Édition provisoire
CONCLUSIONS DE L’AVOCATE GÉNÉRALE
MME JULIANE KOKOTT
présentées le 16 avril
2026 (1)
Affaire C‑36/25
Energia Group Holdings (ROI) DAC e.a.
Energia Customer Solutions Limited,
Wind Generation Ireland Limited,
Holyford Windfarm Limited,
Cornavarrow Windfarm Limited,
Eshmore Limited,
GR Wind Farms 1 Limited e.a.
CNOC Windfarms Limited,
TRA Investments Limited,
Ballybane Windfarms Limited,
Beam Wind Limited,
Meenaward Wind Farm Limited,
Cordal Windfarms Limited,
Sigatoka Limited,
Glanaruddery Windfarms Limited,
Glencarbry Windfarm Limited,
Gortahile Windfarm Limited,
Killa Community Windfarm Designated Activity Company,
Kill Hills Windfarm Limited,
Knocknacummer Wind Farm Limited,
Knocknalour Wind Farm Limited,
Seahound Wind Developments Limited,
Lisdowney Wind Farm Limited,
Monaincha Wind Farm Limited,
Ronaver Energy Limited,
Tullynamoyle Wind Farm II Limited
contre
Commission for Regulation of Utilities (Irlande)
En présence de :
EirGrid PLC,
The Attorney General
(demande de décision préjudicielle formée par la Supreme Court [Cour suprême, Irlande])
« Renvoi préjudiciel – Marché intérieur de l’électricité – Règles communes – Règlement 2019/943 – Article 13, paragraphe 7 – Production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables – Appel prioritaire – Redispatching à la baisse non fondé sur le marché – Droit à une compensation financière – Méthodes de calcul – Compensation adéquate – Effet direct – Conditions »
Table des matières
I.
Introduction
II.
Cadre juridique
A.
Règlement 2019/943 sur le marché intérieur de l’électricité
B.
Directive (UE) 2019/944 sur le marché intérieur de l’électricité
III.
Les faits, les questions préjudicielles et la procédure devant la Cour
IV.
Appréciation
A.
Portée de l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 (question 1)
1.
Observations liminaires
2.
Critères et fonctionnement du mécanisme de compensation prévu à l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 (question 1a)
a)
Interprétation littérale
b)
Interprétation systématique, téléologique et historique
c)
Conclusion intermédiaire sur la question 1a
3.
Portée du critère « compensation financière indûment peu élevée ou indûment trop élevée » (question 1b)
4.
Licéité de mesures nationales d’application subordonnant le droit à une compensation financière au bénéfice de l’appel prioritaire (question 1c)
B.
Sur l’effet direct de l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 (question 2)
1.
Critères de l’effet direct par rapport au caractère directement applicable
2.
Les critères de l’effet direct sont remplis
3.
Conclusion intermédiaire
C.
Autres voies de droit (question 3)
D.
Autres questions (question 4)
1.
Report de l’acquittement du droit à compensation financière ? (Question 4a et b)
2.
Restriction ou extension du champ d’application personnel du droit à compensation financière ? (question 4c)
a)
Première branche : exclusion des petits producteurs ?
b)
Deuxième branche : les intermédiaires ont-ils droit à une compensation ?
3.
Les paiements supérieurs au prix du marché au titre d’un AAEE constituent-ils un « soutien financier » ? (question 4d)
V.
Conclusions
I.      Introduction
1.        Le marché intérieur de l’électricité qui a été libéralisé et harmonisé, notamment par le règlement 2019/943 (2) et la directive (UE) 2019/944 (3), repose en principe sur les règles du marché (4). Toutefois, il favorise dans le même temps la production durable et décarbonée d’électricité (5), raison pour laquelle la fourniture de l’électricité produite à partir d’une énergie renouvelable est en principe privilégiée (« appel prioritaire »). Le fonctionnement complexe des marchés de l’électricité impose parfois aux gestionnaires de réseau, pour des raisons de participation active de la demande et de sécurité du système, des interventions qui ne sont pas fondées sur le marché, telles que le redispatching à la baisse en cause en l’espèce. Un tel redispatching a pour conséquence que le producteur concerné qui utilise une source d’énergie renouvelable, par exemple l’énergie éolienne, est temporairement empêché d’injecter dans le réseau la quantité d’électricité qu’il produit ou qu’il peut produire et obtient, à ce titre, un droit à une compensation financière à l’égard du gestionnaire de réseau. Un droit analogue naît également lorsque le gestionnaire de réseau ordonne un redispatching à la hausse, c’est-à-dire qu’il ordonne au producteur concerné de produire et d’injecter dans le réseau davantage d’électricité qu’il ne l’aurait fait dans les conditions du marché.
2.        Dans l’affaire au principal qui a donné lieu à la présente demande de décision préjudicielle, l’application des règles nationales et du droit de l’Union relatives au calcul de la compensation financière pour un redispatching à la baisse non fondé sur le marché se trouve être controversée. La Cour a donc l’occasion, pour la première fois, de se prononcer sur les critères complexes du droit à compensation financière prévus par le droit de l’Union.
II.    Cadre juridique
3.        Le cadre juridique du droit de l’Union est constitué en substance par le règlement 2019/943 et la directive 2019/944.
A.      Règlement 2019/943 sur le marché intérieur de l’électricité
4.        Aux termes de l’article 2, point 26, du règlement 2019/943, on entend par redispatching « une mesure, y compris de réduction, qui est activée par un ou plusieurs gestionnaires de réseau de transport ou 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 » (6).
5.        L’article 12 du règlement 2019/943 a trait à l’appel des moyens de production et à la participation active de la demande. Aux termes du paragraphe 1, « l’appel des installations de production d’électricité et la participation active de la demande sont non discriminatoires, transparents et, sauf dispositions contraires prévues aux paragraphes 2 à 6, fondés sur le marché ». Les paragraphes 2 à 6 régissent l’« appel prioritaire » aux installations de production qui utilisent des sources d’énergie renouvelable (7). Le paragraphe 2 prévoit que, sans préjudice des articles 107, 108 et 109 TFUE, les États membres « font en sorte que, lorsqu’ils appellent les installations de production d’électricité, les gestionnaires de réseau donnent la priorité aux installations de production qui utilisent des sources d’énergie renouvelables (...) lorsque ces installations de production d’électricité (ont notamment) … une puissance électrique installée inférieure à 400 kW ». En vertu du paragraphe 4, les États membres peuvent également le faire pour les installations de production d’électricité utilisant la cogénération à haut rendement et ayant la même capacité de production d’électricité. Aux termes du paragraphe 6, les installations de production d’électricité qui utilisent des sources d’énergie renouvelables ou la cogénération à haut rendement et qui ont été mises en service avant le 4 juillet 2019 et, lorsqu’elles ont été mises en service, ont fait l’objet d’un appel prioritaire en vertu de l’article 15, paragraphe 5, de la directive 2012/27/UE (8) ou de l’article 16, paragraphe 2, de la directive 2009/28/CE (9), continuent de bénéficier de l’appel prioritaire.
6.        L’article 13 du règlement 2019/943, intitulé « Redispatching », dispose notamment :
« 1.      Le redispatching de la production et le redispatching de la demande sont fondés sur des critères objectifs, transparents et non discriminatoires. Il est ouvert à toutes les technologies de production, à tout le stockage d’énergie et à toute la participation active de la demande, y compris à ceux situés dans d’autres États membres, sauf si cela n’est pas techniquement possible.
2.      Les ressources qui font l’objet d’un redispatching sont choisies parmi les installations de production, le stockage d’énergie, et la participation active de la demande qui utilise des mécanismes fondés sur le marché, et font l’objet d’une compensation financière.
