L'énergie du droit - numero 93

A LA UNE

[Actualités de février 2026]

Pour consulter la veille juridique : déroulez cette page ou téléchargez la veille en version .pdf (PDF - 281 Ko)

Nominations de Mme Nadia FAURE et de M. Didier REBISCHUNG au sein du collège de la Commission de régulation de l’énergie

Par décret du Président de la République en date du 13 février 2026, Madame Nadia FAURE est nommée membre du collège de la Commission de régulation de l'énergie sur proposition du ministre de l'Economie, des finances et de la souveraineté industrielle, énergétique et numérique, en remplacement de M. Ivan FAUCHEUX dont le mandat est arrivé à échéance. 

Le 19 février 2026, Monsieur Didier REBISCHUNG est nommé membre du collège de la Commission de régulation de l'énergie par le Président du Sénat, en remplacement de Mme Valérie PLAGNOL, dont le mandat est arrivé à échéance.

• Consulter le décret du 13 février 2026 portant nomination d'un membre du collège de la Commission de régulation de l'énergie - Mme FAURE (Nadia)
• Consulter l’avis du Sénat publié au Journal Officiel de la République française du 19 février 2026 concernant la nomination de M. REBISCHUNG (Didier)

Loi

Loi de finances pour 2026 : principales dispositions concernant l’énergie

Plusieurs articles de la loi de finances pour 2026 concernent l’énergie.

En compensation de l’entrée en vigueur du mécanisme de capacité, l’article 71 prévoit une baisse de l’accise sur l’électricité pour les tarifs normaux et pour les tarifs réduits. Il prévoit une rétroactivité de la baisse de l’accise sur l’électricité pour les industries électro-intensives. La prochaine date d’évolution des tarifs normaux d’accise sur les énergies est décalée du 1^er février 2026 au 1^er août 2026.

L’article 72 intègre la péréquation du gaz de pétrole liquéfié (GPL) sur le territoire corse dans le dispositif de solidarité des énergies de chauffage. 

L’article 73 autorise l’Etat à vendre l’énergie produite qui n’est pas autoconsommée.

L’article 75 crée une péréquation gazière entre tous les gestionnaires de réseaux de distribution de gaz. Les charges sont réparties entre tous les gestionnaires de réseaux de gaz dans la mesure où elles correspondent à celles d’un gestionnaire efficace. 

L’article 76 prévoit la majoration du tarif de l'imposition forfaitaire des entreprises de réseau (IFER) pour les centrales de production d'énergie électrique d'origine photovoltaïque installées avant 2021. Il majore à partir du 1^er janvier 2027, et pour une durée de trois ans, le tarif de l’IFER pour les centrales de production d’énergie électrique d’origine photovoltaïque, en le faisant passer de 8,36 € à 15,09 € par kilowatt de puissance électrique installée. La majoration s’appliquera aux centrales mises en service au plus tard au 1^er janvier 2021.

L’article 81 définit le niveau de la taxe sur la valeur ajoutée (TVA) à 5,5 % sur les installations de pompes à chaleur air/air.

L’article 94 fixe la TVA à 5,5 % sur les installations d’équipements photovoltaïques, sous condition d’une qualification ou d’une certification par un organisme conventionné par l’Etat. 

L’article 140 désigne RTE comme affectataire de la taxe sur l’utilisation de combustible nucléaire pour la production d’électricité et prévoit qu’il a pour mission de verser le versement nucléaire universel aux fournisseurs d’électricité.

L’article 183 met en place un nouveau mécanisme de déplafonnement des primes négatives des contrats d’énergie renouvelable depuis le 1^er janvier 2022 et révise les tarifs de certains contrats de production photovoltaïque. Un arrêté fixe, après avis de la CRE pour chaque année de 2022 à 2050, un prix seuil par filière correspondant à une trajectoire des prix de marché qui pouvait être raisonnablement anticipée par un producteur.

L’article 184 modifie les contrats de complément de rémunération et de prime prévue en cas de prix spot négatifs en alignant tous les calculs sur le pas de temps de marché à 15 minutes, l’unité de temps désormais utilisée par le marché organisé pour la livraison le lendemain.

L’article 185 modifie la loi de finances pour 2025 afin d’obliger les installations de plus d’1 MW de puissance installée à s’arrêter en cas de prix négatifs (10 MW dans la LF 25).

• Consulter la loi n° 2026-103 du 19 février 2026 de finances pour 2026
• Consulter la décision n° 2026-901 DC du 19 février 2026

Textes réglementaires

Décret et arrêté relatifs au versement nucléaire universel (VNU)

Un décret et un arrêté du 4 février 2026 ont précisé le cadre du dispositif de versement nucléaire universel (VNU) entré en vigueur le 1^er janvier 2026. 

