Le Comité de règlement des différends et des sanctions (CORDIS) de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a rendu une décision le 2 mars 2026 dans le cadre d’un litige relatif au raccordement au réseau public de distribution d’électricité d’une maison d’habitation en cours de construction située sur une parcelle enclavée.

La décision du CORDIS est intéressante à deux titres. D’une part, le CORDIS rappelle les conditions de mise en œuvre de la norme NF C 14-100 et, d’autre part, constatant l’engagement d’une procédure de déclaration d’utilité publique pour l’obtention de servitudes sur les parcelles privées empruntées par le raccordement à réaliser, le CORDIS sursoit à statuer.

En premier lieu, pour rappel, la norme NF C 14-100 n’est plus obligatoire depuis l’entrée en vigueur de l’arrêté du 3 août 2016, portant réglementation des installations électriques des bâtiments d’habitation.

Cet arrêté a en effet abrogé l’arrêté du 22 octobre 1969 portant réglementation des installations électriques des bâtiments d’habitation qui disposait en son article 1^er « Les installations électriques des bâtiments d’habitation doivent être conformes aux dispositions des normes NF. C 14-100 et NF. C. 15-100 en vigueur au moment de la demande de permis de construire ou de la déclaration préalable de construction. »

Si la norme NF C 14-100 n’est plus obligatoire, reste que l’article 4 de l’arrêté du 3 août 2016 précité y fait toujours référence en soulignant que « les ouvrages de branchement mentionnés à l’article 3, conçus et réalisés selon les prescriptions de la norme NF C 14-100 de 2008 et ses amendements A1 à A3, sont présumés satisfaire aux objectifs du présent arrêté. Toute autre norme équivalente peut être utilisée dès lors qu’elle permet d’atteindre le même niveau de sécurité à l’échelle de l’installation électrique et du bâtiment. ».

Le CORDIS a régulièrement fait application de l’article 4 de l’arrêté du 3 août 2016 et notamment du dernier alinéa de cet article, ci-dessus souligné. Le CORDIS retenait ainsi une approche pragmatique en considérant que « si la norme NF C 14-100 demeure une norme de référence, elle ne peut faire obstacle à ce qu’une solution qui ne répond pas en tous points aux prévisions de cette norme ne puisse, par principe, constituer l’opération de raccordement de référence » (Décision n° 11-38-21 en date du 14 octobre 2021 sur le différend qui oppose la société Elec’Chantier 44 à la société Enedis relatif au raccordement d’une installation de consommation au réseau public de distribution d’électricité, points 20 et 27).

Cette position du CORDIS a toutefois été remise en cause par un arrêt de la Cour d’appel de Paris qui a considéré que si la norme NF C 14-100 n’est certes plus obligatoire, l’arrêté du 3 août 2016 impose néanmoins de se référer à une norme équivalente. Par cet arrêt, la Cour d’appel de Paris a jugé :

« la mention de la possibilité de recourir à une « norme équivalente », si elle a pour objet d’affirmer que la norme NF C 14-100 n’est pas la seule susceptible d’être appliquée et qu’une alternative est possible en droit, implique encore la nécessité de recourir à une norme au sens de l’article 4 de l’arrêté du 3 août 2016 pour la conception et la réalisation des ouvrages de branchement, afin d’assurer leur conformité aux prescriptions de l’arrêté du 17 mai 2001. 125. Or, une « solution répondant de manière équivalente aux finalités poursuivies par les arrêtés du 17 mai 2001 et du 3 août 2016 » ne saurait être assimilée à une norme au sens dudit article. […] Il en résulte que le comité [CORDIS], en affirmant que les dispositions de l’article 4 de l’arrêté du 3 août 2016 prévoient « la possibilité de mettre en œuvre toute autre solution répondant de manière équivalente aux finalités poursuivies par les arrêtés du 17 mai 2001 et du 3 août 2016 en permettant d’atteindre le même niveau de sécurité à l’échelle de l’installation électrique et du bâtiment », a dénaturé ce texte » (Cour d’appel, Paris, Pôle 5, chambre 7, 15 Février 2024 – n° 21/20095).

Ainsi, par cette décision, la Cour d’appel de Paris a considéré qu’il était nécessaire de renvoyer à une norme équivalente à la norme NF C 14-100 et que le simple respect des finalités générales de l’arrêté du 3 août 2016 et de l’arrêté du 17 mai 2001 ne suffisait pas.

La décision du CORDIS ici commentée fait application de l’arrêt de la Cour d’appel de Paris susvisé, qui, pour rappel, est la seule juridiction d’appel des décisions du CORDIS (article L. 134-24 du Code de l’énergie). Le CORDIS rappelle ainsi que :

« 12. Si M. S. s’interroge sur l’emplacement de son CCPI, il ne ressort pas de l’instruction que la détermination de cet emplacement fasse l’objet d’un désaccord entre celui-ci et la société Enedis. En tout état de cause et pour faire reste de droit, aux termes du point 8.1 de la norme NF C 14-100, applicable, en l’absence de norme équivalente, pour la conception et la réalisation des ouvrages de branchement, afin d’assurer leur conformité aux prescriptions de l’arrêté du 17 mai 2001 visé ci-dessus, que : « La dérivation individuelle se trouve dans un domaine privé ou dans une enceinte close. Son parcours ne doit pas empiéter sur des domaines privés (terrains et locaux) autres que celui desservi ». Par conséquent, afin que la dérivation individuelle ne traverse pas une parcelle privée autre que celle desservie, le CCPI doit nécessairement être installé sur la parcelle à raccorder. »

Ainsi, faisant application d’une norme pourtant non obligatoire et qui va au-delà des textes applicables en matière de raccordement, et observant d’abord qu’il n’y avait pas de différend entre le demandeur du raccordement et le gestionnaire de réseau quant à l’emplacement du coupe circuit principal individuel (CCPI), le CORDIS estime que ledit CCPI, interface entre la liaison au réseau et la dérivation individuelle, doit être installé sur la parcelle à raccorder.

