L'énergie du droit - numero 91
Actualité Électricité Gaz
Publié le
Bonne année 2026
Le comité de rédaction vous souhaite une année 2026 lumineuse, avec l’Énergie du droit !
A LA UNE
| LES TEXTES | Arrêté relatif aux prix négatifs Décret et arrêté modifiant le dispositif d'aide au renforcement des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel nécessaires pour permettre l'injection du biogaz produit Arrêté relatif au dispositif de certificats de production de biogaz Décret relatif au mécanisme de capacité institué pour la sécurité de l'approvisionnement en électricité |
| LE JUGE | Cour de justice de l'Union européenne : compatibilité d'un mécanisme national de plafonnement des recettes issues du marché des producteurs d'électricité avec le règlement (UE) 2022/1854 Conseil d'Etat : rejet des recours de l'ANODE relatifs aux évolutions tarifaires TRVE et TURPE du second semestre 2024 |
| L’EUROPE | Commission européenne : publication de plusieurs projets de textes sur les réseaux ("Grids Package") Commission européenne : autorisation du nouveau mécanisme de capacité français ACER : modification de la détermination des régions de calcul de capacité |
| LA REGULATION | CoRDiS : règlement de trois différends relatifs à la nature de la gaine à installer dans le cadre d'un raccordement individuel au réseau public de distribution d'électricité |
[Actualités de décembre 2025]
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LES TEXTES
Loi
Loi spéciale prévue par l'article 45 de la loi organique du 1er août 2001 relative aux lois de finances
La loi du 26 décembre 2025 vise à assurer la continuité de la vie nationale et le fonctionnement régulier des services publics en 2026, dans l’attente de l’adoption de la loi de finances pour 2026.
Textes réglementaires
Décret précisant la consistance du réseau public de transport d'électricité et ses limites au point de raccordement avec les installations de production d'énergie renouvelable en mer
Le décret du 22 décembre 2025 modifie les dispositions réglementaires pour apporter des précisions à la consistance du réseau public de transport d’électricité. Il définit le réseau public de transport d'électricité, notamment concernant sa partie maritime et en précise les limites aux points de raccordement avec les installations de production d’énergie renouvelable en mer.
Arrêté relatif aux prix négatifs
L’article 175 de la loi de finances du 14 février 2025 pour 2025 établit que les co-contractants des contrats d’obligation d’achat peuvent demander aux producteurs l’arrêt ou la limitation de la production de tout ou partie des installations de production, si cela permet de réduire les charges de service public de l’électricité (CSPE). Il prévoit que la puissance des installations pouvant être soumises à cette obligation ne peut être inférieure à 10 mégawatts.
L’arrêté du 22 décembre 2025 fixe les modalités de mise en œuvre de cette disposition. Il prévoit d’autoriser les co-contractants des contrats d’obligation d’achat en électricité à demander aux producteurs une baisse de leur production durant les épisodes de prix négatifs. D’une part, l’arrêté précise la liste et les caractéristiques techniques des installations qui seraient soumises à ces demandes, ainsi que les conditions de mises en œuvre de telles baisses de production, et les modalités de compensation des producteurs. D’autre part, il modifie les références de prix de marché pour le calcul du complément de rémunération et prévoit les cas de figure où les différents opérateurs désignés du marché de l'électricité (NEMO) français présentent des prix différents pour livraison le lendemain.
La CRE a rendu un avis sur le projet d’arrêté par une délibération du 27 novembre 2025.
- Consulter l’arrêté du 22 décembre 2025 relatif à l'application des II et IV C de l'article 175 de la loi n° 2025-127 du 14 février 2025 de finances pour 2025
- Consulter l'avis de la CRE du 27 novembre 2025
Décret relatif à la méthode d'évaluation des coûts encourus pour la réalisation des centrales électronucléaires autres qu'historiques mentionnées dans la programmation pluriannuelle de l'énergie
Le décret du 24 décembre 2025 définit la méthode d'évaluation des coûts encourus pour la réalisation des centrales électronucléaires autres qu'historiques qui sont mentionnées dans la programmation pluriannuelle de l'énergie.
Les coûts des centrales nucléaires non-historiques sont déclarés par EDF au ministre chargé de l'économie et de l'énergie, à la même périodicité triennale que celle applicable aux coûts complets du nucléaire historique et pour deux périodes d’évaluations successives. Ils comprennent les dépenses prévisionnelles strictement nécessaires à la conception et à la construction des centrales pour la période triennale visée.
Décret relatif à l'éligibilité au complément de rémunération des projets de rénovation des installations hydroélectriques gravitaires réalisant un programme d'investissement
Le décret du 24 décembre 2025 définit la liste et les caractéristiques des installations hydroélectriques gravitaires qui, réalisant un programme d'investissement, peuvent bénéficier d’un nouveau contrat de soutien public sous forme de complément de rémunération. Il s’agit des installations hydroélectriques gravitaires relevant du régime de l'autorisation environnementale, de puissance installée supérieure à 1 MW et détenues à 100 % par des petites et moyennes entreprises ou des communautés.
