Arrêt du Tribunal (troisième chambre élargie) du 25 septembre 2024.#Polskie sieci elektroenergetyczne S.A. contre Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie.#Énergie – Marché intérieur de l’électricité – Méthodologie commune de coordination régionale de la sécurité d’exploitation – Rejet de la proposition des gestionnaires de réseau – Région de calcul de la capacité – Région CORE – Compatibilité avec le règlement (UE) 2019/942, le règlement (UE) 2019/943 et le règlement (UE) 2017/1485.#Affaire T-483/21.

Affaire T‑483/21

Polskie sieci elektroenergetyczne S.A.

contre

Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie

Arrêt du Tribunal (troisième chambre élargie) du 25 septembre 2024

« Énergie – Marché intérieur de l’électricité – Méthodologie commune de coordination régionale de la sécurité d’exploitation – Rejet de la proposition des gestionnaires de réseau – Région de calcul de la capacité – Région CORE – Compatibilité avec le règlement (UE) 2019/942, le règlement (UE) 2019/943 et le règlement (UE) 2017/1485 »

1. Recours en annulation – Recours dirigé contre une décision de la commission de recours de l’agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) – Acte instituant l’ACER excluant la possibilité d’avancer devant le Tribunal des moyens non présentés devant la commission de recours – Invocation des griefs déjà formulés devant ladite commission – Recevabilité

   (Art. 263 TFUE ; règlement du Parlement européen et du Conseil 2019/942, art. 29)

   (voir points 40, 41, 108, 167, 168)

2. Agences de l’Union européenne – Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) – Compétences – Portée – Adoption d’une méthodologie commune de coordination régionale de la sécurité d’exploitation à la demande conjointe des autorités de régulation nationales – Inclusion – Portée – Compétence de l’ACER pour s’écarter de la proposition des gestionnaires de réseau de transport concernant le champ d’application de cette méthodologie

   (Règlement du Parlement européen et du Conseil 2019/942, art. 6, § 10 ; règlement de la Commission 2017/1485, art. 6, § 8)

   (voir points 43-48)

3. Énergie – Gestion du réseau de transport de l’électricité – Règlement 2017/1485 – Coordination régionale de la sécurité d’exploitation – Méthodologie de coordination adoptée par l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) – Méthodologie prévoyant la coordination des actions correctives mises en œuvre pour soulager les congestions sur le réseau de transport d’électricité – Gestion coordonnée de toutes les congestions sur les éléments de réseau avec un niveau de tension supérieur ou égal à 220 kV – Admissibilité – Violation des compétences des gestionnaires de réseau de transport en matière d’exploitation de leurs réseaux – Absence – Violation des exigences procédurales prévues par la méthodologie de coordination des analyses de la sécurité d’exploitation – Absence

   [Règlement du Parlement européen et du Conseil 2019/943, art. 16, § 1, et 35, § 5 ; règlements de la Commission 2015/1222, art. 35 et 2017/1485, art. 20 à 23, 75 et 76, § 1, b), et 2 ; directive du Parlement européen et du Conseil 2019/944, art. 40, § 1, d)]

   (voir points 54-93, 95-103)

4. Énergie – Marché intérieur de l’électricité – Règlement 2017/1485 – Coordination régionale de la sécurité d’exploitation – Méthodologie prévoyant la coordination des actions correctives mises en œuvre pour soulager les congestions sur le réseau de transport d’électricité – Violation des compétences des gestionnaires de réseau de transport relatives à l’utilisation du modèle d’appel centralisé pour assurer la sécurité d’exploitation et l’équilibrage du système électrique – Absence – Violation du principe de non-discrimination – Absence

   [Règlement du Parlement européen et du Conseil 2019/943, art. 12, § 1 ; règlement de la Commission 2017/1485, art. 4, § 2, e)]

   (voir points 109-131, 135-140)

5. Procédure juridictionnelle – Production de moyens nouveaux en cours d’instance – Moyen soulevé pour la première fois au stade de la réplique – Irrecevabilité

   (Règlement de procédure du Tribunal, art. 84, § 1)

   (voir point 134)