En deuxième lieu, la décision du CORDIS est intéressante en ce que l’opération de raccordement proposée supposait la traversée de parcelles privées du fait de l’enclavement de l’unité foncière à raccorder.

Or, les propriétaires desdites parcelles se sont opposés à la conclusion de conventions de servitudes avec le gestionnaire de réseau. Partant, à la date de la saisine du CORDIS, le raccordement proposé n’était pas administrativement réalisable.

Toutefois, le CORDIS a constaté qu’à la date de sa décision, une procédure de déclaration d’utilité publique avait été initiée par la société Enedis pour permettre de réaliser le raccordement de l’installation du demandeur du raccordement.

Ainsi, le CORDIS a sursis à statuer sur la demande dont il était saisi afin qu’Enedis puisse tenir informé le Comité et le demandeur du raccordement de l’avancement de la procédure de déclaration d’utilité publique engagée.

Le CORDIS impose en outre à Enedis de tenir informé le demandeur du raccordement de l’évolution de la procédure de déclaration d’utilité publique « tous les deux mois à compter de la notification de la présente décision et jusqu’à l’achèvement de cette procédure. ».

On constate donc que les gestionnaires de réseau n’hésitent plus à initier des procédures de déclaration d’utilité publique dès lors que les propriétaires des parcelles traversées par un projet de raccordement s’opposent à la conclusion de conventions de servitudes, permettant ainsi de garantir le droit d’accès au réseau de distribution d’électricité.

Par une délibération du 26 février 2026, la Commission de régulation de l’énergie (ci-après, CRE) a proposé un tarif unitaire de minoration du versement nucléaire universel pour la période d’application 2026.

Pour mémoire, le versement nucléaire universel (VNU) repose sur un double mécanisme. D’une part, un volet fiscal consistant en une taxation du combustible nucléaire utilisé par EDF pour la production d’électricité, et d’autre part, un volet tarifaire consistant en une minoration, pour les consommateurs, des prix de l’électricité fixés contractuellement avec les fournisseurs d’électricité, minoration compensée par le produit de la taxe sur l’utilisation du combustible nucléaire.

Aux termes de l’article L. 337-3-2 du Code de l’énergie :

« La minoration prévue à l’article L. 337-3 résulte de l’application d’un tarif unitaire aux quantités d’électricité fournies aux consommateurs finals pendant une période annuelle d’application déterminée par décret. »

Le tarif unitaire de la minoration est proposé et publié par la CRE en application de l’article R. 337-1 du Code de l’énergie.

Conformément aux articles L. 337-3-3 et R. 337-1 du Code de l’énergie, le tarif unitaire est défini comme le quotient entre les dernières estimations :

• des montants des revenus annuels de l’exploitation des centrales électronucléaires historiques ; et
• des quantités d’électricité consommées éligibles à la minoration pendant la période d’application.

La délibération ici commentée propose le montant du tarif unitaire de la minoration, au regard des tarifs arrêtés par le Gouvernement et de l’estimation des revenus de production d’électricité nucléaire issue de la comptabilité appropriée de ces revenus.

Aux termes de la délibération commentée :

« Au regard des tarifs de taxation et d’écrêtement qui ont été arrêtés le 11 février 2026 par le Gouvernement à hauteur de 78 €/MWh et 110 €/MWh, la CRE n’anticipe pas de déclenchement de la taxe sur l’utilisation de combustible nucléaire pour la production d’électricité et propose en conséquence un tarif unitaire de la minoration nul pour l’année 2026. »

Ainsi, sous réserve d’une validation de la proposition de la CRE par les ministres chargés de l’Energie et de l’Economie, le tarif unitaire de la minoration pour l’année 2026 sera nul. En d’autres termes, les consommateurs d’électricité ne bénéficieront pas du VNU pour l’année 2026.

De tristes circonstances ont amené la Cour administrative de Lyon à rappeler les contours de la responsabilité des gestionnaires du réseau de distribution en la matière.

Un salarié d’une entreprise de travaux, chargé de la création d’un parc récréatif, a été électrocuté en tentant d’ouvrir la porte de la cabine d’un camion afin d’en faire sortir deux enfants qui s’y trouvaient, après que la benne du véhicule est entrée en contact avec une ligne à haute tension exploitée par la société Enedis, provoquant son décès.

En parallèle de la procédure pénale engagée, la représentante légale des enfants du salarié décédé a saisi le Tribunal administratif de Grenoble afin de mettre en cause la responsabilité de la société Enedis ainsi que celle de la Commune de Val-Cenis qui avait confié la réalisation du parc à l’entreprise de travaux. La société Enedis a interjeté appel du jugement qui la condamnait à indemniser le préjudice d’affection subi par la requérante et les enfants de la victime.

Si le gestionnaire de réseau ne revient pas sur l’existence d’un lien de causalité entre la ligne à haute tension qu’il exploite et le préjudice subi, il soutient en revanche qu’aucune faute ne peut lui être imputée et invoque, par ailleurs, les fautes commises par la victime afin d’atténuer sa responsabilité.