3.      Le redispatching de la production, du stockage d’énergie et de la participation active de la demande non fondés sur le marché ne peuvent être utilisés que si :
a)      aucune alternative fondée sur le marché n’est disponible ;
b)      toutes les ressources fondées sur le marché disponibles ont été utilisées ;
c)      le nombre d’installations de production, de stockage d’énergie ou de participation active de la demande disponibles est trop faible pour permettre une réelle concurrence dans la zone où les installations aptes à fournir le service sont situées ;
ou
d)      la situation actuelle du réseau entraîne des congestions régulières et prévisibles, de sorte qu’un redispatching basé sur le marché entraînerait un comportement stratégique régulier des enchères, ce qui aggraverait encore la situation de congestion interne...
…
5.      Sous réserve des exigences relatives au maintien de la fiabilité et de la sécurité du réseau, sur la base des critères transparents et non discriminatoires établis par les autorités compétentes, les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution :
a)      garantissent la capacité des réseaux de transport et des réseaux de distribution à faire transiter l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables ou de la cogénération à haut rendement en recourant le moins possible au redispatching, ...
b)      prennent des mesures appropriées liées à l’exploitation du réseau et au marché pour limiter le plus possible le redispatching à la baisse de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables ou de la cogénération à haut rendement ;
…
6.      Lorsque le redispatching à la baisse non fondé sur le marché est utilisé, les principes suivants s’appliquent :
a)      les installations de production d’électricité utilisant des sources d’énergie renouvelables ne peuvent faire l’objet de redispatching à la baisse que s’il n’existe aucune autre solution ou si les autres solutions entraîneraient des coûts fortement disproportionnés ou des risques majeurs pour la sécurité du réseau ;
b)      l’électricité produite par un processus de cogénération à haut rendement ne peut faire l’objet d’un redispatching à la baisse que si, en dehors d’un redispatching à la baisse visant des installations de production d’électricité utilisant des sources d’énergie renouvelables, il n’existe aucune autre solution ou si les autres solutions entraîneraient des coûts disproportionnés ou des risques majeurs pour la sécurité du réseau ;
c)      l’électricité autoproduite par des installations de production utilisant des sources d’énergies renouvelables ou la cogénération à haut rendement qui n’est pas injectée dans le réseau de transport ou de distribution ne peut pas faire l’objet d’un redispatching à la baisse sauf si aucune autre solution ne permettrait de résoudre les problèmes de sécurité du réseau ;
d)      les mesures de redispatching à la baisse visées aux points a), b) et c) sont justifiées en bonne et due forme et en toute transparence...
7.      Lorsque des mesures de redispatching non fondées sur le marché sont utilisées, elles font l’objet d’une compensation financière de la part du gestionnaire de réseau qui a demandé le redispatching au gestionnaire de l’installation de production, de stockage d’énergie ou de participation active de la demande ayant fait l’objet de redispatching, sauf dans le cas de producteurs qui acceptent des conventions de raccordement dans lesquelles il n’existe aucune garantie quant à un approvisionnement ferme en énergie. Cette compensation financière est au minimum égale au plus élevé des éléments suivants ou à une combinaison de ces éléments si l’application du seul élément le plus élevé conduirait à une compensation indûment peu élevée ou indûment trop élevée :
a)      le coût d’exploitation additionnel lié au redispatching, tel que les surcoûts de combustible en cas de redispatching à la hausse, ou de fourniture de chaleur de secours en cas de redispatching à la baisse visant des installations de production d’électricité utilisant la cogénération à haut rendement ;
b)      les recettes nettes provenant des ventes d’électricité sur le marché journalier que l’installation de production, de stockage d’énergie ou de participation active de la demande aurait générées si le redispatching n’avait pas été demandé ; si un soutien financier est accordé à des installations de production, de stockage d’énergie ou de participation active de la demande sur la base du volume d’électricité produit ou consommé, le soutien financier qui aurait été reçu sans la demande de redispatching est présumé faire partie des recettes nettes. »
7.        L’article 19 bis du règlement 2019/943 régit le soutien aux « accords d’achat d’électricité ».
8.        L’article 19 quinquies de ce règlement régit les « régimes de soutien direct des prix sous la forme de contrats sur différence bidirectionnels pour les investissements » dans de nouvelles installations de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables.
B.      Directive (UE) 2019/944 sur le marché intérieur de l’électricité
9.        L’article 59 de la directive 2019/944 régit les missions et les compétences des autorités de régulation. Aux termes du paragraphe 1, sous a), l’autorité de régulation a pour mission de « fixer ou approuver, selon des critères transparents, les tarifs de transport et de distribution ou leurs méthodes de calcul, ou les deux ; »
III. Les faits, les questions préjudicielles et la procédure devant la Cour
10.      La demande de décision préjudicielle de la Supreme Court (Cour suprême) concerne deux procédures en appel dans lesquelles l’interprétation de l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 est controversée. Les parties à ces procédures sont la Commission de régulation des services d’utilité publique (Commission for Regulation of Utilities, Irland ; ci-après la « CRU »), en sa qualité d’appelante, l’autorité de régulation compétente pour le marché de l’électricité en Irlande (l’autorité de régulation nationale ; ci-après l’ « ARN »), l’Attorney General (Irlande), le gestionnaire de réseau de transport de l’Irlande (Transmission System Operator, ci-après le « TSO » ou le « gestionnaire de réseau »), EirGrid plc, ainsi que les intimés et demandeurs originaires qui sont soit des producteurs utilisant des énergies renouvelables, soit leurs intermédiaires.
11.      En Irlande toute l’île constitue un marché unique de l’électricité (Single Electricity Market, ci-après « SEM ») comportant une surveillance distincte pour la partie irlandaise et la partie nord‑irlandaise. L’autorité de régulation compétente pour l’Irlande du Nord est l’autorité de régulation des fournisseurs d’Irlande du Nord (Northern Ireland Authority for Utility Regulation, ci-après : La « NIAUR »). Le comité du marché unique de l’électricité (Single Electricity Market Committee ; ci-après le « SEMC ») a été constitué pour exercer conjointement les fonctions de surveillance du CRU et de la NIAUR.
EirGrid est, conjointement avec le gestionnaire de réseau de transport responsable de l’Irlande du Nord (System Operator for Northern Ireland Ltd, SONI), l’opérateur du marché unique de l’électricité (Single Energy Market Operator, ci-après le
« SEMO »).
12.      Le 22 mars 2022 la SEMC a adopté au titre de l’article 59 de la directive 2019/944 une « décision relative à l’appel, au redispatching et à la compensation conformément au règlement 2019/943 »] (SEM-22 009) (Decision Paper on Dispatch, Redispatch and Compensation Pursuant to Regulation (EU) 2019/943 ; ci-après la « décision litigieuse »). Afin de mettre en œuvre les exigences énoncées, notamment, à l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 et d’octroyer une compensation financière aux installations de production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables en cas de redispatching non fondé sur le marché, la décision litigieuse prévoit les principes suivants (10):
« a)      En ce qui concerne les unités de production utilisant des sources d’énergie renouvelables, mises en service après le 4 juillet 2019,
la compensation fondée sur le plus élevé du montant des recettes ex ante d’une unité de production ou du montant du soutien perdu ne devrait pas être jugée « indûment trop élevée », à moins qu’il n’existe de bonnes raisons justifiant une conclusion contraire ;
En règle générale, toute perte de soutien en faveur de telles installations provient de régimes de soutien concurrentiels fondés sur des enchères, dans lesquels les offres reflètent les recettes du marché, y compris celles introduites par l’article 13, paragraphe 7.
b)      en ce qui concerne les unités de production utilisant des sources d’énergie renouvelables mises en service avant le 4 juillet 2019, la compensation fondée sur le plus élevé du montant des recettes ex ante d’une unité de production ou du montant du soutien perdu devrait être jugée « indûment trop élevée », à moins qu’il n’existe de bonnes raisons justifiant une conclusion contraire.