Décret et arrêté modifiant le dispositif d'aide au renforcement des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel nécessaires pour permettre l'injection du biogaz produit
Le décret du 26 décembre 2025 modifie le dispositif d’aide au renforcement des réseaux de gaz nécessaires pour permettre l'injection de biogaz. Le dispositif d'aide au renforcement des réseaux gaziers établit le dépôt d'un dossier « ICPE » (Installation Classée pour la Protection de l’Environnement) par le porteur d'un projet d'installation de production de biogaz comme l'une des conditions nécessaires à la validation d'un projet de renforcement des réseaux. Le décret remplace cette condition par la constitution d'une garantie financière, si certains éléments principaux nécessaires à la production de biogaz existent d'ores et déjà à la date de demande de l'étude de raccordement.
L’arrêté du 26 décembre 2025 pris en application de ce décret définit le montant de la garantie financière.
Par ailleurs, le décret prévoit, dans la phase de consultation préalable à l’élaboration des zonages, la transmission aux autorités concédantes de la distribution publique de gaz des hypothèses utilisées pour l’établissement du zonage de raccordement des installations de production de biogaz à un réseau de gaz naturel.
La CRE a rendu des avis sur ces projets de textes par deux délibérations du 1er février 2024 et du 1er octobre 2025.
- Consulter le décret n° 2025-1360 du 26 décembre 2025 modifiant le dispositif d'aide au renforcement des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel nécessaires pour permettre l'injection du biogaz produit
- Consulter l’arrêté du 26 décembre 2025 fixant le montant de la garantie financière mentionnée à l'article D. 453-23 du code de l'énergie
- Consulter l’avis de la CRE du 1er février 2024
- Consulter l’avis de la CRE du 1er octobre 2025
Arrêté relatif au dispositif de certificats de production de biogaz
L’arrêté du 26 décembre 2025 modifie les coefficients de modulation du dispositif CPB afin de prendre en compte l’évolution réglementaire issue de l’arrêté du 8 septembre 2025 (cf. L’Energie du droit n° 88, septembre 2025). Pour rappel, cet arrêté a abrogé l’arrêté tarifaire du 13 décembre 2016 dit « BG16 », signifiant ainsi la fin du tarif de soutien portant sur les nouvelles installations de production d’électricité à partir de biogaz (hors STEP), et modifié les modalités contractuelles de certaines installations titulaires d’un contrat d’achat conclu en application de l’arrêté tarifaire du 19 mai 2011 dit « BG11 ».
Ainsi, l’arrêté du 26 décembre 2025 définit des coefficients de modulation spécifiquement pour les installations de production d’électricité à partir de biogaz (hors ISDND) se convertissant à l’injection de biométhane dans le but d’émettre des CPB.
La CRE a rendu un avis sur le projet d’arrêté par une délibération du 10 octobre 2025.
- Consulter l’arrêté du 26 décembre 2025 modifiant l'arrêté du 6 juillet 2024 relatif au dispositif de certificats de production de biogaz
- Consulter l’avis de la CRE du 10 octobre 2025
Décret relatif à la mise en œuvre des mesures prévues par la directive relative à l'efficacité énergétique
Le décret du 29 décembre 2025 précise les modalités de mise en œuvre des mesures prévues par la directive (UE) 2023/1791 du 13 septembre 2023 relative à l'efficacité énergétique et modifiant le règlement (UE) 2023/955.
Le texte comprend des dispositions relatives à la mise en œuvre de l'évaluation de l'efficacité énergétique et de la sobriété énergétique de projets de grande ampleur et des plans et programmes notamment dans le cadre de l'évaluation environnementale, à l'intégration de cette évaluation dans le rapport de la CRE, à la réalisation des audits énergétiques et des précisions sur les systèmes de management de l'énergie. Il précise également les modalités d'intégration du programme d'actions en matière de chaleur et de froid dans les plans climat-air-énergie territoriaux (PCAET), les modalités de réalisation des analyses coûts-avantages, et les exigences en matière de suivi de la performance énergétique des centres de données. Enfin, il modifie la partie règlementaire du code de l'énergie relative aux données de transport, de distribution, de consommation et de production d'électricité et de gaz pour faciliter leur collecte.
Décret relatif au mécanisme de capacité institué pour la sécurité de l'approvisionnement en électricité
Le décret du 31 décembre 2025 comporte les mesures réglementaires d’application du futur mécanisme de capacité qui sera mis en œuvre pour l’hiver 2026-2027. Il introduit les dispositions générales relatives au futur mécanisme et définit les règles relatives à l’évaluation et à la définition du besoin en capacités de production, de stockage et d'effacement de consommation, aux contributions transfrontalières à la sécurité d'approvisionnement en France, à la certification des capacités, à la procédure de sélection des capacités, aux écarts et règlements financiers et au dispositif de contractualisation pluriannuelle.