6. Énergie – Gestion du réseau de transport de l’électricité – Règlement 2017/1485 – Coordination régionale de la sécurité d’exploitation – Méthodologie de coordination adoptée par l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) – Méthodologie prévoyant la coordination des actions correctives mises en œuvre pour soulager les congestions sur le réseau de transport d’électricité – Actions correctives coordonnées susceptibles d’entraîner des coûts supplémentaires pour les gestionnaires de réseau de transport ayant déjà investi dans d’autres équipements pour soulager les congestions – Coûts inhérents à la coordination régionale et au principe de solidarité énergétique – Absence de caractère inéquitable – Absence d’entrave à l’investissement dans d’autres actions correctives liées aux équipements

   [Règlements du Parlement européen et du Conseil 2019/942, art. 1er, § 2, et 2019/943, art. 1er, c), et 19 ; règlement de la Commission 2017/1485, art. 4, § 1, f)]

   (voir points 149-162)

7. Énergie – Gestion du réseau de transport de l’électricité – Règlement 2017/1485 – Coordination régionale de la sécurité d’exploitation – Méthodologie de coordination adoptée par l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) – Méthodologie prévoyant la coordination des actions correctives mises en œuvre pour soulager les congestions sur le réseau de transport d’électricité – Possibilité pour les gestionnaires de réseau de transport et les centres de coordination régionaux d’utiliser des actions correctives suffisantes pour gérer la tension aux niveaux local et régional – Violation des limites de sécurité d’exploitation aux niveaux local et régional – Absence

   [Règlement de la Commission 2017/1485, art. 4, § 1, d) et h), et § 2, e), 25, 27, § 1, 34, § 2, 72, 75 à77 et 78, § 2, a)]

   (voir points 169-190)

8. Agences de l’Union européenne – Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) – Procédure de recours – Recours devant la commission de recours de l’ACER – Obligation de motivation des décisions – Portée

   (Art. 296, 2e al., TFUE)

   (voir points 193-195)

Résumé

Rejetant le recours en annulation introduit par un gestionnaire de réseau de transport d’électricité (ci-après le « GRT »), le Tribunal précise l’étendue de la compétence de l’Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) pour adopter une méthodologie de coordination régionale de la sécurité d’exploitation du réseau de transport de l’électricité, avant de confirmer la légalité du champ d’application de la méthodologie adoptée par cette agence.

Le 2 août 2017, la Commission européenne a adopté le règlement 2017/1485 ( 1 ), qui énonce une série d’exigences en matière de sécurité d’exploitation du réseau de transport de l’électricité.

En application de ce règlement, les GRT de la région « CORE » ( 2 ) ont soumis à l’approbation de l’ensemble des autorités de régulation nationales (ci-après les « ARN ») de cette région une proposition de méthodologie commune de coordination régionale de la sécurité d’exploitation.

Sur demande conjointe des ARN, l’ACER a statué sur la proposition des GRT et adopté une décision sur une méthodologie de coordination régionale de la sécurité d’exploitation pour la région CORE [ci-après la « méthodologie sécurité (ROSC) contestée »] s’écartant de la proposition des GRT concernant le champ d’application de cette méthodologie.

La requérante, Polskie sieci elektroenergetyczne S.A., en sa qualité de GRT responsable de la gestion, de l’entretien et du développement du réseau en Pologne, a alors formé un recours devant la commission de recours de l’ACER (ci-après la « commission de recours ») à l’encontre de cette décision de l’ACER. Celui-ci ayant été rejeté, elle a saisi le Tribunal d’un recours en annulation contre la décision de la commission de recours.

Appréciation du Tribunal

À titre liminaire, le Tribunal rappelle que, selon la méthodologie sécurité (ROSC) contestée, la coordination régionale de la sécurité d’exploitation régie par ladite méthodologie comprend, d’une part, l’analyse régionale de la sécurité d’exploitation et, d’autre part, le processus d’évaluation régionale de la sécurité d’exploitation (ci-après le « processus CROSA »). Ce processus a notamment pour objectif de coordonner et de mettre en œuvre des actions correctives ( 3 ) ayant une incidence transfrontalière, telles que, entre autres, le redispatching ( 4 ) et les échanges de contrepartie ( 5 ), qui sont activées pour soulager les congestions physiques sur le réseau de transport d’électricité et limiter ainsi les risques pour la sécurité d’exploitation qui en résultent. Au sens de la méthodologie sécurité (ROSC) contestée, constituent des actions correctives ayant une incidence transfrontalière celles qui peuvent, au moins parfois, résoudre une congestion sur tous les éléments critiques de réseau pris en compte pour le calcul de la capacité d’échanges entre zones ainsi que tous les autres éléments de réseau avec une tension supérieure ou égale à 220 kilovolts (kV).

