Afin d’articuler les exigences communautaires nouvelles avec les dispositifs nationaux existants, le projet de loi présenté au conseil des ministre le 10 novembre dernier et portant diverses dispositions d’adaptation au droit de l’Union européenne en matière économique, financière, environnementale, énergétique, d’information, de transport, de santé, d’agriculture et de pêche, poursuit l’objectif d’accélération et d’amélioration de la rénovation énergétique des bâtiments.

A ce titre, l’article 45 est venu transposer certaines des exigences de la directive (UE) 2024/1275 du 24 avril 2024 relative à la performance énergétique des bâtiments, dite « DPEB », dont l’ensemble des dispositions doivent être transposées en droit français au plus tard le 29 mai 2029.

Dans un objectif d’accélération et d’amélioration de la rénovation énergétique des bâtiments, le projet de loi permet d’ores et déjà d’intégrer les dispositions et mesures suivantes en droit interne :

• une nouvelle définition intégrée à l’article L. 111-1 du Code de la construction et de l’habitation (CCH), de la rénovation importante : « la rénovation d’un bâtiment est dite importante lorsque le coût des travaux portant sur l’enveloppe ou les systèmes techniques du bâtiment représente au moins un quart de la valeur du bâtiment hors valeur du terrain sur lequel il se trouve». Cette notion de « rénovation importante » emporte diverses obligations en matière de rénovation, notamment la délivrance d’un diagnostic de performance énergétique introduite à l’article L. 126-27 du CCH ou encore le déploiement de bornes de recharges ou de panneaux solaires ;
• le renforcement des obligations en matière de recharge des véhicules électriques (IRVE), par une nouvelle rédaction des articles L. 113-11 à L. 113-14 du CCH qui prévoient une nouvelle définition de l’obligation d’installer des points de recharge pour les véhicules électriques dans les bâtiments neufs équipés d’un parc de stationnement ou faisant l’objet de rénovation importante (et incluant un tel parc), en distinguant l’usage résidentiel ou non et en renvoyant à un décret en Conseil d’Etat s’agissant de ses modalités d’application, à savoir les seuils à partir desquels l’obligation s’applique, les taux d’équipement à respecter en fonction de l’usage, les éléments techniques et les exemptions possibles. Selon le Conseil d’Etat, un tel renvoi permettra davantage de se conformer aux critères de la directive et facilitera leur évolution dans le temps ;

Ce renforcement est également prévu aux articles L. 113-18 à L. 113-20 du CCH, pour le stationnement des vélos dans les bâtiments neufs équipés d’un parc de stationnement ou faisant l’objet de rénovation importante (et incluant un tel parc), en distinguant l’usage résidentiel ou non et en renvoyant à un décret en Conseil d’Etat s’agissant de ses modalités d’application.

• un alignement strict, à la hausse comme à la baisse, sur les exigences de la DPEB concernant le périmètre des bâtiments assujettis à l’obligation d’installer un dispositif de production d’énergie solaire en toiture de bâtiments pour les bâtiments neufs, rénovés lourdement, ou certains bâtiments existants. Les seuils d’assujettissement et les catégories de bâtiments concernés sont prévus par l’article L. 171-4 du CCH : il s’agit par exemple des constructions de bâtiments neufs non-résidentiels qui créent plus de 130 m² d’emprise au sol – et non plus 500 m² – à compter du 1^er janvier 2027, des constructions de parcs de stationnement couverts accessibles au public de plus de 500 m² d’emprise au sol, ou encore des rénovations importantes de bâtiments non-résidentiels lorsqu’elles créent une emprise au sol de plus de 500 m², puis à 270 m² à compter du 1^er janvier 2028.

Relevons néanmoins que le Conseil d’Etat a souligné que les dispositions de l’article L. 174-1 du CCH relatives à la réduction de la consommation d’énergie dans les bâtiments à usage tertiaire, applicables à 80 % du parc dès lors qu’elles s’attachent à la rénovation des bâtiments d’une surface de plus de 1000 m², ne peuvent dispenser de faire évoluer le droit interne, dans la mesure où la directive (UE) 2024/1275 vise, quant à elle, à obtenir la rénovation des bâtiments les moins performants, quelle que soit leur surface.

• la modification de la liste des bâtiments publics et privés de l’article L. 171-5 du CCH, soumis à l’obligation d’intégrer un procédé de production d’énergies renouvelables, par la notion de « bâtiments publics non-résidentiels » existants, couvrant un plus faible périmètre ciblé sur le tertiaire public ;
• la modification de l’article L. 126-29 du CCH pour préciser que la délivrance du DPE est requise non seulement lors de la conclusion d’un contrat de bail mais également lors de son renouvellement ;
• l’obligation d’inspecter les systèmes de ventilation lorsque le système de ventilation ou la combinaison des systèmes de chauffage, de ventilation et de climatisation dépasse un niveau de puissance fixé réglementairement (article L. 224-1 du Code de l’environnement).