Le décret précise les règles de calcul du tarif unitaire de la minoration à appliquer sur les factures d’électricité des consommateurs. Il définit également les modalités selon lesquelles le produit de la taxe est versé aux fournisseurs chargés de l’application de la minoration de prix de l’électricité. Le décret définit en outre la période d'application de la minoration pour une année civile, laquelle est déterminée sur la base d’un état prévisionnel de la situation de tension du système électrique au regard de l'équilibre des flux d'électricité et couvre au minimum les quatre mois pour lesquels une moindre tension du système électrique est anticipée. La période d'application par défaut est comprise entre le 1^er avril et le 31 octobre inclus. La CRE a rendu un avis sur ce décret par une délibération du 16 décembre 2025.

L’arrêté fixe quant à lui les modalités selon lesquelles la minoration est indiquée sur les factures d'électricité des consommateurs. 

• Consulter le décret n° 2026-55 du 4 février 2026 relatif au versement nucléaire universel
• Consulter l’arrêté du 4 février 2026 relatif à la mention du versement nucléaire universel sur les factures d'électricité
• Consulter l'avis de la CRE du 16 décembre 2025 sur le décret

Décret et arrêté relatifs à la taxe sur l’utilisation du combustible nucléaire pour la production d’électricité

Un décret et un arrêté du 11 février 2026 précisent le cadre juridique de la taxe sur l’utilisation de combustible nucléaire pour la production d’électricité, dans le cadre du nouveau dispositif de partage des revenus de l’exploitation des centrales électronucléaires historiques.

Le décret n° 2026-75 précise que les tarifs sont indexés sur l’inflation. Il précise deux situations dans lesquelles les tarifs de taxation et d’écrêtement fixés pour une période triennale peuvent être modifiés : 

• en cas de révision de l’évaluation de la CRE des coûts complets de production avant le 30 septembre de l’année précédant l’année considérée ;
• en cas d’évolution substantielle de la situation financière de l’exploitant constatée par les ministres chargés de l’énergie et de l’économie.

Il précise également les modalités de constatation et de paiement de la taxe, notamment les modalités de fixation et de versement des acomptes. La CRE a rendu un avis sur ce décret par une délibération du 8 janvier 2026.

L’arrêté du 11 février 2026 fixe les éléments nécessaires à la détermination du montant de la taxe : facteur de conversion forfaitaire, tarif de taxation à 78 €/MWh, tarif d'écrêtement à 110 €/MWh, les échéances de paiement des acomptes et les modalités de leur régularisation celles de constatation de la taxe.

• Consulter le décret n° 2026-75 du 11 février 2026 relatif à la taxe sur l'utilisation de combustible nucléaire pour la production d'électricité
• Consulter l’arrêté du 11 février 2026 relatif à la taxe sur l'utilisation de combustible nucléaire pour la production d'électricité
• Consulter l’avis de la CRE du 8 janvier 2026 sur le décret et l’arrêté

Décret « PPE 3 » : programmation pluriannuelle de l’énergie pour la période 2026 - 2035

Le décret du 12 février 2026 fixe la troisième programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE3) qui détermine la stratégie énergétique de la France pour la période 2026-2035 et trace la trajectoire vers la neutralité carbone à l'horizon 2050. L’actualisation de la PPE s'inscrit dans une stratégie de transition globale, la stratégie française pour l'énergie et le climat, qui repose sur trois volets complémentaires : le plan national d'adaptation au changement climatique (PNACC), la stratégie nationale bas-carbone (SNBC) et la PPE. 

La PPE3 définit les priorités d’action des pouvoirs publics pour la gestion des formes d’énergie sur le territoire hexagonal continental sur la période 2026-2035 et les trois principes fondamentaux de la stratégie énergétique : 

• la sécurité d’approvisionnement et la souveraineté énergétique, qui nécessitent d’anticiper l’évolution du mix énergétique et son impact sur les infrastructures et de réduire les dépendances stratégiques aux énergies fossiles importées ;
• la maîtrise des prix de l’énergie qui implique de définir un mix énergétique optimisé sur le plan technique et économique, en adaptant les règles de marché pour donner plus de visibilité à long terme, et en mettant en place des dispositifs d’aide ciblés ;
• la lutte contre le changement climatique qui nécessite de viser une baisse des consommations d’énergie et une augmentation de la production des énergies bas-carbone. L’objectif énoncé dans la PPE3 est de passer d’un mix énergétique constitué d’environ 60 % d’énergies fossiles importées en 2023 à un mix énergétique constitué d’environ 60 % d’énergies bas-carbone en 2030.

La PPE3 fixe des objectifs en matière de réduction de la consommation d’énergie finale, de sortie des énergies fossiles et de développement de nouvelles capacités de production et met en place les outils (incitatifs ou prescriptifs) qui permettront de les atteindre.

Parmi ces objectifs, la PPE3 acte la relance du nucléaire avec la poursuite d’exploitation des réacteurs existants jusqu’à 60 ans voire au-delà et la construction de nouveaux réacteurs EPR 2.

