L'énergie du droit - numero 99

A LA UNE

[Actualités de Septembre 2026]

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Décrets

Décret relatif aux caractéristiques des panneaux solaires photovoltaïques permettant un report de l’échéance de l’obligation faite aux parcs de stationnement extérieurs 

Le décret du 7 septembre 2026 précise les conditions (performances techniques et environnementales ainsi que résilience d’approvisionnement des panneaux photovoltaïques) permettant aux propriétaires de parcs de stationnement extérieurs d’une superficie supérieure à 1 500 mètres carrés de bénéficier d’un délai supplémentaire pour satisfaire à leur obligation d’installation.

• Consulter le décret n° 2026-842 du 7 septembre 2026 relatif aux caractéristiques des panneaux solaires photovoltaïques permettant un report de l'échéance de l'obligation faite aux parcs de stationnement extérieurs d'une superficie supérieure à 1 500 mètres carrés 

Décret portant publication de l’accord sur l’interprétation et l’application du traité sur la Charte de l’énergie 

Le décret du 24 septembre 2026 prévoit la publication au Journal officiel de la République française de l’accord sur l’interprétation et l’application du traité sur la Charte de l’énergie, signé à Bruxelles le 18 février 2026. 

Le traité sur la Charte de l’énergie a été signé à Lisbonne le 17 décembre 1994 et approuvé, au nom des Communautés européennes, par la décision 98/181/CE, CECA, Euratom du 23 septembre 1997.

L’accord précise que les parties partagent une communauté de vues quant à l’interprétation et à l’application du traité sur la Charte de l’énergie selon laquelle l’article 26 de ce traité ne peut pas et ne pourra jamais servir de fondement juridique à des procédures d’arbitrage intra-UE.

• Consulter le décret n° 2026-896 du 24 septembre 2026 portant publication de l'accord sur l'interprétation et l'application du traité sur la Charte de l'énergie, signé à Bruxelles le 18 février 2026 (1)

Arrêtés

Arrêté relatif aux coefficients à appliquer à la formule du fonds de péréquation de l’électricité pour l’année 2026

L’arrêté du 24 septembre 2026 fixe les coefficients de la formule du fonds de péréquation de l'électricité et publie les montants associés que doivent verser ou recevoir les gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité.

• Consulter l’arrêté du 24 septembre 2026 relatif aux coefficients à appliquer à la formule du fonds de péréquation de l'électricité pour l'année 2026  

Principales délibérations de la CRE

Orientations relatives aux incitations financières à la responsabilité d’équilibre

RTE, chargé d’équilibrer le système électrique en procédant à des activations sur les marchés de l’équilibrage, dispose d’une fenêtre opérationnelle débutant à compter d’une heure avant le temps réel.

Le Règlement (UE) 2024/1747 prévoit une harmonisation à l’échelle européenne de la durée de la fenêtre opérationnelle des gestionnaires de réseau de transport (GRT) à 30 minutes avant le temps réel. La CRE, dans sa délibération n°2025-198, a accordé à RTE une dérogation de trois années pour la mise en œuvre de cette évolution qui adviendra donc au 1^er janvier 2029 (cf. L’Energie du droit n°87, juillet et août 2025).

Dans cette perspective, la CRE a organisé une consultation publique afin d’interroger l’ensemble des acteurs sur l’intérêt de renforcer les incitations financières adressées aux responsables d’équilibre (RE), sur les options qui pourraient être envisagées le cas échéant ainsi que sur les leviers mis à disposition des RE pour leur permettre de réduire leurs écarts.

Par une délibération du 10 septembre 2026, la CRE identifie trois enjeux majeurs pour sécuriser l’ensemble des transformations nécessaires pour préparer l’échéance de janvier 2029 :

• la fiabilisation des données publiées par RTE et les gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) ainsi que l’accélération de leur publication ;
• le suivi et l’amélioration de la liquidité du marché infra journalier ;
• l’augmentation proportionnée des incitations adressées aux responsables d’équilibre par le prix de règlement des écarts (PRE).
• Consulter la délibération n°2026-179 du 10 septembre 2026 portant orientation relative aux incitations financières à la responsabilité d’équilibre

Instruction des dossiers de candidature à la troisième période de l’appel d’offres portant sur la réalisation et l’exploitation d’installations hydroélectriques

La troisième période de candidature du nouvel appel d’offres portant sur la réalisation et l’exploitation d’installations hydroélectriques s’est clôturée le 7 août 2026

En application du paragraphe 2.14 du cahier des charges, la CRE vérifie en premier lieu lors de chaque période de candidature qu’au moins trois participants distincts ont déposé une offre. 