Ces dispositions qui devraient faire l’objet d’un examen parlementaire au « printemps 2026 » selon la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), permettent ainsi de poursuivre l’objectif de réduction de la consommation énergétique finale du secteur du bâtiment et la rénovation de l’ensemble des bâtiments en fonction des normes « bâtiment basse consommation » qui figure aujourd’hui à l’article L. 100-4 du Code de l’énergie.

Afin d’articuler les exigences communautaires nouvelles avec les dispositifs nationaux existants, le projet de loi présenté au conseil des ministre le 10 novembre dernier et portant diverses dispositions d’adaptation au droit de l’Union européenne en matière économique, financière, environnementale, énergétique, d’information, de transport, de santé, d’agriculture et de pêche, vient proposer des adaptations législatives dans le domaine de l’énergie notamment afin de permettre la mise en place d’un véritable cadre pour le marché intérieur de l’hydrogène.

Plus précisément, l’article 38 du projet de loi comporte des dispositions destinées d’une part à transposer la directive (UE) 2024/1788 concernant les règles communes pour les marchés intérieurs du gaz renouvelable, du gaz naturel et de l’hydrogène, les Etats devant s’y conformer au plus tard le 5 août 2026, et d’autre part, à mettre en œuvre le règlement (UE) 2024-1789 du 13 juin 2024 sur les marchés intérieurs du gaz renouvelable, du gaz naturel et de l’hydrogène, et d’autre part, de transposer la directive (UE) 2024/1788 concernant les règles communes pour les marchés intérieurs du gaz renouvelable, du gaz naturel et de l’hydrogène.

Pour rappel, ce quatrième « paquet gaz », met en place un cadre commun pour favoriser le développement d’un marché intérieur de l’hydrogène, et notamment pour les terminaux et les infrastructures de transports et de stockage d’hydrogène, ainsi que pour donner de la visibilité aux porteurs de projets du secteur. Il encourage le développement du gaz d’origine renouvelable et organise la diminution anticipée du recours au gaz naturel fossile, le tout dans une ambition de réduire les émissions de gaz à effet de serre de 55 % d’ici 2030.

Afin d’encadrer le marché de l’hydrogène, il ressort de l’étude d’impact[1] que le projet de loi est ainsi venu reprendre les principes de séparation « verticale » des activités de transport et de production ou de fourniture, de séparation « horizontale » entre les activités de transport d’hydrogène et de transport de gaz ou d’électricité, ainsi que concernant la garantie d’un droit d’accès transparent et non discriminatoire des utilisateurs du réseau par les exploitants des réseaux de transport d’hydrogène.

Le marché de l’hydrogène étant naissant, le projet de loi retient la mise en place des trois modèles de dégroupage vertical (séparation totale des activités de production et de transport, filialisation des activités de production et de transport sous réserve de la mise en œuvre d’une « muraille de Chine », ou producteur propriétaire du réseau de transport mais qui en confie totalement la gestion à un tiers). Il autorise cependant, sur validation de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), des dérogations pour les réseaux existants – y compris aux obligations d’accès des tiers au réseau pour ces derniers – et pour les réseaux géographiquement limités.

Concernant le dégroupage horizontal, le projet de loi met en place à l’article L. 111-90-1 du Code de l’énergie une séparation comptable et juridique entre les activités de transport d’hydrogène et de gaz ou d’électricité tout en indiquant que la CRE pourra octroyer des dérogations, pendant la montée en puissance du marché hydrogène, afin de favoriser des synergies à trouver par la mutualisation des moyens humains au sein d’une structure qui serait par exemple active en gaz et en hydrogène.

A ce titre, les gestionnaires d’infrastructures d’hydrogène devront également tenir compte de l’impossibilité de recourir à des financements croisés depuis d’autres secteurs pour financer leurs infrastructures dont le financement sera dès lors supporté par les utilisateurs à travers un coût du transport d’hydrogène plus élevé afin de refléter les coûts réels du secteur.

Si le Gouvernement n’a pas souhaité transposer la notion de réseau de distribution d’hydrogène (intermédiaire entre le transporteur et le consommateur final), dès lors qu’à ce stade, l’hydrogène a vocation à alimenter un nombre réduit de consommateurs de nature industrielle, le Conseil d’Etat retient dans son avis que ce choix est compatible avec les objectifs de la directive.

En effet, à la différence des réseaux de distribution, un réseau de transport d’hydrogène peut être connecté à tout autre élément de réseau (stockage, terminaux d’importation ou interconnectés à d’autres Etats membres) et alimenter des utilisateurs en hydrogène qui ne seront, au regard du cadre proposé, que des installations industrielles, des producteurs ou des stations de de distribution et non des utilisateurs individuels ou des ménages – ce qui a d’ailleurs, selon l’étude d’impact, exclu la consécration de tout service public de l’hydrogène.

