L'énergie du droit - numero 88

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LES TEXTES 

Cadre juridique du versement nucléaire universel (VNU) remplaçant l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH)

CRE : délibération relative aux dialogues concurrentiels portant sur une installation d’éoliennes en mer posées au large de l’île d’Oléron (« AO7 ») et sur une installation d’éoliennes en mer posées au sein de la zone « Centre Manche » (« AO8 »)

LE JUGECJUE : annulation de la décision de la Commission européenne approuvant l'aide d'Etat hongroise au soutien de la construction de deux nouveaux réacteurs dans la centrale nucléaire Paks II, confiée à une société russe sans mise en concurrence préalable
L’EUROPEACER : Modification des règles d'allocation harmonisées pour les droits de transport d'électricité à long terme
ET AUSSIACER : Emmanuelle Wargon, Présidente de la CRE, élue Présidente du Conseil des régulateurs de l’ACER

[Actualités de septembre 2025]

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LES TEXTES

Cadre juridique du versement nucléaire universel (VNU) remplaçant l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH)

L’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) prendra fin au 31 décembre 2025. À compter de cette date, les fournisseurs d’électricité s’approvisionneront intégralement sur les marchés ou avec leurs propres moyens de production. 

Dans ce contexte, la loi de finances pour 2025 introduit un nouveau dispositif applicable à partir du 1er janvier 2026. L’article 17 de cette loi met en place une taxe sur l’utilisation du combustible nucléaire pour la production d’électricité. Le montant de cette taxe est calculé en comparant les revenus générés par le parc nucléaire à deux tarifs, le premier dit « de taxation », dont le taux de prélèvement correspondant est de 50 %, et le second dit « d’écrêtement », dont le taux de prélèvement est de 90 %. 

En application des dispositions de cet article, la CRE est chargée d’estimer les revenus générés par le parc nucléaire avant l’année civile de livraison et au cours de celle-ci. Elle s’appuie pour cela sur la comptabilité appropriée (séparant les revenus issus de la vente de l’électricité d’origine nucléaire des autres sources de revenus) tenue par EDF et dont les règles d’établissement doivent être approuvées par la CRE. En outre, ce nouveau dispositif prévoit la publication par la CRE, au moins tous les trois ans, d’une évaluation des coûts complets de production du parc nucléaire historique d’EDF. 

La CRE a été consultée pour avis sur différents textes d’application du nouveau dispositif relatifs à la comptabilité appropriée des revenus nucléaires d’EDF (1) et à l’évaluation des coûts complets de production d’électricité nucléaire à partir des centrales nucléaires historiques (2). En application de ces textes, elle a publié son évaluation des coûts complets du nucléaire historique et sa méthodologie de calcul des revenus nucléaires d’EDF ainsi que ses premières estimations de revenus pour l’année 2026 sur ce fondement. 

1. Comptabilité appropriée des transactions de vente et d’achat d’électricité de l’exploitant des centrales électronucléaire historiques

Décret relatif à la comptabilité appropriée des transactions de vente et d'achat d'électricité de l'exploitant des centrales électronucléaires historiques

Un décret du 5 septembre 2025 a été pris pour l'application des dispositions du code de l’énergie relatives à la comptabilité appropriée des transactions de vente et d'achat d'électricité de l'exploitant des centrales électronucléaires historiques (EDF). 

Ce décret précise les modalités de définition, de comptabilisation et de communication des prévisions de revenus de l'exploitation des centrales électronucléaires historiques d’EDF, en vue d'assurer le partage de ces revenus avec les consommateurs finals. Il détermine les périodes d'évaluation des revenus de l'exploitation des centrales électronucléaires historiques, les périodes infra-journalières pertinentes d'injection d'électricité et les modalités de communication des éléments de la comptabilité appropriée par la CRE.

La CRE a rendu un avis sur ce décret par une délibération du 11 juin 2025. 

Décision de la CRE sur la méthodologie appliquée pour le calcul des revenus annuels du parc nucléaire constatés et projetés à partir de la comptabilité appropriée

L’article R. 336-4 du code de l’énergie, dans sa rédaction résultant du décret n° 2025-909 relatif à la comptabilité appropriée des transactions de vente et d’achat d’électricité de l’exploitant des centrales électronucléaires historiques, prévoit que la CRE communique trimestriellement aux ministres chargés de l’économie et de l’énergie, à compter de douze mois avant le début de l’année civile de livraison d’électricité à venir, la version la plus récente de l’estimation du montant des revenus annuels de l’exploitation des centrales électronucléaires historiques, calculée par l’addition :

  • des transactions déjà réalisées, générant des revenus définis à l’article L. 336-5 du code de l’énergie enregistrés dans la comptabilité appropriée ;
  • des estimations de la CRE pour les transactions futures.

