délocalisation des projets hors d'Europe. Ce soutien inclut la production et transformation de matières premières critiques et s'accompagne de mesures fiscales incitatives pour stimuler la demande en technologies propres.

Enfin, l'encadrement vise à réduire les risques liés aux investissements privés dans le contexte de la transition écologique. Pour cela, il encourage une synergie entre fonds publics et privés en soutenant des projets d'infrastructures énergétiques et d'économie circulaire. Les États membres peuvent utiliser divers instruments financiers pour minimiser les risques des investisseurs, tels que des fonds propres, prêts ou garanties, assurant ainsi un environnement favorable à l'innovation et à l'adoption de solutions technologiques durables.

Consulter l’encadrement de la Commission européenne du 25 juin 2025 des aides d’Etat du pacte pour une industrie propre (CISAF)

Agence de Coopération des Régulateurs de l’Energie (ACER)

Avis de l’ACER sur le rapport sur l’identification des lacunes en matière d’infrastructures pour l’hydrogène 

L’ACER a publié le 5 juin 2025 son avis sur le rapport du Réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport de gaz (ENTSOG) sur l’identification des lacunes en matière d’infrastructures pour l’hydrogène (IGI) réalisé conformément à l'article 13 du Règlement (UE) 2022/869 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes (TEN-E) et publié en mars 2025.

Ce rapport fait partie du plan décennal de développement du réseau européen (TYNDP) et vise à identifier les lacunes régionales en matière d'infrastructures pour l’hydrogène sur la base des projections de la demande et de l'offre pour 2030 et 2040.

L’ACER indique que, compte tenu de la forte dépendance du secteur à l'égard des mesures de soutien public et des incertitudes qui entourent l'évolution future de l'offre et de la demande, l'évaluation des lacunes en matière d'infrastructures nécessite un équilibre délicat entre les aspirations politiques et les besoins réels du marché. Contrairement à d'autres secteurs, les infrastructures pour l’hydrogène ne sont pas encore en place, ce qui signifie que l'absence même d'un réseau représente dès le départ une lacune fondamentale à toutes les frontières européennes. 

Alors que le rapport de l'ENTSOG met en évidence les goulets d'étranglement qui pourraient signaler des pénuries potentielles d'infrastructures, l'ACER recommande d'améliorer la méthodologie utilisée pour mieux identifier ces lacunes et notamment : 

  • d’incorporer des variantes de scénarios pour comprendre comment les besoins d'infrastructure projetés évoluent en fonction de différentes hypothèses ;

  • d’affiner l’analyse en identifiant les besoins transfrontaliers en matière de capacités nécessaires ;

  • de rechercher une approche de modélisation plus intersectorielle pour mieux saisir les interdépendances entre l'infrastructure de l'hydrogène et les systèmes électriques pour éviter une planification fragmentée des réseaux.

     

  • Consulter l’avis de l’ACER du 5 juin 2025 (en anglais)

LA REGULATION

Comité de Règlement des Différends et des Sanctions (CoRDiS)

Règlement d’un différend relatif aux modalités de raccordement d’une installation de consommation d’électricité 

Par une décision du 24 avril 2025, publiée au Journal Officiel du 6 juin 2025, le CoRDiS s’est prononcé sur une demande de règlement de différend présentée par M. B. à l’encontre de la société Enedis et de l’autorité organisatrice de la distribution d'énergie (AODE) des Pyrénées-Atlantiques, le syndicat mixte fermé TE 64, qui concerne les modalités de raccordement de sa maison individuelle au réseau public de distribution d’électricité (RPD) implantée sur une parcelle enclavée appartenant à un tiers, cette dernière parcelle étant elle-même sans accès direct à la voie publique.

M.B. a adressé à la société Enedis, le 26 août 2022, une demande de raccordement. Le 4 janvier 2024, M. B. a adressé une demande d’extension du réseau à l’AODE, laquelle lui a indiqué en retour que le raccordement nécessitant le passage de câbles sur une parcelle appartenant à un tiers, une convention de servitude devait être signée. Ce tiers aurait cependant refusé de conclure une telle convention. 