Ainsi, l’article 38 du projet de loi est venu insérer à l’article L. 111-2 du Code de l’énergie la notion de gestionnaire de réseaux de transport, sans créer à ce stade de réseaux de distribution. L’acheminement de l’hydrogène est ainsi confié à ces gestionnaires qui permettront l’approvisionnement direct des clients finals par les réseaux de transport.

L’article 38 du projet de loi transpose également à l’article L. 834-1 du Code de l’énergie la procédure d’autorisation pour la construction et l’exploitation des canalisations de transport d’hydrogène, en opérant un renvoi aux dispositions du Chapitre V du Titre V du Livre V du Code de l’environnement applicables aux canalisations de transport de gaz naturel ou assimilé, d’hydrocarbures et de produits chimiques.

Seront donc soumises à autorisation, en vertu des articles L. 555-1 et L. 554-5 du Code de l’environnement, la construction et l’exploitation de celles des canalisations de transport qui présentent des risques ou inconvénients notables pour la commodité du voisinage, la santé, la sécurité et la salubrité publiques, l’agriculture, la protection de la nature, de l’environnement et des paysages, la conservation des sites et des monuments ainsi que des éléments du patrimoine archéologique.

Par ailleurs, afin d’anticiper le changement d’usage des réseaux de gaz naturel qui seraient à l’avenir consacrés à l’hydrogène, l’article 38 du projet de loi permet d’intégrer un nouvel article L. 555-15-1 dans le Code de l’environnement, qui prévoit le transfert de l’autorisation d’exploitation de la canalisation, en l’assortissant de contrôles administratifs propres à assurer la sécurité technique du nouvel usage et à en prévenir les risques (études, contrôles, essais pour justifier de la compatibilité de l’hydrogène à l’ouvrage existant).

S’agissant de la fourniture d’hydrogène, l’article 38 du projet de loi est venu préciser cette notion par l’insertion d’un nouvel article L. 851-1-1 du Code de l’énergie : « est considérée comme un fournisseur d’hydrogène au sens du présent code, toute personne physique ou morale qui vend ou revend à des clients de l’hydrogène ».

Précisons que contrairement aux secteurs du gaz naturel et de l’électricité, le projet de loi ne prévoit à ce stade pas d’obligation pour les fournisseurs d’être titulaires d’une autorisation de fourniture d’hydrogène – autorisation qui permet notamment en matière de gaz et d’électricité de s’assurer de la capacité des fournisseurs à assurer leur mission, notamment vis-à-vis des utilisateurs en précarité énergétique. En effet, selon l’étude d’impact, la nature industrielle des consommateurs justifierait une contractualisation directe avec le producteur qui aurait la confiance de l’industriel pour la fourniture.

C’est ainsi que le nouvel article L. 851-1-2 du Code de l’énergie prévoit que tout client grossiste ou qui consomme de l’hydrogène qu’il achète a le droit de choisir son fournisseur d’hydrogène et d’avoir plus d’un contrat de fourniture d’hydrogène à la fois.

Le projet de loi vise enfin à intégrer un article L. 321-6-5 au Code de l’énergie, qui confie à la CRE un nouveau bloc de compétence, celui de régulateur du marché de l’hydrogène : elle aura ainsi pour mission de certifier les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène, de fixer les tarifs d’accès à ces réseaux de transport et aux stockages d’hydrogène, ainsi que d’approuver les investissements des gestionnaires de réseaux. En matière de tarification, le projet autorise la mise en place d’une méthodologie – qui doit être validée par la CRE – qui répartit les revenus, dus via le tarif d’utilisation d’une infrastructure de transport d’hydrogène, sur plusieurs années afin de ne pas faire peser le coût d’une infrastructure sur les premiers utilisateurs.

Elle pourra également, sur le fondement du nouvel article L. 832-2 du Code de l’énergie, imposer au gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène de garantir une qualité stable de l’hydrogène dans son réseau conformément aux normes de qualité de l’hydrogène applicable.

En vertu du nouvel article L. 832-1 du Code de l’énergie, elle examinera et imposera le cas échéant des modifications au plan décennal de développement qui doit être élaboré tous les deux ans par les gestionnaires des réseaux de transport d’hydrogène et qui doit être fondé sur l’offre et la demande existantes, sur les prévisions d’injection d’hydrogène sur le territoire national ainsi que sur les prévisions raisonnables à moyen terme de développement des infrastructures d’hydrogène, de consommation d’hydrogène et des échanges internationaux.

Ce projet de loi qui devrait faire l’objet d’un examen parlementaire au « printemps 2026 », selon la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), s’inscrit donc dans la poursuite de la transition vers une énergie propre tout en assurant la sécurité de l’approvisionnement et la protection des consommateurs.

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[1] Etude d’impact, Projet de loi portant diverses dispositions d’adaptation au droit de l’Union européenne en matière économique, financière, environnementale, énergétique, d’information, de transport, de santé, d’agriculture et de pêche, 7 novembre 2025.