Pour l’année civile de livraison 2026, la CRE publie ces estimations mensuellement, à compter de trois mois avant la prochaine année civile de livraison (article 2 du décret n° 2025-909).

A l’occasion de la première publication de ces estimations, la CRE a publié la méthodologie appliquée pour le calcul du montant des revenus annuels de l’exploitation des centrales électronucléaires historiques, constaté et projeté à partir de la comptabilité appropriée (article R. 336-5 du code de l’énergie dans sa rédaction issue du décret n° 2025-909).

Pour 2026, la CRE a estimé, sur le fondement de cette méthodologie, les revenus nucléaires d’EDF à 23,7 milliards d’euros, soit 65,86 €/MWh. Elle publiera deux estimations mises à jour avant le 1er novembre et le 1er décembre 2025. 

2. Coûts complets de production de l’électricité au moyen des centrales électronucléaires historiques 

Décret relatif aux principes méthodologiques régissant l'évaluation par la CRE des coûts complets de production de l'électricité au moyen des centrales électronucléaires historiques

Un second décret du 5 septembre 2025 précise les principes méthodologiques régissant l'évaluation par la CRE des coûts complets de production de l'électricité au moyen des centrales électronucléaires historiques ainsi que les conditions dans lesquelles la CRE met à jour l'évaluation de ces coûts.

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

Rapport relatif à l’évaluation par la CRE des coûts complets de production de l’électricité au moyen des centrales électronucléaires historiques pour la période 2026-2028

La CRE a publié, le 30 septembre 2025, son évaluation des coûts complets de production de l’électricité du parc nucléaire historique. 

A l’issue de son analyse approfondie des données transmises par EDF, la CRE retient un coût complet du nucléaire de 60,3 €2026 /MWh (ou 61,5 €courants/MWh) pour la période 2026-2028. Pour la période triennale suivante (2029-2031), elle l’évalue à 63,4 €2026/MWh (ou 68,4 €courants/MWh).

Textes réglementaires

Arrêté relatif au taux de rémunération du capital immobilisé pour les projets de stockage d'électricité reposant sur une technologie électrochimique en Guadeloupe et en Corse

L’arrêté du 2 septembre 2025 fixe à 7,83 % le taux de rémunération du capital immobilisé pour les projets de stockage d'électricité reposant sur une technologie électrochimique dans le cadre des guichets de saisine organisés en Guadeloupe et en Corse et lancés par la Commission de régulation de l'énergie le 18 décembre 2024.

Pour rappel, la CRE a annoncé le 18 décembre 2024 l’organisation de deux guichets de saisine en Guadeloupe et en Corse, avec une date limite pour le dépôt des dossiers de saisine auprès de la CRE prévue respectivement le 15 octobre 2025 et le 15 décembre 2025. Dans sa délibération du 24 juillet 2025, la CRE a proposé aux ministres chargés de l’énergie et du budget la prime applicable aux projets reposant sur une technologie de batterie électrochimique dans le cadre de ces guichets pour la fixation du taux de rémunération du capital immobilisé. Après fixation des taux de rémunération par les ministres et fermeture de la fenêtre de saisine, la CRE procèdera à l’évaluation du coût normal et complet des projets de stockage et des surcoûts évités, afin de déterminer les projets présentant le plus de valeur pour le système électrique et, pour ces projets uniquement, valider le niveau de la compensation versée au fournisseur d’électricité au titre des charges de service public de l’énergie en raison des surcoûts d'achat d’électricité qu’il supportera pour chacune de ces installations.