La PPE3 réévalue également les objectifs de développements des capacités de production renouvelables, en particulier ceux concernant les filières électriques (notamment atteindre 15 GW de puissance cumulée installée en 2035 en éolien en mer, et, en 2030, 48 GW de capacités photovoltaïques installées et 31GW de capacités de production en éolien terrestre). Concernant les filières non-électriques, la PPE3 précise les objectifs en matière de développement de la filière hydrogène (8GW de capacités d’électrolyseurs en 2035), de la filière biométhane (multiplier par six la production d’ici 2035) et prévoit l’augmentation du volume de biocarburant consommé et le développement de la chaleur renouvelable et de récupération, ainsi que des réseaux de chaleur. 

• Consulter la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3) pour la période 2026 – 2035
• Consulter le décret n° 2026-76 du 12 février 2026 relatif à la programmation pluriannuelle de l'énergie

Principales délibérations de la CRE

Approbation de la procédure de traitement des demandes de raccordement au réseau public de transport d’électricité introduisant l’offre de raccordement optimisée à « gabarit »

RTE a soumis à l’approbation de la CRE un projet de procédure de traitement des demandes de raccordement des utilisateurs au réseau public de transport d’électricité, accompagnée du bilan de la concertation organisée au sein du Comité des utilisateurs du réseau public de transport d’électricité. 

Cette procédure définit les règles applicables aux stockeurs demandant à bénéficier des nouvelles offres de raccordement « à gabarit » Ces dernières prennent la forme d’un calendrier horo-saisonnalisé avec des plages pendant lesquelles l’injection ou le soutirage sont interdits. La procédure intègre ainsi des modalités spécifiques de traitement des demandes de raccordement, permettant d’assurer au mieux le développement des flexibilités nécessaires à la sécurité du système électrique. Ces modalités maintiennent un ordre d’envoi des propositions techniques et financières (PTF) selon l’ordre d’arrivée des demandes, tout en limitant le nombre de PTF pouvant être envoyées en premier au même opérateur. Le principe selon lequel le premier acteur signant sa PTF est le premier à entrer en file d’attente est maintenu.

Par une délibération du 4 février 2026, la CRE approuve cette procédure de raccordement introduisant l’offre de raccordement optimisée à « gabarit », soumise par RTE.

Par ailleurs, s’agissant des raccordements avec gabarits horosaisonniers, la CRE formule diverses demandes à RTE :

• réaliser une analyse sur le dimensionnement des gabarits et leur adéquation avec les contraintes de réseau effectivement rencontrées ;
• mettre à jour mensuellement les données publiées (zones tarifaires et zones à gabarits notamment) dans Cartostock ;
• intégrer dans le modèle de convention de raccordement qui devra être soumis à la CRE d’ici trois mois, ainsi que dans une future évolution de contrat d’accès au réseau de transport, l’obligation pour RTE d’informer les utilisateurs deux jours à l’avance de l’absence des limitations prévues par les gabarits lorsque la situation du réseau le permet ;
• étudier les pénalités à prévoir en cas de non-respect du gabarit par l’installation de stockage.

• Consulter la délibération n° 2026-32 du 4 février 2026 portant approbation de la procédure de traitement des demandes de raccordement au réseau public de transport d’électricité introduisant l’offre de raccordement optimisée à « gabarit »

Modification des tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution et de transport d’électricité (TURPE 7 HTA-BT et TURPE 7 HTB)

Par une délibération du 4 février 2026, la CRE modifie les TURPE 7 HTA-BT et HTB. 

La CRE révise le cadre de régulation du TURPE 7 HTA-BT afin d’introduire des indicateurs de qualité de service et d’alimentation pour les entreprises locales de distribution de plus de 100 000 clients ayant choisi le régime forfaitaire du fonds de péréquation de l’électricité (FPE). 

Par ailleurs, la CRE précise les critères de définition des zones éligibles au tarif « injection-soutirage » en HTA et en HTB, afin de mettre en adéquation ces dernières avec les contraintes globales pour le réseau.  

Enfin, la CRE rend à nouveau possible l’attribution de nouveaux clients en heures creuses méridiennes (11h-14h) l’hiver par Enedis, afin de faciliter l’alignement entre les consommations sur ces heures et le haut de la « cloche solaire ».

• Consulter la délibération n° 2026-33 du 4 février 2026 portant modification des tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution et transport d’électricité (TURPE 7 HTA-BT et TURPE 7 HTB)

Mécanisme de capacité : proposition de méthodologie relative au paramétrage et dimensionnement du nouveau mécanisme pour la période 2026-2027

Par deux délibérations du 10 février 2026, la CRE propose, d’une part, la méthodologie relative au paramétrage du nouveau mécanisme de capacité, et, d’autre part, son dimensionnement pour la période 2026-2027. Ces délibérations s’inscrivent dans le cadre de la refonte du mécanisme de capacité prévue par la loi de finances pour 2025 (cf. L’Energie du droit n° 82, février 2025) et précisée dans un décret publié le 31 décembre 2025 (cf. L’Energie du droit n° 91, décembre 2025).