L’AODE a engagé auprès de la préfecture des Pyrénées-Atlantiques la procédure visant à faire déclarer la servitude d’utilité publique. La secrétaire générale aux affaires départementale des Pyrénées-Atlantiques a toutefois indiqué que cette procédure ne pourrait s’appliquer que si le terrain devant être traversé était non bâti. 

C’est dans ce contexte que le CoRDiS a été saisi. 

Sur la procédure, le comité décide que l’objet du différend porte sur la création d’une servitude au bénéfice des autorités en charge de la gestion du réseau ainsi que sur la réalisation des travaux de raccordement et qu’il est dès lors compétent pour en connaître. Le comité admet également l’intervention forcée de l’AODE car cette dernière apparaît nécessaire à la solution du litige.

Au fond, le comité rappelle qu’à défaut de prescription explicite dans le cahier des charges de concession, il lui revient de déterminer celui à qui il incombe d’établir une convention de servitudes en fonction de l’économie générale de la répartition des responsabilités entre les différents opérateurs. En l’espèce, il résulte de l'instruction que, si les parties au différend allèguent d'un refus du tiers, propriétaire de la parcelle à traverser, de conclure une convention de servitude, elles ne produisent aucune pièce établissant qu'elles ont formulé une demande en ce sens et qu'un refus y a été opposé. Partant, le comité considère qu’il appartient, tant à la société Enedis qu’à l’AODE, qui exercent ensemble la maîtrise d’ouvrage pour les travaux de raccordement et doivent bénéficier chacune d’un accès permanent aux ouvrages du réseau, d’obtenir les servitudes conventionnelles requises. A cette fin, le comité leur enjoint de se rapprocher du tiers propriétaire des parcelles devant être traversées dans un délai de huit jours afin d’obtenir les conventions nécessaires.

De plus, le comité juge que, lorsque des ouvrages du RPD doivent nécessairement être implantés, en raison de la topographie des lieux, sur la parcelle d’un tiers refusant l’établissement d’une convention de servitude, il incombe au gestionnaire de réseau ou, selon les cas, à l’AODE, de demander que les travaux soient déclarés d’utilité publique par l’autorité administrative compétente. En l’espèce, le cahier des charges ne désignant pas l’entité devant solliciter une telle procédure, le comité enjoint conjointement à la société Enedis et à l’AODE, en cas de refus du tiers concerné de conclure une convention de servitude, d’entamer une procédure de déclaration d’utilité publique auprès de la préfecture des Pyrénées Atlantiques, en respectant toutes les prescriptions applicables. 

A la suite de l’intervention de la décision du CoRDiS, le tiers propriétaire des parcelles devant être traversées a finalement accepté de conclure une convention de servitude accordant, d’une part, à l’AODE le droit d’implanter des ouvrages du RPD pour procéder au raccordement, et d’autre part, un droit de passage aux agents de la société Enedis et de l’AODE.

Office of Gas and Electricity Markets (OFGEM) 

Indemnisation de près de 250 000 livres sterling par un fournisseur d’énergie pour défauts de réductions en application du programme Warm Home Discount

Une enquête diligentée par l'Ofgem a révélé que, pour l'année 2023-2024, la société Utilita n'a pas transmis la réduction obligatoire issue du programme Warm Home Discount à plus de 4 000 clients dans les délais requis, en raison d'une erreur interne dans le traitement des paiements.

Le programme Warm Home Discount, géré par l'Ofgem au nom du gouvernement anglais, soutient les consommateurs d'énergie à faibles revenus en offrant un paiement automatique de 150 livres sterling (174 euros) aux clients éligibles chaque année.

Consciente de l'impact que les retards de paiement relatifs au programme Warm Home Discount pouvaient avoir sur ses clients, Utilita a accepté de verser une indemnité de 247 000 livres sterling (soit 286 388 euros) aux personnes concernées. Cette somme vient s'ajouter aux 30 000 livres sterling (34 784 euros) de compensation que la société Utilita a versées aux clients concernés peu de temps après que l'erreur a été identifiée.

