Communication de la Commission — Orientations relatives à l’efficacité et à la rapidité des raccordements au réseau

1. Introduction

Les réseaux électriques constituent l’épine dorsale du système électrique, alimentant les ménages, les services et les industries européens. Ils sont essentiels à notre compétitivité, notre résilience, notre sécurité et notre décarbonation.

Pour parvenir à la neutralité climatique de notre économie, il est nécessaire d’intensifier l’adoption d’énergies propres et l’électrification de tous les secteurs, comme indiqué dans le plan d’action pour une énergie abordable (1). Du côté de la demande, si le taux d’électrification est resté relativement stable, à 23 % de la consommation totale d’énergie au cours de la dernière décennie, ce taux devrait augmenter en raison de la numérisation et de l’électrification des transports, du chauffage et du refroidissement, ainsi que de l’industrie, le pacte pour une industrie propre visant un objectif de 32 % d’électrification d’ici à 2030.

L’augmentation de la demande et le déploiement de sources d’énergie propres exercent une forte pression sur les besoins des réseaux. On constate déjà une augmentation des demandes de raccordement au réseau (2), ce qui entraîne des files d’attente. Selon une étude récente (3), mi-2025, on observait des files d’attente de raccordement au réseau dans au moins 16 États membres. Les retards de raccordement au réseau ralentissent la transition propre et la croissance économique européenne. Les raccordements au réseau électrique en temps voulu sont essentiels pour la compétitivité et la décarbonation de l’industrie européenne, notamment dans les secteurs du numérique, des données et de l’IA, de l’industrie, de l’automobile et des transports, et ils constituent une condition essentielle pour atteindre les objectifs du pacte pour une industrie propre et parvenir à la neutralité climatique d’ici à 2050. C’est pourquoi il devient de plus en plus urgent de s’attaquer aux files d’attente de raccordement au réseau dans l’ensemble de l’UE.

Si la solution au problème à long terme des contraintes liées à la disponibilité du réseau consiste à accélérer le développement du réseau dans une perspective d’avenir, des solutions à plus court terme peuvent être avancées en parallèle pour garantir le raccordement rapide des sources d’énergie propre et des charges électrifiées grâce à une utilisation plus efficace du réseau.

Les présentes orientations visent à fournir aux États membres, aux autorités de régulation nationales (ARN), aux gestionnaires de réseau de transport (GRT) et aux gestionnaires de réseau de distribution (GRD), selon le cas, une panoplie de mesures visant à prévenir, à optimiser et à résoudre les longues files d’attente pour le raccordement au réseau. Cet ensemble de mesures, résumé à l’annexe I, cible les causes profondes du problème de manière horizontale et cohérente, dans tous les secteurs, en guidant les États membres, les ARN, les GRT et les GRD sur les questions liées à la capacité d’hébergement du réseau et au développement futur du réseau, aux processus administratifs liés aux demandes de raccordement au réseau ainsi qu’au traitement des demandes spéculatives et immatures et aux mesures à prendre en cas de capacité limitée du réseau. Le rôle des États membres et des ARN est particulièrement crucial dans la mise en place des procédures de raccordement au réseau, car ils devraient veiller à ce qu’un cadre national soit en place et soit non discriminatoire, transparent et aligné sur les exigences en matière d’accès des tiers, comme l’exige la directive «Électricité» (4).

Les présentes orientations s’appuient sur les bonnes pratiques disponibles en Europe (5) et se fondent sur des consultations approfondies, y compris une consultation ciblée des parties prenantes menée entre juin et juillet 2025, visant les États membres, les ARN, les gestionnaires de réseau, les producteurs d’électricité et les consommateurs (industrie, transports, numérique, ménages, etc.).

1.1 Causes profondes du retard de raccordement au réseau

Les causes profondes des situations qui obligent les utilisateurs du réseau à attendre plusieurs mois, voire plusieurs années, pour obtenir un raccordement au réseau, sont multiples. Elles vont des contraintes liées aux processus et à l’organisation aux difficultés réglementaires, techniques et liées aux chaînes d’approvisionnement. Ces causes profondes peuvent être réparties en trois grands groupes.

1. Planification et développement inadéquats du réseau

Le manque de capacité physique du réseau (congestion) a été cité comme une cause majeure des files d’attente de raccordement au réseau. Cela s’explique principalement par la différence entre les délais de construction des nouvelles infrastructures (4 à 10 ans) et le raccordement des installations de consommation ou de production (2 à 3 ans). Ces différences sont dues à une planification inefficace (par exemple, prise en compte insuffisante de la demande et de l’offre futures), à l’absence d’examen des alternatives au développement physique du réseau, à la longueur des procédures d’octroi de permis et aux longs délais de développement du réseau en raison de la complexité de la construction, y compris les retards dans la livraison de composants essentiels dus à des pénuries de composants et au manque de main-d’œuvre qualifiée. L’accélération du déploiement du réseau et la résolution de ces problèmes figurent parmi les principaux objectifs du train de mesures européen sur les réseaux, dont font partie les présentes orientations.

Comme indiqué dans les orientations en matière d’investissements anticipatifs (6), le fait de délaisser la pratique habituelle consistant à investir dans le réseau de manière réactive en se fondant principalement sur les demandes existantes de raccordement au réseau, et de développer plutôt le réseau sur la base des plans et des prévisions futures, pourrait contribuer à atténuer les retards de raccordement au réseau et à faire en sorte que les réseaux soient prêts pour les charges futures.

2. Manque de transparence en ce qui concerne la capacité disponible et les signaux de localisation pour les utilisateurs du réseau

La lenteur du déploiement du réseau est aggravée par un manque de transparence quant aux endroits où le raccordement au réseau serait possible dans les délais requis par les acteurs du marché pour leur raccordement, ainsi que par l’absence d’incitations à procéder au raccordement dans des zones où la capacité du réseau est suffisante ou pourrait l’être rapidement. Les modifications récentes apportées à la réglementation du marché de l’électricité ont introduit des obligations de transparence en ce qui concerne la capacité d’hébergement disponible du réseau (voir le chapitre 1.2 ci-dessous). Toutefois, la mise en œuvre pratique varie considérablement d’un pays à l’autre en Europe. Dans la plupart des États membres, il manque également des incitations telles que des redevances de raccordement différenciées en fonction de la localisation ou des tarifs de réseau encourageant le raccordement là où la capacité du réseau est disponible, l’utilisation efficace de la capacité allouée au réseau et sa réattribution au réseau (7). Il en résulte que des demandes de raccordement émanent de zones saturées, plutôt que de zones où des capacités sont disponibles, ce qui entraîne des retards de raccordement au réseau, mais aussi une exploitation inefficace du réseau et la nécessité d’investir davantage. Cela entraîne alors une augmentation des coûts totaux du réseau électrique.

3. Procédures de raccordement au réseau

L’existence de demandes de raccordement spéculatives n’ayant pas atteint le stade de la maturité, ainsi que de contraintes organisationnelles dans la gestion des demandes de raccordement au réseau (en raison d’un manque de main-d’œuvre ou de dématérialisation des processus) constitue la troisième cause principale des files d’attente actuelles. Dans certains États membres, les demandes spéculatives réservent la capacité du réseau à des projets qui ne se concrétisent pas, empêchant ainsi des projets viables d’accéder au réseau; par exemple, en Slovaquie, les estimations montrent qu’environ 50 % de la capacité réservée reste inutilisée (8).

Le traitement séquentiel des demandes de raccordement au réseau, tel que l’approche du «premier arrivé, premier servi», qui ne tient pas compte de l’état de préparation des demandeurs à se raccorder au réseau, peut entraîner une allocation inefficace de la capacité d’hébergement et, globalement, des retards et des inefficacités dans la planification du réseau. De même, lorsque les gestionnaires de réseau ne sont pas tenus, en vertu d'un cadre réglementaire national, de trier les projets qui ne progressent pas ou qui accusent un retard important, le risque de créer des retards augmente.