C’est l’occasion pour la Cour administrative de Lyon de rappeler que, par application du régime des dommages de travaux publics, « la société Enedis doit être tenue pour responsable, même en l’absence de faute, des dommages causés aux tiers par le fait des ouvrages publics dont elle est concessionnaire ». Et qu’à ce titre, seuls les cas de force majeure et la faute de la victime peuvent lui permettre de s’exonérer de sa responsabilité. La faute du tiers est, quant à elle, en principe sans incidence sur la responsabilité du maître de l’ouvrage, sauf dans le cas exceptionnel où il est impossible d’exercer un recours en garantie du fait de son exonération légale.

Une fois ce cadre posé, la juridiction conclut, par une appréciation précise des faits de l’espèce, que la victime en cause, chef de chantier et donc connaisseur des lieux, a commis une faute d’imprudence en utilisant un engin inadapté lors des faits, accompagné d’enfants, de nature à exonérer la société Enedis de sa responsabilité à hauteur de 50 %.

Ainsi, cet arrêt remet utilement en lumière la rigueur et le caractère mobilisable du régime de responsabilité sans faute applicable aux gestionnaires des réseaux public de distribution d’électricité.

Parmi ses missions de service public, le gestionnaire du réseau public de distribution est chargé de veiller à l’équilibre des flux d’électricité ainsi qu’à l’efficacité globale du réseau.

À ce titre, il peut, à l’issue d’une procédure de mise en concurrence, recourir à des services de flexibilité.

Cette faculté a été introduite à l’article L. 322-9 du Code de l’énergie par l’ordonnance n° 2021-237 du 3 mars 2021. Depuis lors, cette faculté restait toutefois à préciser sur le plan opérationnel, un décret devant en fixer les modalités après avis de la CRE.

Dans ce contexte, la Direction générale de l’énergie et du climat a saisi la CRE pour avis sur un projet de décret visant à définir les conditions de mise en œuvre des flexibilités par les gestionnaires de réseau de distribution.

Dans sa délibération du 12 mars 2026, la CRE rend un avis favorable à ce projet.

Elle valide notamment les définitions des notions de « services de flexibilité » et de « services auxiliaires », applicables tant au réseau public de distribution qu’au réseau public de transport.

La CRE se montre également favorable aux modalités d’élaboration, par les gestionnaires de réseau, des règles encadrant la fourniture de ces services qui feront ensuite l’objet d’une approbation par la CRE. Le régulateur approuve en particulier l’instauration d’une consultation des acteurs du marché de l’électricité, organisée par le gestionnaire de réseau de distribution, pour une durée minimale d’un mois, afin de leur permettre de formuler un avis éclairé sur ces règles.

En revanche, dans un souci d’efficacité, la CRE recommande de lui reconnaître la faculté de modifier directement ces modalités et règles, plutôt que de laisser au gestionnaire de réseau le soin de solliciter de telles modifications.

Nous ne manquerons pas de suivre l’intégration éventuelle de ce dispositif dans le décret à paraître.

Arrêté du 18 mars 2026 modifiant les exigences de performance énergétique et environnementale des surélévations

Pour rappel, la réglementation environnementale des nouvelles constructions de bâtiments (« RE 2020 ») est entrée en vigueur en 2022 et poursuit trois objectifs :

• donner la priorité à la sobriété énergétique et à la décarbonation de l’énergie ;
• diminuer l’impact carbone de la construction des bâtiments ;
• garantir le confort en cas de forte chaleur.

Elle s’applique aux constructions de bâtiments résidentiels, de bureaux et d’enseignement primaire ou secondaire et sera étendue à dix nouvelles typologies de bâtiments dits « tertiaires spécifiques » au 1^er mai 2026.

Le décret n° 2026-200 du 18 mars 2026 et l’arrêté du 18 mars 2026 présentement commentés traduisent les recommandations du rapport de Robin Rivaton, publié le 10 juillet 2025 et portant sur l’analyse des impacts du jalon 2028 de la RE2020, qui visaient à de ne pas mettre les maîtres d’ouvrage en situation de renoncer à des enjeux de qualité d’usage (espaces extérieurs, hauteur sous plafond), à améliorer la prise en compte de l’adaptation des bâtiments aux vagues de chaleur partout sur le territoire, à simplifier les surélévations et à assouplir le cadre pour les immeubles de grande hauteur (IGH).

D’une part, l’article 1^er du décret modifie l’article R. 172-3 du Code de la construction (CCH) afin de permettre, pour les surélévations de bâtiments existants, la fixation d’exigences alternatives en remplacement des résultats minimaux fixés à l’article R. 172-4 du même code.

Sont concernées alternativement les surélévations :

• d’une surface inférieure à 150 m² ;
• d’une surface inférieure à 30 % de la surface de référence du bâtiment existant.

A ce titre, l’arrêté du 18 mars 2026 a modifié l’article 50-3 de l’arrêté du 4 août 2021 pour y intégrer également deux catégories de surélévations intermédiaires, à savoir :

• les surélévations à usage autre que de maison individuelle de surface de référence comprise strictement entre 50 et 150 m² et supérieure à 30 % de la surface de référence des locaux existants ;
• les surélévations à usage autre que de maison individuelle de surface de référence supérieure 150 m² et inférieure à 30 % de la surface de référence des locaux existants.

D’autre part, l’article 2 du décret a modifié l’annexe de l’article R. 172-4 du CCH en introduisant de nouvelles notions et coefficients de modulation.

Cette annexe est ainsi enrichie par les notions de « surface d’agrément extérieur » (Sagrémentext)[1] et de « hauteur sous plafond moyenne » (HSPmoy)[2].