La réforme du mécanisme français de capacité pour des raisons de sécurité d’approvisionnement en électricité a été approuvée au titre du mécanisme d’aides d’Etat par la Commission européenne par décision en date du 22 décembre 2025 (cf. partie « L’Europe »).
La CRE a rendu un avis sur le projet de décret par une délibération du 16 octobre 2025.
- Consulter le décret n° 2025-1441 du 31 décembre 2025 relatif au mécanisme de capacité institué pour la sécurité de l'approvisionnement en électricité
- Consulter l’avis de la CRE du 16 octobre 2025
Principales délibérations de la CRE
Instruction des dossiers de candidature à la 4e période de l’appel d’offres portant sur la réalisation et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partir d’énergie solaire photovoltaïque, hydroélectrique ou éolienne situées en métropole continentale
La 4e période de candidature de l’appel d’offres dit « PPE2 Neutre », portant sur la réalisation et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partir de l’énergie solaire photovoltaïque, hydroélectrique ou éolienne situées en métropole continentale pour une puissance totale appelée de 507 MW, s’est clôturée le 10 octobre 2025.
Par une délibération du 18 novembre 2025, publiée le 11 décembre 2025, la CRE propose de retenir 36 dossiers, représentant une puissance cumulée de 507,70 MW/MWc, qui portent tous sur des projets d’installations photovoltaïques au sol. Parmi ces 36 dossiers, 14 sont des projets photovoltaïques au sol sur terrains agricoles, pour un volume cumulé de 236,43 MWc. Le prix moyen pondéré des dossiers retenus est de 74,13 €/MWh.
La CRE réitère sa recommandation d’expérimenter un prix de marché de référence M0 unique pour toutes les filières, non pondéré, afin d’assurer des conditions homogènes de concurrence ainsi que certaines de ses recommandations déjà formulées, notamment celle visant à faire évoluer la règle limitant à 250 MWc le volume de dossiers relevant du « Cas 2 bis » pouvant être retenus à chaque période de cet appel d’offres et de l’appel d’offres PPE2 PV Sol, soit en le supprimant, soit en revoyant ce volume à la hausse.
Gestion des congestions de la zone de marché unique du gaz (TRF) pour l’hiver gazier 2025-2026
Par une délibération du 1er décembre 2025, la CRE précise les modalités de fonctionnement de la zone de marché unique de gaz en France, Trading Region France (TRF), pour l’hiver gazier 2025-2026 et décide que les gestionnaires de réseaux de transports pourront suspendre à 13h00 en J-1 les ventes de capacités journalières fermes aux points d’interconnexion des réseaux, en cas de risque important de congestion projeté pour le lendemain. En revanche, la CRE ne modifie pas l’ordre de priorisation des mécanismes de gestion des congestions.
La CRE décide que les mécanismes de restriction mutualisée ou anticipée ne s’appliqueront pas au point d’interface transport terminaux méthaniers de Fos à compter de l’entrée en vigueur de la délibération et jusqu’au 31 mars 2026.
Approbation de nouvelles règles de marché de RTE
Par une délibération du 2 décembre 2025, la CRE approuve une nouvelle version des règles de marché de RTE relatives au dispositif de programmation, au mécanisme d’ajustement, au dispositif de responsable d’équilibre, aux services système et à leurs dispositions générales, pour une application au 1er janvier 2026.
La loi DDADUE du 30 avril 2025 impose aux producteurs dont la puissance dépasse un certain seuil de mettre à disposition de RTE leur puissance techniquement disponible à compter du 1er janvier 2026. La CRE prévoit ainsi que le seuil de participation des producteurs au mécanisme d’ajustement de RTE soit fixé à 10 MW.
La CRE invite l’ensemble des acteurs qui ne participeront pas au mécanisme d’ajustement au 1er janvier 2026 à communiquer dans les meilleurs délais à RTE les raisons du retard de leur participation, le calendrier prévisionnel de leur participation ainsi qu’un plan d’action.
Par ailleurs, la CRE est favorable à la pénalisation des acteurs en cas de mauvaise programmation mais elle estime que ce sujet doit être approfondi au regard du retour d’expérience sur la mise en œuvre des indicateurs de qualité et en concertation avec les acteurs de marché.
Enfin, la CRE approuve les modalités proposées par RTE pour préparer sa connexion à la plateforme européenne d’équilibrage « MARI », qui permettra la poursuite de l’intégration européenne des marchés de l’équilibrage, au bénéfice de sa stabilité.