Toute aide perdue pour ces installations doit en règle générale provenir de programmes dans lesquels le soutien est fondé sur le coût moyen de l’électricité provenant de différentes sources d’énergie renouvelables. »
13.      Dans les recours dirigés contre la décision litigieuse, les intimés avaient fait valoir que, en cas de redispatching non fondé sur le marché, les pertes des producteurs d’électricité qui en résultaient devaient être intégralement compensées, de sorte que la perspective d’un redispatching serait « indifférente » ou « neutre » pour eux. La décision limite à leurs yeux leur droit à une compensation financière, notamment en cas de redispatching à la baisse, d’une manière incompatible avec l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943, et reporte indûment l’octroi des compensations.
14.      La High Court (Haute Cour, Irlande) a alors annulé la décision litigieuse.
15.      Saisie en appel, la Supreme Court (Cour suprême), la juridiction de renvoi, nourrit des doutes quant à l’interprétation de l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 et se demande si cette disposition est directement applicable. Elle relève que la décision litigieuse exclut de la compensation financière, notamment, les producteurs dits à faible production d’électricité qui ne participent pas au marché journalier, c’est-à-dire aux échanges d’électricité pour le lendemain. Elle souligne également l’importance économique du soutien financier apporté aux producteurs utilisant des énergies renouvelables, notamment à travers le soutien accordé aux accords d’achat d’électricité conclus avec une entreprise (ci-après les « AAEE ») (11). Les acheteurs s’y engagent à acheter de l’électricité à un prix convenu (le « prix d’exercice ») qui peut être par moments supérieur ou inférieur au prix du marché. Ces AAEE prendraient généralement la forme de contrats sur différence, de sorte que si le prix du marché est supérieur au prix d’exercice, le producteur verse la différence à l’acheteur, tandis que s’il est inférieur, c’est l’acheteur qui indemnise le producteur de la différence. Or, selon le CRU, le droit d’un producteur à un prix d’exercice supérieur au prix du marché ne relèverait pas du champ d’application de l’article 13, paragraphe 7, sous b), du règlement 2019/943 et il ne devrait donc pas être indemnisé en cas de redispatching à la baisse.
16.      La Supreme Court (Cour suprême) a décidé de surseoir à statuer et de solliciter la Cour de statuer, au titre de l’article 267, troisième alinéa, TFUE, sur les questions suivantes :
1.      a) L’article 13, paragraphe 7, du règlement (UE) 2019/943 impose-t-il d’indemniser les producteurs disposant d’un accès ferme, que le gestionnaire de réseau soumet à une mesure de redispatching à la baisse, de l’intégralité des recettes non perçues du fait de cette mesure (en ce compris tout soutien financier perdu), de manière qu’ils se retrouvent dans la même situation financière que celle dans laquelle ils se seraient trouvés s’ils n’avaient pas été visés par une telle mesure et que la perspective d’être visés par une mesure de redispatching les laissent indifférents ?
b) À cet égard, que faut-il entendre par « compensation indûment peu élevée ou indûment trop élevée » et sur quels critères ou sur quel point de référence faut-il se baser pour apprécier si une compensation est « indûment peu élevée ou indûment trop élevée » ?
c) En particulier, l’article 13, paragraphe 7, de ce règlement permet-il d’adopter une mesure d’application qui, pour déterminer la compensation à laquelle les producteurs peuvent prétendre, opère une distinction entre les installations de production d’électricité selon qu’elles bénéficient ou non de l’appel prioritaire ?
2.      a) L’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 est-il suffisamment clair, précis et inconditionnel, que ce soit au vu de son seul libellé ou en combinaison avec une interprétation de la Cour sur renvoi préjudiciel introduit au titre de l’article 267 TFUE, pour jouir d’un effet direct en droit interne ?
b) Dans quelle mesure l’article 13, paragraphe 7, de ce règlement prescrit-il ou permet-il l’adoption de mesures nationales de mise en œuvre ou d’application ?
3.      a) Dans le cas où l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 ne jouirait pas d’un effet direct, peut-on néanmoins l’invoquer devant le juge national pour contester la légalité d’une mesure de droit interne (en ce compris toute mesure nationale qualifiée de mesure de mise en œuvre) que l’on estime incompatible avec cette disposition et, le cas échéant, demander que cette mesure soit annulée ou laissée inappliquée, ou le juge national n’est-il pas compétent pour en connaître, eu égard à l’arrêt Popławski [(12)] ?
b) Dans le cas où l’article 13, paragraphe 7, de ce règlement ne jouirait pas d’un effet direct et où l’on ne pourrait pas non plus l’invoquer devant le juge national aux fins visées à la question 3.a ci-dessus, quelles sont les voies de droit qui, en vertu de l’article 19, paragraphe 1, TUE, de l’article 47 de la charte des droits fondamentaux de l’Union européenne ou de toute autre disposition, sont ouvertes à l’entreprise qui estime qu’une mesure nationale qualifiée de mesure de mise en œuvre limite à tort la compensation à laquelle elle peut prétendre au titre de l’article 13, paragraphe 7, dudit règlement ?
4.      S’agissant du sens et de l’effet véritables de l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 :
a) Eu égard à l’article 71 de ce règlement, l’autorité de régulation nationale (ARN) était-elle en droit d’adopter une mesure d’application reportant à l’année 2024 le versement de la compensation due au titre de l’article 13, paragraphe 7, dudit règlement ?
b) L’ARN était-elle en droit d’adopter une mesure d’application repoussant la décision relative au point de savoir si (et, le cas échéant, dans quelle mesure) la compensation due au titre de l’article 13, paragraphe 7, du même règlement devrait tenir compte du soutien financier perdu ?
c) L’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 permet-il d’adopter une mesure d’application i) qui restreint le versement de la compensation aux producteurs qui participent au marché ex ante (marché journalier), excluant de ce fait toute compensation pour les producteurs à faible production d’électricité visés par une mesure de redispatching, et/ou ii) qui prévoit le versement de la compensation aux fournisseurs d’électricité, lesquels sont susceptibles d’être, non pas les producteurs visés par la mesure de redispatching, mais des intermédiaires ?
d) Dans le cas où un producteur utilisant des sources d’énergie renouvelables, partie à un accord d’achat d’électricité conclu avec une entreprise (« AAEE »), est visé par une mesure de redispatching à la baisse, la compensation qui lui est due au titre de l’article 13, paragraphe 7, de ce règlement doit-elle inclure toutes sommes non perçues qui lui auraient été dues au titre de l’AAEE (s’il n’avait pas été visé par une telle mesure) du fait que le prix d’exercice prévu au contrat est supérieur au prix du marché applicable, ou ces sommes constituent-elles une forme de soutien financier qui ne relève pas du champ d’application de l’article 13, paragraphe 7, sous b), dudit règlement ?
17.      Par ordonnance du 9 avril 2025, le président de la Cour a rejeté la demande de la juridiction de renvoi visant à soumettre le renvoi préjudiciel à une procédure accélérée en application de l’article 105 du règlement de procédure de la Cour.
18.      Dans la procédure devant la Cour, les intimés, le CRU, l’Irlande, la République hellénique et la Commission européenne ont présenté des observations écrites. Ceux-ci ont également participé à l’audience de plaidoiries du 15 janvier 2026 et répondu aux questions écrites et orales de la Cour.
IV.    Appréciation
19.      La demande de décision préjudicielle porte avant tout sur l’interprétation des critères (contestés) prévus à l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 pour déterminer une compensation financière en faveur de producteurs utilisant des énergies renouvelables affectés par un redispatching à la baisse non fondé sur le marché. L’autre question, qui y est liée, est de savoir si cette disposition est directement applicable et doit donc être appliquée par une juridiction nationale dans une procédure telle que celle en cause, le cas échéant en écartant le droit national qui lui est contraire.