ET AUSSI

Orientations stratégiques à 2030 de la CRE

La CRE a publié ses orientations stratégiques à 2030 le 3 juin 2025, 25 ans après sa création. Issues d’un travail de réflexion de près d’un an et qui a mobilisé l’ensemble de ses agents mais également de nombreuses parties prenantes, elles reposent sur trois axes majeurs : réussir la transition énergétique, répondre aux enjeux et aux besoins des consommateurs et participer à la construction d’une Europe compétitive et souveraine.

Ces orientations stratégiques sont fondées sur trois grands axes, piliers de l’action de la CRE : 

  • réussir la transition énergétique, en garantissant l’efficience économique dans la transformation du mix énergétique, en menant la transformation des réseaux électriques et gaziers et en mobilisant l’ensemble des acteurs au service du développement des flexibilités ;

  • répondre aux besoins et enjeux des consommateurs, en garantissant un fonctionnement des marchés de gros qui reflète une juste formation des prix, en sécurisant un cadre compétitif et attractif pour l’énergie au service de l’économie française et en assurant le bon fonctionnement du marché de détail, lisible et compréhensible par tous, afin que le consommateur soit en mesure de choisir l’offre qui lui convient ;

  • participer à la construction d’une Europe compétitive et souveraine, en pesant dans un marché européen intégré de l’énergie et en transformant la transition énergétique en opportunité pour l’industrie nationale et européenne.  

  • Consulter les orientations stratégiques de la CRE du 3 juin 2025

Rapport de la Cour des comptes sur le soutien au développement de l’hydrogène décarboné 

La Cour des comptes a rendu ses observations définitives le 5 juin 2025 concernant le soutien au développement de l’hydrogène décarboné. Elle relève que la production d'hydrogène en France est aujourd'hui principalement destinée à l'industrie mais elle est fortement émettrice de carbone. Face à cette situation, deux approches pour une production décarbonée se dessinent : le captage et stockage du carbone et l'électrolyse de l'eau. Cette dernière nécessite des investissements conséquents et reste aux prises avec un rendement énergétique limité, bien qu'elle soit privilégiée par la stratégie française, la Stratégie Nationale Hydrogène (SNH).

La Cour des comptes affirme que les objectifs de production fixés par la SNH apparaissent irréalistes, tant du point de vue de l'offre que de la demande. Elle note que le soutien public pour l'hydrogène décarboné prévoit un montant total de 9 milliards d'euros jusqu'en 2030, à répartir entre la recherche, l'industrialisation, et l'installation d'électrolyseurs. Cependant, les efforts apparaissent disproportionnés en faveur de la mobilité routière. Elle considère qu’une meilleure allocation des soutiens est nécessaire pour adresser efficacement les besoins d'infrastructures de transport et de stockage d'hydrogène et de l’industrie lourde. En termes budgétaires, la Cour considère que soutenir intensivement la transition vers l'électrolyse pourrait devenir insoutenable si celle-ci demeure non compétitive. 

La Cour des comptes formule les recommandations suivantes :

  • assurer un suivi statistique de la production et de la consommation d’hydrogène incluant l’ensemble des sources et des usages ;

  • fixer dans les documents de planification énergétique des trajectoires de consommation et de production d’hydrogène réalistes au regard des perspectives de développement et de compétitivité de la filière ;

  • mettre en œuvre et contrôler l’exclusion effective de la production d’hydrogène à destination du raffinage de tout bénéfice du mécanisme budgétaire de soutien à la production ;

  • procéder à une évaluation des soutiens déjà apportés aux projets de mobilité routière afin de redéfinir la place de ces usages dans la SNH. 

  • Consulter les observations définitives de la Cour des comptes du 5 juin 2025 sur le soutien au développement de l’hydrogène décarboné

Rapport d’activité de la CRE pour l’année 2024

Le rapport d’activité de la CRE pour l’année 2024, publié le 10 juin 2025, dresse le bilan de ses activités visant à accroître la confiance des consommateurs, dans un contexte de sortie de crise, poursuivre la structuration d’un marché de l’énergie européen et d’un marché national garants d’un approvisionnement énergétique sûr et accélérer la transition vers des énergies plus décarbonées. 