Par un jugement du 13 novembre 2025, le Tribunal administratif de Toulouse a fait droit à la demande de la société RTE visant à enjoindre à un propriétaire de lui laisser l’accès à sa parcelle pour réaliser des travaux d’élagage à proximité d’une ligne à haute tension.

Monsieur A est propriétaire de parcelles sur lesquelles sont établis des câbles d’une ligne à haute tension gérée par la société RTE. Cette dernière a mandaté une société pour faire réaliser les travaux de coupe et d’élagage nécessaires au maintien des distances réglementaires de sécurité entre la végétation et les câbles de la ligne électrique. Toutefois, Monsieur A s’est opposé à l’intervention de la société sur ses parcelles à plusieurs reprises.

La société RTE a alors saisi le Tribunal administratif de Toulouse d’un référé mesures utiles afin de pouvoir faire réaliser les travaux nécessaires en dépit du refus persistant de Monsieur A.

Pour rappel, aux termes de l’article L. 521-3 du Code de justice administrative « En cas d’urgence et sur simple requête qui sera recevable même en l’absence de décision administrative préalable, le juge des référés peut ordonner toutes autres mesures utiles sans faire obstacle à l’exécution d’aucune décision administrative. ». Le requérant doit démontrer l’urgence, l’utilité de la mesure et l’absence de contestation sérieuse.

Pour faire droit à la demande de la société RTE, le Tribunal administratif de Toulouse a considéré que « les mesures sollicitées par la société RTE, compte tenu de leur finalité même, remplissent les conditions d’urgence et d’utilité et ne se heurtent à aucune contestation sérieuse. »

Ainsi, le tribunal juge que la mission d’entretien des abords d’une ligne électrique permet de caractériser les conditions d’urgence et d’utilité devant être réunies pour obtenir le prononcé de mesures utiles dans le cadre de l’article L. 521-3 du CJA.

Par une délibération du 29 octobre 2025, la Commission de régulation de l’énergie (ci-après, CRE) a modifié les modalités de calcul du prix repère de vente de gaz naturel.

Pour rappel, depuis 2023 et la fin des tarifs réglementés de vente de gaz naturel, la CRE publie chaque année le prix repère de vente du gaz naturel afin de permettre aux consommateurs de choisir leur fournisseur de gaz naturel en ayant un élément objectif de comparaison. Si ce prix repère n’est pas impératif, reste que certains fournisseurs ont décidé d’indexer leurs offres sur ces prix.

La méthodologie de fixation du prix repère de vente du gaz naturel a été fixée par la délibération de la CRE n° 2023-102 du 12 avril 2023. Le prix repère est ainsi une somme de différentes composantes, correspondant aux différentes charges pesant sur les fournisseurs de gaz.

Par la délibération ici commentée, la CRE modifie sa méthodologie de fixation du prix repère de vente du gaz naturel pour prendre en compte les modifications réglementaires à intervenir d’une part, et permettre une meilleure adéquation entre la structure tarifaire du prix repère et celle des fournisseurs de gaz d’autre part.

Les modifications de la méthodologie de fixation du prix repère de vente du gaz naturel introduites par la CRE sont les suivantes :

• Introduction d’une composante relative aux certificats de production de biogaz. Les obligations de fournisseurs en matière de restitution de ces certificats entrant en vigueur le 1^er janvier 2026, la CRE souhaite que le prix repère reflète « les coûts induits par ce nouveau mécanisme pour les fournisseurs » ;
• Introduction d’une composante de coûts relative au Système d’Echange de Quotas d’Emission numéro 2, qui intègrera le prix repère le 1^er janvier 2027, à la même date que celle de l’entrée en vigueur du nouveau système d’échange de quotas d’émission résultant de la directive n° 2023/959 du Parlement européen et du Conseil du 10 mai 2023 ;
• Modification des dates de révision annuelle de certaines composantes pour que les modifications soient synchronisées en janvier ;
• Mise à jour de la composante « coûts commerciaux » à la lumière d’une nouvelle étude comparative sur les coûts menée en 2024 ;
• Modification de la méthodologie d’établissement de la composante risque de sorte que la majorité de cette composante soit exprimée en part du coût d’approvisionnement.

Le décret n° 2025-2048 du 30 octobre 2025 fixe les obligations d’économies d’énergie pesant sur les fournisseurs d’énergie, pour la sixième période du dispositif des certificats d’économies d’énergie (CEE), qui s’étendra du 1^er janvier 2026 au 31 décembre 2030.

Pour rappel, le mécanisme des CEE, codifié aux article R. 221-1 et suivants du Code de l’énergie, impose aux fournisseurs d’énergies de réaliser des économies d’énergie. A cette fin, ils peuvent réaliser des économies d’énergie sur leurs propres installations, acquérir des CEE sur le marché ou encore déléguer tout ou partie de leurs obligations à un délégataire.