Sur la base du rapport méthodologique transmis par RTE le 22 janvier 2026, conformément aux articles L. 316-4 et R. 316-3 du code de l’énergie, la CRE propose une méthodologie pour la définition de la courbe de demande et des paramètres techniques et économiques nécessaires à la tenue des enchères. Cette méthodologie reprend la méthode proposée par RTE à l’exception de quelques éléments techniques.

La méthodologie proposée par la CRE concerne :

• la certification (standard, normative, avec contrainte de stock) ;
• le calcul de la contribution des pays tiers européens à la sécurité d’approvisionnement ;
• la construction de la courbe de demande ;
• le calcul de la capacité de référence ;
• le calcul du prix plafond global ;
• le calcul du prix plafond intermédiaire (PPI).

Par ailleurs, elle précise les éléments nécessaires à la constitution d’un dossier de demande de dérogation au prix plafond intermédiaire ainsi que les modalités d’approbation.

Pour la période de livraison 2026-2027, la CRE retient une approche prudente pour le paramétrage du mécanisme, afin de limiter le coût pour les consommateurs. La CRE lancera une consultation publique pour le paramétrage du besoin des prochaines périodes de livraison.

La CRE propose notamment :

• des coefficients de filière pour la certification des capacités ;
• une courbe de demande caractérisée par une capacité de référence de 79 gigawatts (GW), représentant le volume à contractualiser pour respecter strictement le critère de sécurité d’approvisionnement ;
• un prix plafond intermédiaire pour les capacités existantes d’une valeur de 15 €/kW .

Ces deux délibérations portant proposition ont été transmises le 10 février 2026 au ministre chargé de l’énergie.

• Consulter la délibération n° 2026-42 du 10 février 2026 portant proposition de méthodologie d’établissement des courbes de demande et des paramètres du rapport de paramétrage du mécanisme de capacité
• Consulter la délibération n° 2026-43 du 10 février 2026 portant proposition de paramétrage du mécanisme de capacité pour la période de livraison 2026-2027

Orientation relative aux modalités d’approbation des contrats conclus entre la société RTE et l’entreprise verticalement intégrée et modification de délibérations portant approbation de certains contrats 

Par une délibération du 10 février 2026, la CRE met en place un traitement standardisé de certains contrats récurrents conclus entre RTE et l’entreprise verticalement intégrée (EVI) ou les sociétés contrôlées par l’EVI. 

Sont réputés approuvés : 

• les cessions et acquisitions de terrain dont le montant est inférieur à 500 000 euros et qui ont fait l’objet d’une expertise indépendante préalablement à leur conclusion ;
• les mises à disposition de terrain dont le montant est inférieur à 5 000 euros,
• les conventions de mises à disposition de terrain dont le montant est supérieur à 5 000 euros conclues selon les trames types entre RTE et Enedis ou EDF, une fois que les trames auront été approuvées par la CRE ;
• les contrats relatifs aux travaux sur des actifs imbriqués, tels que définis dans le contrat d’accès au réseau de transport, dont le montant est inférieur à 1 million d’euros ;
• les contrats de recherche et développement conclus entre RTE et Enedis, à la condition que les montants financiers relèvent des charges d’exploitation liées à la recherche et au développement ou qu’ils contribuent au développement de nouvelles flexibilités, que le montant soit inférieur à un million d’euros et qu’aucune autre entreprise de l’EVI ou contrôlée par l’EVI n’y soit partie prenante ;
• les avenants non substantiels, au sens du code de la commande publique, pour les contrats conclus après appels d’offres et ayant déjà fait l’objet d’une approbation par la CRE. 

Par ailleurs, la CRE modifie certaines modalités d’approbation, en particulier s’agissant des bilans annuels déjà transmis par RTE, notamment concernant les cessions d’actifs entre RTE et Enedis à la suite des évolutions des catégories de postes sources ainsi que les contrats-cadres entre RTE et ses filiales. La CRE retient une échéance unique de remise de l’ensemble des bilans au 1^er juin de chaque année. En outre, la CRE demande à RTE de transmettre, au plus tard 30 jours après la fin de chaque trimestre, les bilans relatifs aux accords en amont du J-1 portant sur les installations de production et de stockage.

• Consulter la délibération n° 2026-46 du 10 février 2026 portant orientation relative aux modalités d’approbation des contrats conclus entre la société RTE et l’entreprise verticalement intégrée (EVI) ou les sociétés contrôlées par l’EVI et modification de délibérations portant approbation de certains contrats visés aux articles L. 111-17 et L. 111-18 du code de l’énergie

Examen du schéma décennal de développement du réseau de RTE à l’horizon 2040

Par une délibération du 20 février 2026, la CRE indique qu’elle est globalement favorable, sous réserve de quelques amendements, au schéma décennal de développement du réseau (SDDR) de transport d’électricité pour les quinze prochaines années soumis par RTE. 