Arrêté relatif aux modalités de contrôle des installations de production de biométhane injecté dans un réseau de gaz naturel

Le code de l’énergie prévoit que les installations de production de biométhane injecté qui bénéficient d’un dispositif de soutien public obtenu via un guichet ouvert, un appel d’offres ou un appel à projets, ou du dispositif des certificats de production de biogaz, sont tenues de respecter diverses prescriptions techniques et environnementales. Afin de s’assurer de la conformité des installations développées à ces prescriptions, ces installations peuvent faire l’objet d’un contrôle réalisé par des organismes agréés, aux frais des producteurs, lors de leur mise en service (dans le cas des installations bénéficiant de contrats d’achat obtenus via un guichet ouvert ou un appel d’offres, ou bénéficiant du contrat d’expérimentation) puis, tout au long de leur exploitation pour l’ensemble des installations bénéficiant des dispositifs susmentionnés. Ces contrôles portent sur le respect de prescriptions ayant trait au dispositif dont bénéficie l’installation.

S’agissant des installations soutenues via des contrats d’achat (guichet ouvert, appel d’offres ou contrat d’expérimentation), la prise d’effet du contrat est subordonnée à la fourniture, par le producteur à son cocontractant, d'une attestation de conformité initiale de son installation. Cette attestation, dont le modèle est défini par arrêté du ministre chargé de l'énergie, est établie par un organisme agréé. L'organisme agréé ne délivre pas l'attestation de conformité s'il constate le non-respect d'une des prescriptions. 

L’arrêté du 3 septembre 2025 précise les modalités de contrôle du respect des prescriptions générales auxquelles sont soumises ces installations et définit le référentiel de ces contrôles.

La CRE a rendu un avis sur ce projet d’arrêté par une délibération du 3 mai 2024.

Décret relatif à l'aide en faveur des TPE éligibles au bouclier et à l'amortisseur 

Le décret du 4 septembre 2025 décale la date limite de demande de l'aide en faveur des très petites entreprises ayant signé un contrat en 2022, pour l'année 2023 (du 30 septembre 2024 au 2 octobre 2024). 

De plus, le décret met en cohérence les dates de transmission des certifications par les commissaires aux comptes avec les guichets de demande de solde et de demande corrective de clôture pour l'année 2023 pour l'électricité et pour le gaz naturel.

Arrêté relatif aux conditions d'achat pour l'électricité produite par les installations utilisant à titre principal le biogaz produit par méthanisation de déchets non dangereux et de matière végétale brute implantées sur le territoire métropolitain continental 

L’arrêté du 8 septembre 2025 modifie l’arrêté du 13 décembre 2016 fixant les conditions d'achat pour l'électricité produite par les installations utilisant à titre principal le biogaz produit par méthanisation de déchets non dangereux et de matière végétale brute (dit BG16) et modifie les modalités contractuelles des installations pouvant bénéficier de l’obligation d’achat d’électricité définies par l’arrêté du 19 mai 2011 (dit BG11). 

Il a pour objet de permettre aux installations bénéficiant de ces contrats de résilier de manière anticipée leurs contrats d’achat sans avoir à payer d’indemnités de résiliation, si ces installations arrêtent définitivement la production d’électricité à partir de biogaz au profit : 

  • de l’injection du biométhane produit par méthanisation de déchets non dangereux et de matière végétale brute dans le réseau de gaz naturel ou dans un point d’injection distant ; ou
  • de la valorisation du biométhane produit par méthanisation de déchets non dangereux et de matière végétale brute en tant que carburant alternatif ; ou
  • de la valorisation du biogaz pour la production de chaleur.

La CRE a rendu un avis sur le projet d’arrêté par une délibération du 24 juillet 2025. 

Principales délibérations de la CRE

Instruction des dossiers de candidature à la huitième période de l’appel d’offres portant sur la réalisation et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partir de l’énergie solaire « Centrales au sol »

Par une délibération du 29 juillet 2025, publiée le 3 septembre 2025, la CRE recommande de retenir 165 dossiers représentant une puissance cumulée de 971,02 mégawatt-crête (MWc). Le prix moyen pondéré des offres conformes est de 77,99 €/mégawattheure (MWh), le prix moyen pondéré des dossiers que la CRE propose de retenir est de 79,48 €/MWh, en légère hausse par rapport à celui constaté à la période précédente (79,09 €/MWh). 

Par ailleurs, la CRE recommande de supprimer la règle limitant à 250 MWc le volume de dossiers relevant du « cas 2bis » (installations agrivoltaïques) pouvant être retenus à chaque période, soit en la supprimant, soit en faisant évoluer ce volume pour retenir des projets plus compétitifs. La CRE recommande également de rehausser le seuil d’éligibilité de l’appel d’offres PV Sol à 1 MWc afin de garantir la bonne articulation entre les différents dispositifs de soutien. 