D’abord, le décret du 30 octobre 2025 modifie l’article R. 221-3 du Code de l’énergie, et élargit le périmètre des acteurs soumis au dispositif, en abaissant les seuils à partir desquels les fournisseurs sont qualifiés d’ « obligés », désormais fixés à 100 millions de kWh de vente annuelles d’électricité au lieu de 200 millions auparavant ou à 100 millions de kWh de pouvoir calorifique pour le gaz naturel au lieu de 200 millions pour l’année 2023 Il apporte également des précisions quant au calcul du niveau d’obligations d’économies d’énergie classique pour d’autres types d’énergie, tels que le fioul domestique, et certains carburants.

Ensuite, le décret renforce les exigences applicables aux acteurs intervenant dans la gestion des CEE, en cas de délégations de l’obligation d’économie d’énergie ou de cessions des CEE. Ainsi, en cas de délégation partielle par les obligés de leur obligation d’économies d’énergie, le volume minimal transféré est fixé à 2 milliards de kWh cumac. Le délégataire devra également justifier d’un volume d’au moins 300 millions de kWh cumac d’obligations reçues et disposer d’un système de gestion certifié, afin de garantir l’effectivité de la réalisation des travaux. La demande de délégation devra en outre comporter les éléments permettant d’apprécier sa capacité financière et technique.

S’agissant du contrôle du dispositif des CEE, le décret prévoit que l’acquéreur de CEE doit désormais vérifier les liens capitalistiques entre la personne cédante, le premier détenteur, les organismes de contrôle intervenus dans le cadre de la production des certificats et les professionnels intervenus dans le cadre de la réalisation des opérations ayant donné lieu à la délivrance des certificats sans que cette obligation ne soit limitée, comme c’était le cas auparavant, aux liens capitalistiques supérieurs ou égaux à 25 %.

Enfin, le décret introduit plusieurs mesures visant à limiter l’ampleur du dispositif des CEE. A cet égard, il prévoit notamment la possibilité de pondérer le volume de CEE délivré afin de garantir un temps de retour sur investissement minimal ou un reste minimal à la charge des bénéficiaires des économies d’énergie, dans le respect des objectifs européens d’économies d’énergie. Il fixe également un plafond de 500 milliards de kWh cumac, pour les CEE délivrés au titre des programmes pouvant donner lieu à la délivrance de certificats d’économies d’énergie.

Ainsi, ce décret du 30 octobre 2025 encadre et renforce les obligations du dispositif des CEE, afin de garantir l’atteinte des objectifs d’économies d’énergie pour la période 2026-2030.

Par une décision en date du 6 novembre 2025, la Cour administrative d’appel de Nancy a jugé que la décision de sélection des offres dans le cadre d’un appel d’offres organisé par l’Etat constitue un acte administratif faisant grief, susceptible de faire l’objet d’un recours pour excès de pouvoir.

Dans cette affaire, le ministre de la Transition énergétique avait lancé, en 2021, une procédure d’appel d’offres portant sur la réalisation et l’exploitation d’installations de production d’électricité innovantes à partir d’énergie solaire sans stockage, en application de l’article L. 311-10 du Code de l’énergie. Dans le cadre de cet appel d’offres, la société Pierremont PV, filiale du groupe TSE, avait présenté une offre pour un projet de centrale agrivoltaïque d’une puissance de 2,94 MW. Par une lettre du 3 janvier 2023, le ministre a rejeté cette offre, et a publié la liste des lauréats retenus sur le site du ministère.

La société évincée a saisi le Tribunal administratif de Châlons-en-Champagne afin d’obtenir l’annulation de ces décisions. Elle a ensuite fait appel de l’ordonnance par laquelle le tribunal avait rejeté sa requête.

Pour rappel, l’exploitation d’installations de production d’électricité nécessite l’obtention d’une autorisation administrative, conformément à l’article L. 311-1 du Code de l’énergie. Cette autorisation peut être délivrée soit au terme d’une procédure « normale de demande d’autorisation », soit à l’issue d’une procédure de publicité et de mise en concurrence organisée par l’Etat, en application des dispositions de l’article L. 311-10 et suivant du Code de l’énergie, laquelle aboutit en outre à l’octroi soit d’un contrat d’obligation d’achat, soit d’un complément de rémunération (selon les technologies et les puissances appelées). Ainsi, dès lors que les capacités de production électrique ne répondent pas aux objectifs de la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE), l’Etat dispose de la possibilité d’organiser des procédures de mise en concurrence, afin d’y remédier.

Dans sa décision, la Cour administrative d’appel de Nancy juge que la décision de sélection des offres, en ce qu’elle habilite les sociétés à présenter une offre en vue de l’obtention, dans un second temps, d’une autorisation d’exploitation d’installation de production d’électricité, constitue une décision administrative faisant grief, susceptible de faire l’objet d’un recours pour excès de pouvoir.

Dès lors, la société Pierremont était recevable a formé un recours tendant à l’annulation de cette décision sans que lui soit opposée l’absence d’introduction d’un recours de pleine juridiction contestant la validité du contrat.