L’autre élément à cet égard est la gestion des raccordements au réseau. Si tous les pays d’Europe offrent la possibilité d'introduire une demande de raccordement sous une forme numérique quelconque, seuls onze disposent de procédures entièrement dématérialisées, ce qui leur permet de combiner des systèmes internes d’information sur le réseau avec un système d’interface client afin de garantir un traitement automatique et intelligent des demandes de raccordement, qui se traduit par des gains de temps et d’argent (9). Un faible taux de numérisation combiné à l’augmentation constante des demandes de raccordement peut entraîner un blocage des demandes en raison d’une incapacité administrative à traiter les demandes dans les délais (10).

1.2 Cadre légal

Les exigences relatives à l’accès au réseau, au raccordement au réseau et à la transparence en ce qui concerne les capacités d’hébergement du réseau, ainsi que les conventions de raccordement flexible, sont précisées dans la directive «Électricité» (11) et le règlement sur l’électricité (12). Le principe fondamental de l’accès au réseau est inscrit dans la directive «Électricité», qui exige que les États membres ou les autorités de régulation, selon le cas, veillent à ce que l’accès aux réseaux soit appliqué objectivement et sans discrimination entre les utilisateurs du réseau (article 6). Il est important de noter que la possibilité de refuser l’accès au réseau n’est possible que dans des conditions clairement définies, à savoir si le réseau ne dispose pas de la capacité nécessaire ou, comme le précise la directive «Énergies renouvelables» (13), pour des raisons de sécurité justifiées ou du fait d’une incompatibilité technique des composants du système. Un tel refus doit être fondé sur des critères objectifs et techniquement et économiquement justifiés. Dans ce cas, les gestionnaires de réseau doivent fournir des informations sur les mesures nécessaires pour renforcer le réseau. La directive «Électricité» prévoit donc, pour les GRD et les GRT, une obligation générale de garantir un accès non discriminatoire des tiers à leurs réseaux, tout en laissant aux États membres et aux autorités de régulation la possibilité de concevoir les détails de leur procédure de raccordement afin de tenir compte des spécificités de leurs réseaux respectifs. En particulier, la directive «Électricité» ne prescrit pas l’application du principe du «premier arrivé, premier servi» dans le traitement des demandes de raccordement.

Dans le cadre de la réforme de l’organisation du marché de l’électricité de 2024, des dispositions visant à lutter contre l’augmentation des files d’attente de raccordement au réseau ont été introduites (14), comme indiqué ci-dessous.

Enfin, la directive «Énergies renouvelables» (RED) (15) fixe des délais maximaux spécifiques pour les procédures d’octroi de permis des projets en matière d’énergie renouvelable, ce qui inclut également le raccordement au réseau (mais pas le renforcement du réseau). La directive RED introduit en outre un cadre spécifique pour le traitement accéléré de l’évaluation des demandes de raccordement, pour les raccordements au réseau de certaines installations d’énergie renouvelable, telles que certains cas de rééquipement, les petits équipements solaires et les pompes à chaleur.

2. Pratiques et solutions existantes

2.1 Planification et développement du réseau

La planification du réseau poursuit plusieurs objectifs, le but ultime étant de garantir l’accès des consommateurs et des producteurs au réseau électrique tout en préservant la sécurité de son exploitation. La planification du réseau est inévitablement liée aux processus de raccordement au réseau, étant donné que les plans de développement du réseau sont en partie fondés sur les demandes de raccordement au réseau, ainsi que sur des prévisions plausibles générées au moyen de scénarios ou de processus de collecte de données. Si la planification du réseau n’est pas rigoureuse, le décalage temporel entre développement du réseau et développement du projet risque de ne jamais être rattrapé, et par conséquent, les files d’attente de raccordement pourraient effectivement devenir permanentes.

Pour pouvoir assurer un raccordement au réseau sans heurts à l’avenir, les gestionnaires de réseau doivent connaître les besoins futurs des utilisateurs du réseau, tant du point de vue de la demande que de la production, et envisager des stratégies planifiées liées à la réalisation des objectifs en matière de climat et d’énergie. Comme le soulignent les orientations en matière d’investissements anticipatifs, la planification des réseaux devrait s’appuyer sur des scénarios solides alimentés par une collecte d’informations sur les projets prévus, et les systèmes d’évaluation des risques qui permettent à ces investissements de se concrétiser doivent être ancrés dans un cadre réglementaire national clair.

Les informations relatives aux projets (par exemple sur les énergies renouvelables, les points de recharge, les pompes à chaleur, le stockage, etc.) peuvent fournir les informations de localisation qui sont nécessaires pour préciser davantage le renforcement concret du réseau. En effet, ces informations peuvent être difficiles à obtenir uniquement à partir de scénarios communs à l’échelle nationale concernant le développement futur du système énergétique en raison d’un niveau de détail insuffisant. La planification au niveau local, telle que les plans nationaux de rénovation des bâtiments ou les plans locaux de chauffage et de refroidissement (16), peut, par exemple, fournir des informations sur la manière dont la demande et l’offre de chauffage et de refroidissement évolueront au niveau local, créant ainsi des besoins en matière de développement du réseau, mais aussi des possibilités de fonctionnement flexible du réseau et de stockage thermique. Il en va de même pour le déploiement d’infrastructures de recharge dans les zones urbaines où les dépôts d’autobus et les centres logistiques devront être équipés de points de recharge et les ports maritimes du RTE-T d’une alimentation électrique à quai. De récentes orientations de l’ACER-CEER sur la planification de la distribution d’électricité ont fourni des recommandations pour l’engagement des parties prenantes et la transparence au niveau de la distribution (17).

Les politiques visant à renforcer les capacités de production industrielle et à développer des pôles industriels devraient également offrir une plus grande certitude quant à la maturité des projets et, partant, contribuer à la planification anticipée du réseau. L’injection de fonds publics, qui doit se faire de manière non discriminatoire et dans le respect de la législation en vigueur ainsi que du droit de la concurrence, peut également alléger le risque et la charge financière liés au développement prospectif des capacités du réseau, ce qui a une incidence positive sur la compétitivité globale de l’économie (18).

La mise en place de la procédure de raccordement au réseau est étroitement liée à la planification du réseau, car les demandes de raccordement fournissent directement des informations pertinentes à prendre en considération lors du développement du réseau. Si les demandes sont spéculatives, imprécises ou obsolètes, elles fournissent des signaux erronés pour la planification du réseau, ce qui pourrait détourner les investissements dans le développement du réseau des zones où ils sont les plus nécessaires.

Le tableau suivant présente les bonnes pratiques des États membres de l’UE en matière de participation des utilisateurs au processus de planification, afin de répondre de façon adéquate à leurs besoins futurs. Il couvre également la transparence des plans de développement du réseau.

Tableau 1

Pratiques existantes en matière de planification du réseau permettant un raccordement en temps utile au réseau (19)

Enfin, le déploiement du réseau est souvent retardé non pas en raison de la manière dont il a été planifié, mais en raison d’autres facteurs tels que les contraintes de la chaîne d’approvisionnement, le manque de main-d’œuvre qualifiée ou la capacité administrative à poursuivre tous les projets en parallèle qui seraient nécessaires pour répondre au nombre croissant de demandes de raccordement. Le train de mesures sur les réseaux européens vise à résoudre la plupart de ces problèmes au moyen d’actions non législatives, en poursuivant les initiatives existantes telles que l’action no 13 du plan d’action de l’UE pour les réseaux (21) et en les renforçant davantage. Afin d’accélérer le raccordement au réseau dans les cas où les gestionnaires de réseau sont confrontés à des problèmes liés à la poursuite en parallèle d’un trop grand nombre de projets, les promoteurs de projets, en particulier ceux qui prévoient de conclure des accords physiques d’achat d’électricité, pourraient envisager de développer davantage les lignes directes entre la production et la consommation d’électricité, conformément à l’article 7 de la directive «Électricité», afin de procéder plus rapidement au raccordement nécessaire, à condition qu’il existe le cadre national nécessaire. Si le développement de lignes directes peut accélérer le raccordement au réseau entre les producteurs et les utilisateurs, ces infrastructures sont généralement entièrement financées par les parties concernées et à leur usage exclusif, ce qui peut augmenter le coût du projet et potentiellement générer des inefficacités.