20.      Nous examinerons tout d’abord la portée de cette disposition et de ses critères (première question) (sous A). Il en découle la réponse à la question de savoir si elle remplit les conditions de l’effet direct (deuxième question) (sous B) et à celle de savoir quelles sont les voies de recours que les producteurs concernés peuvent en tirer (troisième question) (sous C). Nous terminerons par les autres questions (quatrième question) (sous D).
A.      Portée de l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 (question 1)
1.      Observations liminaires
21.      Les parties à la procédure s’opposent avant tout sur le point de savoir si en cas de redispatching non fondé sur le marché – en l’occurrence à la baisse – l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 confère aux producteurs utilisant des énergies renouvelables un droit à une compensation financière « totale » de la part du gestionnaire de réseau. Une compensation totale est celle qui replace ces producteurs dans la situation économique qui prévaudrait si le redispatching n’avait pas eu lieu et dans laquelle ils auraient pu fournir l’électricité qu’ils produisent dans les conditions et les règles applicables aux marchés (ainsi qu’en fonction de l’appel prioritaire qui leur est applicable) et être rémunérés.
22.      À cet égard, les parties s’accordent sur le fait que le mécanisme de compensation d’un redispatching à la baisse non fondé sur le marché, prévu à l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943, repose sur une approche hypothétique ou contrefactuelle. C’est ce qui ressort notamment de l’article 13, paragraphe 7, sous b), selon lequel la compensation doit être déterminée en fonction, notamment, des « recettes nettes provenant de la vente d’électricité sur le marché journalier » que le producteur concerné « aurait générées si le redispatching n’avait pas été demandé ». Dans le cas d’un tel redispatching, il convient donc de comparer la situation économique qu’il a créée avec celle qui aurait existé si la quantité d’électricité concernée par celui-ci avait pu être injectée sur le réseau et vendue sur le marché journalier.
23.      Il convient donc d’examiner plus avant les critères à prendre en considération dans le cadre de cette analyse comparative. Dans ce contexte, la juridiction de renvoi s’interroge, en particulier, sur la portée des termes « compensation indûment peu élevée ou indûment trop élevée » figurant à l’article 13, paragraphe 7, deuxième phrase, du règlement 2019/943 (question 1 b).
24.      Afin de mieux comprendre la portée de ces critères, il convient de considérer le mécanisme de compensation prévu à l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 dans son ensemble.
25.      À cet égard, il convient de tenir compte du fait que le droit du producteur concerné à une compensation financière naît non seulement en cas de redispatching à la baisse (c’est-à-dire en cas de réduction de la quantité d’électricité injectée), mais également en cas de redispatching à la hausse (c’est-à-dire en cas d’augmentation de la quantité d’électricité injectée), qui n’est pas en cause en l’espèce, étant entendu que, dans ce dernier cas, il n’est en principe pas nécessaire de procéder à une comparaison contrefactuelle (13). En outre, il n’est pas contesté que, d’une part, le droit à compensation suppose l’existence d’une convention de raccordement assortie d’une garantie de livraison (14) – qui semble exister dans l’affaire au principal – et, d’autre part, que le « soutien financier » accordé à ce producteur sur la base de la quantité d’électricité produite ou consommée est censé faire partie de ses recettes nettes (15).
2.      Critères et fonctionnement du mécanisme de compensation prévu à l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 (question 1a)
26.      Dans la mesure où la question 1a porte sur une indemnisation pour l’« intégralité » des recettes non perçues par le producteur utilisant des énergies renouvelables, elle nous paraît quelque peu ambiguë. En effet, l’analyse comparative fondée sur les critères (variables) et les méthodes de calcul prévus à l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 ne garantit pas, à nos yeux, une compensation financière qui neutralise pleinement le redispatching sur le plan économique. Cette compensation doit plutôt être seulement la plus proche possible de la situation économique qui prévaudrait théoriquement
en l’absence de redispatching. Cela s’impose ne serait-ce que par une interprétation littérale.
a)      Interprétation littérale
27.      Aux termes de l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943, l’application d’un redispatching non fondé sur le marché doit donner lieu à une compensation financière minimale (« au minimum égale »). Pour calculer cette compensation, elle prévoit deux méthodes de calcul différentes (en ordre prioritaire et secondaire) qui s’appliquent en principe tant à un redispatching à la hausse qu’à un redispatching à la baisse (16).
28.      Les deux méthodes de calcul ont en commun de s’articuler autour de deux paramètres variables, à savoir, d’une part, le montant des « coûts d’exploitation additionnels » engendrés par le redispatching [sous a)] et, d’autre part, les « recettes nettes provenant des ventes d’électricité sur le marché journalier » que le producteur « aurait générées si le redispatching n’avait pas été demandé » [sous b)]. La notion de perte de « recettes nettes » n’est pas définie plus précisément dans le règlement 2019/943. Par conséquent, il convient tout d’abord de partir de l’interprétation générale de la notion selon laquelle, à la différence des « recettes brutes », les recettes « nettes » sont des recettes ajustées en fonction des coûts et des charges (17).
29.      Selon la première méthode de calcul, qui est la méthode prioritaire, la compensation doit être calculée sur la base du plus élevé des deux montants mentionnés sous a) et b) (« égale au plus élevé des éléments suivants »).
30.      Ce n’est que si cette méthode conduit à « une compensation indûment peu élevée ou indûment trop élevée » que l’on combinera, dans le cadre de la seconde méthode de calcul, les montants visés aux points a) et b) (« combinaison de ces éléments ») (18). La notion de « combinaison » n’est pas davantage précisée dans le règlement 2019/943. Elle pourrait être comprise dans le sens de la moyenne, arithmétique, des deux montants trouvés dans le cadre de la première méthode de calcul [sous a) et b)]. Mais rien n’y oblige. Cette notion pourrait également viser l’addition des deux montants. En tout état de cause, les coûts d’exploitation (additionnels) et la perte de recettes nettes (hypothétiques) doivent être mis en relation d’une manière ou d’une autre. Cela indique que le gestionnaire de réseau dispose d’un large pouvoir d’appréciation dans la manière de combiner les deux montants.
31.      Selon nous, les critères variables, à savoir le « montant des coûts d’exploitation additionnels » [sous a)] et les « recettes nettes » [sous b)], qui constituent la base des deux méthodes de calcul, récusent déjà la thèse de la compensation « intégrale » prônée par les intimés.
32.      Il est en effet concevable que le producteur concerné par un redispatching à la baisse ait des coûts d’exploitation additionnels susceptibles d’atteindre, voire de dépasser, le montant de la perte des recettes nettes. Selon la première méthode de calcul prévue à l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943, sous réserve d’une compensation indûment peu élevée ou trop élevée et qui appelle donc une rectification, ce producteur ne peut jamais réclamer que le plus élevé des deux montants comme compensation (minimale). Par conséquent, même si, dans ces conditions, le producteur peut prétendre à une compensation à hauteur de la perte de recettes nettes, y compris de la perte du soutien financier, cela n’a pas pour conséquence – contrairement à ce que supposent les intimés – de le placer financièrement dans la situation qui serait la sienne en l’absence du redispatching ou dans la situation où le redispatching serait totalement indifférent ou neutre pour lui. En effet, les coûts d’exploitation additionnels éventuellement engendrés par le redispatching ne sont pas nécessairement couverts à suffisance. Un tel résultat pourrait donc conduire à une « compensation financière indûment peu élevée » et à l’application de la seconde méthode de calcul.
