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

I. Introduction

Le réseau électrique européen est un pilier fondamental de l’économie européenne. Il est le plus interconnecté au monde, avec une multitude de processus et d’acteurs œuvrant sans discontinuité pour fournir une électricité sûre, abordable et de plus en plus non fossile, tout en intégrant de vastes niveaux d’énergies renouvelables dans le bouquet énergétique global. L’augmentation de la demande d’électricité, l’accélération de l’électrification des utilisations finales et le déploiement accéléré des énergies renouvelables nécessitent des changements pour optimiser la manière dont les réseaux électriques sont conçus et exploités. Pendant les heures où la production d’énergie renouvelable est élevée, les prix bas ou négatifs de l’électricité (qui ont atteint un nouveau record l’année dernière (1)) reflètent la nécessité de rendre le système plus flexible et d’éviter un délestage inefficace, tout en permettant d’utiliser l’énergie là où les sources d’énergie les moins chères sont disponibles et lorsqu’elle est la plus rentable pour l’ensemble du système.

En outre, le déploiement généralisé des sources d’énergies renouvelables (qui se trouvent souvent là où les conditions sont les plus appropriées, pas nécessairement à proximité de pôles de demande ou dans des lieux où le réseau est déjà bien renforcé) doit être soutenu par une intégration efficace dans le réseau. Cela nécessite des investissements importants dans les réseaux électriques. Des investissements d’environ 730 milliards d’EUR pour la distribution et 477 milliards d’EUR pour le transport, y compris le développement du réseau énergétique en mer, seront probablement nécessaires jusqu’en 2040 (2) pour faire progresser le marché intérieur de l’énergie et accroître la capacité du réseau. Ces investissements seront essentiels pour permettre le raccordement de nouveaux projets de production d’énergie propre qui, à terme, feront baisser le prix de gros moyen de l’électricité et seront nécessaires pour atteindre les objectifs climatiques européens. Un récent rapport de l’ACER estimait que, jusqu’en 2050, les taux d’investissement annuels des dernières décennies pourraient doubler. Il estime également que les investissements au niveau du transport représenteront une part plus faible (environ un tiers) par rapport à ceux nécessaires au niveau de la distribution (environ deux tiers) (3).

Cela aura une incidence directe sur les redevances de réseau qui, ces dernières années, ont représenté entre 24 et 29 % (4) de la facture d’électricité des ménages. Alors que la composante «prix de l’énergie» devrait diminuer, les coûts de réseau devraient représenter une part encore plus importante des factures d’électricité. Une conception intelligente et efficace des redevances de réseau contribuera à accroître l’efficacité des infrastructures afin d’optimiser les coûts globaux du système, ce qui est essentiel pour la compétitivité de l’UE, et afin de garantir l’accessibilité financière de l’électricité pour les consommateurs.

L’UE s’emploie à poursuivre l’objectif de décarbonation tout en améliorant l’accessibilité financière de l’énergie et la sécurité de son approvisionnement. Cela est essentiel pour la compétitivité des industries européennes, comme indiqué dans le pacte pour une industrie propre, qui répond également à la nécessité de soutenir l’autonomie stratégique, de sécuriser les chaînes d’approvisionnement vitales et de préserver la prospérité économique de l’industrie de l’UE. Dans le cadre du pacte pour une industrie propre, la Commission a adopté, en février, le plan d’action pour une énergie abordable, qui comporte huit mesures efficaces visant à réduire les coûts de l’énergie pour les citoyens et les entreprises, la plupart devant être mises en œuvre à court terme. Le plan d’action a examiné les facteurs à l’origine de la hausse des prix de l’énergie et a identifié les coûts de l’approvisionnement en énergie, la fiscalité ainsi que les coûts de réseau et de système comme des domaines clés à traiter afin de contribuer à réduire les factures énergétiques des consommateurs européens.

Pour que le développement nécessaire du réseau électrique se fasse de la manière la plus rentable possible, il doit aller de pair avec une utilisation optimale des infrastructures.

La conception de méthodologies de tarification du réseau a une incidence considérable à cet égard, car elle peut fournir les incitations nécessaires à tous les utilisateurs du réseau pour qu’ils adaptent leur comportement de manière à réduire le coût global du système.

Le présent document met en œuvre une action clé [action 1 a)] du plan d’action pour une énergie abordable et fournit des orientations aux régulateurs nationaux, qui sont responsables de la conception des méthodologies de tarification du réseau, sur la meilleure manière d’y parvenir. Comme indiqué dans le plan d’action pour une énergie abordable, la Commission, après avoir publié les présentes lignes directrices, peut, si nécessaire, présenter une proposition législative contraignante sur les méthodologies de tarification (5).

L’objectif des présentes lignes directrices est d’aider les régulateurs nationaux à concevoir des méthodologies de tarification qui utilisent au mieux les infrastructures de réseau existantes et contribuent à réduire au minimum les investissements supplémentaires nécessaires, favorisant ainsi la fourniture d’une énergie plus abordable. Elles recommandent un changement significatif de la manière dont les tarifs de réseau sont conçus, en fonction des besoins d’un système énergétique décarboné, grâce à une participation accrue des utilisateurs rendue possible par la production décentralisée d’énergie, à l’intégration du système énergétique, au stockage, à la flexibilité du côté de la demande et à la disponibilité de compteurs intelligents. Au lieu de s’appuyer sur la consommation globale, elles proposent des méthodes de calcul plus détaillées qui incitent financièrement les utilisateurs du réseau à ajuster leur consommation d’énergie ou à la décaler pour des moments et des lieux de consommation où les sources d’énergie les moins chères sont disponibles et lorsque cela est le plus rentable pour le système énergétique et l’ensemble des consommateurs, dans le but de tirer le meilleur parti des infrastructures de réseau existantes et de réduire au minimum les investissements supplémentaires nécessaires. C’est déjà le cas pour les prix de l’électricité, les contrats d’électricité à tarification dynamique étant largement disponibles dans les États membres (6), mais les tarifs de réseau restent généralement relativement stables en ce qui concerne le moment ou le lieu d’utilisation (7).

Bien qu’il n’existe pas de solution universelle, le présent document fournit aux États membres et aux autorités de régulation nationales (ci-après les «ARN») des orientations pour un ensemble de méthodes prospectives et efficaces visant à optimiser l’utilisation du réseau existant, à contribuer à son expansion au moindre coût et à garantir une répartition des redevances de réseau équitable et reflétant les coûts tout en encourageant la compétitivité européenne, une électrification et une décarbonation plus poussées. À cet égard, les contextes locaux sont importants, tels que le niveau d’électrification ou le profil de production et de charge dans une zone donnée, qui détermine la capacité des utilisateurs du réseau à réagir aux incitations. Tous les consommateurs (ménages et secteur industriel) ressentiront à l’avenir les avantages d’une réduction des coûts globaux du système.

II. Que sont les tarifs de réseau?

Les tarifs de réseau correspondent au prix que tous les utilisateurs connectés au réseau paient pour bénéficier du service qui consiste à pouvoir acheminer l’électricité du point de production jusqu’au lieu de son utilisation. Ces tarifs permettent le recouvrement des coûts d’investissement dans les actifs des réseaux de transport et de distribution, les compteurs intelligents, les coûts d’entretien et de réparation du réseau existant, l’exploitation quotidienne des services du réseau ainsi que les coûts des gestionnaires des réseaux de transport et de distribution. Les coûts qui peuvent être recouvrés par les tarifs de réseau comprennent les dépenses en capital (ci-après «CAPEX») dans les infrastructures, les dépenses opérationnelles (ci-après «OPEX») liées à la gestion quotidienne du réseau, la rémunération des gestionnaires de réseau, le coût des pertes sur le réseau, les coûts d’équilibrage du réseau et des services auxiliaires, les coûts de gestion de la congestion, etc.

Les tarifs de réseau sont complexes dans leur conception, car ils doivent concilier les différents besoins du système tout en encourageant des décisions d’investissement pluriannuelles rentables dans le réseau et de fortes incitations à maîtriser les coûts d’exploitation globaux du système. Ils sont fixés pour des périodes de régulation (généralement de 4 à 5 ans), au cours desquelles les ARN déterminent le niveau de la rémunération tarifaire (c’est-à-dire les recettes autorisées pour les gestionnaires de réseau) et les méthodes de tarification, qui déterminent les incitations pour les gestionnaires de réseau et aussi la manière de répartir les coûts totaux entre les utilisateurs du réseau sous la forme de redevances de réseau. Ce cycle de régulation assure la stabilité, tandis que des ajustements à mi-période ou des révisions annuelles sont fréquemment utilisés pour faire en sorte que les niveaux de recettes autorisés des gestionnaires de réseau ainsi que les niveaux de redevances de réseau soient compatibles avec les actions nécessaires des gestionnaires de réseau pour gérer tout changement de circonstances.

III. Cadre juridique

a. Les autorités de régulation nationales indépendantes sont compétentes

En vertu de la législation de l’UE, la conception des tarifs de réseau relève de la responsabilité des ARN indépendantes. (8) Les ARN ont « l’obligation de fixer ou d’approuver, selon des critères transparents, les tarifs de transport et de distribution ou leurs méthodes de calcul, ou les deux » (9). Les États membres sont tenus de garantir l’indépendance des ARN et de veiller à ce qu’elles exercent leurs pouvoirs de manière impartiale et transparente. À cette fin, les ARN doivent être juridiquement distinctes et fonctionnellement indépendantes d’autres entités publiques ou privées, agir indépendamment de tout intérêt commercial et prendre des décisions autonomes, indépendamment de tout organe politique (10). L’indépendance des ARN par rapport aux gouvernements et aux parlements nationaux en ce qui concerne l’exercice de leurs pouvoirs tarifaires a été mise à l’épreuve devant la Cour de justice de l’Union européenne (ci-après la «Cour») et confirmée par celle-ci.

Selon une jurisprudence constante de la Cour, les ARN prennent leurs propres décisions de manière autonome et uniquement dans l’intérêt public, de manière à garantir le respect des objectifs poursuivis par le règlement sur l’électricité (11) et la directive sur l’électricité (12), sans être soumises à des instructions externes émanant d’autres entités publiques ou privées.