Plus généralement, compte tenu des capacités limitées en main-d’œuvre tant du côté des gestionnaires de réseau que du côté des fournisseurs, la planification du réseau doit envisager de donner la priorité aux projets d’infrastructure à construire. En fin de compte, cela est lié au traitement des demandes de raccordement entrantes, en particulier celles dont les capacités de raccordement demandées sont plus élevées et qui nécessitent donc une extension plus importante du réseau. Une approche fondée sur le principe du «premier arrivé, premier servi» dans le traitement des demandes de raccordement entrantes, comme expliqué ci-dessous, conduit à définir une séquence factuelle de développement du réseau pour ces utilisateurs, tandis que d’autres approches peuvent être plus avantageuses et plus efficaces, tout en garantissant à chaque secteur un accès équitable au réseau. Par exemple, l’une des solutions pourrait consister à reporter la rénovation du réseau dans certaines zones grâce à une utilisation plus large de la flexibilité non fossile, à l’utilisation de technologies numériques et d’amélioration du réseau, ainsi qu’à des accords de raccordement flexibles assortis d’incitations, tout en donnant la priorité au développement physique du réseau dans les zones plus saturées où ces solutions ne sont pas disponibles pour remplacer temporairement le développement du réseau. Toute solution doit toutefois tenir compte des conditions locales spécifiques et des recherches dédiées doivent être menées sur les stratégies afin de veiller à ce que la planification du réseau soit correctement liée aux procédures de raccordement au réseau.

2.2 Transparence et incitations de raccordement au réseau

Les utilisateurs du réseau décident de l’emplacement de leurs demandes de raccordement sur la base de plusieurs critères, y compris l’emplacement de leurs sources de demande ou de production existantes, la proximité du réseau existant, la proximité de l’activité économique principale ou les incitations prévues pour une utilisation efficace du réseau. Ce dernier point est essentiel pour faire en sorte que le réseau existant soit utilisé aussi efficacement que possible et permette ainsi le raccordement d’un plus grand nombre de demandeurs, sans qu’il soit nécessaire de moderniser le réseau de manière imminente et au moindre coût pour les utilisateurs du réseau et pour l’ensemble du réseau européen. Par conséquent, les informations transparentes sur la capacité du réseau disponible et prévue vont de pair avec des incitations à placer la production ou la demande future là où la capacité est ou sera disponible.

2.2.1 Transparence en ce qui concerne les capacités d’hébergement du réseau

Des portails détaillés, mais faciles à consulter, sur les capacités d’hébergement du réseau apportent de la transparence et, par conséquent, peuvent aider les parties prenantes dans leurs décisions en matière de planification des investissements et atténuer la nécessité de développer de nouveaux réseaux. Une visibilité accrue et un meilleur accès au réseau peuvent également renforcer l’attractivité d’un État membre en tant que lieu d’implantation pour les entreprises et améliorer sa compétitivité. Pour les utilisateurs du réseau, cela peut favoriser des décisions d’implantation intelligentes, permettant ainsi de réduire les délais de raccordement et les coûts.

Des cartes de la capacité d’hébergement du réseau sont déjà disponibles dans 22 pays au niveau des GRD (22). Bien que ce type de démarche relève des gestionnaires de réseau, certains États membres ou ARN ont pris des initiatives au niveau national pour fournir des informations transparentes via une plateforme numérique unique. Toutefois, le niveau de détail varie considérablement. La plupart des pays européens fournissent des cartes de capacité du réseau montrant le réseau à moyenne tension, qui comprend généralement les postes de transformation fonctionnant à une tension d’environ 110 kV. Le Danemark offre une plus grande granularité en incluant des données jusqu’à 50 kV, tandis que la République tchèque utilise des indicateurs de couleur pour représenter la capacité du réseau basse tension (23).

Tableau 2

Pratique existante en matière de transparence des capacités de réseau dans les États membres de l’UE (24)

D'une manière générale, les capacités déclarées ne reflètent pas fidèlement la situation en ce qui concerne les niveaux de tension les plus bas. La raison invoquée est souvent l’observabilité limitée du réseau basse tension, le déploiement des compteurs intelligents étant à la traîne dans plusieurs pays de l’UE (25), ainsi que la quantité énorme de points de données à basse tension. Cette situation constitue un obstacle important à la transparence nécessaire non seulement pour le déploiement des énergies renouvelables, mais aussi pour le déploiement de la mobilité électrique ou la poursuite de l’électrification. Il est essentiel d’établir un cadre cohérent pour l’évaluation et la publication de la capacité d’hébergement disponible du réseau, tant pour la charge que pour la production, pour tous les gestionnaires de réseau, afin de permettre une planification efficace des projets et de réduire l’incertitude pour les développeurs. L’intégration d’analyses assistées par l’IA dans les cartes de capacité pourrait également améliorer leur précision et leur fréquence de mise à jour, renforçant ainsi la transparence et la prise de décision tant pour les opérateurs que pour les utilisateurs.

La nécessité d’une plus grande transparence en matière de capacités d’hébergement du réseau a également été reconnue au niveau européen, non seulement par le cadre juridique, mais aussi par le plan d’action pour les réseaux («GAP») et sa mise en œuvre. Dans le cadre de l’action no 6 du GAP sur les capacités d’hébergement du réseau, le REGRT-E et l’entité des GRD de l’Union travaillent à la définition de la capacité du réseau avec des paramètres harmonisés (connus sous le nom de «Capacitypaedia») et à la création d’un portail d’information orienté vers l’utilisateur afin de rendre les capacités du réseau transparentes (c’est-à-dire une carte comportant des liens vers les cartes nationales respectives de la capacité d’hébergement du réseau, mais fournissant également des explications sur la manière dont cela a été calculé). Cette plateforme est actuellement en phase de consultation des parties prenantes et devrait être mise en service début 2026, avec pour objectif de fournir une vue d’ensemble paneuropéenne (26).

2.2.2 Mesures d’incitation en faveur d’un raccordement et d’une utilisation efficaces du réseau

Une utilisation efficace du réseau existant peut réduire considérablement la nécessité de renforcer le réseau dans certaines zones ou reporter cette nécessité, tout en permettant efficacement le raccordement de nouvelles capacités de production et de nouvelles charges. Il existe plusieurs moyens d’augmenter l’utilisation du réseau, à commencer par la révision régulière des contrats de capacité de raccordement existants et de leur utilisation effective (c’est-à-dire en veillant à ce qu’il n’y ait pas de surréservation systématique des capacités contractuelles, ce qui peut se produire pour des contrats plus anciens lorsque le client a déjà mis en œuvre des mesures d’efficacité énergétique mais n’a pas renégocié en parallèle une convention de raccordement inférieure). Des incitations peuvent être fournies, par exemple, par l’utilisation de signaux de localisation dans les redevances de raccordement ainsi que par des tarifs de réseau dynamiques ou différenciés dans le temps. Du côté du réseau, l’efficacité peut être accrue par le renforcement physique du réseau à l’aide de solutions non filaires, telles que des technologies d’amélioration du réseau comme les méthodes d’évaluation de la capacité de lignes dynamique ou ajustée en fonction de la température, ou en faisant appel à des solutions numérisées telles que des systèmes avancés de gestion de l’énergie et des contrôles des flux d’électricité qui permettent une utilisation plus efficace des actifs existants du réseau. Les outils de prévision et d’optimisation fondés sur l’IA peuvent soutenir davantage ces solutions en améliorant les prévisions et en optimisant les opérations (27).