33.      L’article 13, paragraphe 7, sous a), du règlement 2019/943 reprend expressément ce cas de figure à l’aide de l’exemple du redispatching à la baisse visant des installations de production d’électricité par cogénération à haut rendement. Il peut en résulter, pour les exploitants de centrales concernés, des coûts d’exploitation additionnels liés à la fourniture de chaleur supplémentaire. En effet, nonobstant la réduction ordonnée de la production et de l’injection d’électricité ainsi que les pertes qui y sont liées, ces exploitants devraient s’acquitter de leurs obligations contractuelles de fourniture de chaleur. Cette chaleur doit alors être produite sans que les coûts d’exploitation qu’elle a requis puissent être couverts par la vente de l’électricité cogénérée automatiquement.
34.      C’est pourquoi la première méthode de calcul (arithmétique) ne peut pas, en tout cas, aboutir à une compensation financière « intégrale », comme le préconisent les intimés.
35.      Il en va a fortiori ainsi dans le cadre de la seconde méthode de calcul. Celle-ci prévoit la possibilité d’une révision à la hausse ou à la baisse du montant de la compensation, à condition que le gestionnaire de réseau considère que ce montant est « indûment » peu ou trop élevé. La « combinaison » des deux montants visés aux points a) et b) ne constitue à cet égard que le point de départ de la détermination de la compensation financière. Considérée conjointement avec l’expression « compensation indûment peu élevée ou indûment trop élevée », qui rend la seconde méthode de calcul applicable, il apparaît en outre que celle-ci requiert une appréciation comparative. Elle est en effet censée permettre, à l’inverse, d’obtenir la compensation « due », c’est-à-dire une compensation adéquate (19).
36.      La seconde méthode de calcul est donc une formule auxiliaire servant à déterminer la situation économique (hypothétique) qui se présenterait en l’absence du redispatching ordonné. Cela apparaît clairement aussi dans le cas du redispatching à la hausse qui n’est pas en cause en l’espèce. Bien que l’augmentation de la quantité d’électricité injectée qui en résulte génère en principe des recettes additionnelles pour le producteur d’électricité concerné, l’article 13, paragraphe 7, sous a), du règlement 2019/943 reconnaît également, dans ce cas, que des coûts d’exploitation additionnels, par exemple des coûts de combustibles, peuvent être à la charge du producteur d’électricité concerné, lesquels peuvent éventuellement dépasser ou réduire indûment ces recettes (20).
37.      Le gestionnaire de réseau, qui détermine la compensation financière adéquate selon la seconde méthode de calcul dans un cas donné, dispose donc, dans le cadre de l’analyse contrefactuelle qui s’impose, d’une marge d’appréciation à deux égards, attestée par les notions juridiques floues de « combinaison de ces éléments » et d’« indûment ». Elle concerne, d’une part, l’appréciation de la question de savoir si la première méthode de calcul conduit à « une compensation indûment peu élevée ou indûment trop élevée », dont le montant est donc anormalement peu élevé ou trop élevé, et, d’autre part, l’appréciation, qui s’y rattache, du caractère adéquat de cette compensation par la « combinaison de ces éléments ». En fonction des circonstances du cas d’espèce, cette appréciation reste ouverte c’est‑à‑dire qu’elle ne doit pas aboutir à une assimilation intégrale de la situation économique des producteurs à celle qui aurait existé en l’absence du redispatching.
38.      La « compensation financière » prévue à l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 n’est logiquement pas précisée par le terme « intégrale » (« full compensation ») (21). Dans ce contexte, il ne s’agit pas non plus d’une garantie d’un revenu minimal, mais seulement d’une compensation minimale (voir point 27 des présentes conclusions) (22). Contrairement à ce que pensent les intimés, le législateur de l’Union a au contraire délibérément renoncé à apporter cette précision, ainsi que l’analyse historique le démontre (voir point 43 des présentes conclusions), et il n’a retenu que le droit à une simple compensation financière (23). Le montant de cette compensation est donc limité au montant résultant des hypothèses de comparaison et des méthodes de calcul prévues dans cette disposition. Son montant ne coïncide pas nécessairement avec celui qui aurait résulté de l’injection et de la vente de la quantité d’électricité réduite du fait du redispatching à la baisse, mais devrait simplement se rapprocher le plus possible de ce résultat, ainsi que l’ont reconnu les intimés à l’audience, en se référant notamment au principe de proportionnalité.
39.      La conclusion de cette interprétation littérale est confirmée par des considérations tirées de l’économie, de la finalité et de la genèse du règlement 2019/943.
b)      Interprétation systématique, téléologique et historique
40.      Dans son économie générale, le règlement 2019/943 ne prévoit pas, pour les recettes ou les compensations des pertes de recettes, de seuil minimal au-dessous duquel on ne peut absolument pas descendre. À cet égard, la faculté prévue à l’article 10, paragraphe 2, d’appliquer « des limites harmonisées aux prix d’équilibre maximaux et minimaux pour les échéances journalières et infrajournalières » (24) constitue une exception et n’est pas transposable au redispatching régi à l’article 13.
41.      En outre, le fait que, dans la première méthode de calcul de la compensation financière prévue à l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943, le législateur de l’Union exige que les coûts d’exploitation additionnels visés au point a) et les pertes de recettes nettes visées au point b) soient calculés séparément, afin de déterminer cette compensation sur la base du plus élevé des deux montants (voir points 28 et 32 ci-dessus), récuse également l’idée d’un seuil minimal de recettes. Dans le cas contraire, l’éventuelle correction du résultat de la première méthode de calcul par la seconde méthode de calcul, dans la mesure où la première aboutit à une compensation financière indûment peu élevée ou indument trop élevée, n’aurait pas non plus de sens. Cette seconde méthode suppose précisément que la compensation doive, le cas échéant, être revue à la hausse, voire à la baisse. L’expression « est au minimum égale au plus élevé des éléments suivants ou à une combinaison de ces éléments » ne vise donc pas un tel seuil plancher. Au contraire, elle se réfère uniquement au fait que l’un des deux montants mentionnés aux points a) et b) peut être plus élevé et doit donc, en principe, être utilisé comme un critère pertinent pour le calcul de la compensation financière.
42.      Par ailleurs, contrairement à ce que soutiennent les intimés, nous ne trouvons dans les objectifs du règlement 2019/943 aucun autre élément susceptible de fonder un droit à la compensation financière « intégrale » qu’elles préconisent. L’idée selon laquelle, en cas de redispatching non fondé sur le marché, la compensation financière corresponde le plus possible à une rémunération aux conditions du marché rejoint également l’objectif visant à ce que la participation active de la demande soit en principe conforme au marché, tout en promouvant la production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables, notamment par leur appel prioritaire. C’est précisément ce que, selon nous, le mécanisme de compensation prévu à l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 vise en définitive à assurer.
43.      La genèse du règlement 2019/943 abonde dans le même sens. Dans sa proposition, la Commission avait limité le droit à une compensation financière au cas du redispatching à la baisse non fondé sur le marché et à 90 % des recettes nettes (hypothétiques) provenant de la vente d’électricité sur le marché journalier (25). Certes, par la suite, le Conseil a supprimé la limitation à hauteur de 90 %, de sorte qu’il n’était plus question que de la perte de recettes nettes (hypothétiques). Toutefois, le compromis finalement adopté entre le Conseil et le Parlement européen a abandonné les recettes nettes comme seul critère de calcul de la compensation financière et lui a substitué les critères supplémentaires pour les deux méthodes de calcul [le « coût d’exploitation additionnel » au point a), en cas de redispatching à la hausse, et la perte de « recettes nettes » au point b), ainsi que la « combinaison des deux éléments » en cas de « compensation indûment peu élevée ou indûment trop élevée »] (26). Le législateur de l’Union est donc parti du principe que, dans l’analyse comparative hypothétique qui doit être faite en cas de redispatching à la baisse non fondé sur le marché, il n’est mathématiquement pas possible de réaliser une assimilation totalement « neutre » économiquement des producteurs d’énergies renouvelables, mais seulement de parvenir à une valeur approximative qui vise à les indemniser le plus possible.
c)      Conclusion intermédiaire sur la question 1a
44.      Il convient donc de répondre à la question 1a que l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 confère aux producteurs disposant d’un accès ferme et d’une garantie d’approvisionnement, qui sont soumis à une mesure de redispatching à la baisse non fondé sur le marché, un droit à une compensation financière qui corresponde le plus possible à la perte des revenus (y compris la perte du soutien financier) qui auraient été théoriquement tirés de la livraison de la quantité d’électricité concernée aux conditions du marché, sans toutefois nécessairement la neutraliser intégralement sur le plan économique.