Par une délibération du 10 septembre 2026, la CRE propose de déclarer cette période infructueuse en raison du dépôt de seulement deux offres par deux sociétés distinctes et réitère certaines recommandations pour les prochaines périodes.

• Consulter la délibération n°2026-180 du 10 septembre 2026 portant décision relative à l’instruction des dossiers de candidature à la troisième période de l’appel d’offres portant sur la réalisation et l’exploitation d’installations hydroélectriques

Approbation de la procédure de raccordement au réseau de RTE des installations de production éolienne en mer du groupe des projets PPE3 de l’AO 10 et du modèle de convention de raccordement

Le cahier des charges de l’appel d’offres, dit « AO 10 », publié le 12 juin 2026, prévoit pour les projets PPE3 de cet appel d’offres (Fécamp grand large 1 à 3, Bretagne NO, Oléron 1, Golfe du Lion Centre 1a, 1b et 2) une convention de raccordement évolutive signée en deux étapes sans proposition technique et financière.

Dans ce cadre, RTE a soumis le 22 juillet 2026, à l’approbation de la CRE :

• un projet de modèle de convention de raccordement ; et
• un projet de procédure spécifique de traitement des demandes de raccordement applicables aux installations de production offshores du groupe des projets PPE3 prévus par le cahier des charges d’appel d’offres n°1/2026.

Par deux délibérations du 10 septembre 2026, la CRE approuve, d’une part, le projet de convention de raccordement et, d’autre part, le projet de procédure.

• Consulter la délibération n°2026-183 du 10 septembre 2026 portant approbation du modèle de convention de raccordement des installations de production offshores du groupe des projets PPE3 de l’appel d’offres n°1/2026 au réseau public de transport d’électricité
• Consulter la délibération n°2026-184 du 10 septembre 2026 portant approbation de la procédure de traitement des demandes de raccordement des installations de production offshores du groupe des projets PPE3 de l’appel d’offres n°1/2026 au réseau public de transport d’électricité 

Constatation des paramètres prévus à l’article L. 322-13 du code des impositions sur les biens et services applicables à la période de livraison 2026-2027 du mécanisme de capacité

Par une délibération du 10 septembre 2026, la CRE constate les paramètres suivants applicables à la période de livraison 2026-2027 :

• un montant total à financer de 1 667 184 865, 48 € ;
• une puissance soutirée corrigée de 89 409, 45 MW sur la période hivernale allant du 1^er novembre 2026 au 31 mars 2027 ;
• un quotient applicable de 18 646, 630 284 7 €/MW.

Le coût du mécanisme de capacité a déjà été pris en compte dans l’évolution des tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE) du 1^er août 2026 proposée par la CRE (cf. L’Energie du droit n°98, juillet et août 2026).

Depuis l’organisation de l’enchère, la CRE a d’ores-et-déjà observé des ajustements mineurs pour un nombre limité d’exploitants, qui seront intégrés au montant à financer de la période de livraison 2027-2028.

• Consulter la délibération n°2026-186 du 10 septembre 2026 portant constatation des paramètres prévus à l'article L. 322-13 du code des impositions sur les biens et services et applicables à la période de livraison 2026-2027 du mécanisme de capacité

Proposition des critères économiques relatifs à l’éligibilité aux contrats pluriannuels du mécanisme de capacité et à leur durée

L’article R. 316-40 du code de l’énergie prévoit que, dans le cadre du mécanisme de capacité, les demandes d’autorisation de contractualisation pluriannuelle sont examinées par la CRE sur la base de critères économiques définis par arrêté du ministre chargé de l'énergie sur proposition de la CRE.