Toutefois, sur le fond, la Cour confirme le bien-fondé du rejet de l’offre par le ministre, estimant que le projet présenté par la société ne démontrait pas suffisamment son caractère innovant ni sa faisabilité technique conformément au cahier des charges.

En conséquence, la Cour administrative d’appel de Nancy annule l’ordonnance du Tribunal administratif Châlons-en-Champagne, mais rejette la demande de la société évincée au fond.

Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 6 novembre 2025 portant modification de ses lignes directrices pour le renforcement de la protection des consommateurs de gaz naturel et d’électricité

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a par deux délibérations du 6 novembre 2025 établi un bilan de la mise en œuvre de ses lignes directrices pour le renforcement de la protection des consommateurs de gaz naturel et d’électricité et fait évoluer lesdites lignes directrices.

On rappellera en effet que la CRE avait listé, dans sa délibération n° 2024-135 du 10 juillet 2024, 13 mesures visant à renforcer l’information et la protection des consommateurs résidentiels d’électricité et de gaz naturel tout au long de la relation contractuelle qu’ils entretiennent avec leur fournisseur d’électricité et de gaz naturel (Voir Lettre d’actualité septembre 2024). Par ailleurs, la délibération n° 2024-168 du 25 septembre 2024 précisait les modalités de contrôle de la bonne application des lignes directrices ainsi que la façon dont la CRE en rend compte publiquement.

Ce dispositif reposait sur l’engagement volontaire des fournisseurs d’adopter et de mettre en œuvre les lignes directrices susvisées.

A date, 83 fournisseurs se sont engagés, dont 77 sont actifs sur le segment des clients résidentiels. Ces fournisseurs représentent plus de 99 % des clients résidentiels. Les fournisseurs ont transmis au 30 juin 2025 à la CRE des documents justificatifs de leur mise en œuvre concrète des lignes directrices, que les services de la CRE ont reçus et analysés.

La première délibération du 6 novembre 2025 a pour objet de dresser un bilan de la mise en œuvre de 6 des 13 mesures décidées. La CRE constate que les travaux entrepris par les fournisseurs ont permis dans l’ensemble des progrès satisfaisants en matière de qualité, de transparence et d’homogénéité des informations présentées aux consommateurs avant la souscription d’un contrat de gaz naturel ou d’électricité. La CRE salue la dynamique positive ainsi suscitée et publie en annexe à sa délibération le statut de conformité pour les 77 fournisseurs engagés et actifs sur le segment résidentiel (complexité complète/ avancée / intermédiaire ou non-conformité).

Puis, par sa seconde délibération du même jour, la CRE modifie ses lignes directrices pour le renforcement de la protection des consommateurs sur la base des retours d’expérience collectés dans le cadre de la foire aux questions dédiée sur le site de la CRE.

Les modifications apportées concernent en particulier la terminologie de la sous-catégorie des offres à « prix fixe » qui devient offre à « prix fixe de la part de l’électricité et/ou du gaz », cette modification devant intervenir dans un délai de deux mois à compter de la publication de la délibération sur l’intégralité des supports commerciaux. Dans le cadre de la mise à jour de leurs supports commerciaux, la CRE demande aux fournisseurs de proscrire toute formulation qui entretiendrait la confusion des consommateurs sur la fixité de l’entièreté de l’offre et de clarifier les composantes susceptibles d’évoluer pendant la durée du contrat.

Pour la seconde fois cette année, le parlement va débattre d’un projet de loi d’adaptation au droit de l’Union européenne, dit projet de loi DDADUE, contenant des dispositions pertinentes pour le droit de l’énergie (voir précédente brève concernant la loi DDADUE du 30 avril 2025).

Ce projet de loi, actuellement en attente de sa première lecture par le Sénat, a pour objet de transposer en droit français 32 directives et 43 règlements européens concernant une grande variété de domaines.

En matière de droit de l’énergie, le projet de loi prévoit notamment de transposer la directive RED III alors que la Commission européenne a justement ouvert cet été une procédure d’infraction contre la France pour manquement à son obligation de transposer cette directive en droit interne.

Plus précisément, dans sa version actuelle, le projet de loi prévoit notamment les transpositions suivantes :

• L’ article 36 introduirait au sein du Code de l’énergie une définition de la flexibilité de la consommation d’électricité comme désignant « toute action du consommateur final, visant à modifier à la hausse ou à la baisse le niveau de soutirage effectif d’électricité sur les réseaux publics de transport ou de distribution d’un ou plusieurs sites de consommation» et prévoirait des dispositions ayant pour objet de préciser les modalités de mise en œuvre des mécanismes flexibilité de la consommation d’électricité, L’article 38 introduirait au sein du Code de l’énergie l’obligation pour chaque gestionnaire de réseaux de distribution de gaz naturel « desservant de façon cumulée plus de 45.000 consommateurs » de réaliser « une étude de l’optimisation des réseaux qu’il exploite dans un contexte de transition énergétique ». En dessous de ce seuil, l’autorité organisatrice de la distribution de gaz naturel pourrait néanmoins demander la réalisation de l’étude d’optimisation au GRD. En l’état, le projet de loi renvoie à un décret le soin de préciser le contenu, les modalités de réalisation et la fréquence d’actualisation de cette étude.