Enfin, la CRE émet des recommandations d’ordre plus technique visant à améliorer le fonctionnement général de l’appel d’offres ainsi que celui de l’ensemble des appels d’offres d’énergies renouvelables terrestres lorsque ces derniers sont concernés. 

Rapport de prospective relatif à l’insertion des petits réacteurs modulaires (SMR/AMR) dans les systèmes énergétiques

Par une délibération du 23 juillet 2025, publiée le 9 septembre 2025, la CRE partage les recommandations du groupe de travail de prospective sur l’insertion des petits réacteurs modulaires (SMR et AMR) dans les systèmes énergétiques. Le rapport s’interroge notamment sur le chemin à suivre et les actions à entreprendre pour favoriser le déploiement des petits réacteurs modulaires dans les 25 prochaines années. En France, et dans les pays européens pour lesquels l’électricité est déjà décarbonée, il relève que les usages les plus prometteurs des SMR sont la production de chaleur, les réseaux de chaleur urbains et de chaleur industrielle inférieure à 300 °C. 

Le groupe de travail a émis onze recommandations pour concrétiser le développement des petits réacteurs autour de trois grandes priorités :

Modalités de commercialisation aux enchères des capacités de stockage de gaz naturel à compter du 1er octobre 2025 

Par une délibération du 24 septembre 2025, à la suite d’une consultation publique organisée du 23 juillet 2025 au 10 septembre 2025, la CRE ajuste à la marge les modalités de commercialisation des capacités de stockage de gaz naturel afin de leur permettre de mieux s’adapter aux évolutions des conditions de marché. 

Ainsi, la CRE prévoit :

Délibérations relatives aux dialogues concurrentiels portant sur une installation d’éoliennes en mer posées au large de l’île d’Oléron (« AO7 ») et sur une installation d’éoliennes en mer posées au sein de la zone « Centre Manche » (« AO8 »)

Par une délibération du 24 juin 2025, publiée le 25 septembre 2025, la CRE a instruit les deux offres déposées pour la participation au dialogue concurrentiel portant sur une installation d’éoliennes en mer posées au sein de la zone « Centre Manche » (« AO8 »). Dans cette même délibération, la CRE a demandé au ministre chargé de l’énergie de déclarer sans suite le dialogue concurrentiel portant sur une installation d’éoliennes en mer posées au large de l’île d’Oléron (« AO7 »), celui-ci n’ayant fait l’objet d’aucune offre. 

Par une délibération du 4 septembre 2025, la CRE a pris acte du choix du Gouvernement de retenir l’offre du groupement Cotentin Energies Marines, composé de TotalEnergies et RWE, en ce qui concerne l’AO8. L’offre de ce groupement avait été classée deuxième par la CRE, à égalité de points avec celle de l’autre candidat.

Modalités de poursuite d’exploitation des installations photovoltaïques arrivant à échéance de leur contrat d’obligation d’achat dans les zones non interconnectées 

Par une délibération du 25 septembre 2025, la CRE détermine les modalités de poursuite d’exploitation des installations photovoltaïques dont la puissance de raccordement est inférieure à 500 kilowatt-crête (kWc) et dont le contrat d’obligation d’achat est arrivé à échéance ou arrivera à échéance avant le 1er janvier 2028. La CRE fixe leur coût normal et complet à 50 €/MWh.

La CRE prévoit également que le contrat est conclu pour une durée d’un an, tacitement reconduit pour une période d’un an à chaque échéance afin de permettre aux producteurs de bénéficier de la souplesse nécessaire pour préparer soit le démantèlement de leur installation, soit la réalisation d’investissements majeurs pour en prolonger l’exploitation sur une durée plus importante. Le producteur peut résilier le contrat avant sa date d’échéance sur simple demande notifiée à l’acheteur par écrit. L’acheteur peut demander la résiliation du contrat en cas de résiliation de la convention de raccordement ou du contrat d’accès au réseau, en cas d’arrêt définitif de l’activité ou en cas de publication d’un arrêté tarifaire applicable à l’installation. 

Approbation des modalités des appels d’offres de réserves rapide et complémentaire pour l’année 2026 

Par une délibération du 25 septembre 2025, la CRE répond à la demande de dérogation formulée par RTE afin de contractualiser 500 mégawatts (MW) de réserve rapide et 250 MW de réserve complémentaire à la hausse, par le biais d’appels d’offres trimestriels pour l’année 2026. 