Ces critères comprennent notamment un unique seuil d'investissement minimal fixé à 125 000 euros par mégawatt d'engagement de disponibilité pour la première période de livraison ainsi qu’une liste des charges d’investissement à prendre en considération pour vérifier l’atteinte de ce seuil. Par ailleurs, le décret prévoit que la durée des contrats pluriannuels est déterminée par la CRE pour chaque capacité éligible.

Par une délibération du 17 septembre 2026, la CRE propose quatre critères économiques sur les dépenses considérées pour l’atteinte du seuil susmentionné :

• la dépense constitue une dépense d’investissement au sens des normes comptables françaises ;
• la dépense est nécessaire aux investissements permettant de rendre les capacités éligibles aux contrats pluriannuels ;
• la dépense est réalisée au plus tôt le 1^er janvier 2022 et au plus tard le jour précédant le premier jour de la période de livraison concernée ;
• la décision finale d’investissement ne doit pas avoir été prise au moment du dépôt de la demande d’autorisation de contractualisation pluriannuelle et l’exploitant doit s’engager à ne pas la prendre avant la publication des résultats de l’enchère.

La CRE propose également que la durée des contrats pluriannuels soit laissée à l’appréciation des acteurs de marché dans la limite de la durée prévisionnelle d’amortissement comptable du projet et d’une durée maximale normative définie selon le type d’investissement par la délibération.

• Consulter la délibération n°2026-185 du 17 septembre 2026 portant proposition des critères économiques relatifs à l’éligibilité aux contrats pluriannuels du mécanisme de capacité et à leur durée

Avis sur un projet de cahier des charges de l’appel d’offres portant sur la réalisation et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partie de l’énergie mécanique du vent implantées à terre (« AO PPE2 Eolien terrestre »)

Le ministre chargé de l’énergie a lancé, par un avis publié au Journal officiel de l’Union européenne (JOUE) le 30 juillet 2021, sept appels d’offres portant sur la réalisation et l’exploitation d’installations de production d’électricité renouvelable en métropole continentale, dits « AO PPE2 ».

Par une délibération du 17 septembre 2026, la CRE rend un avis favorable sur un projet de cahier des charges modificatif de l’appel d’offres portant sur la réalisation et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partir de l’énergie mécanique du vente implantées à terre dit « AO PPE2 Eolien terrestre », applicable à partir de la 13^e période de l’appel d’offres.

La CRE accueille favorablement :

• l’introduction d’un critère d’éligibilité relatif à la résilience en application du Règlement NZIA, tout en notant le manque de visibilité des producteurs quant à la disponibilité d’aérogénérateurs respectant ces critères et l’effet haussier que cela pourrait induire sur les prix proposés ;
• la condition supplémentaire demandant un acte positif du préfet si le porter-à-connaissance déposé par le candidat a plus de 4 mois, afin de se conformer à la jurisprudence administrative ;
• la précision qu’une installation ne peut bénéficier de plusieurs contrats de soutien simultanément, empêchant un parc renouvelé couvert par un contrat de soutien de pouvoir continuer à jouir de celui-ci et en même temps de bénéficier d’un autre contrat attribué via cet appel d’offres.

Dans son avis, la CRE rappelle par ailleurs certaines recommandations déjà formulées, en particulier s'agissant des installations en repowering, visant à limiter les contraintes portant sur ces parcs afin de faciliter leur renouvellement de la manière la plus efficace possible.

• Consulter la délibération n°2026-192 du 17 septembre 2026 portant avis sur un projet de cahier des charges de l’appel d’offres portant sur la réalisation et l’exploitation d’Installations de production d’électricité à partir de l’énergie mécanique du vent implantées à terre

• Consulter les autres délibérations de la CRE

Conseil d’Etat

Tarifs réglementés de vente d’électricité : validation de leur extension aux microentreprises

Par une décision du 30 septembre 2026, le Conseil d’Etat rejette le recours de l’Association nationale des opérateurs détaillants en énergie (ANODE) dirigé contre le décret du 15 janvier 2025 étendant le bénéfice des tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE) à l’ensemble des microentreprises, indépendamment de la puissance souscrite de leurs sites (cf. L’Energie du droit n°81, janvier 2025).