C’est à la lumière de ces précisions que le Tribunal examine les moyens soulevés par la requérante.

Sur le moyen relatif à la compétence de l’ACER

Le Tribunal rejette comme irrecevable le moyen de la requérante tiré de l’incompétence de l’ACER pour s’écarter de la proposition des GRT concernant le champ d’application de la méthodologie sécurité (ROSC) contestée, au motif que ce moyen ne semble pas avoir été expressément contesté par la requérante devant la commission de recours. Or, des moyens non présentés devant cette dernière ne peuvent être avancés pour la première fois devant le Tribunal à l’occasion d’un recours en annulation, qui doit se faire au regard du cadre factuel et juridique des litiges, tels qu’ils ont été portés devant pareille commission.

En tout état de cause, le Tribunal considère ce moyen comme non fondé, dans la mesure où l’article 6, paragraphe 10, du règlement 2019/942 ( 6 ) et l’article 6, paragraphe 8, du règlement 2017/1485 habilitent l’ACER à statuer ou à adopter des décisions individuelles sur des questions ou des problèmes de réglementation ayant un effet sur les échanges transfrontaliers ou sur la sécurité du réseau transfrontalier relevant de la compétence des ARN, telles que l’adoption de la méthodologie sécurité (ROSC) contestée, notamment lorsque les ARN compétentes lui ont adressé, comme en l’espèce, une demande conjointe en ce sens, sans être liée par la position prise par lesdites ARN. Il s’ensuit que l’ACER était compétente, sur le fondement de ces dispositions, pour s’écarter de la proposition des GRT concernant le champ d’application de la méthodologie sécurité (ROSC) contestée.

Sur le moyen relatif au champ d’application de la méthodologie sécurité (ROSC) contestée

La requérante reproche à la commission de recours d’avoir commis une erreur de droit en considérant que la méthodologie sécurité (ROSC) contestée, en vertu de laquelle toutes les congestions sur les éléments de réseau avec une tension supérieure ou égale à 220 kV doivent être gérées de manière coordonnée par le processus CROSA, était conforme au cadre juridique applicable. Ainsi, s’il est constant entre les parties que les éléments de réseau avec une tension supérieure ou égale à 220 kV pourraient avoir une incidence transfrontalière, elles s’opposent sur la question de savoir quelles congestions précises, sur de tels éléments, devraient être gérées de manière coordonnée par le processus CROSA.

Dans ce cadre, en premier lieu, le Tribunal rejette le grief de la requérante selon lequel seules les congestions causées par les échanges transfrontaliers prévus, à savoir les flux alloués, devraient être gérées de manière coordonnée. À cet égard, l’article 76, paragraphe 2, du règlement 2017/1485, prévoit que, « pour déterminer si la congestion est liée à des échanges transfrontaliers, les GRT tiennent compte de la congestion qui surviendrait en l’absence d’échanges d’énergie entre zones de contrôle ». En interprétant cette disposition au regard du contexte réglementaire dans lequel elle s’insère, le Tribunal constate que la méthodologie sécurité (ROSC) ne doit pas prévoir la coordination des actions correctives en fonction de l’origine de la congestion que ces actions visent à soulager, mais de l’incidence transfrontalière que ces actions peuvent avoir.

Or, ainsi qu’il ressort de la méthodologie sécurité (ROSC) contestée, eu égard au réseau interconnecté hautement maillé de la région CORE, il n’était généralement pas possible d’identifier un élément de réseau qui aurait été affecté uniquement par des actions correctives n’ayant aucune incidence sur d’autres éléments de réseau ayant une incidence transfrontalière, de sorte que toutes les actions correctives qui étaient, au moins parfois, en mesure de soulager une congestion sur les éléments de réseau d’une tension égale ou supérieure à 220 kV devaient être considérées comme ayant une incidence transfrontalière et, par conséquent, être coordonnées par le processus CROSA.

Partant, c’est sans commettre d’erreur de droit que la commission de recours a pu considérer, en se fondant sur cette appréciation technique, que toutes les congestions sur les éléments de réseau avec une tension supérieure ou égale à 220 kV devaient être gérées de manière coordonnée par le processus CROSA, conformément à la méthodologie sécurité (ROSC).