En conséquence, de nouveaux coefficients de modulation sont ajoutés pour adapter les valeurs-plafonds des indicateurs de performance (Bbio, Cep, Ic[3]) aux spécificités du projet. Il en va ainsi de :

• la modulation de l’indicateur Ic_onstruction – relatif à l’impact sur le changement climatique lié aux composants du bâtiment (ou impact carbone construction) – par le coefficient Miagrément_ext, qui permet d’alléger, au regard du respect des exigences de la RE2020, l’impact des matériaux de ces structures relatives à des surfaces extérieures d’agrément (balcons, loggias, terrasses en épannelage) lorsqu’elles dépassent 10 % de la surface de référence ;
• l’introduction des coefficients MbHSP (pour le Bbio) et McHSP (pour le Cep et l’Ic énergie) dans les formules de calcul permettant de prendre en compte la hauteur sous plafond des constructions qui augmente les volumes à chauffer, les besoins en éclairage naturel et les consommations énergétiques ;
• la modulation de Icconstruction_max introduite par le coefficient Miclim_RCU qui vise à ne pas pénaliser les bâtiments raccordés à un réseau de chaleur urbain classé – dès lors qu’ils n’ont pas le choix du mode de chauffage – lorsqu’il est envisagé la mise en place un système de refroidissement (pour les logements collectifs), en compensant le poids carbone de l’installation de froid.
• l’ajout du coefficient Misurftot de modulation de l’indicateur Ic_onstruction au regard de la difficulté structurelle des immeubles de grande hauteur à atteindre les seuils en vigueur de la RE2020.

L’ensemble de ces dispositions, qui ont fait l’objet d’une consultation publique préalable et d’un avis favorable du Conseil national d’évaluation des normes (CNEN), s’appliqueront aux demandes d’autorisation d’urbanisme (permis de construire, déclarations préalables) déposées à compter du 1^er juillet 2026.

Afin d’améliorer l’indicateur de confort d’été pour mieux anticiper vagues de chaleur et épisodes climatiques extrêmes sur tout le territoire, la publication d’un nouveau décret devrait intervenir d’ici la fin juin 2026.

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[1] Définie comme « la surface cumulée des balcons, des loggias et des terrasses en épannelage du bâtiment ou partie de bâtiment. Les toitures terrasses, terrasses de rez-de-chaussée, de rez-de-jardin, de plain-pied et coursives d’accès extérieur ne sont pas incluses dans cette surface ».

[2] Définie comme « la moyenne des hauteurs sous plafond des locaux à usage d’habitation inclus dans la surface de référence, pondérée par la surface de référence de ces locaux ».

[3] Etant rappelé que l’indicateur Bbio correspond au besoin en énergie du bâtiment, l’indicateur Cep correspond à la consommation d’énergie primaire et de consommation d’énergie primaire non renouvelable du bâtiment, et que l’indicateur Icénergie correspond à l’impact sur le changement climatique de la consommation d’énergie primaire.

CE, 16 mars 2026, n° 494883

CE, 16 mars 2026, n° 495025

Par trois décisions rendues le 16 mars 2026, le Conseil d’Etat a rejeté plusieurs recours en annulation dirigés contre le décret n° 2024-318 du 8 avril 2024 relatif au développement de l’agrivoltaïsme et aux conditions d’implantation des installations photovoltaïques sur des terrains agricoles, naturels ou forestiers, et confirme ainsi la légalité de ce dispositif règlementaire.

Pour rappel, ce décret a été pris en application de l’article 54 de la loi du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables, dite loi APER. A cet égard, il précise les conditions de mise en place des projets agrivoltaïques et du photovoltaïques au sol sur terrain naturels, agricoles et forestiers.

Ces décisions s’inscrivent dans le prolongement de la jurisprudence récente du Conseil d’Etat relative au décret du 8 avril 2024. En effet, d’une part, le Conseil d’Etat avait déjà refusé de transmettre une question prioritaire de constitutionnalité (QPC) relative à l’article 54 de la APER, confirmant la conformité du cadre législatif à la Constitution[1]. D’autre part, la Haute juridiction administrative s’était prononcée sur la procédure de l’avis conforme de la Commission Départementale de Préservation des Espaces Naturels, Agricoles et Forestiers (CDPENAF) en jugeant que ce mécanisme ne méconnaissait pas les exigences constitutionnelles [2].

Plusieurs enseignements peuvent être tirés de ces trois décisions en date du 16 mars 2026.

En premier lieu, par ces trois décisions, le Conseil d’Etat valide les principaux critères retenus par le décret du 8 avril 2024 pour définir une installation agrivoltaïque.

D’abord, le Conseil d’Etat affirme que les critères permettant d’apprécier les services rendus par l’installation à la parcelle agricole, en particulier ceux liés à l’amélioration du potentiel agronomique ou de l’impact agronomique, sont légaux.

En outre, le juge administratif confirme la définition règlementaire de certains services apportés par l’installation à la parcelle agricole, tels que l’adaptation au changement climatique, ou l’amélioration du bienêtre animal, mentionnés à l’article L. 314-36 du Code de l’énergie.