La CRE considère que la demande de RTE respecte les conditions d’octroi de la dérogation décrites aux paragraphes 9 et 10 de l’article 6 du Règlement (UE) 2019/943 du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité, en ce que cette demande présente des effets positifs sur les coûts de contractualisation des réserves et sur la sécurité d’approvisionnement. La CRE est favorable à une période de contractualisation trimestrielle qui permettra de raccourcir la durée contractuelle et de se rapprocher progressivement du modèle cible européen d’une contractualisation entièrement journalière, tout en conservant les avantages d’un appel d’offres long terme, en particulier s’agissant de la visibilité pour les acteurs et pour RTE. La contractualisation trimestrielle permettra également aux acteurs de refléter plus finement leurs coûts d’opportunité par rapport aux règles actuelles. 

LE JUGE

Cour de justice de l'Union Européenne (CJUE)

Annulation de la décision de la Commission européenne approuvant l’aide d’Etat hongroise au soutien de la construction de deux nouveaux réacteurs dans la centrale nucléaire Paks II, confiée à une société russe sans mise en concurrence préalable 

Par un arrêt du 11 septembre 2025, la Cour de justice annule l’arrêt du Tribunal et la décision de la Commission européenne ayant approuvé l’aide d’Etat que la Hongrie envisageait de mettre à exécution au soutien de la construction de deux nouveaux réacteurs dans la centrale nucléaire Paks II. 

La Cour rappelle que, dans le cadre de l’examen de la compatibilité d’une aide avec le marché intérieur, la Commission européenne doit tenir compte des violations des dispositions du droit de l’Union autres que celles en matière d’aides d’Etat dans le cas où une telle violation découle de l’activité économique financée, de l’aide ou de son objet en tant que tels ou encore des modalités indissolublement liées à l’objet de l’aide. A cet égard, elle précise que ne saurait être exclue de l’objet de la mesure d’aide une opération dont les éléments essentiels ressortent de la notification de cette mesure et qui fait partie intégrante de celle-ci, en ce qu’elle constitue un élément nécessaire à sa réalisation et, partant, à l’accomplissement de son objectif. 

Au cas présent, la Cour relève que la mesure d’aide en cause avait pour objet le développement de deux nouveaux réacteurs nucléaires, en ce compris leur conception et leur construction, et était financée au moyen d’un prêt accordé à la Hongrie par la Russie. Elle en déduit que la construction des deux réacteurs nucléaires était nécessaire à l’accomplissement de l’objectif poursuivi par la mesure d’aide et était financée, à tout le moins indirectement, au moyen de ressources de la Hongrie, de sorte que cette construction faisait partie intégrante de la mesure d’aide notifiée à la Commission et ne pouvait ainsi être exclue de son objet. 

La Cour ajoute que, dès lors que l’attribution directe du marché de construction des deux nouveaux réacteurs nucléaires était indispensable à la réalisation de l’objet de la mesure d’aide, elle en constituait une modalité indissociable. Elle en conclut qu’une éventuelle violation, par cette modalité indissociable de la mesure d’aide, de dispositions ou principes généraux du droit de l’Union, tels que la réglementation de l’Union en matière de marchés publics, était susceptible de faire obstacle à ce que cette mesure soit déclarée compatible avec le marché intérieur dans le cadre de la procédure d’examen menée par la Commission européenne. 

Par conséquent, la Cour juge qu’en retenant que la Commission européenne n’était pas tenue d’examiner, dans le cadre de l’examen de la compatibilité de la mesure d’aide, si l’attribution directe du marché portant sur la construction des deux nouveaux réacteurs nucléaires était conforme à la réglementation de l’Union en matière de marchés publics, le Tribunal a commis une erreur de droit justifiant l’annulation de son arrêt. 

L'EUROPE

Commission européenne

Aide d’Etat : autorisation d’une augmentation de 7,9 milliards d’euros du régime d’aides allemand à la biomasse et au biogaz

La Commission a approuvé, le 18 septembre 2025, une augmentation de 7,9 milliards d’euros du régime d’aides d’Etat existant à la biomasse et au biogaz en Allemagne. Ce régime en faveur de la production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelables avait été initialement autorisé en décembre 2022. 