L’ANODE soutenait notamment que le dispositif français des TRVE méconnaissait l’article 5 de la directive (UE) 2019/944 relatif aux interventions publiques dans la fixation des prix de l’électricité, en raison de son caractère prétendument permanent et disproportionné.

Le Conseil d’Etat rappelle d’abord que l’absence de notification préalable à la Commission européenne des mesures nationales de régulation des prix est, par elle-même, sans incidence sur leur légalité, dès lors que la directive permet leur application immédiate. Il relève au demeurant que les autorités françaises ont effectivement procédé à cette notification.

S’agissant ensuite de la compatibilité des TRVE avec le droit de l’Union européenne, le Conseil d’Etat juge que les dispositions du code de l’énergie relatives aux modalités de détermination des tarifs réglementés ont pour objet et pour effet de permettre le développement d’une concurrence tarifaire effective sur le marché de détail de l’électricité. Il estime également que le réexamen périodique du dispositif des TRVE prévu par le code de l’énergie lui confère un caractère non permanent.

Le Conseil d’Etat juge enfin que l’extension des TRVE à l’ensemble des microentreprises poursuit un objectif d’intérêt économique général consistant à protéger certains petits consommateurs professionnels exposés aux fluctuations des prix de marché de l’électricité, tels que les boulangeries, boucheries, fleuristes ou restaurants, sans aller au-delà de ce qui est nécessaire pour atteindre cet objectif.

• Consulter la décision du Conseil d’Etat du 30 septembre 2026, n° 502411

Cour de justice de l'Union européenne

Concessions de petites installations hydroélectriques : exclusion du champ d’application de la directive « services »

Par un arrêt du 3 septembre 2026, la Cour de justice de l’Union européenne (CJUE) précise que les concessions relatives aux petites installations de dérivations hydroélectriques destinées à la production d’électricité ne relèvent pas du champ d’application de la directive 2006/123/CE relative aux services dans le marché intérieur.

La Cour était saisie d’un litige portant sur une réglementation de la région italienne d’Emilie‑Romagne prévoyant la prolongation de certaines concessions hydroélectriques afin de permettre aux concessionnaires de bénéficier intégralement des mécanismes d’incitation à la production d’électricité renouvelable. Le gouvernement italien soutenait que cette prorogation méconnaissait l’article 12 de la directive « services », lequel interdit notamment le renouvellement automatique d’autorisations lorsque leur nombre est limité en raison de la rareté des ressources naturelles.

La CJUE rappelle que la directive 2006/123 ne s’applique qu’aux « services », définis comme des activités économiques non salariées exercées normalement contre rémunération et que la production d’électricité constitue une activité de production d’un bien et non une prestation de services.

La Cour précise que cette qualification n’est pas remise en cause par le fait que l’exploitation d’installations hydroélectriques implique également certaines obligations accessoires liées notamment à la gestion des ressources hydriques ou à l’équilibre du réseau électrique. Ces activités demeurent accessoires à l’activité principale de production d’électricité.

Il en résulte que les concessions relatives aux petites installations hydroélectriques échappent au champ d’application de la directive « services », de sorte que les règles de sélection concurrentielle et d’interdiction de renouvellement automatique prévues à l’article 12 de cette directive ne leur sont pas applicables.

• Consulter l’arrêt de la CJUE, 3 septembre 2026, Presidente del Consiglio dei ministri contre Regione Emilia-Romagna, aff. C-653/24

Précisions sur la notion de « ligne directe » au sens de la directive « électricité » de 2019 

Par un arrêt du 17 septembre 2026, la Cour de justice de l’Union européenne précise les conditions dans lesquelles une ligne électrique peut être qualifiée de « ligne directe » au sens de la directive 2019/944 du 5 juin 2019 relative au marché intérieur de l’électricité (directive « électricité »).

La Cour était saisie de plusieurs litiges relatifs à des projets de lignes électriques permettant à des producteurs d’électricité d’approvisionner directement des clients sans passer par le réseau de distribution du gestionnaire. Les autorités lettones refusaient ces autorisations en considérant notamment qu’une ligne directe supposait soit un raccordement exclusivement dédié entre le site de production et le client, soit l’absence de raccordement du client au réseau public.