Par ailleurs, le Conseil d’Etat se prononce sur les critères permettant d’apprécier le caractère significatif de la production agricole, pour les installations agrivoltaïques hors élevage et sur élevage. A cet égard, le Conseil d’Etat a notamment précisé que « en prévoyant que pour être regardée comme significative, la production agricole d’une parcelle sur laquelle est implantée une installation agrivoltaïque doit atteindre un rendement moyen par hectare au moins égal à 90 % de la moyenne du rendement par hectare observé sur une zone témoin ou un référentiel en faisant office, le pouvoir règlementaire n’a pas commis d’erreur de droit ni d’erreur manifeste d’appréciation. » En ce qui concerne installations agrivoltaïques liées à l’élevage, le Conseil d’Etat rappelle que le pouvoir réglementaire n’est pas tenu de fixer des paramètres chiffrés, et peut ainsi se limiter à définir des critères d’appréciation pertinents.

Enfin, le Conseil d’Etat valide la légalité des précisions apportées par le décret tant sur la notion de revenu durable que sur l’exigence selon laquelle l’activité agricole doit demeurer l’activité principale du projet agrivoltaïque.

En deuxième lieu, dans le prolongement de sa décision en date du 18 septembre 2025[3], le Conseil d’Etat précise le rôle de la CDPENAF dans l’instruction des projets. Il rappelle, en effet, que son avis conforme a pour seul objet de vérifier que les projets ne portent pas aux sols naturels, agricoles ou forestiers une atteinte incompatible avec l’objectif de préservation de ces espaces. Le Conseil d’Etat ne précise toutefois pas si la commission peut motiver son avis sur des considérations étrangères au régime juridique de l’agrivoltaïsme.

En dernier lieu, le Conseil d’Etat confirme la légalité des dispositions relatives au document-cadre prévu par le décret. A cet égard, il écarte les moyens des requérants relatifs à la procédure d’élaboration du document-cadre. En outre, il précise que les terrains mentionnés à l’article R. 111-58 du Code de l’urbanisme qui sont susceptibles d’accueillir des activités agricoles ou pastorales, ne sont ouverts à un projet d’installation photovoltaïque au sol et incluses dans le document-cadre qu’à la condition qu’ils soient réputés incultes ou non exploités depuis dix ans.

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[1] CE, 3 octobre 2024, n° 494941

[2] CE, 18 septembre 2025, n° 495025

[3] CE, 18 septembre 2025, n° 495025

Alors que l’Union européenne s’est fixé comme valeur cible de porter à au moins 42,5 % la part des énergies renouvelables d’ici à 2030, à la suite d’un audit portant sur la période 2020-2025 et concernant quatre Etats membres au sein desquels la communauté énergétique a été le plus mise en œuvre (Pays-Bas, Pologne, Italie, Roumanie), la Cour des comptes européenne (ci-après la « Cour ») relève dans un rapport les freins au déploiement de ces communautés et fixe un ensemble de recommandations pour y remédier.

Pour rappel, les communautés énergétiques sont conçues comme des entités juridiques qui donnent à des citoyens, à des petites entreprises et à des autorités locales les moyens de produire, de gérer, de partager et de consommer leur propre énergie. Ces structures ont pour but principal d’implanter localement les projets et d’accroitre l’acceptabilité des énergies renouvelables, notamment pour ses membres les plus précaires ou vulnérables.

I. Des objectifs peu réalistes non atteints

L’Union européenne s’était fixé pour objectif d’avoir au moins une communauté énergétique fondée sur les énergies renouvelables dans chaque municipalité de plus de 10.000 habitants d’ici fin 2025, mais seulement 27 % de cet objectif a été atteint.

Toutefois, les prévisions récentes démontrent que les communautés énergétiques pourraient détenir environ 4 % de la capacité de production solaire et éolienne d’ici 2030, bien en dessous des 21 % et 17 % estimés initialement par la Commission dans son analyse d’impact sur la directive RED II.

Au regard du caractère non justifié et non réaliste des objectifs initiaux de la Commission, la Cour suggère à cette dernière de définir d’ici fin décembre 2027, sur la base d’une justification appropriée, des objectifs mesurables, atteignables et réalistes relatifs aux avantages escomptés des communautés énergétiques, tels que le nombre de citoyens participants ou la capacité de production d’énergie renouvelable.

Par la suite, la Cour analyse ainsi les éléments ayant contribué à ce résultat en-deçà des objectifs initiaux et propose plusieurs pistes pour accélérer le développement des communautés énergétiques.

II. Les insuffisances structurelles du cadre réglementaire proposé

En premier lieu, la Cour constate que la notion même de communauté énergétique est définie de deux façons différentes dans la directive « RED II » – à travers les communautés d’énergie renouvelable – et dans la directive dite « IMED » – à travers les communautés énergétiques citoyennes. Si ces définitions englobent les exigences minimales à respecter pour garantir que les communautés énergétiques soient dirigées par des citoyens, aient un caractère inclusif et visent principalement des objectifs environnementaux et sociaux plutôt que le profit, elles diffèrent en partie1.

La Cour relève ainsi que ce manque de clarté et de précision du cadre juridique relatif aux communautés énergétiques a pour conséquence que les États membres audités utilisent des concepts de communautés énergétiques qui ne correspondent pas aux définitions de l’UE.

La Cour relève que le développement des communautés énergétiques est concurrencé par le régime de l’autoconsommation collective, qui diffère sur le plan des conditions d’établissement, de la gouvernance, de la finalité et de l’accès aux avantages.

Dans la mesure où cette diversité offre de la souplesse, mais peut également compliquer le déploiement de communautés énergétiques, elle recommande ainsi que la Commission publie d’ici fin décembre 2026 des orientations et des bonnes pratiques sur les moyens juridiques d’impliquer les propriétaires d’appartements, directement ou par l’intermédiaire d’associations de propriétaires, dans la production, le partage et la vente d’énergie renouvelable (de la simple autoconsommation collective à une communauté énergétique à part entière).