En 2024, la CRE a publié 237 délibérations et 20 rapports officiels, qui concernent l’ensemble de ses métiers. Elle a également mené 17 consultations publiques et auditionné 46 acteurs de marché. 

Troisième rapport annuel de la CRE relatif au dispositif de « bac à sable règlementaire »

La CRE a publié le 13 juin 2025 son troisième rapport annuel sur l'avancement des 30 projets ayant bénéficié d'une dérogation dans le cadre du dispositif d'expérimentation réglementaire (« bac à sable réglementaire »).

Instauré par la loi Énergie-Climat du 8 novembre 2019, ce dispositif permet à la CRE et à la Direction générale de l’énergie et du climat d’accorder des dérogations aux conditions d'accès et à l'utilisation des réseaux et installations pour déployer à titre expérimental des technologies ou des services innovants. Chaque année, la CRE évalue ces expérimentations pour analyser la pertinence de faire évoluer de manière pérenne le cadre réglementaire.

Les principaux retours d’expérience de cette édition sont :

  • les apports des expérimentations d’Elax Energie et d’Acciona qui enrichissent la concertation sur la valorisation des modulations de consommation à la hausse ;

  • les enseignements tirés des expérimentations de Boralex et de Fibre Excellence Tarascon sur l’impact sur le réseau et son dimensionnement d’une optimisation de la puissance de raccordement par rapport à la puissance installée d’un actif de production ;

  • les premiers résultats prometteurs de la solution testée par WPD de mise en œuvre d’une offre de raccordement alternative où le demandeur prend en charge les coûts spécifiques qui sont associés ;

  • une première phase de généralisation de deux projets (Reflex porté par Enedis et le projet d’EDF).

Plus généralement la CRE note que le dispositif progresse dans le bon sens. En effet, six expérimentations sont désormais en cours, c’est-à-dire qu’elles utilisent leur dérogation et produisent des indicateurs, contre une seule en 2024.

Rapport du gouvernement espagnol sur la panne d’électricité du 28 avril 2025

La ministre espagnole de la transition écologique a présenté le 17 juin 2025 le rapport sur la panne d’électricité du 28 avril 2025 ayant touché la péninsule ibérique. 

Selon ce rapport, la crise électrique survenue a été causée par un problème de surtension avec une origine multifactorielle. La crise résulte d'une série d'événements qui ont progressivement déséquilibré le système électrique, aboutissant à une panne générale en raison de la surtension. Le Comité pour l'analyse de la crise électrique a mené un examen approfondi impliquant une très grande quantité de données avec deux groupes de travail traitant de la cybersécurité et du fonctionnement du système électrique.

Les conclusions du rapport mettent en avant les responsabilités du gestionnaire de réseau et des producteurs d’électricité en raison de l'insuffisance de la capacité de contrôle de tension et les oscillations ayant affecté le fonctionnement du système, ainsi que des déconnexions inappropriées d'installations de production. Pour pallier ces faiblesses, une série de recommandations a été formulée. Celles-ci incluent le renforcement de la supervision et de la vérification du respect des obligations par les agents du système électrique, l'accroissement des capacités d'interconnexion, notamment avec la France, et des avancées en matière de cybersécurité pour mieux segmenter et surveiller les réseaux.

À la suite de cette analyse, le gouvernement espagnol prévoit d'approuver un ensemble de mesures destinées à renforcer la robustesse du système électrique lors du prochain Conseil des ministres. L’autorité espagnole de régulation de l’énergie (CNMC) déterminera les responsabilités et les éventuelles compensations dues. 

Le Comité de rédaction

Alexandra BONHOMME 

Emmanuel RODRIGUEZ 

David MASLARSKI

Pauline KAHN DESCLAUX

Sylvain LE GALL

Sophie MARKARIAN

Claire PARGUEY

Sophie de ROCHEGONDE

Anna DAVIDENKOFF

 

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