Le SDDR engage des volumes d’investissements susceptibles d’atteindre près de 100 milliards d’euros d’ici 2040. À ce titre, la CRE exerce un rôle central de contrôle et d’évaluation.
Au cours de l’année 2025, la CRE a mené de nombreux travaux d’audit des hypothèses retenues par RTE (scénarios de consommation, trajectoires industrielles, coûts unitaires, choix technologiques). 

Dans ce cadre, la CRE : 

• a vérifié la couverture des besoins d’investissements par le schéma de RTE (renouvellement, adaptation climatique, numérisation, raccordements, interconnexions) ;
• s’est assurée de la cohérence du schéma avec les objectifs nationaux (PPE, SNBC) et avec le plan européen de développement des réseaux.

La CRE soutient donc les orientations de RTE permettant d’optimiser l’équilibre technico-économique :

• recours prioritaire aux technologies aériennes pour le réseau à très haute tension, évitant des surcoûts significatifs ;
• dimensionnement optimisé des réseaux pour le raccordement des énergies renouvelables ;
• standardisation des équipements ;
• recours accru aux flexibilités (stockage, solutions innovantes) lorsque celles-ci sont économiquement pertinentes.

• Consulter la délibération n° 2026-22 du 20 février 2026 portant examen du schéma décennal de développement du réseau de RTE élaboré en 2025

• Consulter les autres délibérations de la CRE

Tribunal administratif de Paris 

Engagement de la responsabilité contractuelle d’un responsable d’équilibre en raison des surcoûts de fourniture d’électricité consécutifs à la résiliation d’un accord-cadre relatif à la fourniture d’électricité

Le 7 février 2022, la société E-Pango a vu son accord de participation en qualité de responsable d’équilibre conclu avec RTE être résilié. Le 18 février 2022, son autorisation d’exercer l’activité d’achat d’électricité pour revente a été suspendue. Le 15 avril 2022, l’Opéra de Paris a résilié, unilatéralement, l’accord-cadre à marchés subséquents multi-attributaires ayant pour objet la fourniture d’électricité de ses bâtiments en tant qu’il l’unissait à la société E-Pango, ainsi que le marché subséquent pour la fourniture d’électricité des sites de l’Opéra Bastille, de l’Opéra Garnier et de l’Ecole de Danse, pour la période allant du 1^er janvier 2022 au 31 décembre 2023. En 2023 et 2024, l’Opéra de Paris a émis des titres exécutoires pour demander à la société E-Pango le versement de sommes correspondant au préjudice qu’il estime avoir subi du fait des surcoûts de fourniture d’électricité consécutifs à la résiliation des accords précités. 

La société E-Pango a alors demandé au Tribunal administratif de Paris, d’une part, l’annulation de plusieurs titres exécutoires émis par l’Opéra de Paris à son encontre, ainsi que la décharge de sommes mises à sa charge, et d’autre part, la condamnation de l’Opéra de Paris au paiement d’une somme de 46 036,34 euros TTC correspondant aux prestations accomplies par elle dans le cadre des marchés résiliés et non réglées par l’Opéra de Paris. 

Le Tribunal considère que la société E-Pango n’est pas fondée à soutenir que l’Opéra de Paris ne pouvait rechercher sa responsabilité contractuelle et estime que, si la société E-Pango se prévaut de ce que les accords qu’elle a conclus avec l’Opéra de Paris ont été résiliés de plein droit consécutivement à la décision du 18 février 2022, une telle circonstance, qui ne faisait en tout état de cause pas obstacle à ce que l’Opéra de Paris prononce la résiliation aux torts exclusifs du titulaire sur le terrain contractuel, est sans incidence sur le litige dès lors que sa responsabilité reste engagée. La société E-Pango met en avant le comportement fautif de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), dont la délibération n° 2022-25 du 20 janvier 2022 (cf. L’Energie du droit, n° 48, janvier 2022), qui a finalement été annulée par le Conseil d’Etat le 17 octobre 2022, aurait, selon la société E-Pango, conduit à la suspension par le Ministre de son autorisation d’exercer son activité d’achat d’électricité pour revente. Cependant, le Tribunal considère que la société E-Pango ne peut utilement se prévaloir du comportement de la CRE, qui n’est pas partie aux contrats qu’elle a conclus avec l’Opéra de Paris, pour s’exonérer de sa responsabilité contractuelle. 

Enfin, le Tribunal juge qu’il y a lieu de condamner l’Opéra de Paris - qui se borne à indiquer qu’« il ne conteste ni le principe ni le quantum de ces sommes » - à verser à la société E-Pango la somme sollicitée, correspondant à des factures d’électricité restées impayées. 