En deuxième lieu, la Cour relève une transposition incomplète des directives : sur les quatre Etats audités, seule l’Italie a transposé l’ensemble des articles issus des deux directives précitées. Il en résulte une incertitude pour les acteurs des communautés énergétiques.

De même, seule la moitié des États membres audités ont rendu compte de l’évaluation des obstacles et du potentiel de développement des communautés énergétiques, requise par la directive RED II, outre le fait que ces évaluations sont parfois insuffisantes ou incomplètes, ce qui limite l’efficacité des actions nationales et européennes.

Enfin, la Cour observe qu’aucun des États membres audités n’avait adopté de dispositions juridiques spécifiques pour encourager activement la participation des citoyens aux communautés énergétiques. A ce titre, la participation des citoyens et l’inclusion des ménages vulnérables dans les communautés énergétiques restent insuffisantes, avec peu de législation ou d’incitations spécifiques dans les États membres audités. La Cour recommande ainsi que la Commission actualise et diffuse les orientations sur la participation des ménages vulnérables aux communautés énergétiques et sur l’établissement d’incitations encourageant celles-ci à les impliquer.

Des retards dans le raccordement aux réseaux préjudiciables

Au-delà des ralentissements provoqués par le cadre réglementaire, la Cour soulève une autre difficulté propre aux réseaux implantés sur les Etats membres concernés, à savoir les délais moyens de raccordement qui peuvent atteindre près de deux ans. En effet, la congestion des réseaux ralentit sensiblement l’instruction des demandes et augmente les refus de raccordement aux réseaux concernés. A ce titre, la Cour retient que les gestionnaires de réseau pourraient accélérer ces raccordements si les communautés énergétiques fournissaient des services de flexibilité tels que le stockage de l’énergie, qui pourraient contribuer à atténuer les pics de consommation ou de production.

Or, les derniers outils proposés par la Commission européenne et relatifs au stockage de l’énergie ne concernent pas directement les communautés énergétiques. La Cour suggère ainsi la mise en place d’un tel outil dans son rapport que la Commission s’est engagée à produire d’ici la fin décembre 2026.

Des projets publiquement soutenus et aux délais d’amortissement raisonnables.

Grâce au soutien public apporté par les Etats-membres audités, les délais d’amortissement des opérations des communautés énergétiques sont conformes aux attentes de la Commission européenne, c’est-à-dire inférieurs à 10 ans. A cette fin, pour les projets d’équipements photovoltaïques en toiture par exemple, les quatre Etats-membres audités ont mis en place des dispositifs de soutien public directs (notamment des mécanismes de primes ou des fonds de développement) ou indirects, comme l’exonération de redevance d’accès au réseau ou aux services de distribution.

Toutefois, alors que conformément aux directives RED II et IMED, les communautés énergétiques devraient aussi payer des redevances d’accès au réseau reflétant les coûts, la Cour relève que, dans les quatre pays audités, les membres des communautés ne paient aucune redevance d’accès au réseau, tout en restant raccordés lorsque le modèle d’autoproduction est insuffisant ou indisponible. La Cour critique ainsi l’absence d’évaluation de l’incidence provoquée par cette distorsion entre les acteurs raccordés aux réseaux et les communautés énergétiques qui en sont dispensées.

En résumé, si le développement des communautés énergétiques est un moyen d’accélérer la transition énergétique qu’offrent les projets d’énergie renouvelable menés au niveau des communautés, en associant directement les citoyens, de nombreux freins doivent encore être levés afin de favoriser leur mise en œuvre.

1 À titre d’exemple, la Cour relève que les communautés d’énergie renouvelable ne peuvent produire que ce type d’énergie, tandis que les communautés énergétiques citoyennes peuvent également produire de l’électricité issue de sources non renouvelables.

Arrêté du 18 mars 2026 fixant les règles du mécanisme de capacité français 

Arrêté du 18 mars 2026 relatif à la méthodologie d’établissement des courbes de demande et des paramètres du rapport de paramétrage du mécanisme de capacité

Arrêté du 18 mars 2026 relatif à la courbe de demande de la période de livraison 2026-2027 du mécanisme de capacité

Arrêté du 18 mars 2026 fixant l’objectif de volume de capacités d’effacement de consommation et de stockage d’électricité réservé pour la dernière enchère du mécanisme de capacité portant sur la période de livraison de 2026 à 2027 

Par un décret du 11 mars 2026 et quatre arrêtés du 18 mars 2026, le Gouvernement précise le cadre réglementaire du futur mécanisme de capacité, en vue de son entrée en vigueur à compter du 1^er novembre 2026.

Pour rappel, le nouveau mécanisme de capacité, codifié aux articles L. 316-1 à L. 316-13 du Code de l’énergie, a été institué par l’article 19 de la loi n° 2025-127 du 14 février 2025 de finances pour 2025 et précisé par le décret n° 2025-1441 du 31 décembre 2025[1]. Il repose désormais, d’une part, sur un mécanisme de contractualisation centralisée confié à RTE, en remplacement du dispositif actuel et, d’autre part, sur un financement assuré par une taxe de répartition acquittée par les fournisseurs, les grands consommateurs et les gestionnaires de réseaux (voir brève du 1^er janvier 2025 sur le décret n° 2025-1441 du 31 décembre 2025).