La Cour a jugé que la tâche essentielle des ARN, qui consiste à fixer et à approuver les méthodologies de tarification, ne doit pas faire l’objet d’une intervention extérieure. En effet, l’intervention du gouvernement, du parlement, en particulier sous des formes législatives, et d’autres organismes publics autres que les ARN se limite à réaffirmer les principes généraux énoncés dans la directive et le règlement sur l’électricité et à établir des lignes directrices générales, dans la mesure où elles ne concernent pas le catalogue des compétences essentielles des ARN établi dans la directive sur l’électricité. Cela a été énoncé dans des arrêts concernant l’Allemagne en 2021 (13), la Belgique (14) et la Slovaquie en 2020 (15).

La Cour a également jugé que le gouvernement ne peut pas nommer ou révoquer les dirigeants de l’ARN en raison d’un désaccord sur le contenu de la méthodologie de tarification (16).

De plus, il est important de noter que la fixation des tarifs est une tâche complexe, et il est essentiel que les États membres veillent à ce que les ARN disposent des ressources appropriées. La directive sur l’électricité exige que l’État membre veille à ce que l’ARN dispose de « toutes les ressources humaines et financières nécessaires » (17) pour s’acquitter correctement de ses tâches de fixation des tarifs, et conformément à la législation de l’UE. Dans certains États membres, les gestionnaires de réseau proposent leur propre tarif, et il se peut que les ARN ne disposent pas des ressources nécessaires pour s’interroger pleinement sur les détails et améliorer la méthodologie.

Il s’agit d’une question que tous les États membres devraient examiner au niveau national, tandis que la Commission veillera à ce que l’indépendance des régulateurs nationaux dans la définition des méthodologies de tarification du réseau soit dûment protégée et préservée par le droit national.

b. Principes de conception des tarifs de réseau

Comme indiqué ci-dessus, l’ARN est compétente pour fixer le régime tarifaire. Toutefois, la législation de l’UE prévoit des limites pour encadrer cette compétence. Les principes régissant le développement des tarifs de réseau sont énoncés dans le règlement sur l’électricité, y compris ses modifications ultérieures dans le train de mesure sur la réforme de l’organisation du marché de l’électricité (18). Un principe de base consacré à l’article 18 du règlement sur l’électricité est que les redevances de réseau devraient refléter les coûts et encourager une utilisation efficace du réseau existant en fournissant des signaux de prix aux utilisateurs du réseau afin qu’ils adaptent leur comportement. En effet, selon le règlement, les redevances d’accès au réseau « reflètent les coûts, sont transparentes, tiennent compte de la nécessité de garantir la sécurité et la flexibilité des réseaux et reflètent les coûts effectivement engagés [...] ». En outre, le régime tarifaire devrait soutenir « l’efficacité générale du système », adresser « des signaux de prix [...] aux consommateurs et aux producteurs », intégrer « des signaux de localisation au niveau de l’Union et [prendre] en considération les pertes de réseau et la congestion causées, ainsi que les coûts d’investissement relatifs aux infrastructures » (19).

Des principes supplémentaires concernant la conception des tarifs démontrent en outre que les colégislateurs reconnaissent le besoin croissant d’incitations en vue d’accroître la flexibilité et la réactivité du comportement des utilisateurs du réseau. Par exemple, l’article 18, paragraphe 2, du règlement sur l’électricité prévoit de fournir des incitations appropriées à court et à long terme, y compris au moyen d’investissements anticipatifs (20), afin de favoriser l’intégration des énergies renouvelables, la flexibilité, des solutions d’optimisation pour les réseaux existants, la participation active de la demande, et de contribuer aux objectifs des plans nationaux en matière d’énergie et de climat.

Afin de soutenir les ARN dans leur conception nationale du régime tarifaire et d’atténuer les risques de fragmentation du marché, l’Agence pour la coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) élabore tous les deux ans un rapport sur les méthodes de tarification du transport et de la distribution. Le dernier rapport a été publié le 26 mars 2025 (21) et met en évidence les meilleures pratiques et contient des recommandations à l’intention des ARN. Les ARN devraient tenir compte de ces rapports dans leurs travaux tout en prenant également en considération les spécificités nationales. Les présentes lignes directrices s’appuient donc également sur les observations de l’ACER.

La législation prévoit que les redevances d’accès au réseau soient transparentes, tiennent compte de la nécessité de réseaux sûrs et flexibles et reflètent les coûts effectivement engagés dans la mesure où ils correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau efficace et ayant une structure comparable et sont appliqués de manière non discriminatoire. Ces redevances ne comprennent pas de coûts non liés soutenant d’autres objectifs (22).

Traditionnellement, les régimes tarifaires des réseaux électriques étaient répartis entre les CAPEX et les OPEX dans le cadre de contrôles réglementaires des prix, penchant fortement en faveur des dépenses d’investissement dans les infrastructures qui sont généralement réglementées par un certain taux de rendement attendu des investissements. Toutefois, cette approche doit être actualisée afin de s’adapter à la politique globale de décarbonation et d’électrification accrue, ainsi qu’à la décentralisation de la production d’énergie. L’article 18 du règlement sur l’électricité a été modifié en 2024 pour en tenir compte. La législation prévoit désormais une approche axée sur les dépenses totales (TOTEX) selon laquelle les tarifs devraient « [refléter] les coûts fixes des gestionnaires de réseau de transport et des gestionnaires de réseau de distribution et [prendre] en compte les dépenses en capital et opérationnelles pour inciter de manière appropriée les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution, tant à court qu’à long terme, y compris au moyen d’investissements anticipatifs, à améliorer l’efficacité, y compris l’efficacité énergétique ». De cette manière, les méthodes de tarification devraient favoriser une réflexion globale sur les besoins du réseau et les solutions les plus efficaces pour y répondre (23). Cette approche peut permettre aux ARN d’inciter les gestionnaires de réseau de transport (ci-après les «GRT»), les gestionnaires de réseau de distribution (ci-après les «GRD») et les acteurs du marché à investir dans des systèmes rentables autorisant une flexibilité et une utilisation optimale du réseau plutôt qu’une approche plus traditionnelle consistant à développer le réseau. (24)

En outre, l’article 6 bis de la directive sur l’électricité (25) vise à relever le défi de la capacité limitée du réseau auquel de nombreux États membres sont confrontés (26). Dans certains États membres, une fois que le réseau a atteint une certaine quantité de capacité connectée, il n’est pas possible d’en connecter davantage à moins que les utilisateurs du réseau n’acceptent d’adapter leur comportement de manière favorable au système, augmentant ainsi la capacité de raccordement local. Dans ces circonstances, le stockage et la flexibilité de la demande pourraient être utilisés pour alléger la pression sur le réseau en augmentant la consommation de la production locale lorsque et là où le réseau local est fortement saturé, et en fournissant de l’électricité en dehors des pics de consommation du système et lorsqu’une capacité de réseau est disponible.

L’article 6 bis prévoit donc que les ARN élaborent un cadre permettant aux GRT et aux GRD d’offrir la possibilité d’établir des conventions de raccordement flexible non fermes (27) dans les zones où la capacité du réseau est limitée ou inexistante pour de nouveaux raccordements. L’objectif est de trouver un équilibre entre la sécurité d’exploitation et la nécessité de permettre le raccordement de nouveaux utilisateurs du réseau, ce qui serait bénéfique pour un réseau saturé. La pratique consistant à offrir des raccordements non fermes existe déjà dans certains États membres, mais elle sera désormais globalement exigée dans l’ensemble de l’UE. Cette pratique ne devrait pas retarder les renforcements nécessaires du réseau et l’article 6 bis dispose en outre qu’il convient d’assurer la conversion en raccordements fermes, sur la base de critères établis une fois le réseau renforcé. Toutefois, dans les zones où l’ARN ou une autre autorité compétente a estimé que le renforcement du réseau n’était pas la solution la plus rentable, des conventions de raccordement flexible devraient être autorisées de manière permanente, y compris pour le stockage. Étant donné que ces types de conventions de raccordement n’offrent pas un accès illimité au réseau, les redevances de réseau appliquées aux utilisateurs disposant de ces types de raccordement devraient en tenir compte.

Enfin, afin de reconnaître l’évolution du rôle joué par les réseaux de distribution (la plupart des nouveaux projets d’énergies renouvelables sont raccordés au niveau de la distribution), le règlement prévoit que les redevances d’accès au réseau ne devraient pas faire de distinction entre la production raccordée au niveau de la distribution et celle raccordée au niveau du transport. Étant donné que le règlement (UE) no 838/2010 de la Commission prévoit des limites aux redevances d’accès au réseau qui peuvent être appliquées aux producteurs au niveau du transport, il est utile de clarifier la manière dont ces règlements devraient être interprétés conjointement. Compte tenu du principe de non-discrimination dans le règlement sur l’électricité, la Commission estime que les limites indiquées dans le règlement (CE) no 838/2010 devraient constituer le point de départ du calcul des redevances d’accès au réseau à appliquer aux producteurs au niveau de la distribution. Toutefois, compte tenu du principe de réflectivité des coûts, cela ne signifie pas qu’elles doivent être exactement identiques. Les différences en matière de redevances pourraient être justifiées par des coûts de réseau réduits ou supplémentaires pouvant résulter du fait d’être raccordé au niveau de la distribution.