En deuxième lieu, le Tribunal considère que la définition du champ d’application de la méthodologie sécurité (ROSC) contestée ne porte pas atteinte aux compétences des GRT en matière de sécurité d’exploitation de leurs réseaux, telles qu’établies à l’article 35, paragraphe 5, du règlement 2019/943 ( 7 ) et à l’article 40, paragraphe 1, sous d), de la directive 2019/944 ( 8 ), dans la mesure où il n’inclut pas des actions correctives qui ne nécessitent pas une gestion coordonnée par le processus CROSA.

De surcroît, tous les éléments de réseau et toutes les actions correctives dont disposent les GRT ne sont pas inclus, par défaut, dans la méthodologie sécurité (ROSC) contestée. Il est, de plus, possible pour ces derniers d’exclure certains éléments de réseau ou certaines actions correctives n’ayant pas d’incidence transfrontalière du champ d’application de ladite méthodologie.

Enfin, les GRT restent les seuls responsables de l’activation des actions correctives ayant une incidence transfrontalière pour assurer la sécurité d’exploitation de leurs réseaux, dès lors qu’ils peuvent rejeter une action corrective recommandée par le processus CROSA susceptible d’entraîner une atteinte à ladite sécurité ou qu’ils peuvent activer une action corrective lorsqu’une atteinte imprévue se produit.

En troisième lieu, le Tribunal constate que le champ d’application de la méthodologie sécurité (ROSC) contestée est compatible avec l’article 16 de la méthodologie de coordination des analyses de la sécurité d’exploitation (CSAM), qui exige des GRT de la région CORE d’élaborer conjointement une proposition de méthodologie sécurité (ROSC), incluant des règles pour la détermination de l’incidence transfrontalière des actions correctives et des GRT affectés par ces actions correctives de manière générale. En effet, la procédure établie par la méthodologie sécurité (ROSC) contestée prévoit les critères pour l’élaboration par les GRT d’une liste d’éléments de réseau ayant une incidence transfrontalière et pour l’identification de l’incidence transfrontalière d’une action corrective potentielle ainsi que les règles spécifiques concernant l’exclusion des éléments de réseau et des actions correctives n’ayant pas d’incidence transfrontalière.

Sur le moyen relatif à l’absence de règles équitables pour les échanges transfrontaliers d’électricité et d’incitations appropriées pour des actions correctives liées aux équipements

La requérante fait également valoir que la commission de recours a commis une erreur de droit en ne constatant pas l’absence, dans la méthodologie sécurité (ROSC) contestée, de règles équitables pour les échanges transfrontaliers d’électricité et d’incitations appropriées pour des actions correctives liées aux équipements, tels que les transformateurs déphaseurs ( 9 ).

À cet égard, le Tribunal reconnaît que la méthodologie sécurité (ROSC) contestée peut générer des coûts supplémentaires pour certains GRT ayant déjà investi dans des équipements tels que des transformateurs déphaseurs, lorsque la gestion d’une congestion dans le cadre du processus CROSA exige tant la modification de la configuration des transformateurs déphaseurs que l’activation d’actions correctives coûteuses, telles que le redispatching. Or, d’une part, le seul fait qu’un GRT puisse supporter des coûts plus élevés en raison de la coordination régionale ne saurait signifier que les règles établies par la méthodologie sécurité (ROSC) contestée seraient inéquitables ou qu’elles seraient inaptes à promouvoir la coordination régionale de l’exploitation du réseau. En effet, les coûts qui surviennent en raison de l’application de la solution régionale sélectionnée par le processus CROSA sont inhérents à la coordination régionale et constituent une émanation concrète du principe de solidarité énergétique. D’autre part, il n’est pas démontré que la méthodologie sécurité (ROSC) contestée a pour conséquence de décourager les GRT d’investir dans des équipements, tels que des transformateurs déphaseurs, qui peuvent effectivement réduire les coûts encourus par les GRT pour résoudre des congestions locales avant le commencement du processus CROSA.

Sur les autres moyens invoqués par la requérante

Le Tribunal considère par ailleurs que, contrairement aux allégations de la requérante, la commission de recours n’a pas commis d’erreur de droit en ne constatant pas une violation des dispositions garantissant aux GRT de pouvoir utiliser le modèle d’appel centralisé ( 10 ) pour gérer les congestions internes ou pour effectuer des tâches d’équilibrage du système électrique. En effet, la requérante n’a pas démontré que la méthodologie sécurité (ROSC) contestée l’empêche d’utiliser ledit modèle d’appel centralisé pour assurer la sécurité d’exploitation de son réseau.