Le décret n° 2026-177 du 11 mars 2026 relatif à l’entrée en vigueur du mécanisme de capacité acte la validation, par la Commission européenne, de la réforme du mécanisme de capacité au regard des règles relatives aux aides d’Etat. Cette validation permet de déclencher officiellement l’entrée en vigueur de la réforme. Le texte fixe les dates d’application des différentes dispositions législatives et règlementaires. En outre, il organise la transition avec le régime juridique antérieur, en maintenant notamment l’application des règles issues de l’article L. 335-1 du Code de l’énergie pour les capacités et consommations antérieures au 1^er avril 2026.

Les quatre arrêtés du 18 mars 2026 complètent ensuite ce cadre en précisant les modalités opérationnelles du futur dispositif.

D’abord, l’arrêté du 18 mars 2026 fixant les règles du mécanisme de capacité français définit dans son annexe l’ensemble des règles applicables aux acteurs du système électrique. Pris en application de l’article R. 316-2 du Code de l’énergie, il encadre notamment les obligations des fournisseurs, les conditions de certification des capacités et le fonctionnement des enchères.

Ensuite, un second arrêté approuve la méthodologie d’établissement des courbes de demande et des paramètres du rapport de paramétrage du mécanisme de capacité, tels que fixés par la Commission de régulation de l’énergie dans sa délibération n° 2026-42 du 10 février 2026[2], conformément aux l’article R. 316-3 du Code de l’énergie.

Par ailleurs, un autre arrêté détermine la courbe de demande applicable à la période de livraison de 2026 à 2027, en précisant que la courbe de demande et les paramètres économiques et techniques nécessaires à l’organisation des enchère sont fixés conformément à l’annexe proposition de paramétrage du mécanisme de capacité pour la période de livraison 2026-2027 de la délibération n° 2026-43 de la Commission de régulation de l’énergie du 10 février 2026, elle-même annexée à l’arrêté.

Enfin, un dernier arrêté fixe, pour la dernière enchère du mécanisme de capacité pour la période de livraison de 2026 à 2027, l’objectif de volume de capacité d’effacement de consommation et de stockage d’électricité à 4,7 gigawatts de capacités certifiées, conformément à l’article R. 316-26 du Code de l’énergie.

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[1] Décret n° 2025-1441 du 31 décembre 2025 relatif au mécanisme de capacité institué pour la sécurité de l’approvisionnement en électricité

^[2] CRE, délibération n° 2026-42 du 10 février 2026

Arrêté du 20 mars 2026 relatif à la répartition annuelle des montants d’aides pour l’année 2026 au bénéfice des autorités organisatrices de la distribution d’électricité pour le financement des travaux d’électrification visés à l’article L. 322-6 du Code de l’énergie

Par un décret du 4 mars 2026 et un arrêté du 20 mars 2026, le Gouvernement a apporté des modifications au régime des aides destinées au financement des travaux d’électrification rurale portés par les autorités organisatrices de la distribution d’électricité (AODE) et fixé la répartition pour 2026.

D’une part, le décret du 4 mars 2026 révise les critères d’éligibilité des communes aux aides du compte d’affectation spéciale « Financement des aides aux collectivités pour l’électrification rurale » (CAS FACÉ).

Pour rappel, lorsque les AODE assurent la maîtrise d’ouvrage des travaux de développement du réseau de distribution d’électricité, conformément à l’article L. 322-6 du Code de l’énergie, elles peuvent bénéficier d’aides pour la réalisation des travaux portant sur les ouvrages ruraux de ce réseau, financées par le CAS FACÉ (voir art. L. 2224-31 du Code Général des Collectivités Territoriales). Cette aide pour l’électrification rurale vise ainsi à soutenir les collectivités dans leurs investissements liés à la structuration et à la modernisation des réseaux électriques (programme principal), mais également dans certaines opérations de transition énergétique en milieu rural (programme spécial).

Dans ce cadre, le décret n° 2026-159 du 4 mars 2026 modifie le décret n° 2024-1249 du 30 décembre 2024 et redéfinit, à cet égard, le critère de ruralité permettant de déterminer les communes pouvant bénéficier de ces aides. Désormais, ce critère de ruralité repose sur les niveaux de densité de la population communale établis par l’INSEE, et non plus uniquement sur un seuil démographique.

Ainsi, sont ainsi éligibles de plein droit à l’aide pour l’électrification rurale, les communes de moins de 2.000 habitant classées comme rurale par l’INSEE, notamment les bourgs ruraux et les communes à habitat dispersé. En outre, certaines communes de moins de 5.000 habitants peuvent être également rendues éligibles par arrêté préfectoral, notamment en raison de leur isolement ou de la dispersion de leur habitat.

Ce décret a pour objectif de corriger les limites de l’ancien critère de ruralité qui pouvait exclure certaines communes pourtant caractérisées par une faible densité de la population, afin de mieux prendre en compte la réalité territoriale des espaces ruraux. Il permet ainsi d’élargir le nombre de collectivités susceptibles de bénéficier des aides du FACÉ.

D’autre part, l’arrêté du 20 mars 2026 fixe la répartition annuelle des montants d’aides attribuées aux AODE pour l’année 2026, au titre du financement des travaux d’électrification mentionnés à l’article L. 322-6 précité du Code de l’énergie.

Pour l’année 2026, l’enveloppe consacrée au programme principal, destiné aux travaux de structuration des réseaux électriques ruraux, s’élève à 355, 7 millions d’euros, dont 187, 9 millions d’euros dédiés au renforcement des réseaux (contre 375, 5 millions d’euros en 2025).