• Tribunal administratif de Paris, 16 février 2026, n° 2323260

Tribunal de l’Union européenne (TUE)

Annulation de la lettre de la Commission ayant refusé d’autoriser la Confédération suisse à participer à la plateforme européenne d’échanges transfrontaliers de réserves de remplacement 

Par un arrêt du 4 février 2026, le Tribunal de l’Union européenne annule la décision contenue dans la lettre de la Commission européenne du 17 décembre 2020, par laquelle celle-ci a refusé d’autoriser, en application de l’article 1^er, paragraphe 7, du règlement (UE) 2017/2195 de la Commission, du 23 novembre 2017 concernant une ligne directrice sur l’équilibrage du système électrique, la participation de la Confédération suisse aux plateformes européennes pour l’échange de produits standard d’équilibrage, notamment à la plateforme européenne d’échanges transfrontaliers de réserves de remplacement. 

Le Tribunal rappelle que le juge de l’Union est tenu d’examiner d’office la question de la compétence de l’autorité dont l’acte est attaqué devant lui. En l’espèce, la lettre litigieuse avait été adoptée par une directrice de la Direction générale de l’énergie (DG ENER) de la Commission européenne. Le Tribunal de l’Union considère tout d’abord que, dans l’arrêt sur pourvoi, la Cour de justice de l’Union européenne a jugé que la lettre attaquée produisait des effets juridiques obligatoires, et que par conséquent l’adoption de celle-ci relève de l’exercice d’un pouvoir décisionnel. Il rappelle par ailleurs que la nécessité d’éviter que la Commission ne puisse se soustraire au contrôle du juge de l’Union en méconnaissant les exigences formelles régissant l’adoption de l’acte en cause, constitue l’un des motifs ayant conduit la Cour à considérer que la lettre attaquée produisait des effets juridiques obligatoires. Il ajoute ensuite que la Commission a elle-même souligné dans ses écritures, d’une part, que la procédure d’adoption de ses décisions était définie de manière contraignante dans l’article 8 de son règlement intérieur, lequel impose l’accord de la majorité de ses membres, à moins qu’une habilitation ou une délégation n’ait été accordée, et d’autre part, que la lettre attaquée ne remplissait pas ces conditions.

En outre, le Tribunal de l’Union considère que la lettre attaquée constitue une décision de principe et non une mesure de gestion ou d’administration. Enfin, dans son mémoire en défense la Commission a expressément reconnu que toute décision concernant l’ouverture de la plateforme litigieuse au gestionnaire de réseau de transport suisse devait être adoptée par le collège. 

• Tribunal de l’Union européenne, 4 février 2026, T-127/21

Parlement et Conseil européen

Règlement relatif à la suppression progressive des importations de gaz naturel russe

Le règlement (UE) 2026/261 du Parlement européen et du Conseil du 26 janvier 2026 relatif à la suppression progressive des importations de gaz naturel russe, à la préparation de la suppression progressive des importations de pétrole russe ainsi qu’à l’amélioration de la surveillance des dépendances énergétiques potentielles, et modifiant le règlement (UE) 2017/1938, est paru au Journal officiel de l’Union européenne le 2 février 2026. 

Aux termes des articles 3 et 4 du règlement, les contrats de fourniture de gaz à court terme conclus avant le 17 juin 2025 seront interdits dès le 25 avril 2026 pour le gaz naturel liquéfié (GNL) originaire de Russie, et à partir du 17 juin 2026 pour les importations par gazoduc en provenance de Russie. Pour les contrats de fourniture de gaz de long terme conclus avant le 17 juin 2025, le GNL sera interdit à partir du 1ᵉʳ janvier 2027, et à partir du 30 septembre 2027 pour les importations par gazoduc. Ce délai peut être prolongé jusqu’au 1^er novembre 2027 si les niveaux de stockage de gaz d’un Etat membre sont inférieurs aux objectifs de remplissage fixés au titre du règlement (UE) 2017/1938.

• Consulter le règlement (UE) 2026/261 du 26 janvier 2026 relatif à la suppression progressive des importations de gaz naturel russe et à la préparation de la suppression progressive des importations de pétrole russe, ainsi qu’à l’amélioration de la surveillance des dépendances énergétiques potentielles, et modifiant le règlement (UE) 2017/1938

Commission européenne

Autorisation d’un régime d'aides d'État français d'un montant de 1,1 milliard d'euros visant à soutenir les capacités de production renouvelables 

La Commission européenne a autorisé le 27 février 2026 un régime d’aides d’Etat français (SA.120765) d'un montant de 1,1 milliard d'euros visant à soutenir des investissements stratégiques dans des capacités de production renouvelables supplémentaires. Le régime a été autorisé en vertu de l'encadrement des aides d'État dans le cadre du Pacte pour une industrie propre (CISAF) adopté par la Commission le 25 juin 2025. 