IV. Vers une conception des tarifs de réseau plus efficace

Les systèmes énergétiques européens connaissent un changement de paradigme. Par le passé, une importante production centralisée d’énergie distribuable couvrait la demande de charges prévisibles. Toutefois, le système électrique compte désormais des parts plus importantes d’électricité renouvelable décentralisée et intermittente, et la demande d’électricité devrait augmenter (28) au fur et à mesure de la décarbonation et de l’électrification de nouveaux secteurs de l’économie. Le réseau électrique connaît également des changements dans la structure des flux d’électricité en raison d’une forte concentration d’énergie renouvelable dans certaines zones du réseau et d’une augmentation de la production distribuée au niveau des ménages (par exemple, l’énergie solaire de toiture). Dans ce contexte, le rôle du réseau électrique et les redevances sous-jacentes évoluent également. Les tarifs de réseau peuvent avoir une influence sur l’orientation des investissements ainsi que sur le comportement des utilisateurs déjà raccordés au réseau; les tarifs peuvent encourager ou décourager la flexibilité nécessaire pour maintenir les coûts du système à un niveau minimal. Par conséquent, si le recouvrement des coûts est un objectif essentiel des tarifs de réseau, ces derniers peuvent également constituer des incitations importantes à atteindre des objectifs particuliers pour les gestionnaires et les utilisateurs de réseau.

En ce qui concerne les signaux de localisation, l’augmentation de la production décentralisée à partir de sources renouvelables et d’autres sources a des répercussions sur les coûts globaux du système, en particulier au niveau de la distribution (29). Par conséquent, une conception plus intelligente des tarifs de réseau, assortie d’incitations appropriées, peut contribuer à orienter les investissements dans une production plus proche de la demande (et inversement) ou dans les lieux où préexiste une capacité de réseau (par exemple, dans les lieux où des centrales électriques à combustibles fossiles sont mises hors service ou dans les lieux qui ont connu dans le passé une forte demande industrielle), à garantir une utilisation du réseau favorable à celui-ci et donc, au fil du temps, à diminuer la congestion coûteuse du réseau, à limiter les besoins globaux d’investissement et à réduire au minimum les coûts de réseau pour tous les utilisateurs. Elle peut également contribuer à orienter les investissements dans les flexibilités non fossiles, telles que le stockage et la participation active de la demande, afin de localiser ces flexibilités, par exemple à proximité de zones caractérisées par une production importante à partir de sources d’énergie renouvelable variable. Associés à d’autres mesures, les signaux de localisation dans la conception des tarifs de réseau peuvent renforcer les signaux de localisation des investissements pour les utilisateurs du réseau et, partant, améliorer la rentabilité globale.

Dans un système présentant des besoins de flexibilité accrus, le principe de réflectivité des coûts doit en tenir compte afin de garantir que la répartition des coûts de réseau entre les utilisateurs de celui-ci corresponde équitablement au coût qu’ils génèrent pour le système ou à leur contribution à son bon fonctionnement. Dans le cas contraire, les ARN risquent de ne pas prendre correctement en compte les coûts réels générés par les utilisateurs pour le réseau, de sorte que ces coûts de réseau seraient facturés à d’autres utilisateurs. À titre d’illustration, par rapport aux chiffres actuels, les exigences en matière de flexibilité vont plus que doubler d’ici à 2030 et seront sept fois plus importantes d’ici à 2050 (30). L’un des domaines clés dans lesquels les tarifs de réseau peuvent jouer un rôle inestimable est celui de la réduction des pics de demande. Les réseaux électriques sont généralement dimensionnés de manière à couvrir les pics de demande. Toute incitation à réduire les pics, au moyen de redevances de réseau pour les consommateurs d’énergie, entraîne une réduction des investissements dans le système énergétique nécessaires pour les couvrir.

Les tarifs de réseau, parallèlement à la composante énergétique de la facture d’électricité, peuvent inciter à adapter les comportements dans l’utilisation du réseau. Les redevances de capacité et les tarifs dynamiques (énergie et réseau) peuvent susciter des réponses comportementales et modifier les habitudes de consommation pour les déplacer en dehors des périodes de pointe, lorsqu’une capacité importante est disponible (31). Par conséquent, les tarifs dynamiques peuvent contribuer à répondre aux besoins de flexibilité et, partant, limiter le recours à d’autres mesures coûteuses telles que l’acquisition de services de flexibilité (32). Ils peuvent contribuer à réduire partiellement les besoins d’expansion du réseau, et donc les redevances de réseau payées par les consommateurs dans leurs factures d’électricité, tout en réduisant directement les factures des consommateurs en mesure de rendre leur consommation d’électricité plus flexible.

La complexité de la conception est un élément important que les ARN doivent prendre en considération. Les méthodes de tarification doivent encourager les comportements visant à réduire les coûts du système, mais aussi être suffisamment compréhensibles et prévisibles pour que les consommateurs puissent réagir aux signaux de prix. La capacité de réaction peut ne pas être la même pour tous les utilisateurs du réseau, varier en fonction de leur profil, mais avec une pénétration accrue des ressources électrifiées (par exemple les batteries, le chauffage électrique et les véhicules électriques), le déploiement de systèmes intelligents de mesure et de capacités d’automatisation rendues possibles par un cadre d’agrégation solide, la capacité des utilisateurs du réseau à répondre aux signaux temporels devrait augmenter considérablement avec le temps. En ce qui concerne les nouvelles technologies et les utilisateurs du réseau, tels que les véhicules électriques et les communautés énergétiques, le rapport 2025 de l’ACER (33) contient plus de détails sur les approches possibles en matière de conception des tarifs dans ce domaine et fournit des exemples de pratiques des États membres.

L’incapacité à réagir aux signaux de prix (par exemple l’absence de compteurs intelligents) empêche de tirer pleinement parti des avantages d’un régime tarifaire plus efficace et nécessite donc une approche équilibrée et globale de la gestion du changement. Les méthodes de tarification devraient, le cas échéant, tenir compte des limites de capacité actuelles, en offrant la possibilité d’intégrer certains éléments de manière volontaire ou la possibilité d’une transition plus progressive, qui soit bien communiquée à tous et donne aux utilisateurs la possibilité de s’adapter. Dernier point, mais non des moindres, les tarifs de réseau prévisibles, où les niveaux de prix et/ou les périodes de pointe ou la méthodologie pour les établir sont définis de manière transparente ex ante et suffisamment anticipés, sont importants pour exploiter pleinement le potentiel de flexibilité des consommateurs.

En ce qui concerne les compteurs intelligents, bien que leur déploiement soit un facteur essentiel pour modifier le comportement des consommateurs, il ne s’agit pas de la seule condition préalable pour libérer tout le potentiel d’une conception des tarifs plus dynamique et reflétant les coûts. Sur le plan technique, la numérisation du réseau est également essentielle pour accroître son efficacité et permettre l’adaptabilité en fonction de l’incidence de l’évolution des modes de production et de consommation sur le réseau. À cette fin, une réglementation incitative peut encourager les gestionnaires de réseau à mettre en œuvre les principaux changements nécessaires.

En ce qui concerne l’agrégation de la demande, le cadre des agrégateurs dans les États membres devrait être pleinement mis en œuvre afin d’exploiter pleinement le potentiel du marché. Les agrégateurs, qui travaillent en leur nom, peuvent réduire la perception de la complexité pour les consommateurs. Leur modèle économique peut favoriser l’adoption plus rapide de solutions automatisées et flexibles afin de permettre l’utilisation la plus rentable du réseau, sans imposer de charge excessive aux consommateurs.

Enfin, les modifications apportées à la conception des méthodes de tarification du réseau s’inscrivent dans un contexte politique plus large, dans lequel la compétitivité industrielle et la décarbonation constituent des priorités face à une concurrence mondiale accrue. L’évolution de la conception des tarifs devrait donc refléter le point de départ des secteurs économiques concernés, soutenir l’adoption d’une énergie propre et garantir l’existence d’un régime incitatif approprié pour encourager les changements de comportement tout en évitant des coûts excessifs.

V. Avantages attendus

Les avantages globaux attendus d’un tel changement sont très importants: réduction des coûts de gestion du réseau, réduction de la congestion inefficace, amélioration de la capacité d’absorption de parts plus importantes de la production d’énergie renouvelable, le cas échéant, et réduction du besoin global de renforcements du réseau.

Par exemple, dans un récent rapport publié par le gouvernement néerlandais, les besoins totaux d’investissement jusqu’en 2040 pour l’électricité aux Pays-Bas sont estimés à 195 milliards d’EUR, mais – ce qui est important – l’analyse montre également qu’une meilleure utilisation du réseau pourrait réduire l’investissement cumulé jusqu’à 22,5 milliards d’EUR pour les seuls Pays-Bas (34). Des effets similaires ont été observés dans d’autres États membres, où des redevances de réseau reflétant davantage les coûts ont considérablement réduit la consommation en période de pointe et, partant, la nécessaire expansion du réseau électrique.

En effet, dans une étude axée sur l’Allemagne, Agora Energiewende a modélisé la manière dont les tarifs dynamiques, y compris les redevances de réseau dynamiques, peuvent effectivement activer la flexibilité de la demande des ménages (35). Leur étude a révélé qu’il était possible de transférer plus de 100 TWh de charge pour s’aligner sur les besoins des ménages en 2035. Cela représente plus de 10 % de la consommation annuelle totale d’électricité, soit environ la moitié de la consommation d’électricité des ménages, et dépasse les prévisions antérieures concernant le potentiel de flexibilité disponible du côté de la demande. L’étude a également révélé qu’en réduisant la charge sur le réseau basse tension et donc le besoin d’expansion, les coûts supplémentaires liés à l’expansion du réseau en raison de l’intégration de la demande flexible (véhicules électriques, pompes à chaleur et stockage à domicile) peuvent être presque réduits de moitié, passant de 10,5 milliards d’EUR à 5,8 milliards d’EUR. Tous les clients du secteur de l’électricité bénéficient à leur tour d’une réduction des coûts de réseau et, en particulier, de ceux qui contribuent à soutenir l’intégration du système.

Les avantages de l’activation de la flexibilité du côté de la demande peuvent entraîner d’importantes économies supplémentaires en plus d’une réduction de l’expansion du réseau. La même étude d’Agora Energiewende a révélé que l’utilisation de la flexibilité du côté de la demande est neuf fois moins coûteuse que les solutions de remplacement du côté de la production en Allemagne. Si l’on utilise intelligemment le potentiel de flexibilité des véhicules électriques, des pompes à chaleur et des systèmes domestiques de stockage d’énergie, le besoin de flexibilité du côté de la production issue de sources telles que les centrales électriques au gaz et les grandes batteries peut être considérablement réduit, avec des économies s’élevant à 5,4 milliards d’EUR pour l’Allemagne d’ici à 2035.