La CJUE juge qu’une ligne directe peut relier un nouveau client à une ligne électrique existante appartenant au producteur et déjà utilisée pour approvisionner d’autres clients, dès lors que l’électricité est fournie sans passer par le réseau de distribution du gestionnaire. Elle précise également qu’un client peut être alimenté par une ligne directe tout en conservant un raccordement de réserve au réseau public de distribution.

La Cour souligne que la directive 2019/944 vise à favoriser la liberté de choix des consommateurs ainsi que le développement de modes décentralisés et flexibles d’approvisionnement en électricité. Elle en déduit que les lignes directes constituent un mode alternatif d’approvisionnement en électricité et non un mécanisme réservé à des situations exceptionnelles.

La CJUE rappelle toutefois que les Etats membres peuvent encadrer l’autorisation de telles lignes afin de garantir la viabilité économique et technique des réseaux publics de distribution ainsi que le respect des obligations de service public pesant sur les gestionnaires de réseau.

• Consulter l’arrêt de la CJUE, 17 septembre 2026, SIA Elektro bizness contre Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisija (Lettonie), aff. C-722/24

Commission européenne

Aides d’Etat : autorisation d’un mécanisme de capacité allemand transitoire pour 2031

La Commission européenne a autorisé le 2 septembre 2026 un mécanisme de capacité allemand transitoire visant à garantir la sécurité d’approvisionnement électrique en 2031 (SA.106805). L’Allemagne prévoit un mécanisme de capacité supplémentaire après 2032.

L’aide vise à soutenir la disponibilité de capacités supplémentaires de production d’électricité, de stockage et d’effacement de consommation afin de répondre aux risques identifiés de déficit de capacités sur le marché allemand à partir de 2031, dans un contexte de sortie du nucléaire et du charbon, de hausse de la demande d’électricité et de développement accru des énergies renouvelables intermittentes. Le dispositif prendra la forme d’un mécanisme de capacité centralisé couvrant la seule année de livraison 2031, avec un volume total estimé à environ 41 GW de capacités. 

Les aides seront attribuées à l’issue de plusieurs procédures de mise en concurrence ouvertes et technologiquement neutres organisées entre 2026 et 2029, comprenant des enchères spécifiques destinées aux nouvelles capacités capables de fournir de l’électricité pendant au moins dix heures consécutives. Les contrats auront une durée maximale de quinze ans. Les bénéficiaires recevront des paiements de capacité en contrepartie d’obligations de disponibilité et seront soumis à des mécanismes de contrôle, de pénalités et d’options de fiabilité limitant les rémunérations excessives. 

Le mécanisme sera ouvert aux capacités existantes et nouvelles, au stockage, à la gestion de la demande ainsi qu’aux capacités transfrontalières provenant des États membres directement interconnectés avec l’Allemagne. Les installations soutenues devront respecter un plafond d’émissions de 550 g de CO₂ d’origine fossile par kWh. Les nouvelles centrales à gaz bénéficiant de contrats de quinze ans devront être compatibles avec l’hydrogène. Les technologies concernées après 2045 devront être neutres sur le plan climatique pour respecter la loi allemande sur la protection du climat. 

Le coût du dispositif est estimé entre 1 et 3 milliards d’euros pour 2031 et sera financé par une contribution obligatoire prélevée sur les consommateurs d’électricité. Le coût total du dispositif est estimé à 35 milliards d’euros.

• Consulter la décision de la Commission européenne du 2 septembre 2026 sur l’aide d’Etat allemande SA.106805 relative au mécanisme de capacité allemand pour 2031 (en anglais)

Autorisation de la fusion de Publigas et Publi-T

La Commission européenne a autorisé le 17 septembre 2026 l’opération de concentration entre Publigas et Publi-T visant à leur fusion complète (M.12506). 