Réévaluation des charges de service public de l’énergie à compenser en 2025 au titre du dispositif d’amortisseurs électricité 2024
Par une délibération du 11 décembre 2025, la CRE procède à la réévaluation des charges à compenser par le budget de l’Etat en 2025 au titre du dispositif dit « d’amortisseurs électricité » prévu par la loi de finances pour 2024, visant à protéger un certain nombre de consommateurs professionnels face à la hausse des prix de l’électricité constatée dans leurs contrats pour l’année 2024.
L’objectif est de procéder à la réévaluation finale des pertes de recettes intégrées aux charges à compenser pour l’année 2025 dont le montant total est ainsi de 10 934,2 M€, soit +0,2 % par rapport à la délibération du 10 juillet 2025.
Valeurs de la puissance vendue à terme pour le calcul du coût évité par l’électricité produite sous obligation d’achat en métropole continentale
Chaque année, la CRE calcul les charges de service public de l’énergie (CSPE) selon une méthodologie définie par des délibérations. Une part importante de ces charges est composée du soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération au gaz naturel en métropole continentale par des contrats d’obligation d’achat ou de complément de rémunération.
Par sa délibération du 16 décembre 2025, la CRE maintient la stratégie retenue jusqu’alors, ayant pour objectif de vendre à terme un volume ne dépassant pas la production réelle des installations soutenues plus de 90 % du temps, pour les années de livraison 2026 et 2027.
A compter des années de livraison 2028 et 2029, la CRE met en œuvre une nouvelle stratégie afin d’améliorer la prévisibilité des CSPE et ainsi mieux protéger le budget de l’Etat contre la volatilité des prix de gros de court terme.
LE JUGE
Cour de justice de l’Union européenne (CJUE)
Compatibilité d’un mécanisme national de plafonnement des recettes issues du marché des producteurs d’électricité avec le règlement (UE) 2022/1854
L’article 22 ter de la loi belge du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité (« loi électricité ») instaure un plafond sur les recettes issues du marché des producteurs d'électricité, en application du règlement européen 2022/1854 sur une intervention d’urgence pour faire face aux prix élevés de l’énergie. Dans ce cadre, la loi électricité a prévu que la Commission de régulation de l’électricité et du gaz (CREG) détermine le modèle de la déclaration à introduire par les débiteurs concernés pour la période imposable allant du 1er août 2022 au 31 décembre 2022 inclus. La société Electrabel a contesté, devant la Cour d’Appel de Bruxelles, la décision de la CREG du 28 février 2023 relative au modèle de déclaration.
Saisie d’un renvoi préjudiciel par la Cour d’Appel de Bruxelles, la Cour de justice, juge, par un arrêt du 18 décembre 2025, que les dispositions du règlement (UE) 2022/1854 ne s’opposent pas à une réglementation nationale en vertu de laquelle le montant des recettes auquel s’applique un plafond sur les recettes issues du marché prévu en application de cet article 8 est déterminé, selon les installations de production d’électricité visées, soit à partir de présomptions irréfragables, soit à partir de présomptions réfragables, mais qui ne peuvent être renversées que, d’une part, en justifiant les recettes réelles réalisées par l’ensemble des installations de l’opérateur concerné et, d’autre part, au moyen d’autres présomptions, pour autant que ces présomptions permettent d’obtenir des estimations raisonnables desdites recettes, qui sont représentatives de la réalité du marché au cours de la période considérée.
La Cour de justice juge également que les dispositions du règlement 2022/1854 doivent être interprétées en ce sens qu’elles ne s’opposent pas à une réglementation nationale adoptée postérieurement à l’entrée en vigueur de ce règlement et qui prévoit l’application d’une mesure de plafonnement des recettes issues du marché semblable à celle dont ledit règlement impose la mise en place, mais pour une période antérieure à celle fixée par le même règlement.
Conseil d’Etat
Rejet des recours de l'ANODE relatifs aux évolutions tarifaires TRVE et TURPE du second semestre 2024
Par une décision du 10 décembre 2025, le Conseil d’Etat rejette l’ensemble des demandes d’annulation formées par l’Association nationale des opérateurs détaillants en énergie (ANODE).
En premier lieu, le Conseil d’Etat estime irrecevables les conclusions tendant à l’annulation de la décision du 29 août 2024 du ministre chargé de l'énergie par laquelle il a demandé à la CRE de délibérer à nouveau sur l’évolution des tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport d’électricité (TURPE), estimant que cette décision du ministre constitue seulement un acte préparatoire à la fixation des TURPE par l’autorité de régulation.
En deuxième lieu, le Conseil d’Etat écarte la demande de l’ANODE tendant à l’annulation de la délibération n° 2024-158 du 10 septembre 2024 en tant que la CRE, après avoir confirmé l’évolution des TURPE, en a reporté la date d’entrée en vigueur, initialement fixée au 1er août 2024, au 1er novembre 2024, estimant que cette circonstance est sans incidence sur la légalité de la date d’entrée en vigueur retenue par la CRE.