Une analyse des avantages individuels escomptés des modifications des tarifs pour les catégories d’utilisateurs et les types de technologies a également été évaluée. Un rapport commandé par SmartEN (36) a montré que plus un tarif réseau reflète les coûts, plus le taux de croissance de la charge de pointe cumulée (et donc l’expansion nécessaire du réseau) est lent, même avec des niveaux d’électrification en hausse. Si l’on tient compte de niveaux élevés d’adoption de véhicules électriques, une conception pérenne des tarifs peut apporter différents niveaux d’avantages qui, selon l’étude en question, pourraient réduire l’augmentation de la charge de pointe (et le dimensionnement correspondant du réseau) de 23,7 % en utilisant un tarif volumétrique dynamique; autrement dit, plus le tarif est intelligent, plus le bénéfice est élevé (37).

VI. Éléments de conception individuels

a. Interaction entre les redevances de transport et de distribution

Les redevances de transport et de distribution sont appliquées aux réseaux d’électricité et la part des redevances de distribution tend à être beaucoup plus élevée que celle des redevances de transport en termes de coûts globaux. En 2023, par exemple, le montant total des redevances de réseau de transport dans l’UE s’élevait à environ 20 milliards d’EUR et les redevances de réseau de distribution à environ 60 milliards d’EUR (38). Il est essentiel de prendre en compte tous les coûts, et la répercussion en cascade des coûts est appliquée dans tous les États membres de l’UE selon une approche descendante, c’est-à-dire des tensions les plus élevées aux plus basses. La répercussion en cascade des coûts signifie que les utilisateurs du réseau paient les coûts du niveau de tension de leur raccordement et le coût lié aux autres niveaux de tension qu’ils peuvent utiliser. Cela explique pourquoi les redevances de distribution sont plus élevées, étant donné que les clients de distribution paient pour le réseau auquel ils sont raccordés (les réseaux de distribution tendent à être plus longs et plus denses) et pour les réseaux à plus haute tension qui alimentent le réseau de distribution. Les coûts de transport peuvent figurer explicitement sur la facture du client en tant que redevance de transport ou être inclus implicitement dans les redevances de distribution.

Ce modèle, bien que logique pour des réseaux où l’électricité circulait depuis les installations de production à un niveau de tension plus élevé vers les consommateurs raccordés à des réseaux à basse tension, est moins adapté à une nouvelle réalité où une production plus importante est raccordée au niveau de la distribution. (39) Dès 2016, une analyse de la Commission indiquait qu’entre 60 et 90 % des nouveaux raccordements dans l’UE se faisaient au niveau de la distribution (40), et une étude réalisée en 2024 par Eurelectric (41) estimait que, d’ici à 2030, 70 % des énergies renouvelables devraient être raccordées aux réseaux de distribution. Dans le même temps, la concentration de grandes installations d’énergie renouvelable dans des zones pourvues en ressource rend nécessaire le renforcement du réseau de transport afin d’acheminer cette production vers les consommateurs d’autres zones. Cette tendance complexe nécessite un examen attentif de la part des ARN dans le contexte de la réflectivité des coûts. Les ARN pourraient envisager de modifier leur manière d’appliquer le principe de répercussion en cascade des coûts dans ces circonstances nouvelles où la production d’électricité est de plus en plus raccordée au réseau de distribution. Les ARN devraient se coordonner entre elles afin d’élaborer de nouvelles approches de cette tendance.

Si la répercussion en cascade des coûts peut encore se justifier, une approche plus sophistiquée serait mieux à même de refléter les coûts au fur et à mesure de la progression de la production dans les réseaux de distribution, même à basse tension. Lorsqu’elles appliquent la répercussion en cascade des coûts, les ARN devraient donc tenir compte de l’évolution des profils de production/consommation au niveau de la distribution.

b. Réduction de la charge de pointe grâce aux redevances de capacité

La manière dont les redevances de réseau sont établies varie considérablement d’un État membre à l’autre et, dans de nombreux cas, les États membres utilisent une combinaison de méthodes. Dans l’UE, les redevances d’accès au réseau sont généralement basées sur les tarifs de réseau volumétriques (EUR/kWh), les tarifs de réseau fondés sur la capacité (EUR/kW), les tarifs de réseau fixes (EUR/an) ou une combinaison des trois. En ce qui concerne les ARN qui élaborent des méthodes tarifaires nationales, le rapport de l’ACER sur les meilleures pratiques leur recommande d’identifier les principaux facteurs des coûts de réseau et de fixer les redevances qui correspondent à ces facteurs de coût.

Dans le contexte évolutif de la transition énergétique, certains États membres font face à une déconnexion croissante entre les simples redevances volumétriques de réseau (en EUR/kWh) et les facteurs sous-jacents de ces coûts. Une récente étude SmartEN (42) souligne que cette déconnexion est de plus en plus visible, en particulier avec le déploiement de l’énergie solaire de toiture, car il arrive fréquemment que la production d’énergie solaire ne coïncide pas avec la demande de pointe cumulée. Par exemple, lors d’une soirée d’hiver en Europe du nord, lorsque la demande est la plus élevée, les panneaux solaires photovoltaïques ne produiraient pas d’électricité, et les coûts supportés par les gestionnaires de réseau pour adapter le système à ce niveau de consommation de pointe ne sont donc pas pris en compte. Une composante de capacité pertinente ajoutée au tarif peut donc mieux refléter la contribution individuelle aux besoins globaux du réseau aux moments des pics. Les tarifs de capacité peuvent, dans de tels cas et lorsqu’ils sont combinés à une composante tarifaire liée aux plages temporelles de consommation d’énergie, constituer un outil utile pour inciter les consommateurs à réduire leur charge de pointe, en particulier lorsque le réseau risque d’être saturé, ce qui limite les coûts d’expansion du réseau qui y sont associés. Le succès de mesures telles que celle-ci dépend du déploiement de compteurs intelligents dans les États membres. Avec le déploiement de compteurs intelligents, des tarifications de réseau plus souples devraient voir le jour de manière à inciter les utilisateurs à mieux gérer leur capacité de connexion sans les pénaliser indûment.

Les ARN devraient recourir à une conception des tarifs incitative pour faire baisser la consommation en période de pointe, y compris en incorporant dans la structure tarifaire une composante liée à la capacité reflétant la charge de pointe, en combinaison avec une composante liée à l’énergie consommée en fonction de plages temporelles, notamment pour les périodes de saturation potentielles, afin de réduire le coût de l’expansion du réseau jusqu’au niveau souhaité.

c. Composante liée aux plages temporelles

L’ajout d’une composante liée aux plages temporelles aux redevances d’énergie volumétriques augmente la réflectivité des coûts, car il incite les utilisateurs à produire ou à consommer de l’électricité de manière à réduire les pics du réseau et à exploiter pleinement le potentiel des énergies renouvelables lorsqu’elles sont abondantes. Traditionnellement, les tarifs de réseau étaient soit statiques avec le même prix pour toutes les heures, soit comportaient une différence temporelle de base avec des redevances plus élevées pour les tarifs de jour et des redevances plus basses pour les tarifs de nuit. Aujourd’hui, avec le déploiement de compteurs intelligents, les éléments liés à la plage temporelle peuvent être beaucoup plus sophistiqués et refléter l’utilisation en temps réel du réseau. Le fait de déplacer la consommation des utilisateurs hors des heures de pointe réduit les besoins d’investissement sur l’ensemble du réseau, étant donné que l’utilisation aux heures de pointe est souvent un facteur de coût pour de nouveaux investissements. En outre, les tarifs de réseau devraient également stimuler la consommation pendant les périodes de pointe de la production d’énergie renouvelable, lorsque la demande est flexible comme, par exemple, le stockage de l’énergie par batteries ou la recharge des véhicules électriques.

Compte tenu des taux de déploiement supplémentaires élevés attendus concernant la production et la demande décentralisées (par exemple, les véhicules électriques et le chauffage électrique), les incitations associées aux plages temporelles et à la localisation sont essentielles non seulement pour encourager les utilisateurs du réseau à adapter leur comportement, mais aussi pour supprimer les obstacles, soutenir l’électrification et réduire la facture énergétique globale. Le déploiement généralisé de compteurs intelligents est un facteur fondamental de libération du potentiel de flexibilité des tarifs de l’énergie en fonction de la plage temporelle et, si ce déploiement accuse du retard (45), il convient d’y remédier afin de pérenniser le réseau électrique.

Le rôle central des tarifs dynamiques de l’énergie en fonction de la plage temporelle a été analysé par Agora Energiewende dans une étude axée sur le potentiel de flexibilité au niveau des ménages en Allemagne (46). Il a été constaté que le recours à des tarifs de réseau dynamiques en fonction de la plage temporelle peut réduire les coûts d’expansion du réseau à basse tension d’environ 50 % par rapport au cas où aucun signal de prix n’est présent au niveau du réseau et où la flexibilité ne réagit qu’au signal de prix du marché. En outre, l’analyse a montré que les ménages bénéficiant de tarifs dynamiques pourraient économiser 600 EUR par an à long terme. Ces économies financières considérables impliquent également une baisse des coûts de l’électricité pour tous les consommateurs si les tarifs dynamiques en fonction de la plage temporelle d’utilisation sont largement utilisés.

En outre, avec le déploiement des véhicules électriques, les avantages d’une utilisation flexible du réseau deviennent plus évidents. SmartEN (47) a constaté que les coûts de recharge des véhicules électriques étaient jusqu’à 30 % plus élevés dans le cadre d’un tarif ne reflétant pas les coûts par rapport aux tarifs de réseau reflétant davantage les coûts, démontrant ainsi comment les tarifs peuvent lever les obstacles au déploiement des véhicules électriques. Les avantages de la recharge intelligente ont également été étudiés par le Regulatory Assistance Project (RAP), qui a publié en mars 2025 un rapport (48) accompagné d’une étude de cas sur le département français de l’Essonne. Les capacités de réseau requises ont été modélisées en tenant compte d’une flexibilité faible et élevée (sur la base des redevances de réseau en fonction de la plage temporelle) et d’un scénario avec 10 % de recharge bidirectionnelle. L’étude a montré que les coûts annuels liés aux renforcements du réseau escomptés jusqu’en 2040 peuvent être ramenés à environ 2,1 millions d’EUR par an dans le scénario à haute flexibilité, contre 2,8 millions d’EUR dans le scénario à faible flexibilité, soit une économie potentielle de 25 % par an.