Publigas et de Publi-T sont deux holdings regroupant les intérêts des municipalités belges dans les infrastructures énergétiques. Publigas contrôle Fluxys, gestionnaire du réseau belge de transport et de stockage de gaz naturel, également actif dans les terminaux de gaz naturel liquéfié (GNL) en Belgique et en France. Publi-T contrôle Elia, gestionnaire du réseau belge de transport d’électricité, qui exploite également un gestionnaire de réseau en Allemagne ainsi que l’interconnexion électrique sous-marine entre la Belgique et la Grande-Bretagne. La Commission européenne a considéré que l’opération relevait de la procédure simplifiée et l’a déclarée compatible avec le marché intérieur.

• Consulter la décision de la Commission européenne du 17 septembre 2026 sur la fusion de Publigas et Publi-T (M.12506) (en anglais)

Label non contraignant de durabilité des centres de données

La Commission européenne a adopté un règlement délégué le 21 septembre 2026 en ce qui concerne l’établissement d’un système commun de notation de l’Union pour les centres de données, en application de la directive (UE) 2023/1791 du Parlement européen et du Conseil relative à l’efficacité énergétique. Le dispositif repose principalement sur les obligations de rapport applicables aux centres de données d’une puissance informatique installée d’au moins 500 kW, tout en permettant la participation volontaire des centres de capacité inférieure.

Ce dispositif vise à améliorer la transparence sur la consommation énergétique, l’utilisation de l’eau et les performances environnementales des centres de données, dont la consommation électrique pourrait atteindre 114 TWh d’ici 2030, soit plus de 3 % de la demande d’électricité de l’Union. Le règlement complète le système de déclaration instauré par le règlement délégué (UE) 2024/1364 et prévoit la création automatique, à partir du 15 août 2027, d’étiquettes électroniques publiques générées par la base de données européenne des centres de données. Ces labels doivent permettre la comparaison des performances des centres de données et doivent favoriser les bonnes pratiques en matière d’efficacité énergétique, de réutilisation de chaleur fatale et de réduction des émissions.

Le règlement modifie également le cadre européen de rapport applicable aux centres de données afin d’améliorer la qualité et la cohérence des données transmises. Les États membres disposeront d’un rôle renforcé de contrôle de la qualité des données avant leur validation dans la base européenne. La Commission devra réexaminer le dispositif tous les trois ans afin de l’adapter aux évolutions technologiques. La Commission a également lancé une consultation publique sur un projet de règlement établissant des exigences minimales de performance énergétique applicables aux centres de données.

• Consulter la proposition de règlement délégué de la Commission européenne du 21 septembre 2026 complétant la directive (UE) 2023/1791 du Parlement européen et du Conseil et modifiant le règlement délégué (UE) 2024/1364 de la Commission en ce qui concerne l’établissement d’un système commun de notation de l’Union pour les centres de données

Procédures d’infraction à l’encontre de la France 

La Commission européenne a ouvert le 24 septembre 2026 deux procédures d’infraction à l’encontre de la France au motif de l’absence de communication des mesures de transposition de la directive (UE) 2024/1711 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 en ce qui concerne l’amélioration de l’organisation du marché de l’électricité de l’Union dont l’échéance était fixée au 17 juillet 2026 (INFR(2026)0581), et au motif de l’absence de communication des mesures de transposition de la directive (UE) 2024/1788 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 concernant des règles communes pour les marchés intérieurs du gaz renouvelable, du gaz naturel et de l’hydrogène dont l’échéance était fixée au 5 août 2026 (INFR(2026)0584). Ces procédures concernent respectivement 18 et 26 pays membres. En l’absence de réponse satisfaisante de la France aux griefs développés dans un délai de deux mois, la Commission européenne lui adressera un avis motivé. 

• Consulter le communiqué de presse de la Commission européenne du 25 septembre 2026

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

Nomination de M. Christof Lessenich comme directeur de l’ACER

L’ACER a annoncé le 10 septembre 2026 la nomination de M. Christof Lessenich comme directeur de l’agence en remplacement de M. Christian Zinglersen.

• Consulter le communiqué de presse de l’ACER du 10 septembre 2026 (en anglais)

Modification des cadres de mise en œuvre de deux plateformes européennes d’équilibrage de l’électricité

L’ACER a approuvé le 18 septembre 2026 deux propositions du Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d'électricité (ENTSO-E) visant à modifier les cadres de mise en œuvre des plateformes européennes d’équilibrage PICASSO (réserve secondaire) et MARI (réserve tertiaire). 