Comme expliqué dans les lignes directrices sur l’adaptation des redevances de réseau aux enjeux du futur (28), les autorités de régulation devraient promouvoir l’intégration de signaux de localisation dans les tarifs d’accès au réseau pour inciter à choisir plus efficacement les sites des équipements nécessaires à la production et à la consommation sur le réseau. Pour ce faire, on peut avoir recours à des redevances de raccordement étendues et limitées, mais il convient de faire preuve de prudence car si leur niveau n’est pas fixé correctement et ne reflète pas uniquement les coûts directement liés, elles peuvent décourager les précurseurs et présenter des barrières à l’entrée pour le raccordement. (29) Les redevances de raccordement étendues peuvent être utilisées dans les régions où un renforcement du réseau serait nécessaire, tandis que les redevances de raccordement limitées peuvent encourager les utilisateurs dans les zones où le réseau est suffisamment développé ou dont le développement est prévu dans un avenir proche (30). Des redevances de raccordement étendues peuvent aussi empêcher la socialisation de certains coûts de développement du réseau, mais, comme indiqué précédemment, si elles ne sont pas fixées avec soin, elles peuvent également décourager l’électrification. Il serait possible d’associer les informations sur les zones de coûts étendus et de coûts limités de raccordement aux cartes de capacité, de manière à fournir aux utilisateurs du réseau des informations claires et actualisées sur les capacités disponibles et les augmentations potentielles de capacité dans un avenir prévisible, ce qui leur permettrait de tenir compte des coûts escomptés dès la planification de leur raccordement. Il est également possible d’encourager le choix d’emplacements favorables dans une perspective de réseau au titre d’un régime de tarification faible, avec des frais de raccordement variables en fonction de l’état de la capacité du réseau dans les emplacements respectifs. Les autorités de régulation devraient rendre compte de manière transparente des différents régimes de tarification de raccordement en fonction de la localisation afin d’orienter les décisions des utilisateurs du réseau vers des emplacements présentant un bon rapport coût-efficacité qui bénéficient à l’ensemble du système énergétique.

Les tarifs de réseau peuvent avoir une incidence significative sur le comportement des utilisateurs du réseau et, partant, inciter à réduire la capacité de pointe en décalant la consommation dans le temps. Cela réduit les besoins d’investissement globaux, car les réseaux électriques sont construits pour couvrir les pics de demande, de sorte que toute baisse entraîne également une baisse des coûts totaux du système et permet la fourniture d’une plus grande capacité d’hébergement du réseau sans qu’il soit nécessaire de renforcer le réseau à cette fin. Une réforme tarifaire en Espagne, introduisant des tarifs différenciés en fonction de l’heure d’utilisation (par blocs), a entraîné une diminution de la capacité moyenne pendant le pic du matin des jours ouvrables en hiver d’environ 3,5 GW entre 2018 et 2023. Une réforme similaire a également été introduite par la Slovénie en 2024 en réaction à une capacité d’hébergement du réseau insuffisante, liée à un déploiement massif de compteurs intelligents et à une évaluation régulière fondée sur des indicateurs de performance clés prédéterminés. Trois mois après l’application de la réforme, le système a observé plus de 50 MW de délestage, ce qui correspond à environ 2,4 % du pic national moyen en janvier (31).

Malgré l’énorme potentiel d’avantages pour le système, comme le souligne le rapport de l’ACER sur les tarifs de 2025, les tarifs de réseau en Europe restent relativement stables en ce qui concerne l’application d’éléments liés au temps d’utilisation ou de signaux de localisation. À cet égard, la Commission européenne a formulé des recommandations sur les tarifs de réseau dans sa communication relative aux lignes directrices sur les redevances de réseau à l’épreuve du temps pour réduire les coûts du système énergétique, publiée en juillet 2025.

2.3 Procédures de raccordement au réseau

La conception des procédures de traitement des demandes de raccordement a fait l’objet d’une attention accrue en raison de la pression croissante exercée sur les capacités d’hébergement disponibles du réseau. Une mise en place efficace des procédures de raccordement au réseau garantit que les demandes sont traitées le plus rapidement possible et fournit aux demandeurs un retour d’information important sur la faisabilité et le délai prévu du raccordement physique au réseau. Les récentes modifications apportées à la législation sur le marché de l’électricité témoignent de cette réalité, exigeant des réponses rapides à tous les demandeurs, ainsi que des informations régulières sur l’état d’avancement de leur demande (33). L'existence de procédures de réseau efficaces garantit également que les demandes simples sont traitées automatiquement, permettant ainsi aux gestionnaires de réseau de traiter les demandes plus complexes. Enfin, elle dissuade également les demandeurs spéculatifs, ce qui, combiné au respect des obligations de transparence suffisante en ce qui concerne les capacités d’hébergement du réseau découlant du cadre juridique existant de l’UE (34), réduit le risque de blocage des capacités pour d’autres utilisateurs.

Le chapitre suivant aborde les procédures de raccordement au réseau sous deux angles principaux et explique les alternatives possibles à l’approche du «premier arrivé, premier servi», qui reste la plus couramment appliquée aujourd’hui:

2.3.1 Mise en place de la procédure de raccordement au réseau

La bonne procédure de raccordement au réseau est une mesure «sans regret», même dans les cas où la capacité du réseau est abondante, car elle améliore la satisfaction globale des utilisateurs et l’attractivité pour les entreprises, renforçant ainsi la compétitivité. Elle peut également améliorer l’acceptation et l’accélération par l’industrie de l’électrification et de la transition énergétique en général. Les procédures devraient fournir une expérience client fluide, par exemple en dématérialisant et en centralisant les processus. Dans le même temps, les gestionnaires de réseau devraient être en mesure d’identifier les demandes de raccordement qui risquent de bloquer la file d’attente en raison de leur caractère spéculatif, immature ou non abouti.

Numérisation des procédures de demande de raccordement au réseau

Les dispositions juridiques introduites par la réforme de l’organisation du marché de l’électricité de 2024 exigent d’offrir la possibilité de traiter les raccordements au réseau exclusivement sous forme numérique. Si presque tous les États membres disposent de certaines solutions numériques, ils ne sont que 11 à avoir entièrement dématérialisé leurs processus au moyen de solutions telles que des plateformes entièrement interactives (35). Ces mesures ont permis de réduire considérablement le décalage dans le temps et les retards, grâce à un traitement plus efficace des demandes de raccordement au réseau, en particulier dans les cas où elles sont pleinement intégrées dans les systèmes d’information du réseau. Les jumeaux numériques et l’optimisation de l’IA peuvent accélérer le traitement pour les applications de routine, tout en optimisant et en intégrant plusieurs processus du réseau. Le tableau ci-dessous présente les meilleures pratiques actuellement utilisées par les GRD en Europe (36).

Tableau 3

Pratiques existantes en matière de dématérialisation du raccordement au réseau au sein des GRD de l’UE

Filtrage en fonction de la maturité des demandes et traitement des demandes de raccordement spéculatives

La rétention des capacités de raccordement au réseau peut également être un problème important lorsque les développeurs obtiennent les approbations de raccordement, mais retardent ou n’entreprennent jamais la construction du projet concerné, ou lorsqu’ils déposent plusieurs demandes de raccordement pour un seul projet afin de conserver autant de flexibilité que possible quant à l’endroit où localiser le projet, bloquant ainsi l’accès pour d’autres utilisateurs, potentiellement prêts à construire. Par conséquent, ils exacerbent les problèmes de raccordement existants et perçus, ce qui conduit à une planification inefficace du développement du réseau. Les autorités de régulation et les gestionnaires de réseau devraient mettre en œuvre des mécanismes visant à prévenir les comportements spéculatifs lorsque la capacité est bloquée à un stade précoce pour des projets immatures, souvent dans le but de vendre les droits de raccordement ou de conserver plusieurs options disponibles pour l’implantation du projet. Si ces pratiques sont souvent dues à un manque de transparence sur les capacités d’hébergement du réseau et sont donc en partie compréhensibles du point de vue du développement commercial, elles rallongent les délais de raccordement pour tous les utilisateurs de la région, réduisent l’efficacité des investissements anticipatifs et peuvent gonfler artificiellement les besoins perçus en matière d’extension du réseau.