En troisième lieu, le Conseil d’Etat rejette comme irrecevables les conclusions tendant à l’annulation de la proposition d’évolution des tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE) de la CRE, au sein de laquelle cette dernière a proposé de reporter, au 1er février 2025, la prise en compte de la hausse des TURPE dans les TRVE, en considérant que la proposition d’évolution des TRVE ne constitue en elle-même qu'un acte préparatoire. Le Conseil d’Etat estime également que l’avis de consultation publique n° 2024-14 du 10 septembre 2024 par lequel la CRE a interrogé les acteurs du marché sur son intention d’intégrer uniquement en février 2025 l’effet de l’évolution des TURPE dans les TRVE, ainsi que la « préférence » exprimée par la CRE dans sa proposition tarifaire n° 2024-190 du 16 octobre 2024 relative aux TRVE, en faveur d’un tel report, sont dépourvus de tout caractère décisoire et ne font pas, par eux-mêmes, grief. Enfin, le Conseil d’Etat juge que la CRE n’a pas méconnu le deuxième alinéa de l'article R. 337-22 du code de l'énergie dès lors que celle-ci a adopté, à peine plus d’un mois après la délibération n° 2024-158 du 10 septembre 2024 confirmant l’évolution des TURPE décidée le 26 juin 2024, la délibération n° 2024-190 portant proposition des TRVE et des tarifs de cession de l’électricité.
Tribunal administratif d’Orléans
Rejet des recours indemnitaires formés par les sociétés OBM construction et ATEMCO
Par deux jugements du 16 décembre 2025, le tribunal administratif d’Orléans rejette les demandes indemnitaires des sociétés OBM construction et ATEMCO.
Les sociétés requérantes demandaient au tribunal de condamner l’Etat à leur verser une somme en réparation du préjudice qui leur aurait été causé par l’illégalité de la délibération n° 2022-25 de la CRE du 20 janvier 2022 relative aux règles relatives à la programmation, au mécanisme d’ajustement et au dispositif de responsable d’équilibre.
Ces sociétés, dont la société E-Pango était fournisseur d’électricité, soutenaient notamment qu’elles avaient basculé en offre de fourniture de secours et que ce basculement avait été causé par la délibération de la CRE du 20 janvier 2022, ultérieurement annulée par une décision du 17 octobre 2022 du Conseil d’Etat. Selon les requérantes, c’est l’exécution de cette délibération de la CRE qui aurait entrainé la résiliation de l’accord de participation liant la société RTE et la société E-Pango en tant que responsable d’équilibre (RE), qui aurait elle-même entrainé la suspension de l’autorisation d’achat pour revente d’électricité de cette dernière société.
En défense, la CRE et le ministre ont notamment relevé que la suspension de l’autorisation de fourniture d’E-Pango n’était motivée que par l’absence de contractualisation avec un nouveau RE, cette société ne pouvant plus assumer elle-même ce rôle après la résiliation de son accord de participation avec la société RTE et que rien ne faisait obstacle à ce qu’E-Pango retrouvât un nouveau RE pour continuer à exercer son activité de fourniture, ce qu’elle s’est abstenue de faire en dépit des mises en demeure qui lui ont été adressées par le ministre.
Le tribunal suit l’argumentation de la CRE et considère que la contractualisation avec un responsable d’équilibre n’était pas impossible au cours du 1er semestre de l’année 2022. Il estime qu’il ne résulte pas de l’instruction que les recherches d’un nouveau responsable d’équilibre de la société E-Pango présentaient un caractère sérieux et diligent, dans la mesure où les requérantes ne versent aux débats qu’une unique demande à destination d’un responsable d’équilibre.
Par conséquent, le tribunal considère qu’il ne résulte pas de l’instruction que l’arrêté du 18 mars 2022 suspendant l’autorisation de fourniture d’E-Pango serait la conséquence de la résiliation de l’accord de participation du 7 février 2022 lui-même causé par la délibération illégale du 20 janvier 2022. Pour le tribunal, les préjudices allégués par les sociétés OBM construction et ATEMCO sont donc sans lien de causalité directe avec l’illégalité de la délibération de la CRE.
L'EUROPE
Commission européenne
Publication de plusieurs projets de textes sur les réseaux ("Grids Package")
La Commission européenne a publié le 10 décembre 2025 son projet de paquet européen sur les réseaux afin de favoriser les flux d’énergies entre Etats membres, pour mieux intégrer les énergies renouvelables et accélérer l’électrification. Ce paquet a vocation à faire baisser les prix de l’énergie et à assurer un approvisionnement sûr et fiable dans un contexte d’indépendance énergétique vis-à-vis de la Russie.