La modification prévoit d’augmenter le volume de l’appel d’offres, d’instaurer un quota dédié aux installations de biomasse déjà raccordées à un réseau de chauffage et de plafonner le nombre d’heures de production d’électricité à partir de biogaz éligible à un soutien. Elle réduit également le délai accordé aux anciennes installations pour adopter le nouveau mécanisme d’aide à la biomasse, et prévoit une augmentation de la rémunération pour la production flexible d’électricité.

La Commission a jugé ces ajustements nécessaires et adaptés pour stimuler la production d’électricité à partir de biomasse et de biogaz. Elle a également estimé que le dispositif reste proportionné puisque les aides seront strictement limitées au montant indispensable pour encourager la production, même lorsque les prix de l’électricité sont élevés, tout en maintenant un impact restreint sur la concurrence et les échanges au sein de l’UE. En conséquence, la Commission a validé la version modifiée du régime selon les règles européennes en matière d’aides d’État.

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

Rapport de suivi sur les capacités interzonales d’électricité et la gestion de la congestion

L’ACER a publié le 5 septembre 2025 son rapport de suivi sur les capacités interzonales d'électricité et la gestion de la congestion.

Le paquet « énergie propre » de 2019 a introduit une exigence pour les gestionnaires de réseau de transport d'électricité (GRT) de l'UE de mettre à disposition au moins 70 % de leur capacité de transport physique pour les échanges interzones au plus tard fin 2025. Dans son rapport, l'ACER souligne l'importance de la mise en œuvre de cette règle des 70 % pour faciliter les échanges d'électricité entre zones afin de renforcer la résilience du système électrique, optimiser les ressources disponibles et faciliter l'intégration des énergies renouvelables.

L’ACER considère dans son rapport qu’il existe une valeur inexploitée du commerce interzone liée aux différences de prix persistantes entre les zones d’enchères, soulignant la nécessité de davantage d’échanges. Elle relève que la satisfaction de l'exigence de 70 % permettrait que les flux d’électricité nationaux ne soient pas prioritaires par rapport aux échanges transfrontaliers, de réduire la volatilité des prix et les pics de prix et d’apporter des gains économiques supplémentaires aux marchés de l'électricité de l'UE. Elle note que, malgré des progrès, des retards de mise en œuvre par les GRT pourraient empêcher certains d’entre eux de respecter l’échéance légale de 70 % à la fin de 2025. Enfin, elle remarque une congestion croissante du réseau nécessitant un recours continu à des mesures correctives en raison de retards dans le renforcement du réseau, qui continuent de creuser l'écart entre le développement du réseau et les besoins du système. 

Le rapport de l'ACER souligne l'importance des échanges interzones comme source essentielle de flexibilité du système électrique, contribuant à protéger les consommateurs de la volatilité des prix et à soutenir la croissance des énergies renouvelables. L'ACER recommande :

Avis sur la proposition des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité sur les configurations alternatives des zones d’appel d’offres 

L’ACER a publié, le 17 septembre 2025, un avis évaluant si les gestionnaires de réseaux de transport européens ont respecté le cadre juridique et réglementaire de l’Union européenne lors de la réalisation de leur étude sur la révision des zones d’enchères, publiée le 28 avril 2025. Le rapport des gestionnaires de réseaux, qui évalue 14 configurations de zones d’enchères à travers l’Europe centrale et du Nord, vise à aider les États membres de l’UE à décider s’il convient de modifier ou de maintenir les zones d’enchères actuelles. L’avis de l’ACER examine si l’étude des gestionnaires de réseaux a respecté la méthodologie convenue de révision des zones d’enchères et évalue l’impact d’éventuels écarts. 

L'ACER estime que l'étude est globalement conforme avec la méthodologie mais qu'elle sous-estime les avantages d'un remodelage des zones d'appels d'offres pour l'électricité en Europe. L'ACER identifie deux lacunes principales : 

  • le niveau de coordination des gestionnaires de réseaux d'Europe centrale pour résoudre les congestions du réseau a été surestimé, ce qui provoque une sous-évaluation des gains d'efficacité des reconfigurations alternatives qui divisent la zone d'appel d'offres Allemagne-Luxembourg et qui les relient à une reconfiguration de la zone d'appel d'offres aux Pays-Bas. L'ACER estime que les bénéfices de ces configurations sont de l'ordre de 450 à 540 millions d'euros par an ;
  • les coûts estimés par les gestionnaires de réseaux pour la reconfiguration des zones d'appel d'offres sont fondés sur une contribution limitée des parties prenantes et ne reflètent pas suffisamment les expériences passées.
  • Consulter l’avis de l’ACER n° 09/2025 du 17 septembre 2025 (en anglais)