Le même article intègrerait un nouvel article au sein du Code de l’énergie prévoyant la possibilité pour l’autorité organisatrice de la distribution de gaz naturel de décider de délimiter des zones d’interdiction de raccordement, au sein desquelles les nouveaux raccordements au réseau de distribution de gaz naturel sont interdits.

• L’article 39 prévoit la création de « zones, dites d’accélération renforcée pour le développement des énergies renouvelables» excluant les installations de combustion de biomasse et les installations de production d’énergie hydraulique. L’article précise qu’au sein de ces zones, les projets d’installations de production d’énergie renouvelable respectant des mesures d’évitement et de réduction appropriées sont dispensés d’évaluation environnementale ainsi que d’évaluation des incidences Natura 2000.
• L’article 40 prévoit que le gestionnaire de réseau de transport mette à disposition du public les données relatives à la part de l’électricité renouvelable et aux taux d’émission de gaz à effet de serre de l’électricité fournie dans la zone de dépôt des offres du marché de l’électricité français ; et cela aussi précisément que possible et si possible en temps réel.

Ce même article prévoit que le gestionnaire du réseau de distribution mette à disposition, sauf impossibilité technique, des données anonymes et agrégées sur le potentiel de flexibilité de la consommation et sur l’électricité renouvelable produite et injectée dans le réseau par une opération d’autoconsommation et par les communautés d’énergie renouvelable.

• L’article 42 institue un dispositif de réduction de l’intensité carbone de l’énergie consommée dans les transports terrestres et maritimes, destiné à se substituer à la taxe incitative relative à l’usage des énergies renouvelables dans les transports (Tiruert), dont l’extinction intervient au terme de l’année 2026. Cette dernière s’appliquera à l’ensemble des secteurs en cohérence avec les règlements européens sectoriels et permettra aux opérateurs de bornes de recharge de générer des certificats, achetés par des obligés à l’obligation de réduction de l’intensité carbone.

Circulaire du 5 septembre 2025 relative à l’appréciation des projets de renouvellement des parcs éoliens terrestres

Un décret et une circulaire sont venus clarifier le cadre règlementaire respectivement des parcs éoliens maritimes et terrestres.

En premier lieu, pour ce qui concerne les parcs éoliens maritimes, un décret publié au Journal officiel ce 19 novembre 2025 est venu définir le statut des îles artificielles, installations et ouvrages flottants ainsi que le régime spécifique en matière de contrôle et de sécurité de ces dernières.

Le décret prévoit ainsi une définition de l’île artificielle de l’installation ou de l’ouvrage flottant comme étant « tout engin flottant relié de manière durable au quai, aux fonds marins ou à leur sous-sol ou à tout autre point fixe en mer ou sur la côte et qui n’est pas, à titre principal, construit et équipé pour la navigation maritime et affectée à celle-ci » (art. 3, modifiant Décret n° 2013-611 du 10 juillet 2013 relatif à la réglementation applicable aux îles artificielles, aux installations, aux ouvrages et à leurs installations connexes sur le plateau continental et dans la zone économique et la zone de protection écologique ainsi qu’au tracé des câbles et pipelines sous-marins).

Cette définition inclut donc les dispositifs de production d’énergie renouvelable flottants, comme le prévoyait déjà l’article 63 de la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables.

Tout aussi important pour ce qui concerne les parcs éoliens maritimes, l’article 2 de décret précise qu’un arrêté du ministre chargé de l’Énergie et du ministre chargé de la mer viendra fixer les règles relatives à la conception, l’aménagement et l’exploitation des installations de production d’énergie renouvelable en mer et de leurs ouvrages de raccordement au réseau public de transport d’électricité.

En second lieu, concernant les parcs d’éolien terrestre, une circulaire publiée au Journal officiel le 5 septembre 2025 vise à soutenir les projets de renouvellement des parcs éoliens terrestre et à offrir une meilleure visibilité aux exploitants en fixant les critères et seuils d’appréciation permettant de caractériser une modification substantielle des activités, installations, ouvrages ou travaux rendant nécessaire l’obtention d’une nouvelle autorisation environnementale (cf. art. L. 181-14 du Code de l’environnement).

Si les modifications ne sont pas substantielles, mais seulement notables, la circulaire précise, à l’adresse des préfets, que :

• si la modification « touche aux intérêts protégés par les autorisations listées à l’article L. 181-2 du Code de l’environnement dont tient lieu l’autorisation environnementale (défrichement, dérogation espèces protégées, etc.), il conviendra de prendre un arrêté complémentaire préalablement à la réalisation des travaux ;
• dans les autres cas, la modification pourra faire l’objet d’un arrêté complémentaire si cela s’avère nécessaire. Néanmoins, dès lors que le préfet a acté le caractère non substantiel de la modification, l’exploitant n’est pas tenu d’attendre la signature de l’éventuel arrêté complémentaire pour réaliser et exploiter le parc renouvelé, même s’il convient bien entendu que les grandes lignes de ce qui lui sera imposé soient affichées le plus tôt possible».