Après avoir connu de longs délais pour les demandes de raccordement, plusieurs pays ont décidé de modifier le traitement des demandes de raccordement entrantes en les filtrant en fonction de leur justification ou de leur maturité. D’autres pays ont fixé des délais clairs pour la progression des projets, ce qui les aide à gérer la file d’attente et à libérer des capacités pour les nouveaux utilisateurs, ou pour les utilisateurs plus éloignés dans la file d’attente. Certains pays ont également renforcé leurs exigences en matière d’acomptes garantissant le raccordement au réseau (redevance de réservation), afin de décourager les demandeurs spéculatifs. Cette redevance de réservation serait perdue si le projet ne se concrétise pas, afin de dissuader les demandes spéculatives, et devrait être spécifiée à l’avance. Cette pratique ne peut toutefois être efficace que si un calendrier strict est appliqué pour fournir la preuve de la progression du projet et s’il n’existe pas de marché secondaire pour les réservations de capacité. Ces marchés présentent un risque important d’exacerber les approches spéculatives, consistant à accumuler des capacités de raccordement sans projets concrets à l’appui, puis à les revendre, sachant que d’autres candidats se présenteront et paieront des sommes importantes pour obtenir le droit de raccordement. Par conséquent, leur introduction ou l’autorisation d’un tel marché secondaire n’est pas recommandée.

Le tableau suivant donne un aperçu des pratiques existantes dans les pays de l’UE. Plusieurs de ces mesures n’ont été introduites que récemment pour faire face à l’augmentation des files d’attente pour le raccordement au réseau, de sorte que leur plein effet et leur efficacité ne peuvent être entièrement évalués à ce stade.

Tableau 4

Pratiques nationales existantes en matière de raccordement au réseau

Un système de traitement par lots (c’est-à-dire des fenêtres temporelles pour déposer une demande de raccordement au réseau), appliqué à partir d’une certaine capacité installée, peut non seulement aider à filtrer et à classer les projets matures et moins matures, mais permet également de calculer conjointement plusieurs demandes de raccordement à un moment donné, ce qui peut s’avérer utile en cas de capacité insuffisante du réseau. De cette manière, la planification du réseau pourrait être rationalisée en ayant une meilleure vue d’ensemble du nombre total de demandes de raccordement. Le système pourrait calculer automatiquement les complémentarités entre les projets ou même, si le système est plus avancé, créer des raccordements hybrides virtuels. Un équilibre doit être trouvé entre le nombre de ces fenêtres de soumission de demandes au cours d’une année (du point de vue du traitement) et les attentes des utilisateurs du réseau en ce qui concerne le raccordement au réseau en temps utile.

Les critères de maturité sont susceptibles de dissuader les demandes de projets immatures. L’Irlande, par exemple, a fait état d’une diminution significative des files d’attente de raccordement au réseau à certains niveaux après avoir instauré l’obligation d’obtenir un permis de construire avant de demander un raccordement au réseau (39).

Si le fait de ne demander le raccordement au réseau qu’après l’obtention du permis permet d’éviter les demandes spéculatives, cela peut également retarder inutilement la mise en œuvre des projets et allonger les délais d’attente, car le gestionnaire de réseau reçoit les informations relatives au raccordement prévu à un stade relativement tardif du processus. Pour éviter cela, il est possible d’introduire des calendriers de raccordement donnant la priorité aux projets les plus avancés (tout en maintenant les projets moins avancés en attente), ou un processus de préraccordement, garantissant que le gestionnaire de réseau reçoive bien à l’avance les informations sur la capacité prévue des raccordements et puisse commencer à renforcer le réseau en temps utile. Les critères de maturité devraient être adaptés aux circonstances locales spécifiques.

Des contrôles réguliers de la performance des projets dans la file d’attente (c’est-à-dire leur progression dans la réalisation des étapes clés) doivent également être mis en place dans le cadre général, car les projets qui n’avancent pas peuvent bloquer la capacité d’hébergement qui pourrait être offerte à d’autres participants ou fournir des informations erronées pour la planification du développement du réseau.

Traitement des raccordements existants et hybridation

Malgré les règles existantes relatives au rééquipement des centrales électriques utilisant des sources d’énergie renouvelable dans le cadre de la directive RED, plusieurs pays ne disposent pas de procédure distincte pour les demandes de raccordement concernant le rééquipement des centrales électriques, l’ajustement à la hausse de la capacité contractuelle pour les charges ou l’ajout de nouvelles sources au point de raccordement existant. Dans de tels cas, toute capacité supplémentaire doit faire l’objet d’une nouvelle demande de raccordement. Certains pays exigent également qu'une demande de raccordement entièrement nouvelle soit introduite lorsqu’une installation de stockage ou une nouvelle charge est ajoutée au même point de raccordement, même si cet ajout n'entraîne pas de dépassement de la capacité de raccordement initialement convenue, ce qui risquerait d’entraver la poursuite du développement de sources et de charges d’énergie propre.

En ce qui concerne les solutions spécifiques, l’approche diffère selon le type d’augmentation de la capacité et l’incidence connexe sur le réseau en cas de rééquipement. Cela est reconnu par les dispositions de la directive RED ainsi que par le code de réseau «Requirements for Generators» (RfG) (40), qui stipulent que les exigences techniques pour le raccordement des installations de production s’appliquent aux actifs nouveaux ou considérablement modifiés (y compris le rééquipement), tout en laissant la possibilité d’apporter des ajustements limités aux points de raccordement existants. Une révision du code de réseau visant à clarifier la portée d’une modernisation significative est actuellement en cours.

Un mode différent de traitement des demandes de raccordement qui n’entraîne pas une augmentation de la capacité contractuelle du point de raccordement (ou qui la réduit) pourrait contribuer à l’adoption de solutions hybrides. L’hybridation physique désigne la combinaison de plusieurs actifs de production et/ou de stockage dans la même centrale (sous un seul point de raccordement). Elle peut être combinée avec des charges. La mise en place d’un cadre pour l’hybridation peut encourager l’adoption de solutions de stockage (y compris les points de recharge, qui permettent une recharge bidirectionnelle), ce qui contribue grandement à réduire les congestions du réseau, si elles sont capables de réagir aux signaux fournis par le gestionnaire du réseau. Un tel cadre peut également conduire à une autoconsommation plus efficace, réduisant le volume de la capacité contractuelle du réseau.

L’objectif est d’utiliser les complémentarités entre les sources de production et/ou le stockage et de garantir une utilisation efficace du raccordement au réseau pendant toutes les heures de la journée et pendant toutes les saisons. L’hybridation est parfois liée à l’existence d’une convention de raccordement flexible. En tout état de cause, les actifs doivent satisfaire aux conditions de sécurité nécessaires pour garantir le bon fonctionnement du réseau (en particulier si des actifs présentant un comportement différent et donc un impact sur le réseau sont inclus dans le point de raccordement existant).

2.3.2 Procédures en cas de capacité limitée

Conventions de raccordement flexible

Conformément aux exigences de l’article 6 bis de la directive «Électricité» (2019/944), les ARN créent un cadre qui permet aux gestionnaires de réseau de résoudre les problèmes de capacité du réseau en proposant des conventions de raccordement non ferme (conventions de raccordement flexible), qui permettent aux gestionnaires de réseau de restreindre l’accès au réseau à certaines périodes, par exemple lors des pics de production. Ces raccordements peuvent être utilisés pour donner accès au réseau à un plus grand nombre de producteurs et à de nouvelles charges à court terme, soit comme solution temporaire jusqu’à ce qu’une solution structurelle au problème de capacité soit trouvée, soit comme solution à long terme lorsque le renforcement du réseau n’est pas une solution économique. Les conventions de raccordement flexible peuvent être liées à une réduction correspondante des redevances de réseau. Compte tenu des caractéristiques des conventions de raccordement flexible, il convient d’examiner attentivement l’interaction avec les tarifs et les services achetés par les gestionnaires de réseau afin de gérer la congestion selon une approche fondée sur le marché (41).