En 2023, l’ACER a indiqué que les signaux de tarification en fonction de la plage temporelle étaient plus fréquemment utilisés au niveau de la distribution qu’au niveau du transport. Le niveau de complexité varie, mais 21 pays sur 28 appliquent des redevances statiques en fonction de la plage temporelle dans les tarifs de distribution et environ un tiers dans les tarifs de transport. Alors qu’une différenciation plus avancée en fonction du temps et du lieu pourrait, via des tarifs entièrement dynamiques, faire en sorte que les tarifs reflètent encore davantage les coûts et encourager un comportement efficace du réseau, les ARN doivent trouver un équilibre entre ces objectifs et la complexité de la conception, le niveau de déploiement de compteurs intelligents dans un pays donné et l’interaction avec une tarification de détail dynamique. Dans son rapport de 2025 (49), l’ACER donne une vue d’ensemble des différentes conceptions tarifaires en fonction de la plage temporelle actuellement en place dans les États membres, y compris une analyse détaillée de la diversité des conceptions, ainsi que les considérations que les ARN devraient garder à l’esprit pour leur modèle national.

Les ARN devraient inclure des composantes liées aux plages temporelles dans les structures tarifaires, afin de répartir les coûts en fonction des pics d’utilisation du réseau et, partant, d’encourager une utilisation efficiente du réseau. Différentes approches peuvent être utilisées pour instaurer une différenciation en fonction du moment de consommation, de la plus simple (par exemple, heures creuses/heures pleines, saisons, jours ouvrables/week-ends) à la plus complexe (avec des compteurs intelligents permettant l’utilisation d’une composante temporelle très dynamique).

d. Éléments de localisation

Des tarifs de réseau diversifiés en fonction du lieu peuvent inciter les utilisateurs du réseau à adopter un comportement efficace dans des situations où le coût global d’exploitation du réseau et de son expansion nécessaire résulte également des pressions causées par les injections/soutirages opérés à des emplacements spécifiques du réseau. Cela est particulièrement pertinent dans les États membres qui souffrent d’une importante congestion de leur réseau interne.

Dans de telles circonstances, les tarifs de réseau peuvent contribuer à inciter davantage les utilisateurs à adapter leur comportement afin de réduire le niveau global de congestion. Les signaux de localisation, intégrés dans les méthodes de tarification du réseau sous la forme de frais d’injection ou de soutirage d’électricité, peuvent également, s’ils sont correctement conçus, soutenir des décisions relatives aux appels plus efficaces, en particulier dans les grandes zones de dépôt des offres. Des incitations liées à la localisation peuvent également être incluses dans les tarifs de consommation, avec des remises pour les consommateurs situés dans des zones où la production est excédentaire ou qui disposent d’une infrastructure de réseau solide. Ces incitations peuvent être combinées à d’autres types d’incitations liées à la localisation.

Les aspects liés à la localisation peuvent également être pertinents pour les redevances d’accès au réseau appliquées aux producteurs pour l’injection. Actuellement, les producteurs ne paient aucune redevance d’injection ou des redevances très faibles dans plus de 60 % des États membres. Selon l’ACER, dans la plupart des États membres, la part des redevances de réseau payées par la production est faible, s’élevant à 13,7 % pour les redevances de transport et à 4,1 % pour les redevances de distribution en 2023 dans les États membres qui appliquent des redevances aux producteurs (52). À l’heure actuelle, le champ d’application des frais d’injection est également limité par les fourchettes définies dans la législation de l’UE (53). Lorsqu’ils sont introduits, ces frais d’injection pourraient, par exemple, prendre la forme de redevances plus élevées pour les producteurs implantés dans des zones où la production est excédentaire et la demande faible, et de remises pour les producteurs situés dans des zones où la demande est forte et l’offre insuffisante. Ces redevances devraient toutefois être conçues de manière à ne pas discriminer certains types de production (54). De plus, des synergies (par exemple, l’électrification des ports et le déploiement des énergies renouvelables en mer) devraient être envisagées. Les incitations liées à la localisation sont particulièrement pertinentes dans les zones où les mises à niveau du réseau ne constituent pas une solution viable ou rentable, même si les ARN devraient garder à l’esprit que cela ne dispense pas de renforcer le réseau dans les zones présentant un potentiel plus élevé en matière d’énergies renouvelables.

À l’heure actuelle, les tarifs de réseau n’ont donc qu’un effet limité sur le comportement et les décisions d’investissement des producteurs. Dans les réseaux confrontés à une congestion interne, les ARN compétentes pourraient envisager de s’appuyer davantage sur des frais d’injection afin de réduire ou de décaler dans le temps l’offre de pointe dans certains endroits où le réseau est particulièrement saturé, renforçant ainsi les incitations appropriées à l’investissement et aboutissant à une exploitation plus sûre du réseau. Elles pourraient également envisager de recourir à un régime de redevances de raccordement différenciées en fonction de la localisation, comme c’est le cas dans certains États membres, afin d’encourager une localisation des nouveaux utilisateurs du réseau qui refléterait plus étroitement les avantages pour l’ensemble du réseau énergétique (55).

Les ARN devraient promouvoir l’intégration de signaux de localisation dans les tarifs de réseau pour inciter à choisir plus efficacement les sites des équipements nécessaires à la production et à la consommation sur le réseau. Il est possible, en instaurant des tarifs attractifs ou réduits, de stimuler la consommation dans les zones et pendant les périodes où le réseau est disponible et où la demande est plus faible que la production disponible. L’établissement de frais d’injection peut également être un moyen utile de soutenir le comportement et les décisions d’investissement des producteurs. Lorsque les producteurs raccordés au système de transport et de distribution sont tenus de payer des frais d’injection, ces derniers devraient être conçus de manière à inclure des composantes temporelles et géographiques visant à réduire les congestions et à inciter à une utilisation optimale des réseaux. Ces composantes peuvent être particulièrement pertinentes lorsque les mises à niveau du réseau ne constituent pas une solution viable ou rentable.

e. Méthodes de calcul spécifiques pour certaines catégories d’utilisateurs

Certaines ARN appliquent des régimes tarifaires et des méthodes de calcul spécifiques à certains types d’utilisateurs, tels que les gros consommateurs d’énergie, les prosommateurs, les communautés énergétiques et d’autres groupes. Ces régimes tarifaires spécifiques sont souvent motivés par des considérations d’accessibilité financière et de compétitivité des catégories d’utilisateurs concernées. Dans le même temps, ces régimes spéciaux ne contribuent pas à une réduction des coûts de réseau globaux, mais se bornent à transférer ces coûts vers d’autres catégories d’utilisateurs.

Ces régimes tarifaires spéciaux ne sont pas exclus en vertu des règles applicables, mais doivent être justifiés par l’ARN compétente à la lumière du principe plus large de la réflectivité des coûts. Il se peut que de simples remises sur quantité ou exonérations accordées sans aucune justification à des utilisateurs spécifiques ne soient pas conformes au principe de la réflectivité des coûts, par exemple. Il serait notamment important de démontrer que, compte tenu de la spécificité du réseau en cause, le profil de consommation de la catégorie d’utilisateurs en question justifie de conclure qu’ils génèrent moins de coûts pour le réseau par MWh d’électricité consommée. En outre, étant donné que l’évolution de la conception des tarifs incitera tous les utilisateurs du réseau à utiliser le système de manière plus efficace, cela contribuera à réduire les coûts du système, ce qui profitera à tous les utilisateurs.

En outre, afin de maintenir l’incitation à un changement de comportement des groupes de consommateurs concernés, il est recommandé à l’ARN de combiner les régimes tarifaires spéciaux avec les conditions nécessaires pour justifier leur réflectivité des coûts, par exemple en exigeant que les utilisateurs du réseau concernés adaptent, dans la mesure du possible, leur profil de consommation de manière à réduire l’incidence sur le réseau. En effet, dans certaines conditions, des types spécifiques d’utilisateurs peuvent contribuer à réduire les coûts globaux du système du point de vue de leur potentiel de flexibilité (par exemple, recharge bidirectionnelle, communautés énergétiques). Les tarifs de réseau peuvent être utilisés pour inciter ces utilisateurs spécifiques à adopter un comportement favorable au réseau.

Des régimes tarifaires spéciaux peuvent être proposés à des catégories spécifiques d’utilisateurs du réseau; toutefois, les ARN devraient apporter des justifications objectives démontrant que ces utilisateurs du réseau, étant donné leur profil de consommation, ont une incidence moindre sur le coût global du réseau électrique.

f. Stockage

Le stockage de l’énergie revêt de nombreuses formes et est de plus en plus important pour l’exploitation d’un système électrique décentralisé, qui repose de plus en plus sur les énergies renouvelables. Il peut apporter de la flexibilité, de la stabilité et de la sécurité au réseau électrique et, dans certains cas, réduire l’exigence d’un développement plus coûteux du réseau. La flexibilité devient beaucoup plus importante à mesure que nous augmentons la pénétration des énergies renouvelables (58).

Il existe de nombreux types de stockage de l’énergie et ils peuvent fournir différents services au système électrique. Les applications sont vastes et comprennent le soutien à la production (par exemple, réduction du délestage, soutien du système), les services aux systèmes de transport et de distribution (par exemple, report des investissements, réglage de tension), les services auxiliaires et les services de soutien à la consommation derrière le compteur (par exemple, écrêtement des pointes de consommation, intégration des véhicules électriques, y compris le soutien du système grâce à la recharge bidirectionnelle (59), gestion des coûts en réagissant aux signaux liés à la plage temporelle d’utilisation). Les gestionnaires de systèmes de stockage ont toutefois besoin de mesures d’incitation adéquates pour que des investissements soient réalisés aux endroits appropriés et que la charge et la décharge aient lieu lorsqu’ils réduisent les coûts globaux du système. En revanche, si la charge et la décharge s’effectuent sans tenir compte de l’état de congestion du réseau, la part croissante du stockage contribuerait alors de manière significative aux défis d’une gestion rentable du réseau.