La Commission européenne propose une nouvelle manière de planifier et de développer les infrastructures énergétiques en Europe. Selon la Commission européenne, il vise à mieux utiliser les infrastructures existantes, tout en accélérant la construction de nouveaux réseaux dans l’ensemble de l’Union européenne. La Commission prévoit notamment des procédures d’autorisation plus rapides et une répartition plus équitable des coûts des projets transfrontaliers.
Pour garantir la pérennité et le financement de ces infrastructures, la Commission propose des outils comme le partage des coûts, le regroupement de projets et la création d’instruments financiers dédiés afin d’attirer davantage d’investissements. L’objectif est de rendre l’évaluation des coûts et bénéfices plus transparente et d’éviter que certains consommateurs locaux soient mis à contribution de façon disproportionnée.
Enfin, la Commission souligne que les huit « autoroutes de l’énergie », annoncées en 2025, revêtent une importance stratégique dans la réalisation de l’union de l’énergie. Elle veut accélérer leur mise en œuvre en intensifiant la coordination politique, en mobilisant les groupes régionaux, les coordinateurs européens et le groupe de travail sur l’union de l’énergie. Selon la Commission européenne, les projets seront prioritaires au niveau européen et la Commission encouragera les États membres à leur accorder la même priorité au niveau national.
- Consulter la communication de la Commission européenne du 10 décembre 2025 sur le paquet « Réseaux européens » (en anglais)
- Consulter la proposition de la Commission européenne du 10 décembre 2025 de révision du règlement relatif au réseau transeuropéen d'énergie (RTE-E) (en anglais)
- Consulter la proposition de la Commission européenne du 10 décembre 2025 de directive révisée relative à l'accélération des procédures d'octroi de permis pour les projets d'infrastructure (en anglais)
- Consulter les orientations de la Commission européenne du 10 décembre 2025 relatives à l'efficacité des raccordements au réseau (en anglais)
- Consulter les orientations de la Commission européenne du 10 décembre 2025 relatives aux contrats sur différence (en anglais)
Aides d’Etat : résumé des décisions du mois d’octobre 2025
La Commission européenne a rendu plusieurs décisions approuvant des régimes d’aides d’Etat dans le secteur de l’énergie au mois de décembre :
- Autorisation d’un régime d’aides polonais d’un montant d’environ 42 millions d’euros en faveur de la construction et de l’exploitation de la première centrale nucléaire de Pologne (9 décembre 2025, SA.109707) : l’aide vient au soutien de la construction et de l'exploitation de la première centrale nucléaire en Pologne, d'une capacité de production d'électricité pouvant atteindre 3 750 MW et qui devrait être mise en service aux alentours de 2035. Elle sera versée sous forme d’un soutien direct des prix, par le biais d’un contrat d’écart compensatoire bidirectionnel qui garantira la stabilité des recettes de la centrale sur une période de 40 ans, d’une injection de fonds propres couvrant 30 % des coûts du projet et de garanties d’Etat couvrant 100 % de la dette contractée pour financer ce dernier.
- Autorisation de la réforme du mécanisme français de capacité pour des raisons de sécurité d’approvisionnement en électricité (22 décembre 2025, SA.117564) : l’aide, d’un montant estimé à 2 milliards d’euros par an et d’une durée de 10 ans, vient au soutien des capacités de production d’électricité, d’effacement et de stockage qui s’engagent à être disponibles durant les périodes de tension du système électrique. Elle sera versée par RTE aux exploitants qui seront sélectionnés dans le cadre de deux procédures d’appel d’offres transparentes et non discriminatoires, quatre ans et un an avant la période de livraison, et sera financée par une taxe prélevée auprès des fournisseurs.
Les détails de ces décisions de la Commission européenne n’ont pas tous été rendus publics et seront consultables ultérieurement dans le registre des aides d’Etat.
- Consulter le communiqué de presse de la Commission européenne du 9 décembre 2025 (régime polonais, SA.109707)
- Consulter la décision d’aide d’Etat de la Commission européenne du 22 décembre 2025 (régime français, SA.117564)
- Consulter le registre des aides d’Etat de la Commission européenne
Agence de Coopération des Régulateurs de l’Energie (ACER)
Modification de la méthodologie d’acquisition régionale de capacités d’équilibrage
L’ACER a publié le 15 décembre 2025 sa décision de modification de la méthodologie d’acquisition régionale de capacités d’équilibrage.