La circulaire fournit plusieurs exemples de modifications considérées comme substantielles, telles que l’augmentation du nombre d’éoliennes, dont la hauteur du mât et de la nacelle au-dessus du sol est supérieure ou égale à 50 mètres ou encore, dans le cas d’un parc ne comportant que des éoliennes dont la hauteur du mât et de la nacelle au-dessus du sol est comprise entre 12 et 50 mètres, l’augmentation de capacité de plus de 20 MW ou l’augmentation de la taille des mâts et de la nacelle vers une hauteur dépassant 50 mètres au-dessus du sol.

En revanche, la circulaire ne considère pas comme substantielles, mais seulement comme notables les modifications, telles que le renouvellement des éoliennes par des éoliennes de dimensions identiques et se situant au même emplacement.

Dans les cas n’entrant pas clairement dans ces cas de figure (par exemple, le simple allongement des pales), la circulaire propose une série de critères permettant de déterminer si la modification présente un caractère substantiel.

La circulaire rappelle qu’en tout état de cause, une analyse au cas par cas des modifications doit être effectuée par le préfet et invite par ailleurs les préfets à apporter une réponse aux demandes de modification sous un délai de deux mois.

Les règles applicables en matière d’obligation de solarisation ou de végétalisation des parcs de stationnement viennent de faire l’objet d’une nouvelle modification.

Depuis l’introduction dans le droit français d’une obligation de solarisation des parcs de stationnement extérieurs par l’article 40 de la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables (pour le détail des conditions fixées par ces dispositions, voir de précédentes brèves ici et là, étant néanmoins précisé qu’une obligation concernant les parcs de stationnement de 500m^² existait déjà avant la loi APER à l’article L. 111-19-1 du Code de l’urbanisme) un certain nombre d’évolutions ont été apportées, rendant délicate la compréhension du régime applicable.

La loi n° 2025-391 du 30 avril 2025 portant diverses dispositions d’adaptation au droit de l’Union européenne en matière économique, financière, environnementale, énergétique, de transport, de santé et de circulation des personnes, publiée au Journal officiel du 2 mai 2025, avait ainsi apporté un certain nombre de modifications aux régimes des obligations de solarisation et de verdissement des bâtiments et parkings issus de la loi APER .

C’est à nouveau le cas avec la loi n° 2025-1129 du 26 novembre 2025 de simplification du droit de l’urbanisme et du logement, qui prévoit notamment plusieurs modifications de l’obligation de solarisation des parcs de stationnement extérieurs d’une superficie supérieure à 1.500 mètres carrés. Elle prévoit ainsi à son article 8 :

• Que l’obligation de solarisation est remplie lorsque, sur au moins la moitié de la superficie du parc de stationnement, est mis en place un « procédé mixte » comprenant, d’une part, des ombrières couvrant au moins 35 % de ladite moitié et, d’autre part, des dispositifs végétalisés contribuant à l’ombrage de la surface résiduelle. In fine, les propriétaires pourront donc couvrir 17,5 % de leur parking avec des ombrières photovoltaïques, contre 50 % prévus initialement par la loi du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables.
• Que la mise en place d’un dispositif de production d’énergies renouvelables ne nécessitant pas d’ombrières peut satisfaire en tout ou partie à l’obligation de solarisation si tant est que ce dispositif produise autant d’énergie qu’une ombrière le ferait.
• Que de nouveaux délais supplémentaires seront applicables pour la mise en œuvre de l’obligation de solarisation des parcs de stationnement extérieurs qui ne relèvent ni d’une gestion en concession ni d’une délégation de service public :
• Pour les parcs d’une superficie égale ou supérieure à 10.000 mètres carrés, la date est décalée du 1^er juillet 2026 au 1^er janvier 2028 à la condition qu’un contrat d’engagement prévoyant l’installation de panneaux solaires présentant des performances techniques et environnementales et en termes de résilience d’approvisionnement définie par un futur décret, ait été conclu avant le 30 juin 2026 et un bon de commande conclu avant le 31 décembre 2026.
• Pour les parcs d’une superficie inférieure à 10.000 mètres carrés, la date est décalée du 1^er juillet 2028 au 1^er janvier 2030 à la condition qu’un contrat d’engagement prévoyant l’installation de panneaux solaires présentant les mêmes performances que précédemment décrites ait été conclu avant le 30 juin 2027 et un bon de commande conclu avant le 31 décembre 2027.

Enfin ce même article 8 précise que les règles des plans locaux d’urbanisme ne peuvent avoir pour effet d’interdire ou de limiter l’installation des dispositifs de solarisation des parcs de stationnement extérieurs.