Les gestionnaires de réseau de transport d’électricité (GRT) ont proposé de renforcer l’harmonisation du processus de préqualification des fournisseurs de services d’équilibrage afin de garantir que les unités de production et de consommation répondent à des exigences techniques et opérationnelles communes pour participer aux marchés européens de l’équilibrage. Ils ont également proposé une procédure commune de modification des cadres de mise en œuvre des plateformes afin d’uniformiser davantage les règles applicables à ces fournisseurs dans les différents États membres.

L’ACER a approuvé ces propositions en y ajoutant plusieurs ajustements destinés à approfondir l’harmonisation et à faciliter l’accès au marché. L’Agence prévoit notamment un processus régulier de consultation des parties prenantes, de nouvelles exigences harmonisées de préqualification, plusieurs modalités d’accès simplifiées, dont une procédure accélérée, ainsi qu’un cadre plus adapté aux petits acteurs du marché. Les GRT disposent désormais de six mois pour proposer l’adaptation des règles nationales et de vingt-quatre mois pour mettre en œuvre le nouveau système harmonisé.

• Consulter la décision n° 12-2026 de l’ACER du 18 septembre 2026 concernant la troisième modification du cadre de mise en œuvre de la plateforme européenne d’échange d’énergie d’équilibrage issue des réserves de restauration de fréquence à activation automatique (en anglais)
• Consulter la décision n° 13-2026 de l’ACER du 18 septembre 2026 concernant la troisième modification du cadre de mise en œuvre de la plateforme européenne d’échange d’énergie d’équilibrage issue des réserves de restauration de fréquence à activation manuelle (en anglais)

Avis sur les plans nationaux de développement des réseaux de gaz et d’hydrogène

L’ACER a rendu le 28 septembre 2026 son avis sur les plans nationaux de développement des réseaux dans les secteurs du gaz et de l’hydrogène afin d’évaluer leur cohérence avec le plan européen décennal de développement des réseaux élaboré par le Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport de gaz (Entso-g). Ces plans définissent les besoins d’évolution des infrastructures énergétiques au cours des prochaines décennies et visent à garantir des investissements adaptés aux besoins du marché. L’ACER constate que l’alignement entre la planification nationale et européenne demeure inégal selon les États membres et les secteurs : la planification des réseaux gaziers est relativement mature, tandis que celle de l’hydrogène reste encore en phase de structuration.

Elle identifie plusieurs obstacles à une meilleure cohérence, notamment des cadres institutionnels incomplets pour l’hydrogène, un manque de transparence dans les méthodologies de planification et des niveaux variables de supervision réglementaire. Elle relève toutefois des avancées, comme une meilleure prise en compte du biométhane, du réemploi d’infrastructures existantes et des consultations de marché pour l’hydrogène. L’ACER recommande ainsi de renforcer la gouvernance et la supervision des plans nationaux, d’améliorer la transparence et la coordination transfrontalière, et d’intégrer davantage les objectifs de décarbonation dans la planification des réseaux.

• Avis n° 17/2026 de l’ACER du 28 septembre 2026 concernant les plans nationaux de développement des réseaux de gaz naturel et d’hydrogène (en anglais)

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

La CRE a publié le 1^er septembre 2026 son quatrième rapport annuel sur l’avancement des 31 projets ayant bénéficié d’une dérogation dans le cadre du dispositif d’expérimentation (« bac à sable réglementaire »).

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

Les principaux enseignements de cette édition sont :

• le retour d’expérience des expérimentations d’Acciona et Elax Energie ont abouti à une évolution des règles NEBEF en nouvelles règles NEBCO (Notifications d’Echanges de Blocs de Consommation) incluant un cadre pour la valorisation des reports de consommation ;
• le retour d’expérience positif de plusieurs expérimentations relatives à une évolution du seuil de raccordement au réseau de distribution pour les sites hybrides ;
• la mise en place d’offres de raccordement flexibles par Enedis particulièrement utiles pour les acteurs capables de moduler leurs injections et soutirages en fonction des signaux de marché ;

les indicateurs de suivi transmis pour les expérimentations en cours sont en général de bonne qualité malgré quelques retards importants.