La méthodologie régionale d’acquisition de capacités d’équilibrage, approuvée initialement par l’ACER en 2023 (cf. L’Energie du droit n° 65, juillet et août 2023), permet aux centres de coordination régionaux (CCR) d’analyser dans quelle mesure les offres d’équilibrage volontaires peuvent être utilisées efficacement au‑delà des frontières. Sur la base de cette analyse, les CCR émettent des recommandations aux gestionnaires de réseaux de transport (GRT) afin de réduire le volume de capacité d’équilibrage à acquérir, optimisant ainsi la flexibilité du système électrique européen et limitant les coûts. Selon l’ACER, la version révisée de la méthodologie introduit plusieurs améliorations puisque :
- elle met à jour les paramètres de fiabilité utilisés par les CCR pour évaluer la disponibilité des offres d’équilibrage volontaires et des capacités entre zones, ce qui favorise un processus plus transparent, mieux coordonné et plus efficace pour l’équilibrage du réseau européen ; et
- elle offre aux CCR et aux GRT la possibilité de définir la zone géographique pertinente pour évaluer l’utilisation potentielle des offres d’équilibrage volontaires, permettant d’adapter l’analyse aux spécificités locales tout en renforçant la cohérence et l’efficacité du dispositif au niveau européen.
- Consulter la décision n° 09/2025 de l’ACER du 12 décembre 2025 concernant la première modification de la méthodologie d’acquisition régionale de capacités d’équilibrage par les centres de coordination régionaux (en anglais)
Avis relatif à l’étude française d’adéquation des ressources de RTE
L’ACER a publié le 16 décembre 2025 son avis sur l’évaluation française de l’adéquation des ressources de RTE (BP), qui complète l’évaluation de l’adéquation des ressources européennes de 2024 (ERAA).
L'ACER juge l'évaluation française claire, solide et globalement conforme à l'ERAA 2024 pour la plupart des années cibles. Cependant, contrairement à l'ERAA, le BP identifie un problème d'adéquation pour 2030. L’ACER note que la plupart des différences avec l’ERAA 2024 sont justifiées par des spécificités nationales ou des améliorations méthodologiques. L'ACER identifie trois différences injustifiées marginales pour lesquels elle formule des remarques.
Cet avis relatif au BP de RTE a permis à la France d’utiliser cette étude pour justifier le besoin d’un mécanisme de capacité français. A ce titre, il est mentionné dans la décision d’approbation de la Commission européenne susmentionnée (22 décembre 2025 ; SA.117564).
Avis sur le projet de plan décennal de développement des réseaux de gaz et d’hydrogène 2024
L’ACER a publié le 17 décembre 2025 son avis sur le projet de plan décennal de développement des réseaux de gaz et d’hydrogène de 2024 soumis par le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport de gaz.
De manière générale, elle relève plusieurs améliorations dans les méthodologies utilisées pour l’élaboration du plan ainsi que des insuffisances :
- la remise tardive du plan 2024 (soumis à l’ACER au quatrième trimestre 2025) compromet son alignement avec la sélection des projets d’intérêt commun (PIC) et des projets d’intérêt mutuel (PIM) ;
- la portée limitée de la mise en œuvre du plan, puisqu’un seul scénario de futurs possibles a été considéré et une analyse coûts‑bénéfices n’a été réalisée que pour certains projets ;
- la qualité et la transparence insuffisantes des données, notamment l’absence de coûts pour de nombreux projets ;
- le faible lien entre les besoins identifiés en Europe et les projets proposés par les promoteurs.
Pour finaliser le plan 2024 et préparer les éditions futures, l’ACER recommande de :
- garantir une soumission ponctuelle du plan en s’attaquant aux causes profondes des retards récurrents ;
- réaliser des analyses coûts‑bénéfices pour tous les scénarios et tous les projets ;
- renforcer les données, les hypothèses et les données de coûts afin de garantir des résultats crédibles ;
- améliorer la transparence des informations sur les projets et des choix méthodologiques ;
- faire en sorte que le plan soit axé sur les besoins, avec une justification plus claire des projets proposés.
Modification de la détermination des régions de calcul de capacité
L’ACER a publié le 17 décembre 2025 sa décision sur la proposition des gestionnaires de réseaux de transport (GRT) de modifier la manière dont les régions de calcul de capacité sont définies dans l’Union européenne.
L’ACER a approuvé la proposition des GRT visant à :
- fusionner deux régions de calcul existantes (Core et Italy North) pour créer la région de calcul Europe centrale, couvrant plusieurs horizons temporels et méthodologies. La région de calcul Central Europe, auparavant limitée au marché day‑ahead, couvrira désormais aussi le calcul de capacité infrajournalier, la coordination régionale de la sécurité d’exploitation, le redispatching et le countertrading coordonnés, ainsi que leur méthodologie de partage des coûts ;
- étendre la région de calcul South-East Europe et créer trois nouvelles régions (East-Central Europe à titre temporaire dans l’objectif d’une fusion ultérieure avec la région de calcul Central Europe, Italy‑Montenegro et Eastern Europe) afin d’inclure les frontières de zones d’enchères et les GRT des parties contractantes de la Communauté de l’énergie et des pays voisins de l’UE.
Ces changements sont nécessaires pour refléter l’intégration croissante des pays de la Communauté de l’énergie dans le marché européen de l’électricité et pour renforcer la coopération et l’efficacité transfrontalières.