Les méthodes de tarification du réseau devraient avant tout être conçues de manière à ne pas entraver le développement et le déploiement du stockage. Cela évite en particulier les régimes de redevances selon lesquels les sites de stockage sont soumis à une double tarification (60), c’est-à-dire qu’ils doivent acquitter à la fois des redevances de production et de consommation.

Les tarifs de réseau peuvent également contribuer à la mise en place d’investissements appropriés et d’incitations comportementales pour les gestionnaires de systèmes de stockage. À cette fin, les ARN devraient examiner attentivement si les régimes d’exemption complète, en vertu desquels les gestionnaires de systèmes de stockage ne contribuent pas au recouvrement des coûts de réseau, sont justifiés conformément au principe de la réflectivité des coûts. En fonction des spécificités du système national en question, il peut être nécessaire, dans ce contexte, d’établir une distinction entre les sites de stockage en fonction de leur localisation et du moment auquel ils rechargent et déchargent. L’ACER (61) recommande que, si un utilisateur du réseau y soutire et injecte à la fois de l’électricité, ces deux utilisations du réseau soient prises en considération lors de la fixation des tarifs, en tenant dûment compte de l’effet potentiel de compensation des coûts et de l’incidence globale sur les coûts pour le réseau.

Le recours à des tarifs de réseau pour le stockage de l’électricité peut être utile pour encourager les gestionnaires de systèmes de stockage à adopter un comportement favorable au réseau, pour orienter les investissements réalisés dans le stockage vers les sites les plus appropriés et pour encourager la charge/décharge pendant les périodes les plus propices pour le système électrique. Les régimes tarifaires devraient tenir compte des spécificités du stockage, éviter le «double prélèvement» des installations de stockage et garder à l’esprit que cela pourrait décourager le déploiement des actifs de stockage tout en reflétant l’incidence globale du stockage sur les coûts du réseau.

g. Rôle du budget public

Compte tenu de la pression exercée sur les factures d’électricité, de la nécessité d’investissements importants dans le réseau et de la nécessité de garantir l’accessibilité financière de l’électricité et la compétitivité de notre industrie, les États membres peuvent choisir d’allouer des fonds au réseau électrique à partir du budget des administrations publiques, y compris en allouant une part spécifique des fonds de cohésion ou d’autres fonds de l’UE disponibles aux investissements dans le réseau (62). Ces injections de fonds publics destinées à soutenir les coûts de réseau globaux peuvent être considérées comme conformes aux exigences légales applicables et au principe de la réflectivité des coûts, pour autant qu’ils répondent à un certain nombre d’exigences:

Même si les avantages d’un financement supplémentaire des investissements sont évidents, ces derniers ne se font pas dans le vide, étant donné que les ARN et les gestionnaires de réseau disposent généralement d’un plan d’investissement pluriannuel convenu, axé sur des investissements efficaces déjà en place. Les États membres devraient donc agir en étroite coordination avec les ARN sur l’intégration de toute allocation de fonds publics à cette fin, notamment en veillant à ce que tous les coûts et avantages sociétaux soient pris en compte dans l’attribution des aides publiques. Les États membres et les ARN devraient surveiller la part des coûts de réseau couverte par des fonds publics par rapport à la part supportée par les utilisateurs du réseau. Cela peut contribuer à garantir que tous les fonds sont dépensés efficacement (63).

Lorsque l’aide publique est utilisée, il importe de veiller à ce qu’elle soit ciblée et se traduise par des gains globalement positifs pour l’économie. Elle ne devrait donc pas retarder les investissements dans certaines infrastructures ni fausser l’emplacement optimal des centrales électriques. Dans ce contexte, les ARN devraient évaluer périodiquement les coûts et avantages macroéconomiques du soutien public aux réseaux pour l’économie.

Le rôle que les États membres peuvent jouer dans la réduction des risques liés à certains investissements dans les infrastructures est également examiné dans les orientations de la Commission en matière d’investissements anticipatifs pour le développement de réseaux d’électricité tournés vers l’avenir, publiées en juin 2025 (64).

Les États membres sont autorisés à injecter des fonds publics généraux dans le budget global des redevances de réseau en application du cadre juridique applicable, pour autant que cela n’entraîne pas de discriminations, ne favorise pas des catégories particulières d’utilisateurs du réseau, ne sape pas les incitations en faveur d’une adaptation des comportements dans le sens d’une réduction des coûts globaux du système, et ne couvre que les coûts supplémentaires résultant des mesures visant à accélérer la décarbonation et l’intégration du marché.

h. Réglementation incitative des gestionnaires de réseau

Les considérations qui précèdent concernent la répartition des coûts de réseau globaux entre des catégories d’utilisateurs et des profils de consommation particuliers. Toutefois, l’accessibilité financière globale du système énergétique et du réseau dépend également du mode de calcul de la compensation versée aux gestionnaires de réseau. Ce calcul doit être effectué de manière à inciter au mieux les gestionnaires de réseau à tirer parti des gains de productivité potentiels.

Comme expliqué ci-dessus, l’article 18 du règlement sur l’électricité exige déjà de passer à une approche des dépenses totales (TOTEX) qui tienne compte à la fois des dépenses en capital et des dépenses opérationnelles. En outre, les articles 32 et 51 de la directive sur l’électricité (65) exigent que les plans de développement du réseau incluent le recours à la participation active de la demande, à l’efficacité énergétique, à des installations de stockage d’énergie ou à d’autres ressources comme alternatives à l’expansion du réseau. Cette disposition incite les gestionnaires de réseau de transport et de distribution à examiner attentivement si les solutions à forte intensité d’OPEX, qui permettent une utilisation plus efficace du réseau existant, constituent des alternatives viables aux investissements plus coûteux dans de nouvelles infrastructures de réseau. En France, par exemple, l’ARN prévoit (66) que la prise en compte appropriée de solutions de flexibilité comme apport au dimensionnement de la capacité du réseau puisse générer des économies significatives pour le système électrique; les économies pour le seul GRT sont estimées à près de 7 milliards d’EUR sur quinze ans. En outre, le GRD français, ENEDIS, teste l’utilisation des flexibilités (chevauchement entre la consommation et la production et entre secteurs, équilibrage, flexibilité locale) pour optimiser le dimensionnement de son réseau dans le cadre d’un projet qui devrait permettre d’économiser 250 millions d’EUR d’ici à 2035 (67).

Les ARN peuvent aller plus loin et introduire une réglementation plus incitative pour les gestionnaires de réseau. Traditionnellement, une réglementation incitative et les performances des gestionnaires de réseau se sont principalement concentrées sur la fiabilité de l’approvisionnement, le nombre de coupures et leur durée. Cependant, dans un environnement plus interconnecté et en mutation, et compte tenu du besoin croissant de coordination régionale et internationale, les ARN pourraient également envisager de nouvelles incitations à la performance en matière d’innovation (telles que l’utilisation de technologies d’amélioration et de numérisation du réseau), de coopération et de respect des délais pour les projets communs des GRT et des GRD au niveau de l’UE. Récemment, un grand nombre de projets ont été mis en œuvre avec des retards importants, parfois jusqu’à plusieurs années de retard. Ces retards représentent implicitement d’importantes occasions ratées en matière de bien-être pour les consommateurs finaux de l’UE. Par conséquent, les ARN pourraient coopérer pour recenser des projets clés assumant une responsabilité collective pour les GRT (que ce soit au niveau de l’UE ou au niveau régional) et mettre collectivement en œuvre des mesures incitatives en faveur d’une livraison en temps utile dans la conception des tarifs de réseau.

Au niveau national, les ARN pourraient également inciter les GRT à mieux contribuer à un marché de l’électricité plus intégré en reliant en partie la conception des tarifs de réseau aux objectifs fixés au niveau de l’UE, tels que le seuil minimal de 70 % à mettre à disposition pour les échanges prévu à l’article 16, paragraphe 8, du règlement (UE) 2019/943 sur l’électricité.

Enfin, pour tirer parti du partage actuel des meilleures pratiques qui a lieu dans le cadre de l’exercice biennal de l’ACER concernant la communication des tarifs, les ARN pourraient se pencher sur des systèmes permettant de comparer les performances, tels que les évaluations par des pairs ou les évaluations comparatives en faveur d’une gestion rentable du réseau tant au niveau des GRT que des GRD. Pour les GRD, en particulier, cela pourrait être lié à des défis majeurs et aux nouvelles responsabilités qui leur incombent en vertu de la législation de l’UE, couvrant des sujets tels que les délais d’attente pour le raccordement au réseau (68), la résilience face au changement climatique, les méthodes permettant d’accueillir davantage de ressources décentralisées et de promouvoir la flexibilité et la numérisation, telles que les indicateurs de réseaux intelligents.

Afin d’assurer une exploitation rentable du réseau et la livraison des projets importants qui contribuent à l’intégration du marché, les ARN devraient évaluer la possibilité d’introduire une réglementation incitative et adapter l’ensemble correspondant des indicateurs et des référentiels de performance pour les gestionnaires de réseau.

i. Gérer la transition vers un système pérenne

Comme expliqué ci-dessus, un système de tarification du réseau plus pérenne est susceptible de réduire les coûts de gestion et de modernisation du réseau électrique et donc de contribuer à rendre le système électrique plus abordable pour les utilisateurs du réseau.