Le Tribunal rejette également le moyen tiré d’une violation des dispositions garantissant le respect des limites de sécurité d’exploitation, en particulier celles de tension ( 11 ), aux niveaux local et régional, après avoir constaté que la requérante n’était pas parvenue à démontrer que la commission de recours avait commis une erreur de droit en considérant que la méthodologie sécurité (ROSC) contestée n’entravait pas, aux niveaux local et régional, le respect de telles limites.

Finalement, le Tribunal constate que la décision de la commission de recours est suffisamment motivée et rejette le moyen de la requérante tiré d’un défaut de motivation.

Eu égard à l’ensemble de ce qui précède, le Tribunal rejette le recours dans son intégralité.

( 1 ) Règlement (UE) 2017/1485 de la Commission, du 2 août 2017, établissant une ligne directrice sur la gestion du réseau de transport de l’électricité (JO 2017, L 220, p. 1).

( 2 ) La région CORE est la zone géographique comprenant la Belgique, la République tchèque, l’Allemagne, la France, la Croatie, le Luxembourg, la Hongrie, les Pays-Bas, l’Autriche, la Pologne, la Roumanie, la Slovénie et la Slovaquie, établie pour le calcul de la capacité, conformément à l’article 15 du règlement (UE) 2015/1222 de la Commission, du 24 juillet 2015, établissant une ligne directrice relative à l’allocation de la capacité et à la gestion de la congestion (JO 2015, L 197, p. 24).

( 3 ) En vertu de l’article 2, point 13, du règlement 2015/1222, l’action corrective s’entend de toute mesure appliquée par un ou plusieurs GRT, afin de préserver la sécurité d’exploitation

( 4 ) En vertu de l’article 2, point 26, du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil, du 5 juin 2019, sur le marché intérieur de l’électricité (JO 2019, L 158, p. 54), le redispatching se définit comme une mesure qui est activée par un ou plusieurs GRT ou gestionnaires de réseau de distribution et consistant à modifier le modèle de production, de charge, ou les deux, de manière à modifier les flux physiques sur le système électrique et soulager ainsi une congestion physique ou assurer autrement la sécurité du système.

( 5 ) En vertu de l’article 2, point 27, du règlement 2019/943, l’échange de contrepartie renvoie à un échange entre zones entrepris par des gestionnaires de réseau entre deux zones de dépôt des offres pour soulager une congestion physique.

( 6 ) Règlement (UE) 2019/942 du Parlement européen et du Conseil, du 5 juin 2019, instituant une agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (JO 2019, L 158, p. 22).

( 7 ) En vertu de l’article 35, paragraphe 5, du règlement 2019/943, les GRT sont chargés de gérer les flux d’électricité et de garantir un système électrique sûr, fiable et efficace, conformément à l’article 40, paragraphe 1, point d), de la 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 (JO 2019, L 158, p. 125).

( 8 ) Aux termes de l’article 40, paragraphe 1, sous d), de la directive 2019/944, chaque GRT est chargé de gérer les flux d’électricité sur le réseau en tenant compte des échanges avec d’autres réseaux interconnectés. À cet effet, le GRT est tenu de garantir un système électrique sûr, fiable et efficace et, dans ce contexte, de veiller à la disponibilité de tous les services auxiliaires nécessaires, y compris ceux fournis par la participation active de la demande et les installations de stockage d’énergie, dans la mesure où cette disponibilité est indépendante d’autres réseaux de transport avec lesquels son réseau est interconnecté.

( 9 ) Les transformateurs déphaseurs permettent de soulager une congestion en « forçant » le passage de l’électricité d’une ligne électrique saturée vers une ligne électrique moins empruntée.

( 10 ) En vertu de l’article 2, point 18, du règlement (UE) 2017/2195 de la Commission, du 23 novembre 2017, concernant une ligne directrice sur l’équilibrage du système électrique (JO 2017, L 312, p. 6), le modèle d’appel centralisé se définit comme « un modèle de programmation et d’appel dans lequel les programmes de production et les programmes de consommation ainsi que l’appel des installations de production et des installations de consommation, en référence aux installations appelables, sont déterminés par un GRT dans le cadre d’un processus de programmation intégré ».

( 11 ) Articles 76 et 77 du règlement 2017/1485, lus conjointement avec l’article 25 et l’article 4, paragraphe 1, sous d) et h), et paragraphe 2, sous e), de ce règlement.