Le mécanisme vise à soutenir les investissements dans des capacités supplémentaires de production d’énergies renouvelables (solaire, éolien offshore/onshore), de pompes à chaleur et de technologies de batteries, incluant les coûts des composants stratégiques et des matières premières critiques associées. Les aides, attribuées sous forme de crédit d’impôt, seront disponibles sur tout le territoire métropolitain et ultramarin jusqu’au 31 décembre 2028.

Le détail de cette décision de la Commission européenne n’a pas été rendu public et sera consultable ultérieurement dans le registre des aides d’Etat. 

• Consulter le communiqué de presse de la Commission européenne du 27 février 2026 (régime d’aide français ; SA.120765)
• Consulter le registre des aides d’Etat

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

Règlement de procédure concernant les enquêtes au titre du REMIT sur les abus de marché transfrontaliers

L’ACER a publié le 2 février 2026 un règlement de procédure définissant la manière dont elle mènera les enquêtes transfrontalières sur les soupçons d'abus de marché au titre du REMIT. Depuis la révision du REMIT en 2024, l'ACER peut enquêter sur certains cas relevant du REMIT qui concernent deux Etats ou plus, notamment les infractions aux dispositions suivantes :

• l’interdiction des opérations d'initiés et des manipulations de marché ;
• l’obligation de divulguer les informations privilégiées ;
• les obligations de communication de données ;
• les obligations incombant aux personnes qui organisent et exécutent des transactions à titre professionnel (PPAET).

Lorsqu'elle enquête sur des affaires pour lesquelles elle est compétente, l'ACER peut procéder à des inspections sur place, demander des informations, recueillir des déclarations. Le nouveau règlement de procédure de l'ACER établit le cadre procédural dans lequel l'ACER mènera ses enquêtes au titre du REMIT. Il définit les principales étapes des enquêtes de l'ACER, le processus décisionnel associé et les droits et obligations des personnes concernées.

• Consulter la décision n° 01/2026 de l’ACER du 20 janvier 2026 (en anglais)

Modification des méthodologies des prix pour le couplage des marchés de court terme 

L’ACER a approuvé le 4 février 2026 la proposition des opérateurs désignés des marchés de l’électricité (NEMO) visant à modifier les méthodologies harmonisées de calcul des prix de clearing maximum et minimum pour le couplage des marchés journaliers et infrajournaliers de l’Union européenne. 

Les modifications des méthodologies permettent de clarifier la manière dont le mécanisme d'ajustement automatique des prix s'applique dans des conditions de marché exceptionnelles.

En cas de découplage partiel au sein d'une zone d'enchères où plusieurs NEMO opèrent mais où tous ne sont pas découplés, la zone d'enchères restera dans le couplage de marché, avec une liquidité potentiellement faible. Les méthodologies modifiées précisent que, dans de tels cas, le mécanisme harmonisé d'ajustement automatique des prix ne peut être déclenché.

• Consulter la décision n° 02/2026 de l’ACER du 4 février 2026 sur la méthodologie harmonisée de calcul des prix de clearing maximum et minimum pour le couplage des marchés journaliers (en anglais)
• Consulter la décision n° 03/2026 de l’ACER du 4 février 2026 sur la méthodologie harmonisée de calcul des prix de clearing maximum et minimum pour le couplage des marchés infrajournaliers (en anglais)

Nouvelles lignes directrices pour la transparence du marché du GNL 

Dans le cadre du REMIT, l'ACER renforce la transparence et la fiabilité du marché européen du gaz naturel liquéfié (GNL) avec une mise à jour du 26 février 2026 des lignes directrices relatives à la communication des données sur le marché du GNL, et la création d'un nouveau groupe d'experts chargé de l'évaluation des prix et des indices de référence du GNL.

• Consulter les lignes directrices de l’ACER du 26 février 2026 sur la communication des données relatives au marché du GNL (en anglais)

Rapport de la Prospective de la CRE relatif à la gestion des nouveaux équilibres dynamiques entre l’offre et la demande d’énergie

La Prospective de la CRE a publié le 3 février 2026 un rapport intitulé « Comment gérer les nouveaux équilibres dynamiques entre l’offre et la demande d’énergie ? ». 

Le rapport relève que l’adéquation entre l’offre et la demande à tout instant constitue un enjeu majeur du système d’électricité. Il dresse le constat que le développement des énergies renouvelables (EnR) fait évoluer les caractéristiques des déséquilibres offre/ demande sur les réseaux d’électricité. Par ailleurs, le rapport analyse les modèles d’affaires des mécanismes de stockage et de pilotage de la demande qui contribuent à l’équilibre offre/ demande d’électricité quand se développent les EnR fatales et variables. A cette fin, il décrit les possibilités des mécanismes de marché et de coordination entre acteurs du secteur de l’énergie, de la finance, de l’industrie et de la cybersécurité. 