Les conventions de raccordement flexible peuvent être utiles pour accélérer le raccordement de nouveaux actifs et réduire les coûts du système, mais elles peuvent nécessiter des investissements en aval du compteur pour décaler les pics de consommation vers des périodes plus favorables au réseau. Par exemple, une borne de recharge pourrait bénéficier d’une convention de raccordement flexible si elle limite la recharge aux heures de pointe de consommation et, à terme, également la décharge aux heures de pointe de production. De même, une entreprise pourrait se raccorder au réseau sans renforcement du réseau si elle réalisait les investissements appropriés (autoproduction, stockage) pour couvrir ses propres besoins de consommation au-delà de la capacité de raccordement au réseau disponible.

D’après les conclusions de l’étude des GRD, 15 États membres ont mis en œuvre une forme de convention de raccordement flexible, avec des variations dans le type et la mise en œuvre spécifique. Certaines conventions sont déjà opérationnelles (AT, BE, DE, FI, HR, HU, NL, PT, RO, SE), d’autres sont actuellement à l'essai ou en préparation au moyen d’actes juridiques (CZ, ES, FR, SI, SK) (42). Le tableau ci-dessous vise à donner un aperçu d’une sélection de conventions de raccordement flexible ou de systèmes hybrides qui sont actuellement mis en œuvre en Europe.

Tableau 5

Pratiques existantes en matière de conventions de raccordement alternatif au sein de l’UE (43)

Cadres de hiérarchisation des priorités

Comme expliqué précédemment, les États membres et/ou les autorités de régulation doivent veiller à ce que leur cadre juridique national garantisse un accès non discriminatoire à leurs réseaux, ce qui n’implique toutefois pas l’obligation d’appliquer le principe du «premier arrivé, premier servi» pour le raccordement au réseau. Les États membres ou les ARN peuvent fixer d’autres règles à appliquer par les gestionnaires de réseau (par exemple, le principe «premier prêt, premier servi», les approches «fondées sur des jalons» ou d’autres approches décrites plus loin), à condition qu’elles soient non discriminatoires et transparentes et qu’elles suivent des critères objectifs et justifiés sur le plan technique et économique (46).

Comme mentionné précédemment, dans le contexte de l’article 6 de la directive «Électricité», les pratiques non discriminatoires sont celles qui garantissent l’égalité de traitement et d’accès à tous les acteurs du marché, indépendamment de leur statut ou de leur localisation. Cela signifie que les gestionnaires de réseau et les autres entités impliquées dans le marché de l’électricité doivent appliquer à toutes les parties les règles, les tarifs et les conditions contractuelles de manière cohérente et objective. La non-discrimination exige la transparence de toutes les procédures, y compris l’accès au réseau, les tarifs d’utilisation du réseau et la fourniture de services, de sorte que tous les acteurs du marché aient les mêmes chances d’entrer en concurrence et de participer au marché. Par exemple, l’accès au réseau devrait être fondé sur des critères clairs et préétablis applicables à tous les utilisateurs, et toute décision affectant la participation au marché devrait être prise sur la base de motifs objectifs et justifiables.

Cela ne doit pas être interprété comme empêchant la possibilité de donner la priorité à certaines utilisations sur la base du respect de critères non discriminatoires et transparents, comme le confirme la jurisprudence récente. Le tribunal d’appel du commerce et de l’industrie néerlandais (ci-après le «CBb») a établi dans un arrêt rendu en mars 2025 que l’ARN néerlandaise dispose du pouvoir indépendant de fixer un cadre de hiérarchisation, si les critères sont correctement évalués et bien justifiés et si cela est fait d’une manière suffisamment justifiée et non discriminatoire (47).

Néanmoins, le principe du «premier arrivé, premier servi» est actuellement appliqué par la grande majorité des États membres, soit parce que les files d’attente pour le raccordement sont un phénomène relativement récent, soit en raison de l’incertitude quant à ce que permet le cadre juridique (48). Les systèmes de priorité, dans le sens où un certain groupe d’utilisateurs est traité en premier lors de l’attribution de capacités limitées (hiérarchisation des priorités d’attribution des capacités), ne sont actuellement testés que par certains États membres et ne sont pas largement déployés.

Lorsque des cadres de hiérarchisation des priorités existent aujourd’hui, ils diffèrent du principe du «premier arrivé, premier servi» de la manière suivante:

La proposition relative au cadre néerlandais de hiérarchisation des priorités de juin 2025 (49) repose sur les principes des avantages systémiques et des éléments sociaux. Les «atténuateurs de congestion» se voient accorder la priorité dans le traitement des demandes de raccordement, étant donné que cette catégorie concerne les raccordements qui contribuent à libérer des capacités pour d’autres utilisateurs du réseau. En outre, les raccordements nécessaires pour des raisons de sécurité nationale (telles que la police, les installations de traitement de l’eau, les transports publics, les hôpitaux, etc.) et les besoins essentiels des ménages (à des fins sociales) sont prioritaires. Dans ces files d’attente, le principe du «premier arrivé, premier servi» s’applique, avec des étapes claires pour suivre la progression. L’ARN néerlandaise a établi plusieurs critères pour choisir des groupes concrets à classer par ordre de priorité.

Les utilisations favorables au réseau doivent être comprises comme des projets alignés sur les besoins du système, atténuant les nouveaux besoins d’expansion du réseau et réduisant les coûts du système pour tous les consommateurs. Elles sont par nature spécifiques à la localisation, car dans chaque réseau et région, la congestion peut être causée par des facteurs différents (différence entre l’offre et la demande, modes de production ou de consommation, différenciation dans le temps, problèmes de tension spécifiques). On peut citer comme exemples le stockage colocalisé s’il s’accompagne d’une limitation des injections pendant les heures de pointe de production, la nouvelle demande dans les zones à forte densité de production, la capacité à suivre les modèles de production (évitant ainsi la nécessité de construire ou de renforcer les lignes existantes), la production dans les zones à forte demande, l’électrification industrielle capable de fournir une réponse à la demande, etc. Bien qu’il n’existe pas de solution universelle au niveau de l’UE en raison de l’importance des conditions locales, des critères clairs devraient être définis au niveau national, dans un cadre réglementaire ou législatif, afin de s’aligner sur la nécessité susmentionnée d’un traitement non discriminatoire par les opérateurs de réseau.

Outre les cadres de hiérarchisation mentionnés précédemment, certains États membres ont décidé d’attribuer les capacités selon des principes de marché, par le biais de la mise aux enchères des droits de raccordement au réseau, souvent à des niveaux de tension plus élevés. Cette approche permet une hiérarchisation économique des priorités, sans classement juridique explicite des secteurs. Toutefois, si elles ne sont pas soigneusement calibrées, les enchères peuvent involontairement favoriser les grands promoteurs disposant de ressources importantes et nuire à l’inclusion des PME ou à l’innovation. L’accès précoce peut également être accordé simplement au plus offrant, à ceux qui sont prêts à se raccorder ou à des projets utiles d’un point de vue social. Outre la hiérarchisation économique, certains pays ont décidé d’appliquer aux enchères des critères liés à la réduction des émissions, qui sont liés à la décarbonation de la production, mais aussi des charges, y compris dans l’industrie. Dans tous les cas, avant d’adopter un tel cadre, il serait essentiel de garantir un processus de sélection multicritères adapté à la situation locale du réseau, ainsi qu’une large participation des parties prenantes et l’intégration de garanties pour les petits acteurs.