Toutefois, des changements brusques dans la conception des redevances de réseau peuvent également avoir des répercussions importantes à court terme sur les consommateurs et les producteurs individuels. Les ARN doivent donc tenir compte des effets distributifs à court terme de tout changement et devraient concevoir le passage à un système de tarification du réseau plus pérenne de manière inclusive et transparente. Les factures d’électricité (et les tarifs de réseau qu’elles contiennent) doivent être compréhensibles et transparentes pour la population afin de favoriser un changement de comportement nécessaire à un système électrique plus rentable, et d’aider les consommateurs d’énergie à comprendre comment ils pourraient bénéficier de prix plus bas en soutenant mieux l’intégration du système énergétique. Les consommateurs d’énergie, grâce à une information claire du public, auront la possibilité de bénéficier de redevances de réseau plus basses en soutenant davantage une utilisation flexible du système énergétique.

Afin de favoriser l’acceptation par le public de la transition vers un système de tarifs de réseau plus pérenne, les modifications pertinentes devraient, autant que possible, s’accompagner de larges consultations des parties prenantes qui permettront aux groupes d’utilisateurs intéressés d’apporter leur contribution.

Les modifications apportées aux méthodes de tarification du réseau devraient être annoncées suffisamment à l’avance, de manière à laisser aux utilisateurs le temps d’apporter les ajustements nécessaires à leur comportement et à leurs habitudes de consommation avant l’entrée en vigueur d’un nouveau système. Les méthodes de calcul des redevances de réseau devraient apporter la confiance et la prévisibilité nécessaires.

Enfin, il peut également être justifié d’accompagner l’introduction de nouvelles méthodes de tarification des réseaux de solutions temporaires pour certaines catégories d’utilisateurs (par exemple, certains procédés industriels, qui peuvent être actuellement moins flexibles), qui prévoient des éléments de consentement facultatifs ou introduisent de manière progressive certaines modifications de leur exposition aux tarifs de réseau sur des périodes plus longues.

Il est essentiel de suivre une approche bien planifiée et prudente à l’égard des consommateurs résidentiels et industriels, afin qu’ils soient en mesure de s’adapter à une structure tarifaire plus proche des coûts. Une participation active des parties prenantes et une introduction progressive des modifications pertinentes devraient être envisagées afin de gérer les effets à court terme sur certaines catégories d’utilisateurs.

VII. Conclusion

Un système électrique entièrement décarboné permettra aux consommateurs européens de bénéficier d’une énergie domestique abordable, renforçant ainsi la compétitivité et la sécurité énergétique de l’UE. Pour atteindre cet objectif ultime, une méthode de tarification adaptée au but poursuivi est nécessaire afin que les avantages de la décarbonation soient ressentis par tous les consommateurs grâce à une électricité renouvelable moins chère et à des redevances de réseau plus abordables sur leurs factures.

La manière dont les coûts du réseau sont répartis entre les différentes catégories d’utilisateurs présente un potentiel inexploité important pour une utilisation plus rentable du réseau électrique existant. Lorsque ce potentiel est pleinement exploité, il peut contribuer à maintenir l’accessibilité financière et orienter les investissements là où ils sont les plus nécessaires, tout en limitant les besoins d’investissement dans le réseau et en augmentant la capacité de celui-ci à absorber une part plus importante de la production d’énergie renouvelable, ainsi qu’en soutenant l’intégration du système énergétique.

Pour réaliser ces gains, il est nécessaire de modifier de manière significative la manière dont les coûts de réseau sont actuellement répartis dans de nombreux États membres. Si le principe de la réflectivité des coûts demeure essentiel pour la conception des méthodes de tarification du réseau par les ARN, l’application de ce principe doit refléter l’évolution des besoins du système électrique en ce qui concerne l’intégration de la production d’énergie à partir de sources renouvelables, l’augmentation des niveaux de congestion du réseau et l’augmentation des besoins de flexibilité.

Au lieu de dépendre exclusivement de la quantité totale d’électricité consommée ou de la capacité de raccordement au réseau, les utilisateurs du réseau devraient être davantage incités à adapter leur comportement afin d’optimiser l’utilisation du réseau électrique.

Afin que le passage à un tel système fondé sur des incitations soit aussi harmonieux que possible et ne fasse pas peser une charge excessive sur certaines catégories d’utilisateurs, les ARN devraient procéder aux adaptations nécessaires, moyennant un préavis suffisant, pour permettre aux utilisateurs de s’adapter et prévoir, dans la mesure du possible, une mise en œuvre progressive, garantissant ainsi la sécurité et la prévisibilité pour les utilisateurs du réseau. Les ARN devraient continuer à partager les bonnes pratiques et à maintenir un échange permanent avec l’ACER sur la conception des tarifs. Enfin, les ARN devraient surveiller en permanence l’efficacité de leur conception des tarifs afin de s’assurer qu’elle reflète les coûts, y compris les signaux de prix susceptibles de soutenir des décisions d’investissement efficaces et une utilisation optimisée du réseau, ce qui, en fin de compte, profitera aux consommateurs européens. La Commission assurera le suivi avec les ARN et l’ACER dans le cadre d’un atelier visant à poursuivre le partage des bonnes pratiques et à évaluer la mise en œuvre des présentes lignes directrices.

(1) ACER (2025) Key developments in European electricity and gas markets (Principales évolutions sur les marchés européens de l’électricité et du gaz) https://www.acer.europa.eu/monitoring/MMR/electricity_gas_key_developments_2025.

(2) Rapport final Trinomics/Commission européenne: Investment needs of European energy infrastructure to enable a decarbonised economy, 2025 (Besoins d’investissement dans les infrastructures énergétiques européennes pour permettre une économie décarbonée).

(3) ACER (2024) Electricity infrastructure development to support a competitive and sustainable energy system (Développement des infrastructures électriques pour soutenir un système énergétique compétitif et durable): https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_2024_Monitoring_Electricity_Infrastructure.pdf.

(4) ACER (2024) Retail market Monitoring report (Rapport de surveillance du marché de détail): https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER-CEER_2024_MMR_Retail.pdf.

(5) Cela est sans préjudice de la compétence exclusive de la Cour de justice de l’Union européenne pour donner une interprétation du droit de l’Union faisant autorité.

(6) L’article 11 de la directive (UE) 2019/944 sur l’électricité dispose que les consommateurs ont accès à des contrats d’électricité à tarification dynamique.

(7) L’ACER (2025) souligne la marge d’amélioration significative dans l’application d’une composante liée aux plages temporelles aux tarifs de transport et de distribution et son importance croissante avec la pénétration accrue de la production distribuée et des ressources flexibles (par exemple les batteries, le chauffage électrique et les voitures électriques). https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Reports/2025-ACER-Electricity-Network-Tariff-Practices.pdf.

(8) Dans le rapport de l’ACER, la fixation des tarifs est décrite comme un processus en trois étapes:

premièrement, les revenus autorisés ou cibles des gestionnaires de réseau (y compris la méthode de rémunération des coûts des GRT ou des GRD) sont déterminés; deuxièmement, la structure tarifaire est définie; troisièmement, les coûts/recettes sont affectés à chacun des postes de la structure tarifaire (c’est-à-dire les redevances payées par les utilisateurs du réseau).

(Voir le rapport tarifaire 2025 de l’ACER, p. 71-72.)

(9) Article 59, paragraphe 1, point a), de la directive sur l’électricité.

Dans la section 6.2 du rapport de l’ACER sur les pratiques de tarification du réseau (2025), l’ACER fait référence aux inconvénients liés à la publication d’informations tarifaires et fournit une liste de recommandations à suivre pour renforcer les exigences de transparence (article 18 du règlement sur l’électricité).

(10) Article 57 de la directive sur l’électricité.

(11) Règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité (ci-après le «règlement sur l’électricité»).

(12) 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 et modifiant la directive 2012/27/UE (ci-après la «directive sur l’électricité»).

(13) Arrêt du 2 septembre 2021, Commission européenne/République fédérale d’Allemagne, C-718/18.

(14) Arrêt du 3 décembre 2020, Commission européenne/Belgique, C-767/19.

(15) Arrêt du 11 juin 2020, Commission européenne/Prezident Slovenskej republiky, C-378/19.

(16) Dans l’arrêt du 11 juin 2020, Commission européenne/Prezident Slovenskej republiky, C-378/19, la Cour a jugé que « le pouvoir de nomination et de révocation du conseil de l’autorité de régulation nationale ou, en cas d’absence d’un conseil, des cadres supérieurs de cette autorité, doit être encadré de manière stricte par la loi et être exercé sur la base de critères objectifs, clairement et limitativement énumérés, et vérifiables ». En outre, le « pouvoir de nomination et de révocation doit [...] être exercé de manière à ce que l’indépendance de cette autorité soit garantie [...] ».

(17) Article 57, paragraphe 5, point b), de la directive sur l’électricité.

(18) 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, et 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.

(19) Article 18, paragraphes 1 à 3, du règlement sur l’électricité (UE) 943/2019.

(20) Communication de la Commission portant orientations en matière d’investissements anticipatifs pour le développement de réseaux d’électricité tournés vers l’avenir (2025).

(21) 2025-ACER-Electricity-Network-Tariff-Practices.pdf.

(22) Article 18, paragraphes 1 et 2, du règlement (UE) 2019/943 sur l’électricité.

(23) Afin de promouvoir l’innovation et de s’affranchir du biais en faveur des CAPEX dans les investissements dans le réseau, le Regulatory Assistance Project (RAP) préconise de permettre un recouvrement des coûts soumis à un plafonnement des recettes, fondé sur les dépenses totales, et de récompenser les gestionnaires de réseau pour leurs performances spécifiques en faveur de la transition énergétique, afin d’encourager l’innovation liée au réseau.

Incentivising Network Innovation – RAP Blueprint (Incitation à l’innovation pour le réseau – Plan RAP).

(24) Action no 12 de l’ACER, Unlocking flexibility: No-regret actions to remove barriers to demand response.

A new approach for a changing world (Une nouvelle approche pour un monde en mutation) | Frontier Economics.

(25) 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.

(26) Comme annoncé dans le plan d’action industriel en faveur du secteur automobile européen et dans le plan d’action européen pour l’acier et les métaux (2025), la Commission européenne présentera des orientations sur la gestion des connexions au réseau au T4 2025.

(27) Raccordements pour lesquels la possibilité d’exporter ou d’importer à tout moment la puissance totale requise n’est pas garantie.