Cinq recommandations y sont formulées : 

• réformer les produits de marché futur pour prendre en compte l’influence de la production photovoltaïque sur les prix de gros ;
• standardiser les échanges de données inhérentes à la flexibilité entre toutes les parties pour optimiser le parcours client ;
• massifier le nombre d’équipements qui peuvent contribuer à la flexibilité de la demande grâce à des incitations sous conditions, une généralisation des systèmes de gestion d’énergie et la création de repères pour les consommateurs ;
• renforcer la cybersécurité pour protéger le système électrique français dans le contexte d’une multiplication des équipements électriques connectés ;
• élaborer une veille technologique, à savoir être prêt à développer le cas échéant de nouvelles technologies de stockage et de l’hydrogène naturel. 

• Consulter le rapport de la Prospective de la CRE intitulé « Comment gérer les nouveaux équilibres dynamiques entre l’offre et la demande d’énergie ? » 

Rapport de la Prospective de la CRE relatif à l’accélération de la transition énergétique dans les territoires 

La Prospective de la CRE a publié un rapport le 3 février 2026 intitulé « S’inspirer pour accélérer la transition énergétique dans les territoires ». 

Le rapport rappelle que la France s’est engagée à atteindre la neutralité carbone d’ici 2050, conformément aux directives européennes (paquet « Fit for 55 ») et aux stratégies nationales (SNBC, PPE) et souligne que cette ambition ne peut réussir sans une territorialisation adaptée, c’est-à-dire une mise en œuvre locale cohérente, acceptée et efficace. Les collectivités locales sont en première ligne : elles planifient, accompagnent, financent ou pilotent une grande partie des projets énergétiques. Elles sont également directement confrontées aux oppositions lorsqu’il y en a.

Le document identifie les obstacles persistants et propose neuf recommandations pour accélérer cette territorialisation, autour de trois grandes priorités :

• renforcer l’appropriation de la transition énergétique par les territoires ;
• adapter la transition énergétique par les territoires ;
• lever les freins réglementaires et financiers.

Les neuf recommandations du groupe de travail sont les suivantes :

• renforcer les incitations des décideurs publics locaux à s’engager pleinement dans la mise en œuvre de la transition énergétique ;
• promouvoir un dialogue local continu sur le service rendu par les projets de transition énergétique aux territoires ;
• diffuser la culture de l’énergie et de la transparence par la mesure objectivée auprès du grand public ;
• construire des projets de territoire fédérateurs ;
• établir la gouvernance territoriale à la maille pertinente ;
• améliorer l’expertise techniques des acteurs locaux ;
• garantir l’impératif de transition énergétique dans l’application de la réglementation ;
• assurer la lisibilité et la stabilité des dispositifs de soutien ;
• renforcer les incitations pour les nouvelles filières et la flexibilité.

• Consulter le rapport de la Prospective de la CRE intitulé « S’inspirer pour accélérer la transition énergétique dans les territoires 

Rapport de la CRE relatif à l’état des lieux des appels d’offres « PPE2 »

La CRE a publié un rapport le 15 février 2026 intitulé « Etat des lieux des appels d’offres PPE2 ». Il reprend les principaux enseignements de son rapport daté du même jour remis à la Direction générale de l’énergie et du climat destiné à évaluer le régime d’appels d’offres PPE2 tel que notifié par la France à la Commission européenne. Le rapport constitue une mise à jour de celui sur les appels d’offres PPE2 publié par la CRE le 10 septembre 2024.

Le rapport identifie qu’à partir de 2023, la majorité des appels d’offres a rempli ses objectifs de souscription, grâce à des adaptations des cahiers des charges visant à prendre en compte les évolutions des coûts des projets. Par ailleurs, depuis 2023, les tarifs moyens proposés par les candidats aux appels d’offres lors des périodes sont en baisse pour le photovoltaïque et sont restés relativement stables pour l’éolien terrestre. En outre, dans le cadre des appels d’offres PPE2, l’ensemble des projets retenus entre fin 2021 et le 30 juin 2025 devraient représenter un montant total d’aides octroyées estimé à 5,7 milliards euros étalé entre 2024 et 2047.   

Le rapport dresse les constats suivants :

• la taille des turbines des éolienne terrestres a peu augmenté depuis 2021 et demeure inférieure à la moyenne européenne au regard des contraintes règlementaires ;
• les projets photovoltaïques au sol sur terrain dégradés représentent un dossier sur deux retenus parmi les projets photovoltaïques au sol ;
• la typologie « Bâtiments » est majoritaire parmi les projets photovoltaïques « sur bâtiments »,

Le paysage concurrentiel est diversifié, sans position dominante, tant pour la filière de l’éolien terrestre que celle du photovoltaïque. Enfin, en matière de répartition géographique, les Hauts de France, le Grand Est et la Nouvelle Aquitaine sont les trois régions qui comptent le plus de projets éoliens.

• Consulter le rapport de la CRE intitulé « Etat des lieux des appels d’offres PPE2 »
• Consulter le rapport de la CRE intitulé « Evaluation du régime d’appels d’offres dit « PPE2 » à destination de la Commission Européenne (aide d’Etat SA.50272) »