• Consulter le rapport de la CRE sur l’avancement des projets bénéficiant de dérogations accordées dans le cadre du dispositif d’expérimentation réglementaire

Rapport de la CRE sur l’économie du système électrique français hexagonal

Dans un rapport publié le 9 septembre 2026, la CRE s’intéresse à l’économie du système électrique français hexagonal.

Elle analyse notamment certaines caractéristiques du système électrique français hexagonal :

• le mix de production électrique français disponible durant l’année, et notamment pendant les pointes de consommation ;
• les coûts complets du système électrique français (production et réseaux) ;
• les mécanismes de financement entre les différents acteurs qui permettent d’assurer la couverture de ces coûts ;
• la résilience du système actuel face aux crises, analysant l’impact du développement des énergies renouvelables ces cinq dernières années ;
• les apports de l’intégration au marché européen au travers des interconnexions ;
• l’impact du développement des énergies renouvelables passé et à venir.

La CRE retient divers enseignements de ce travail.

Toute d’abord, à l’échelle d’une année, la capacité de production potentielle (plus de 160 GW) est supérieure au besoin de consommation. La capacité disponible à la pointe en France (environ 90 GW) reste assez proche du besoin lors des périodes de tension. Le parc de production français parait donc correctement dimensionné. 

Ensuite, elle note qu’au travers de leur facture d’électricité, les consommateurs français supportent une grande partie des coûts de production. Ils s’acquittent par ailleurs de l’ensemble des coûts d’acheminement dont sont déduites les contributions de raccordement et les rentes aux interconnexions.

Par ailleurs, elle soulève le fait que l’intégration au marché européen contribue à la sécurité d’approvisionnement et permet de réduire la facture en participant à la couverture des coûts (à la fois de production et de réseau).

Enfin, elle constate que le développement des énergies renouvelables transfère globalement du pouvoir d’achat vers les consommateurs (avec des prix de marché moins élevés) mais induit un manque à gagner pour les producteurs non soutenus et fait croitre les dépenses budgétaires de l’Etat. Toutefois, la baisse du prix de marché pour le consommateur est supérieure au surcoût pour le système.

Ainsi, la poursuite du développement des énergies renouvelables est économiquement pertinente du point de vue du consommateur, y compris si la demande ne redémarre pas immédiatement. Au-delà d’un certain niveau de développement et si la stagnation de la demande se poursuit à long terme, les inconvénients pourraient dépasser les avantages pour le système.

Le rapport souligne donc qu’il est essentiel à terme de synchroniser davantage les courbes de production et de consommation afin de continuer à bénéficier de prix avantageux, tout en maîtrisant les coûts pour la collectivité.

• Consulter le rapport de la CRE relatif à l’économie du système électrique français hexagonal

Publication du recueil du comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDiS) de la CRE 2002-2026 – 2^e édition

Le comité de règlements des différends et des sanctions (CoRDiS) de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a publié le 23 septembre 2026 la deuxième édition de son recueil des décisions.

Publié en mars 2024 pour la première édition (cf. L’Energie du droit n°72, mars 2024), le recueil réunit et classe l’ensemble des décisions marquantes rendues par le CoRDiS et des décisions de juridictions de contrôle (Cour d’appel de Paris, Cour de cassation et Conseil d’Etat) depuis 2002, tant en matière de règlement des différends que de sanctions.

Cette nouvelle édition du recueil compte près de 1 000 références et répertorie plus de 400 décisions rendues par le comité favorisant l’accessibilité de chacun à la pratique décisionnelle du comité par le biais de courtes synthèses récapitulatives. Par ailleurs, la publication de ce recueil s’inscrit dans la mission de la CRE d’éclairer le débat public et de permettre à tous de mieux comprendre les règles encadrant l’accès et l’utilisation des réseaux, ouvrages et installations électriques ou gaziers.

L’intégralité des décisions citées peut être consultée sur le site de la CRE ou sur Légifrance et la confidentialité des données personnelles est assurée dans l’ensemble des synthèses.

• Consulter le recueil du comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDiS) 2002-2026