3.      Portée du critère « compensation financière indûment peu élevée ou indûment trop élevée » (question 1b)
45.      La réponse à la question 1a contient les critères essentiels de l’interprétation de l’expression « compensation indûment peu élevée ou indûment trop élevée » figurant à l’article 13, paragraphe 7, deuxième phrase, du règlement 2019/943, sollicitée en particulier par la juridiction de renvoi (question 1b).
46.      Cette expression se réfère, en cas de redispatching à la baisse (27), au résultat de la première méthode de calcul et se borne à rendre alors applicable la seconde méthode de calcul. Il appartient au gestionnaire de réseau de vérifier tout d’abord, sur la base de toutes les données disponibles (28), si la première méthode de calcul aboutit à une « compensation indûment peu élevée ou indûment trop élevée », c’est‑à‑dire si celle-ci est adéquate ou non. Il dispose d’une marge d’appréciation sur ce point (voir point 37 des présentes conclusions).
47.      Si le gestionnaire de réseau estime que la compensation est inadéquate, il lui appartient alors, dans les limites de son pouvoir d’appréciation, de déterminer une compensation financière adéquate au moyen d’une « combinaison des éléments » conformément aux points a) et b).
48.      À cette fin, le gestionnaire de réseau peut, dans un premier temps, se fonder sur la moyenne des deux montants calculés, les additionner ou établir un autre rapport entre les coûts d’exploitation additionnels et les pertes de recettes nettes (hypothétiques). Dans un second temps, en fonction des circonstances de l’espèce, dont l’évolution des prix sur le marché journalier pendant le redispatching, il appartient au gestionnaire de réseau de déterminer le montant adéquat de la compensation (voir le point 30 des présentes conclusions).
49.      Conformément aux considérations exposées aux points 27 et suivants des présentes conclusions, l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 ne permet en principe pas de se fonder, au-delà des critères qui y sont limitativement énoncés ou en s’en écartant, sur des pourcentages ou des présomptions rigides qui limitent indûment la marge d’appréciation du gestionnaire de réseau reconnue à cet égard (pour plus de détails, voir points 64 et 65 des présentes conclusions). Cela tient également compte du fait que le gestionnaire de réseau est le mieux placé pour déterminer une compensation adéquate, compte tenu du statut et de la mission spécifiques qui lui sont assignés par le règlement qui le charge d’assurer le bon fonctionnement du marché de l’électricité sous la supervision de l’autorité de régulation nationale (29). Il appartient également à la juridiction nationale d’en tenir compte dans le contrôle du caractère adéquat de cette compensation. Cela confirme à nouveau que le montant de la compensation calculé par le gestionnaire de réseau ne correspond pas nécessairement exactement à la situation économique dans laquelle le producteur se serait trouvé si le redispatching n’avait pas été ordonné, mais qu’il s’en rapproche simplement le plus possible (voir le point 38 des présentes conclusions).
50.      Il convient dès lors de répondre à la question 1b que l’expression « compensation indûment peu élevée ou indûment trop élevée », figurant à l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943, vise à accorder une compensation financière adéquate au producteur concerné par un redispatching à la baisse non fondé sur le marché. Le gestionnaire de réseau dispose d’une marge d’appréciation sur ce point.
4.      Licéité de mesures nationales d’application subordonnant le droit à une compensation financière au bénéfice de l’appel prioritaire (question 1c)
51.      La question 1c vise à savoir si l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 permet d’adopter des mesures nationales d’application qui subordonnent le droit à une compensation financière à la condition que le producteur concerné par le redispatching à la baisse non fondé sur le marché bénéficie ou non par ailleurs de l’appel prioritaire au sens de l’article 12, paragraphes 2 et 4, de ce règlement (voir point 5 des présentes conclusions) (30).
52.      Comme l’exposent très justement la Commission et les intimés, les dispositions de l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 ne font pas une telle distinction. L’article 13 énonce au contraire en son paragraphe 1 le principe, également applicable dans le champ d’application de son paragraphe 7, selon lequel le redispatching doit être fondé sur des critères objectifs, transparents et non discriminatoires et être ouvert à toutes les technologies de production (y compris toutes les formes de stockage d’énergie et de participation active de la demande) dans la mesure où cela est techniquement réalisable. Cela vaut tant pour le redispatching fondé sur le marché, qui doit faire l’objet d’une compensation financière en vertu de l’article 13, paragraphe 2, que pour le redispatching non fondé sur le marché, qui ouvre un droit à la compensation financière en vertu de l’article 13, paragraphe 7.
53.      Les mesures nationales d’application prises à ce titre, si tant est qu’elles soient bien nécessaires, doivent donc respecter ces principes. Afin de garantir que le droit à une compensation financière pour imposition d’un redispatching non fondé sur le marché (à la baisse) soit octroyé sans discrimination, de telles mesures ne peuvent donc pas opérer de distinction selon que le producteur concerné bénéficie ou non d’un appel prioritaire. Ce droit n’est subordonné qu’à la condition que ce producteur ait une garantie de livraison ou d’approvisionnement, en vertu d’une convention de raccordement au réseau.
54.      Il convient donc de répondre à la question 1c, que le droit à une compensation financière au titre de l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 n’exige pas que le producteur concerné par un redispatching à la baisse non fondé sur le marché bénéficie ou non d’un appel prioritaire, et que l’acquittement de ce droit ne peut pas être modulé selon une différenciation de cette nature dans des mesures d’application nationales.
B.      Sur l’effet direct de l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 (question 2)
55.      Dans sa deuxième question, la juridiction de renvoi souhaite savoir si les dispositions de l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 sont suffisamment claires, précises et inconditionnelles et donc directement applicables (question 2a), ainsi que si et dans quelle mesure elles requièrent ou permettent l’adoption de mesures nationales de mise en œuvre ou d’application (question 2b). Nous estimons opportun de répondre conjointement à ces deux questions.
1.      Critères de l’effet direct par rapport au caractère directement applicable
56.      Les parties s’opposent tout d’abord sur la question de savoir si, en ce qui concerne les dispositions de l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943, il est même nécessaire d’examiner les conditions de l’effet direct reconnues par la jurisprudence, étant donné que, conformément à l’article 288, deuxième alinéa, TFUE, les règlements sont directement applicables dans les États membres. Cela concerne avant tout l’interprétation de l’arrêt Popławski (31), que la juridiction de renvoi vise également dans sa question 3a, ainsi que la question de savoir si, du seul fait qu’elles sont directement applicables, les dispositions d’un règlement priment le droit national contraire. Toutefois, la Cour a répondu à cette dernière question en des termes à la fois clairs et de portée générale, en ce sens que le principe de primauté du droit de l’Union n’impose aux autorités des États membres de laisser inappliquée une disposition contraire du droit national que dans la mesure où la disposition concernée du droit de l’Union, c’est-à-dire également celle d’un règlement, remplit les conditions de l’effet direct (32). En effet, les dispositions réglementaires d’application directe ne sont pas automatiquement directement applicables par les autorités de l’État membre. Elles peuvent au contraire, en raison de leur structure normative, de leur caractère conditionnel ou d’un pouvoir d’appréciation qui leur est conféré, nécessiter l’adoption de mesures (d’exécution) les mettant en œuvre au niveau national ou du droit de l’Union (33), c’est-à-dire ne pas avoir d’effet direct (34).