(28) La consommation d’électricité dans l’UE devrait augmenter d’environ 60 % d’ici à 2030 (plan d’action de l’UE pour les réseaux visant à accélérer le déploiement des réseaux électriques, 2023).

(29) Entre 60 et 90 % des nouveaux raccordements se font au niveau de la distribution (évaluation de l’impact du paquet «énergie propre», 2016).

(30) JRC 2023 «Flexibility requirements and the role of storage in future European power systems» (Exigences de flexibilité et rôle du stockage dans les futurs systèmes électriques européens).

(31) Il est important de noter que les réseaux de distribution disposent d’une capacité importante en dehors des heures de pointe. L’utilisation moyenne du réseau à basse tension dans l’UE est comprise entre 2 et 21 %. JRC (2018) Observatoire des GRD.

(32) Les tarifs dynamiques encouragent un changement implicite dans le comportement des consommateurs, tandis que l’acquisition de services de flexibilité entraîne un changement explicite de comportement à travers des accords contractuels.

(33) ACER (2025) https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/2025-ACER-Electricity-Network-Tariff-Practices.pdf.

(34) https://open.overheid.nl/documenten/e914cc94-ffcd-42dd-9989-bf7c3fdd44f9/file.

(35) Agora Energiewende und Forschungsstelle für Energiewirtschaft e. V. (2023): The benefits of energy

flexibility at home (Les avantages de la flexibilité énergétique à domicile) https://www.agora-energiewende.org/fileadmin/Projekte/2023/2023-14_DE_Flex_heben/A-EW_326_energy_flexibility_at_home_WEB.pdf.

(36) SmartEN (2025) https://smarten.eu/wp-content/uploads/2025/03/FTI-Consulting-Report_smartEn_03-2025_DIGITAL_V2.pdf.

(37) SmartEN (2025). L’étude a utilisé le coût de recharge des véhicules électriques comme indicateur approximatif de l’électrification et a conclu qu’une redevance annuelle pouvait entraîner une réduction de 8,1 %, une composante liée aux plages temporelles, en 3 parties, une redevance saisonnière, un bénéfice de 13,8 % et le tarif volumétrique dynamique de 23,7 % par rapport à un tarif volumétrique unique. https://smarten.eu/wp-content/uploads/2025/03/FTI-Consulting-Report_smartEn_03-2025_DIGITAL_V2.pdf.

(38) Rapport de l’ACER sur les pratiques de tarification du réseau, 2025.

(39) Statistiques des prix de l’électricité - Statistics Explained - Eurostat.

Voir le graphique 5 pour la part des coûts de transport et de distribution payés par les clients nationaux.

(40) Clean Energy for all Europeans Package (Paquet «Une énergie propre pour tous les Européens»), analyse d’impact, 2016.

(41) Grids for Speed (2024) https://powersummit2024.eurelectric.org/wp-content/uploads/2024/07/Grids-for-Speed_Report_FINAL_Clean.pdf.

(42) SmartEN (2025) https://smarten.eu/wp-content/uploads/2025/03/FTI-Consulting-Report_smartEn_03-2025_DIGITAL_V2.pdf.

(43) Projet Demand Flex de l’ULB (2025) https://demandflex.polytech.ulb.be/en/publications-1.

(44) EI (2025) «Utformning av tariffer för överföring av el» https://ei.se/om-oss/lagar-och-regler/stallningstagande.

(45) En 2023, le pourcentage de consommateurs disposant de compteurs intelligents était inférieur à 50 % dans 11 États membres de l’UE: https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER-CEER_2024_MMR_Retail.pdf.

(46) Agora Energiewende und Forschungsstelle für Energiewirtschaft e. V. (2023): The benefits of energy

flexibility at home (Les avantages de la flexibilité énergétique à domicile) https://www.agora-energiewende.org/fileadmin/Projekte/2023/2023-14_DE_Flex_heben/A-EW_326_energy_flexibility_at_home_WEB.pdf.

(47) SmartEN (2025) https://smarten.eu/wp-content/uploads/2025/03/FTI-Consulting-Report_smartEn_03-2025_DIGITAL_V2.pdf.

(48) RAP (2025) https://www.raponline.org/wp-content/uploads/2025/03/RAP-ICCT-Hildermeier-Jahn-Schmidt-Bernard-Ragon-Basma-Savings-from-smart-charging-electric-cars-trucks-in-Europe-Mar-2025.pdf.

(49) ACER (2025), rapport sur les meilleures pratiques.

(50) ACER (2025), rapport sur les meilleures pratiques.

(51) ACER (2023), rapport sur les meilleures pratiques, https://www.erse.pt/atividade/consultas-publicas/consulta-p%C3%BAblica-n-%C2%BA-101/abertura/.

(52) Rapport de l’ACER sur les pratiques de tarification du réseau (2025) https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Reports/2025-ACER-Electricity-Network-Tariff-Practices.pdf.

(53) Règlement (UE) no 838/2010 de la Commission fixant des orientations relatives au mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport et à une approche réglementaire commune pour la fixation des redevances de transport. Justification énoncée au considérant 10, à savoir que des limites sont établies de manière à ce que les différences dans les redevances de transport payées par les producteurs n’entravent pas le fonctionnement du marché intérieur de l’énergie.

(54) L’article 18, paragraphe 2, point f), exige que les méthodes de tarification contribuent à la réalisation des objectifs fixés dans les plans nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat.

(55) Il existe des signaux de localisation pour les producteurs au Danemark, tant en ce qui concerne les frais d’injection que les redevances de raccordement.

Voir le rapport de l’ACER sur les pratiques de tarification du réseau (2025),

https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Reports/2025-ACER-Electricity-Network-Tariff-Practices.pdf.

(56) Rapport de l’ACER sur les pratiques de tarification du réseau (2025) https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Reports/2025-ACER-Electricity-Network-Tariff-Practices.pdf.

(57) ACER (2025) 2025-ACER-Electricity-Network-Tariff-Practices.pdf.

(58) D’après les projections de la Commission, la pénétration des énergies renouvelables en Europe augmentera pour atteindre 69 % de la demande d’ici à 2030 et 80 % d’ici à 2050. Pour y répondre, les niveaux de flexibilité devront passer à 24 % (288 TWh) de la demande d’électricité d’ici à 2030 et à 30 % (2,189 TWh) d’ici à 2050. https://joint-research-centre.ec.europa.eu/jrc-news-and-updates/future-eu-power-systems-renewables-integration-require-7-times-larger-flexibility-2023-06-26_en.

(59) La recharge bidirectionnelle permet aux véhicules électriques non seulement de tirer de l’électricité du réseau pour recharger leurs batteries, mais aussi de renvoyer l’électricité vers le réseau ou les dispositifs électriques si nécessaire.

(60) Article 15, paragraphe 5, de la directive (UE) 2019/944 sur l’électricité.

(61) ACER (2023), rapport sur les meilleures pratiques en matière de tarifs.

(62) Dans la mesure où des fonds publics sont utilisés pour soutenir les gestionnaires de réseau exerçant des activités légales ou naturelles de monopole, cela peut ne pas être soumis au contrôle des aides d’État (voir les points 373 à 375 des CEEAG et la communication de la Commission relative à la notion d’aide d’État). Lorsque ce n’est pas le cas, l’approbation d’une aide d’État peut être requise (voir, par exemple, l’affaire SA.113565, décision du 21 juin 2024, sur le réseau central allemand d’hydrogène). Cela est sans préjudice d’une évaluation au regard des dispositions et des lignes directrices relatives aux aides d’État.

(63) Dans la mesure où des fonds publics sont utilisés pour soutenir les gestionnaires de réseau exerçant des activités légales ou naturelles de monopole, cela peut ne pas être soumis au contrôle des aides d’État (voir les points 373 à 375 des CEEAG et la communication de la Commission relative à la notion d’aide d’État). Lorsque tel n’est pas le cas, l’approbation d’une aide d’État peut être requise (voir, par exemple, l’affaire SA.113565, décision du 21 juin 2024, sur le réseau central allemand d’hydrogène). Cela est sans préjudice d’une évaluation au regard des dispositions et des lignes directrices relatives aux aides d’État.

(64) Communication de la Commission portant orientations en matière d’investissements anticipatifs pour le développement de réseaux d’électricité tournés vers l’avenir (2025).

(65) Directive (UE) 944/2019 sur l’électricité, telle que modifiée. Article 32, paragraphe 3: « Ce plan de développement du réseau inclut également le recours à la participation active de la demande, à l’efficacité énergétique, à des installations de stockage d’énergie ou à d’autres ressources auxquelles le gestionnaire de réseau de distribution doit recourir comme alternatives à l’expansion du réseau » et article 51, paragraphe 3: « Lors de l’élaboration du plan décennal de développement du réseau, le gestionnaire de réseau de transport tient pleinement compte du potentiel d’utilisation de la participation active de la demande, des installations de stockage d’énergie ou d’autres ressources susceptibles de constituer une solution de substitution à l’expansion du réseau, ainsi que des prévisions de la consommation, des échanges commerciaux avec d’autres pays et des plans d’investissement dans les réseaux pour l’ensemble de l’Union et dans les réseaux régionaux ».

(66) CRE (2023), «Rapport sur les performances des gestionnaires de réseau dans le développement d’un réseau électrique intelligent», https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Rapports_et_etudes/2023/2024-02_Rapport_indicateurs_eng.pdf.

(67) Agora Energiewende (2024), «Boosting flexibility in distribution grids» (Renforcer la flexibilité des réseaux de distribution), https://www.agora-energiewende.org/fileadmin/Projekte/2023/2023-23_EU_boosting_flexibility/24-0184_Rev.2_DNV_Report_Agora_Energiewende_-_Boosting_flexibility_in_distribution_grids.pdf.

(68) Afin de soutenir davantage les processus nationaux, la Commission prévoit de publier des orientations sur le raccordement au réseau au T4 2025.

(69) CREG (2024), https://www.creg.be/fr/publications/decision-b658e/90#:~:text=Sur%20les%2014%20propositions%20de,aux%20crit%C3%A8res%20de%20l’incitant.