Modification des heures de fermeture du guichet infrajournalier entre zones
L’ACER a publié le 22 décembre 2025 sa décision de modification des heures de fermeture du guichet infrajournalier entre zones, sur proposition des gestionnaires de réseaux de transport (GRT) de réduire le délai de fermeture du marché infrajournalier de 60 minutes à 30 minutes avant la livraison, tout en maintenant inchangé le délai d’ouverture du marché. La réduction du délai de fermeture devrait :
- permettre aux acteurs du marché de négocier plus près du temps réel, leur donnant plus de temps pour réagir aux changements de dernière minute de l’offre et de la demande ;
- favoriser l’intégration des sources d’énergie renouvelable et des solutions de flexibilité ;
- aider les GRT à maintenir l’équilibre du système et la sécurité d’approvisionnement.
Cette modification vise à aligner la méthodologie sur les exigences de la réforme du marché de l’électricité de 2024 qui cherche à améliorer l’efficacité des marchés de court terme. L’ACER a ajouté plusieurs clarifications et ajustements :
- dérogations et délai de fermeture de 30 minutes : si un GRT obtient une dérogation, le délai de fermeture de 30 minutes ne peut pas être appliqué sur cette frontière de zone d’enchères tant que la dérogation n’a pas expiré. Le GRT situé de l’autre côté de la frontière n’a pas besoin de sa propre dérogation ; il continue simplement d’appliquer le délai de 60 minutes.
- frontières avec les parties contractantes de la Communauté de l’énergie : la réforme du marché de l’électricité n’ayant pas encore été pleinement adoptée par le Conseil ministériel de la Communauté de l’énergie, elle ne fait pas encore partie du droit national dans ces pays. En attendant cette adoption, l’application du délai de 30 minutes sur ces frontières est optionnelle, tandis que celui de 60 minutes reste la norme obligatoire.
- Consulter la décision n° 11/2025 de l’ACER du 19 décembre 2025 de modifications des horaires de fermeture du guichet infrajournalier entre zones
LA REGULATION
Comité de Règlement des Différends et Sanctions (CoRDiS)
Différends relatifs à la nature de la gaine à installer dans le cadre d'un raccordement individuel au réseau public de distribution d'électricité
Dans trois décisions en date du 17 décembre 2025, le CoRDiS apporte une solution à des différends concernant le raccordement électrique définitif de maisons individuelles. Le litige portait sur la nature de la gaine à utiliser pour la dérivation située dans le vide sanitaire de la maison, où une gaine TPC (« tube de protection des gaines ») avait été installée.
Le comité rappelle qu’Enedis est tenue à une obligation de résultat concernant la sécurité de ses branchements, notamment en matière de prévention des incendies. L’arrêté du 17 mai 2001 impose que toute canalisation électrique située dans un bâtiment et placée dans une gaine non enterrée soit installée de manière à empêcher la propagation du feu. Le vide sanitaire est ici considéré comme une partie du bâtiment et la canalisation qui y passe n’est pas enterrée.
La norme NF C 14-100, applicable aux branchements, impose dans ce cas l’utilisation d’une gaine non-propagatrice de flamme, de type ICTA.
En conséquence, le comité décide qu’Enedis est fondée, dans les trois cas d’espèce, à exiger une gaine ICTA pour réaliser le raccordement, et rejette les demandes visant à utiliser une gaine TPC.
- Consulter la décision n° 06-38-25 du 17 décembre 2025
- Consulter la décision n° 11-38-25 du 17 décembre 2025
- Consulter la décision n° 13-38-25 du 17 décembre 2025
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC)
Amende de 5 millions d'euros à un distributeur d'électricité pour restriction de la concurrence
Entre 2018 et 2021, UFD Distribución Electricidad SA (membre du groupe Naturgy) a fait une interprétation réglementaire erronée qui a rendu difficile l'installation de certains compteurs électriques par d'autres entreprises. Ce comportement a entraîné l'imposition d'exigences non prévues par la réglementation et le refus ou le retard dans l'installation et la mise en service d'équipements de mesure appartenant à d'autres sociétés de services de mesure et à des clients industriels.
Bien que l'entreprise ait corrigé cette interprétation en interne en mai 2021, ses pratiques ont restreint la concurrence et la liberté de choix des consommateurs et des opérateurs alternatifs.
La CNMC a ainsi sanctionné UFD d'une amende de 5,08 millions d'euros. En effet, les entreprises en position dominante ont une responsabilité particulière en matière de non-restriction de la concurrence, que ce soit sur leur marché dominant ou sur des marchés connexes. Toute action entreprise sans fondement juridique et susceptible d'avoir des effets d'exclusion est considérée comme abusive, indépendamment des intentions qui la sous-tendent. L'UFD se voit également interdire de conclure des marchés avec le secteur public sur l'ensemble du territoire espagnol pendant une période de quatre mois.
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