57.      Il convient donc, en l’espèce, d’examiner si l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 a un effet direct.
58.      Conformément à une jurisprudence constante, pour être reconnue comme étant d’effet direct, une disposition d’une directive doit apparaître comme étant, du point de vue de son contenu, inconditionnelle et suffisamment précise. Une disposition est inconditionnelle lorsqu’elle énonce une obligation qui n’est assortie d’aucune condition ni subordonnée, dans son exécution ou dans ses effets, à l’intervention d’aucun acte soit des institutions de l’Union, soit des États membres. Elle est considérée comme étant suffisamment précise pour être invoquée par un justiciable et appliquée par le juge lorsqu’elle énonce une obligation en des termes non équivoques (35) . Dès lors que ces conditions sont remplies, les particuliers sont fondés à invoquer cette disposition devant les juridictions nationales à l’encontre de l’État membre lorsqu’il en a fait une transposition incorrecte (36) .
59.      Dans la mesure où une disposition du droit de l’Union, telle que, en l’espèce, les dispositions de l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943, confère aux autorités nationales compétentes une certaine latitude dans l’appréciation de la réunion de ses conditions et des mesures à prendre, ce pouvoir d’appréciation ne remet pas nécessairement en cause son caractère suffisamment précis et inconditionnel constitutif de l’effet direct. Selon une jurisprudence constante, une telle marge d’appréciation ne signifie pas que la disposition soit assortie d’une condition ou subordonnée, dans son exécution ou dans ses effets, à l’intervention d’un acte au sens des principes énoncés au point 57 des présentes conclusions (37).
60.      Selon cette jurisprudence, même si elle laisse aux États membres une certaine marge d’appréciation lorsqu’ils adoptent les modalités de sa mise en œuvre, une disposition du droit de l’Union peut être considérée comme ayant un caractère inconditionnel et précis lorsqu’elle met à la charge des États membres, en des termes non équivoques, une obligation de résultat précise et qui n’est assortie d’aucune condition quant à l’application de la règle qu’elle énonce (38). En fin de compte, la Cour assimile désormais les conditions du caractère inconditionnel et de précision suffisante. Ainsi, des obligations indéterminées, qui, en elles-mêmes, laissent une marge d’appréciation aux États membres, peuvent également être directement applicables (39). Tel est notamment le cas lorsque cette disposition prévoit une méthode permettant d’atteindre le niveau minimal de protection ou de résultat qu’elle prescrit (40).
61.      Dans ces conditions, ainsi que nous le démontrerons ci-après, nous estimons que les dispositions de l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 relatives à la méthode de calcul d’une compensation financière sont directement applicables.
2.      Les critères de l’effet direct sont remplis
62.      Ainsi que nous l’avons exposé aux points 27 et suivants des présentes conclusions, la méthode de calcul prévue à l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943, sur la base des critères qui y sont énoncés, est régie de manière suffisamment claire, précise et inconditionnelle pour être directement appliquée par l’autorité nationale compétente, en particulier par le gestionnaire de réseau. La marge d’appréciation accordée à cet organisme aux fins de l’analyse comparative contrefactuelle ne change rien au fait que, en cas de redispatching non fondé sur le marché (à la baisse), le producteur concerné a droit à une compensation financière (adéquate). Celle-ci est censée en définitive se rapprocher de la situation économique dans laquelle le producteur se serait trouvé en l’absence de ce redispatching, c’est-à-dire en vendant aux conditions du marché la quantité d’électricité qu’elle couvre. À cela s’ajoute une obligation claire du gestionnaire de réseau de répondre à ce droit dans le respect des critères et des méthodes de calcul prévus à l’article 13, paragraphe 7.
63.      Tant l’objectif à atteindre avec la compensation financière que les critères et la méthode de calcul de celle-ci sont donc définis dans ces dispositions de manière suffisamment claire, précise et exhaustive pour que les producteurs concernés puissent les invoquer devant un tribunal et que celui-ci puisse les comprendre et les appliquer directement.
64.      Les mesures d’application adoptées par un État membre, tel l’Irlande en l’espèce dans la décision litigieuse, en vue d’exercer le pouvoir d’appréciation conféré par l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943, n’enlèvent rien à cet effet direct de l’article 13, paragraphe 7. Une autre question qui se pose, et à laquelle il n’y a pas lieu de répondre en l’espèce, est celle de savoir si ces mesures d’application respectent les limites tracées par les critères qui y sont fixés de manière suffisamment précise, inconditionnelle et exhaustive, ainsi que la marge d’appréciation qu’ils confèrent, ou si ces mesures en débordent.
65.      Les critères de calcul du droit à compensation financière fixés dans la décision litigieuse suscitent cependant des doutes à cet égard. En effet, la méthode de calcul qui y est prévue se fonde, entre autres, sur des « recettes antérieures (ex ante) » (chiffrées avec précision) et sur une présomption qui y est liée d’un montant « indument » trop élevé ou trop peu élevé, sauf s’il y a de « bonnes raisons » de la renverser. Il appartient à la juridiction de renvoi de vérifier la conformité de ces critères aux dispositions directement applicables de l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 et de déterminer si elle doit faire primer ces dernières à cet égard.
3.      Conclusion intermédiaire
66.      Il convient donc de répondre à la question 2 que l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943, bien qu’il confère une marge d’appréciation au gestionnaire de réseau, remplit les conditions de l’effet direct sans interdire l’adoption de mesures nationales de mise en œuvre ou d’application aux fins de l’exercice de cette marge d’appréciation. Toutefois, ces mesures ne doivent pas porter atteinte aux critères et aux méthodes de calcul qu’il prévoit et doivent rester dans les limites de cette marge d’appréciation, ce qu’il appartient à la juridiction nationale de vérifier.
C.      Autres voies de droit (question 3)
67.      La question 3 porte sur les autres voies de droit envisageables et n’est posée que si l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 est dépourvu d’effet direct. Il n’y a donc pas lieu d’y répondre.
68.      Dans l’hypothèse où la Cour parviendrait, pour la deuxième question, à une conclusion différente de celle retenue au point 66 des présentes conclusions, il suffit de rappeler sa jurisprudence constante selon laquelle, même en l’absence d’effet direct, les juridictions des États membres sont tenues de donner à leur droit interne, dans toute la mesure du possible, une interprétation conforme au droit de l’Union et de reconnaître aux particuliers la possibilité d’obtenir réparation lorsque leurs droits sont lésés par une violation du droit de l’Union imputable à l’État membre (41).
D.      Autres questions (question 4)
1.      Report de l’acquittement du droit à compensation financière ? (Question 4a et b)
69.      Par la question 4a et b, la juridiction de renvoi souhaite savoir si l’acquittement du droit à compensation financière au titre de l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 peut être reporté jusqu’en 2024 à travers une mesure d’application nationale.
70.      Ainsi que les intimés et la Commission l’exposent à juste titre, le règlement 2019/943 est entré en vigueur en vertu de son article 71, paragraphe 1, le vingtième jour qui a suivi celui de sa publication au Journal officiel et s’est appliqué, aux termes de l’article 71, paragraphe 2, à compter du 1er janvier 2020 sans avoir prévu de régime transitoire ou dérogatoire pour l’article 13. Le droit à une compensation financière à l’égard du gestionnaire de réseau, fondé sur les dispositions directement applicables et ayant primauté de l’article 13, paragraphe 7, existe donc à partir de cette date et doit être acquitté par ce dernier. Le report de l’acquittement de ce droit à une date ultérieure – en l’occurrence 2024 – est, de ce fait, incompatible avec ces dispositions et en compromettrait la pleine efficacité voulue par la jurisprudence (42).