Les crédits sont répartis entre plusieurs sous-programmes, notamment 30 millions d’euros pour l’extension des réseaux (31 millions en 2025[1]), 45 millions d’euros pour l’enfouissement des réseaux pour des raisons environnementales (41,2 millions en 2025), 62 millions d’euros pour la sécurisation des fils nus (81 millions en 2025), et 30 millions d’euros pour l’amélioration de la résilience des réseaux face aux aléas climatiques (37,8 millions en 2025).

L’arrêté prévoit également, que pour l’année 2026, le programme spécial est doté de 4 millions d’euros (6,4 millions d’euros), afin de soutenir les opérations de maîtrise de la demande d’électricité, de production d’électricité par des énergies renouvelables ou de production de proximité dans les zones non interconnectées, ainsi que les actions de transition énergétique.

Ainsi, ces deux textes règlementaires permettent d’adapter les dispositifs de soutien public à l’électrification rurale, en actualisant les critères d’éligibilité aux aides et en précisant la répartition des financements pour l’année 2026, dans un contexte marqué par les enjeux de modernisation des réseaux électriques et par la transition énergétique dans les territoires ruraux.

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^[1] Arrêté du 28 mars 2025 relatif à la répartition annuelle des montants d’aides pour l’année 2025 au bénéficie des autorités organisatrices de la distribution d’électricité pour le financement des travaux d’électrification visés à l’article L. 322-6 du Code de l’énergie

La décision rendue par le Conseil d’Etat le 30 mars 2026 au sujet de l’accise sur l’électricité applicable en matière d’autoconsommation collective étendue était extrêmement attendue par les praticiens.

Elle tranche en effet une difficulté juridique résultant de la contrariété constatée entre le Code des impositions sur les biens et services (CIBS) et la doctrine fiscale dont il résultait une incertitude très dommageable pour les projets et les opérations en cours.

Pour mémoire, l’article 75 de la loi du 14 février 2025 de finances pour 2025 a modifié l’article L. 312-79 du CIBS, lequel prévoit que l’électricité « d’origine renouvelable produite par de petites installations et consommée par le producteur ou par les consommateurs participant à une opération d’autoconsommation collective au sens de l’article L. 315-2 du Code de l’énergie » se voit appliquer un tarif nul d’accise sur les énergies dans les conditions prévues par l’article L. 312-87 du même code. Les conditions cumulatives posées par cet article L. 312-87 étant les suivantes : (i) que l’électricité soit produite à partir d’énergie éolienne, solaire thermique ou photovoltaïque, géothermique, marine, hydroélectrique, d’énergie ambiante, de la biomasse, des gaz de décharge, des gaz des stations d’épuration d’eaux usées ou de gaz produit à partir de la biomasse (ii) que la puissance installée sur le site de production soit inférieure à un mégawatt. (iii) et enfin que l’électricité soit consommée pour les besoins des activités de la personne qui l’a produite ou des consommateurs participant à une opération d’autoconsommation collective au sens de l’article L. 315-2 du Code de l’énergie.

Ainsi, cette disposition issue de la loi de finances pour 2025 a eu pour effet d’exonérer d’accise (ou plus précisément d’appliquer un tarif à 0) toutes les opérations d’autoconsommation collective dont la puissance est inférieure à 1 MW.

Mais, très peu de temps après l’entrée en vigueur de ce texte, des commentaires administratifs publiés le 21 mai 2025 au Bulletin officiel des finances publiques (BOFiP) – Impôts sous la référence BOI-RES-EAT-000208, avaient totalement privé d’effet la disposition législative susmentionnée en considérant que ce taux à 0 ne pouvait s’appliquer qu’à la condition matérielle qu’une « connexion physique directe » existe entre l’installation de production et l’installation de consommation. Concrètement, ces commentaires impliquaient qu’étaient exclues du bénéfice du tarif à 0 toutes les situations où l’électricité produite est véhiculée par le réseau public excluant ainsi notamment les opérations dites « d’autoconsommation collective étendue »

Dit autrement, le taux à 0 ne pouvait trouver à s’appliquer que dans les cas d’autoconsommation collective mise en œuvre au sein d’un même bâtiment, mais pas aux opérations d’autoconsommation collective étendue qui correspondent pourtant à l’essentiel des projets.

Cette position de l’administration fiscale, également contenue dans des rescrits fiscaux sollicités, avait donc fait l’objet de plusieurs recours contentieux qui sont jugés par la décision en date du 30 mars 2026 ici commentée.

Dans sa décision, le Conseil d’Etat commence par rappeler qu’un « document de portée générale, émanant d’une autorité publique et susceptible d’avoir des effets notables sur les droits ou la situation d’autres personnes que les agents chargés, le cas échéant, de le mettre en œuvre, ne peut légalement ni fixer une règle nouvelle entachée d’incompétence, ni comporter une interprétation du droit positif qui en méconnaît le sens et la portée ni être pris en vue de la mise en œuvre d’une règle contraire à une norme juridique supérieure. »

Puis, le Conseil d’Etat relève que le texte des articles L. 312-79 et L. 312-87 du CIBS, éclairés par les travaux parlementaires qui les ont précédés, n’ont pas pour objet d’écarter du bénéfice de l’exonération les opérations d’autoconsommation collective étendue. Le Conseil d’Etat en déduit donc qu’en ajoutant une condition tenant à l’existence d’une connexion physique entre l’installation de production et celle de consommation, les commentaires de l’administration fiscale ont ajouté une condition à la loi et que cette condition supplémentaire est entachée d’incompétence, et donc illicite. Les commentaires de l’administration fiscale sont donc annulés.

Il s’agit donc d’une excellente nouvelle pour tous les acteurs engagés dans des opérations d’autoconsommation collective étendue.