Modification des règles d'allocation harmonisées pour les droits de transport d'électricité à long terme

L’ACER a approuvé, le 17 septembre 2025, la proposition des gestionnaires de réseaux de transport visant à modifier les règles d'allocation harmonisées pour les droits de transport d'électricité à long terme. La proposition des gestionnaires de réseaux comprenait diverses mises à jour relatives aux accords avec les acteurs du marché, reflétant les changements à venir sur le marché comme l'introduction de l'unité de temps de marché de 15 minutes sur le marché de l'électricité à court terme, et les incidents récents comme le découplage de marché en juin 2024. 

L'ACER a ajouté quelques clarifications et a proposé des révisions supplémentaires :

  • l'utilisation du prix day-ahead pour rémunérer les droits de transport à long terme en cas de découplage, ce qui nécessite, selon l'ACER, que les gestionnaires de réseaux et les autorités nationales de régulation revoient les accords entre les opérateurs désignés du marché de l'électricité (NEMO) ;
  • des règles pertinentes pour la nomination des droits de transport physique, ce qui nécessite, selon l'ACER, que les gestionnaires de réseaux et les autorités nationales de régulation revoient les règles de nomination applicables, compte tenu de l'introduction de l'unité de temps de marché de 15 minutes sur le marché de court terme.

L'ACER traitera séparément, avec les gestionnaires de réseaux, des améliorations des exigences de garantie dans les enchères basées sur les flux à long terme.

Propositions d’améliorations du cadre juridique des réseaux européens 

L'ACER a présenté, le 19 septembre 2025, ses recommandations dans le cadre de la révision du paquet sur les réseaux européens par la Commission européenne, et notamment le règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil du 30 mai 2022 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes. 

Les recommandations de l’ACER portent sur les aspects de développement du réseau afin d’améliorer l’efficacité du processus de planification du réseau de l’UE et de soutenir une transition énergétique économiquement efficace.

L'ACER souligne que certaines recommandations nécessitent des modifications du cadre juridique actuel tandis que d'autres pourraient être réalisées grâce à une meilleure mise en œuvre du cadre réglementaire existant. 

ET AUSSI

Emmanuelle Wargon, Présidente de la CRE, élue Présidente du Conseil des régulateurs de l’ACER

La Présidente de la CRE, Mme Emmanuelle Wargon, a été élue Présidente du Conseil des régulateurs de l’ACER (Board of Regulators – BoR) à l’occasion de la 134e réunion du Conseil, qui s’est tenue le 17 septembre à Copenhague, pour un mandat de deux ans et demi. Elle succède à Clara Poletti, membre du collège de l’Autorité italienne de régulation de l’énergie, des réseaux et de l’environnement.

L’ACER a été créée en 2011 et rassemble tous les régulateurs nationaux. Elle joue un rôle essentiel dans la promotion d’une plus grande intégration du marché de l’énergie au sein de l’Union européenne, afin de faire bénéficier les entreprises et les citoyens européens des avantages d’une énergie abordable, sûre et décarbonée. 

Rapport annuel de la CRE à la Commission européenne et à l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER)

Conformément aux directives européennes, la CRE a publié le 4 septembre 2025 son rapport annuel à la Commission européenne et à l’ACER qui présente les principaux développements des marchés de l’électricité et du gaz au cours de l’année 2024 et du premier semestre 2025.

En 2024 et début 2025, la CRE a donné aux réseaux de gaz puis d’électricité les moyens de leur développement à l’épreuve de l’avenir au travers de la fixation des nouveaux tarifs de réseau. 

Elle a réorganisé ses activités de surveillance des marchés de gros pour gagner en efficacité dans un contexte de transactions toujours plus nombreuses et de mise en œuvre opérationnelle du règlement REMIT révisé. 

Elle a agi pour restaurer la confiance des consommateurs après la crise, au travers de plusieurs initiatives : mise en place de règles prudentielles, suivi et analyse de la cohérence des offres et instauration de lignes directrices pour une meilleure information des clients.

Enfin, elle a contribué, par le biais de différents rapports, aux réflexions pour améliorer l’intégration des énergies renouvelables dans le système électrique.

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