Si les méthodes d’enchères peuvent inclure des critères autres que le prix et conduire ainsi à une hiérarchisation de facto de certains groupes d’utilisateurs de manière non discriminatoire, comme indiqué ci-dessus, il convient de noter qu’il n’existe à ce jour aucun exemple de cadre de hiérarchisation explicite et direct fondé sur des critères économiques (c’est-à-dire la contribution à certains objectifs économiques) ou la contribution à certains objectifs politiques, tels que l’électrification des transports, l’industrie ou le déploiement de centres de données. Ces cadres de hiérarchisation peuvent, lorsqu’ils sont dûment justifiés et alignés sur un traitement non discriminatoire et transparent des utilisateurs du réseau, être mis en œuvre, mais doivent garantir le respect des principes du droit de l’Union régissant l’accès au réseau. En outre, un tel cadre ne devrait pas relever de la seule discrétion des gestionnaires de réseau, mais nécessiterait un cadre juridique ou réglementaire national clair et transparent en vertu duquel il est appliqué. Pour les installations de plus petite taille (telles que celles que l’on retrouve généralement dans un contexte résidentiel et qui déploient des sources d’énergie renouvelables, les dispositifs de stockage ou les points de recharge), accélérer le traitement des demandes connexes serait conforme aux principes déjà inscrits dans la directive RED (voir ci-dessus).

Toutefois, comme expliqué précédemment, pour les demandes de raccordement importantes liées à l’électrification de l’industrie, à la conversion de l’électricité en chaleur dans le chauffage urbain, aux parcs de recharge de véhicules électriques à haute puissance (généralement pour les véhicules utilitaires lourds) ou aux centres de données, une modification de la procédure de raccordement au réseau elle-même ne serait pas suffisante, étant donné que le renforcement du réseau est généralement nécessaire. À cette fin, la question du séquençage du renforcement et du développement du réseau est donc plus pertinente que la question de savoir comment allouer la faible capacité existante du réseau. Au-delà de la nécessité générale d’accélérer le déploiement du réseau, les discussions entre les utilisateurs concernés, les gestionnaires de réseau et les autorités nationales revêtent une importance particulière pour garantir l’accès en temps opportun de ces utilisateurs au réseau et définir des stratégies de séquençage.

Tableau

6Pratiques existantes qui diffèrent du principe du «premier arrivé, premier servi» au sein de l’UE (50)

Une question juridique liée à l’application d’un cadre de hiérarchisation (mais aussi aux nouvelles règles relatives au filtrage des raccordements immatures et qui ne progressent pas) est de savoir si ces règles peuvent être appliquées aux demandes de raccordement existantes ou si elles ont des effets rétroactifs exposant les autorités ou les gestionnaires de réseau à des litiges de la part des parties concernées. L’interprétation juridique appliquée à des cas similaires indique que si ces changements sont appliqués dans l’intérêt général et s’accompagnent d’une période transitoire, ils peuvent être considérés comme n’ayant des effets juridiques qu’à l’avenir, et donc sans effet rétroactif. Dans tous les cas, une telle approche doit être soigneusement équilibrée afin de ne pas miner la confiance des investisseurs, et doit être totalement transparente et communiquée bien à l’avance. Par exemple, les projets bien avancés et devant être raccordés dans les deux prochaines années ne devraient pas être affectés par les nouvelles modifications.

3. Conclusions

Les éléments recueillis montrent clairement qu'il est nécessaire d’établir des règles et des procédures claires pour traiter la question des raccordements au réseau eu égard aux trois principaux aspects posant problème (planification et développement du réseau, transparence et incitations, et procédures de raccordement) au niveau d’un cadre juridique national. Même en l’absence de files d’attente, les États membres disposent d’outils pour agir et éviter que les retards s'accumulent à l'avenir dans les capacités de raccordement ou pour rationaliser davantage le traitement des demandes.

De nombreuses mesures «sans regret» pourraient être mises en œuvre très rapidement, tout en gardant à l’esprit l’équilibre entre la simplicité réglementaire, l’acceptabilité par le public et les avantages des changements. Il s’agit notamment de critères de maturité et d’avancement des demandes de raccordement au réseau, avec des jalons clairs, des sanctions et un suivi de la file d’attente, afin de dissuader les raccordements spéculatifs et qui ne progressent pas. Lorsque les capacités sont insuffisantes pour traiter les files d’attente existantes, les États membres et les ARN, le cas échéant, ont la possibilité de décider d’un cadre de hiérarchisation des priorités pour l’accès au réseau, à condition qu’il soit fondé sur des critères transparents et non discriminatoires. Les critères de hiérarchisation doivent être fixés au niveau national afin de tenir compte de l’ampleur variable du problème dans les différents États membres et régions, ainsi que de respecter la subsidiarité nationale.

Dans une perspective plus large, conformément au cadre juridique applicable de l’UE, le cadre réglementaire national doit garantir que le réseau est planifié suffisamment à l’avance, de manière intégrée avec d’autres planifications liées à l’énergie, en tenant dûment compte des besoins des utilisateurs du réseau. Cette mesure doit être suivie de la mise en place d’incitations à une utilisation efficace du réseau (par exemple, des incitations liées à l’emplacement et au moment d’utilisation, comme le préconisent les lignes directrices sur les redevances de réseau à l’épreuve du temps pour réduire les coûts du système énergétique). La fourniture d’informations et la sensibilisation au niveau de raccordement sont des conditions préalables pour tirer le meilleur parti de la capacité existante du réseau.

Enfin, l’observabilité du réseau est nécessaire à la mise en œuvre et à la combinaison de nombreuses solutions avancées. Des efforts doivent être poursuivis pour s’assurer que les GRT et les GRD ont à la fois des obligations suffisantes et des incitations à utiliser des solutions numériques et intelligentes, y compris des outils d’IA, garantissant une observabilité suffisante du réseau.

La Commission continuera de suivre de près l’évolution des files d’attente de raccordement dans l’ensemble de l’Union européenne, ainsi que l’adoption des mesures mentionnées ci-dessous. Si nécessaire, la Commission peut proposer des mesures juridiques supplémentaires pour favoriser encore l’efficacité et la rapidité des raccordements au réseau.

(1) COM(2025) 79 final.

(2) D’après les données d’Eurelectric, en 2024, 450 000 demandes de raccordement de sources d’énergie renouvelable (SER) ont été présentées dans 12 pays, ce qui représente une croissance de + 133 % par rapport à 2021.

(3) Fraunhofer ISI, Fraunhofer IEG, Guidehouse, REKK, «Study on network development planning, tariff structures and connection requests for electricity distribution grids» (Étude sur la planification du développement du réseau, les structures tarifaires et les demandes de raccordement aux réseaux de distribution d’électricité), septembre 2025, https://op.europa.eu/en/publication-detail/-/publication/08843617-9cf8-11f0-97c8-01aa75ed71a1 (ci-après l’«étude des GRD»).

(4) Directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité.

(5) Étude des GRD.

(6) Communication de la Commission portant orientations en matière d’investissements anticipatifs pour le développement de réseaux d’électricité tournés vers l’avenir, C/2025/3291, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/?uri=CELEX%3A52025XC03179&qid=1750695420666.

(7) Communication de la Commission relative à des lignes directrices sur l’adaptation des redevances de réseau aux enjeux du futur pour réduire les coûts du système énergétique, https://energy.ec.europa.eu/publications/communication-future-proof-network-charges-reduced-energy-system-costs_en?prefLang=fr.

(8) «Gridlock to grid growth: tackling connection queues for a smoother energy transition» , Eurelectric, 2025.

(9) Étude des GRD.

(10) Il n’existe pas de données cohérentes pour l’ensemble de l’Europe sur le nombre total de demandes de raccordement. Une étude récente de DSO Entity intitulée «Digital Solutions for Handling Connection Requests» (Solutions numériques pour traiter les demandes de raccordement) a recueilli des données dans onze pays. Les résultats indiquent une croissance constante d’environ 53 % par an depuis 2021 (c’est-à-dire une croissance annuelle de 53,6 % entre 2021 et 2022, de 53,1 % entre 2022 et 2023, et de 52,96 % entre 2023 et 2024).

(11) Directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité; articles 6, 6 bis et 31.

(12) Règlement (UE) n° 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité; articles 50 et 57.

(13) Directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables.

(14) Directive (UE) 2024/1711 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 modifiant les directives (UE) 2018/2001 et (UE) 2019/944 en ce qui concerne l’amélioration de l’organisation du marché de l’électricité de l’Union.

Règlement (UE) 2024/1747 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 modifiant les règlements (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 en ce qui concerne l’amélioration de l’organisation du marché de l’électricité de l’Union.

(15) Articles 16, 16 bis, 16 ter, 16 quater, 16 quinquies, 16 sexies, 16 septies et 17 de la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables.

(16) Directive (UE) 2024/1275 du Parlement européen et du Conseil du 24 avril 2024 sur la performance énergétique des bâtiments.

Directive (UE) 2023/1791 du Parlement européen et du Conseil du 13 septembre 2023 relative à l’efficacité énergétique et modifiant le règlement (UE) 2023/955 (refonte).

(17) ACER-CEER Guidance on electricity distribution network planning (Orientations de l’ACER-CEER sur la planification des réseaux de distribution d’électricité), juillet 2025, Future-ready grids: ACER and CEER set out blueprint for distribution planning | www.acer.europa.eu.

(18) La communication de la Commission relative aux lignes directrices sur les redevances de réseau à l’épreuve du temps pour réduire les coûts du système énergétique explique les conditions dans lesquelles des fonds publics peuvent être utilisés pour couvrir l’ensemble des coûts de réseau.

(19) Étude des GRD.

(20) https://www.services-rte.com/fr/actualites/cartographie-zones-mutualisation-consommation.html, La CRE approuve la convention de raccordement «fast track» au réseau très haute tension (400 kV) de RTE pour les sites de consommation de grande puissance | CRE.

(21) Communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions: Le chaînon manquant des réseaux - Un plan d’action de l’UE pour les réseaux, COM(2023) 757 final.

(22) État des lieux en août 2025, sur la base des résultats de l’étude des GRD.

(23) Étude des GRD.

(24) Étude des GRD.

(25) ACER-CEER 2024 Market Monitoring Report on Energy Retail and Consumer Protection (Rapport ACER-CEER 2024 sur la surveillance du marché de la vente au détail d’énergie et la protection des consommateurs).

(26) Présentation de l’entité des GRD lors du forum 2025 sur les infrastructures énergétiques, disponible à l’adresse suivante: https://energy.ec.europa.eu/events/11th-energy-infrastructure-forum-2025-06-02_fr.

(27) Appliquer la stratégie en matière d’IA https://digital-strategy.ec.europa.eu/fr/policies/apply-ai.

(28) Communication de la Commission relative aux lignes directrices concernant l’adaptation des redevances de réseau aux enjeux du futur pour réduire les coûts du système énergétique.

(29) Parmi les exemples négatifs, citons par exemple le financement intégral d’un réseau supérieur par la mise en place d’une redevance de raccordement étendue, comme une ligne de transport entière par quelques utilisateurs raccordés à une sous-station adjacente au niveau de la distribution.

(30) Les redevances de raccordement limitées signifient que les utilisateurs du réseau paient pour l’infrastructure reliant leur installation au réseau de transport ou de distribution (câbles et autres équipements nécessaires), tandis que les redevances de raccordement étendues signifient que les utilisateurs du réseau paient (en plus) les coûts des autres renforcements/extensions nécessaires dans le réseau de transport ou de distribution existant pour permettre le raccordement des utilisateurs du réseau. Source: rapport de l’ACER sur les pratiques de tarification du réseau, mars 2025.

(31) Étude des GRD.

(32) Également conforme à l’article 59, paragraphe 1, point l), de la directive (UE) 2019/944 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité.

(33) Article 50 du règlement (UE) 2019/943 sur le marché intérieur de l’électricité et article 31 de la directive (UE) 2019/944 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité.

(34) Article 50 du règlement (UE) 2019/943 sur le marché intérieur de l’électricité et article 31 de la directive (UE) 2019/944 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité.

(35) Étude des GRD.

(36) Rapport d’octobre 2025 de DSO Entity intitulé «Digital Solutions for Handling Connection Requests» (Solutions numériques pour traiter les demandes de raccordement), https://eudsoentity.eu/news/dso-entity-published-a-new-report-on-digital-solutions-for-handling-connection-requests/.

(37) Voir les travaux des gestionnaires de réseau (https://www.entsoe.eu/technopedia/techsheets/digital-twin-dt/) et les projets financés par l’UE (https://twineu.net/ et https://eudsoentity.eu/dso4dt/).

(38) État des lieux en octobre 2025, d’après les résultats de l’étude des GRD et du projet de modification de la loi, disponible à l’adresse suivante: https://legislacja.rcl.gov.pl/projekt/12396003.

(39) Étude des GRD.

(40) Règlement (UE) 2016/631 de la Commission du 14 avril 2016 établissant un code de réseau sur les exigences applicables au raccordement au réseau des installations de production d’électricité.

(41) Les conventions de raccordement flexible et les marchés de services poursuivent le même objectif, à savoir résoudre les problèmes de congestion dans les réseaux, mais leur conception peut conduire à une utilisation non optimale de la flexibilité des actifs raccordés au réseau. Dans certains cas, un gestionnaire de réseau peut ne pas payer les coûts de la flexibilité des actifs dans le cadre d’une convention de raccordement flexible. En cas de congestions, le gestionnaire de réseau accorderait alors la priorité à la flexibilité offerte par les conventions de raccordement flexible pour atténuer les congestions du réseau, même si des solutions moins coûteuses pour la gestion de la congestion, par exemple $une réponse explicite à la demande, sont disponibles pour réduire les coûts globaux du système. Par exemple, on pourrait imaginer qu’un gestionnaire de réseau dispose, dans certains cas, de deux options pour résoudre un problème de congestion: activation de la convention de raccordement flexible ou utilisation d’une flexibilité explicite, fournie par l’intermédiaire d’une plateforme de marché locale. Du point de vue du gestionnaire de réseau, la convention de raccordement flexible pourrait être considérée comme gratuite, en raison de sa conception (par exemple, grâce à des tarifs plus bas), tandis que le fournisseur de flexibilité explicite devrait être rémunéré pour chaque activation. Même si, du point de vue du fournisseur, la flexibilité explicite est moins chère que la convention de raccordement flexible, il est possible que le gestionnaire de réseau préfère toujours activer la convention, ce qui rend inefficace l’utilisation de la flexibilité du système.

(42) Étude des GRD, situation en août 2025.

(43) Source: étude des GRD, rapport sur la numérisation des GRD, rapport «Mind the queue» de BCG, septembre 2025.

(44) État des lieux en septembre 2025, d’après les résultats de l’étude des GRD.

(45) https://www.ess-news.com/2025/10/24/6-gw-of-dutch-batteries-about-to-get-grid-access/.

(46) Il convient de noter que seule la Cour de justice de l’Union européenne peut fournir une interprétation complète du droit de l’Union, de sorte que le résumé n’est pas censé présenter le contrôle de la transposition de la bonne mise en œuvre du cadre juridique de l’Union.

(47) https://www.acm.nl/en/publications/acm-working-new-decision-opportunities-prioritization-projects-contribute-major-social-objectives-getting-connected-grid.

(48) Étude des GRD.

(49) https://www.acm.nl/en/publications/acm-welcomes-opinions-about-its-new-draft-decision-opportunities-prioritization-projects-contribute-major-social-objectives-getting-connected-grid.

(50) Source: étude des GRD, situation en août 2025. Étant en cours de réforme, le cadre néerlandais n’est pas inclus. Rapport Mind the queue («Attention à la file d’attente») de BCG, septembre 2025.

(51) https://www.acm.nl/en/publications/acm-welcomes-opinions-about-its-new-draft-decision-opportunities-prioritization-projects-contribute-major-social-objectives-getting-connected-grid.