71.      Il convient donc de répondre à la question 4a et b que le droit à compensation financière au titre des dispositions directement applicables de l’article 13 du règlement 2019/943 doit être acquitté depuis le 1er janvier 2020 en vertu de son article 71, paragraphe 2, sans pouvoir être reporté par des mesures nationales d’application.
2.      Restriction ou extension du champ d’application personnel du droit à compensation financière ? (question 4c)
a)      Première branche : exclusion des petits producteurs ?
72.      Dans la première branche de la question 4c, la juridiction de renvoi souhaite savoir, en substance, si l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 permet d’adopter une mesure d’application nationale qui limite le droit à compensation financière aux producteurs qui participent au marché ex ante (marché journalier) en excluant, de ce fait, les producteurs à faible production d’électricité. Selon les parties à la procédure, les producteurs à faible production d’électricité ne relevant pas du présent règlement sont des petits producteurs qui ne participent le plus souvent pas au marché irlandais journalier ou intrajournalier.
73.      Ainsi que l’exposent à juste titre la Commission et les intimés, le droit à une compensation financière de la part du gestionnaire de réseau, au titre de l’article 13, paragraphe 7, première phrase, du règlement 2019/943, suppose uniquement que les producteurs concernés par un redispatching à la baisse non fondé sur le marché (« gestionnaire de l’installation de production, de stockage d’énergie ou de participation active de la demande ») aient accepté une garantie d’approvisionnement obligatoire d’énergie dans une convention de raccordement au réseau. À cet égard, la capacité de production d’électricité ou l’ampleur de l’approvisionnement en électricité sont dénuées de pertinence. Le critère des « recettes nettes provenant des ventes d’électricité sur le marché journalier », prévu à l’article 13, paragraphe 7, sous b), ne sert, dans ce cas, qu’à déterminer le montant de la compensation financière selon la première méthode de calcul, mais ne restreint pas le droit à compensation dans son principe.
74.      Une autre interprétation serait également contraire à l’économie et aux objectifs des articles 12 et 13 du règlement 2019/943. En effet, l’article 12, paragraphe 2, impose aux États membres de faire en sorte que, dans l’appel, les gestionnaires de réseau donnent la priorité aux installations de production d’électricité (« appel prioritaire » (43)) qui utilisent des sources d’énergie renouvelables et dont la puissance électrique installée est inférieure à 400 kW. L’article 12, paragraphe 6, assure en outre la continuité de la garantie de principe de l’appel prioritaire. Il s’ensuit que les petits producteurs utilisant des sources d’énergie renouvelables bénéficient également de l’appel prioritaire qui se voit compromis par un redispatching à la baisse non fondé sur le marché, conformément à l’article 13, paragraphe 6. En outre, en vertu de l’article 13, paragraphe 6, sous a), un tel redispatching n’est autorisé, en ce qui concerne la production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables, que dans des limites strictes. Une différenciation en fonction de l’ampleur de la production ou de l’injection d’électricité ou de la participation au marché journalier, qui aurait pour effet d’exclure certains producteurs (utilisant des sources d’énergie renouvelables) du champ d’application personnel du droit à compensation financière, serait incompatible avec ces règles.
75.      Une telle différenciation serait également contraire aux principes consacrés à l’article 13, paragraphes 1 et 2, du règlement 2019/943. D’une part, le paragraphe 1 prévoit que le redispatching doit être fondé sur des critères objectifs, transparents et non discriminatoires et être ouvert à toutes les technologies de production (ainsi qu’à toutes les formes de stockage d’énergie et de participation active de la demande) dans la mesure où cela est techniquement possible (voir le point 52 des présentes conclusions). Aucune différenciation en fonction de la capacité de production n’est prévue à cet égard. D’autre part, en vertu du paragraphe 2, tous les producteurs (également) touchés par le redispatching fondé sur le marché ont en principe droit à une compensation financière.
76.      Il convient donc de répondre à la première branche de la question 4c, que l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 ne permet pas d’adopter des mesures d’application nationales qui, en cas de redispatching à la baisse non fondé sur le marché, limitent le droit à compensation financière aux producteurs participant au marché ex ante (journalier) ou excluent de ce fait les producteurs à faible production d’électricité.
b)      Deuxième branche : les intermédiaires ont-ils droit à une compensation ?
77.      Dans la seconde branche de la question 4c, la juridiction de renvoi souhaite savoir, en substance, si l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 permet d’adopter des mesures nationales d’application qui étendent le droit à compensation financière en cas de redispatching à la baisse (non fondé sur le marché) à des fournisseurs d’électricité qui sont éventuellement de simples intermédiaires et non des producteurs. Les intimés le récusent en partie. Ils estiment en outre qu’un gestionnaire de réseau ne peut verser la compensation qu’à un producteur qui y a droit.
78.      Ainsi que nous l’avons indiqué au point 73 des présentes conclusions, l’article 13, paragraphe 7, première phrase, du règlement 2019/943 limite le droit à une compensation financière de la part du gestionnaire de réseau aux producteurs d’électricité concernés par un redispatching non fondé sur le marché (« gestionnaires de l’installation de production, de stockage d’énergie ou de participation active de la demande ») qui ont accepté une garantie d’approvisionnement obligatoire dans une convention de raccordement au réseau. En outre, seuls ces producteurs ont les « coûts d’exploitation additionnels », visés à l’article 13, paragraphe 7, sous a), du règlement 2019/943, à prendre en compte dans le cadre des deux méthodes de calcul pour déterminer cette compensation. Cela exclut en principe du champ d’application personnel du droit à compensation les intermédiaires qui ne sont pas producteurs, n’exploitent pas l’une des installations précitées, et n’ont pas conclu de convention de raccordement au réseau assortie d’une garantie d’approvisionnement.
79.      Toutefois, comme le soutiennent le CRU et la Commission, il ne semble pas totalement exclu que des mesures nationales d’application régissent plus précisément les modalités des paiements compensatoires aux producteurs qui y ont droit. Un intermédiaire pourrait à ce titre – pour des raisons techniques, par exemple aux fins de la compensation – agir en tant qu’organisme payeur, pour autant que cela ne compromette pas l’acquittement du droit à compensation du producteur et n’entraîne pas un transfert inéquitable du risque d’insolvabilité, ce qu’il appartient à la juridiction de renvoi de vérifier.
80.      Il convient donc de répondre à la seconde branche de la question 4c, que l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 ne permet pas d’adopter des mesures nationales d’application qui étendent le droit à une compensation financière en cas de redispatching à la baisse (non fondé sur le marché) à un intermédiaire qui ne remplit pas les conditions prévues dans la première phrase de cette disposition. Cela n’exclut pas qu’un tel intermédiaire puisse agir en tant qu’organisme payeur, pour autant que l’acquittement du droit à compensation du producteur ne s’en trouve pas compromis et que le risque d’insolvabilité ne soit pas inéquitablement transféré, ce qu’il appartient à la juridiction de renvoi de vérifier.
3.      Les paiements supérieurs au prix du marché au titre d’un AAEE constituent-ils un « soutien financier » ? (question 4d)
81.      Par sa question 4d, la juridiction de renvoi cherche à savoir, en substance, si la notion de « soutien financier », figurant à l’article 13, paragraphe 7, sous b), du règlement 2019/943, qui, selon cette disposition, est considéré comme une « partie des recettes nettes », inclut des paiements supérieurs au prix du marché faits en faveur d’un producteur utilisant des sources d’énergie renouvelables sur la base d’un AAEE (44).
82.      Cette question est très controversée entre les parties. Selon la juridiction de renvoi, le prix d’exercice – qui peut être supérieur au prix du marché – garanti dans les AAEE constitue un élément important du soutien financier aux producteurs utilisant des sources d’énergie renouvelables (voir le point 15 des présentes conclusions). Or, ni la décision litigieuse ni le CRU n’y voient un « soutien financier », au sens de l’article 13, paragraphe 7, sous b), du règlement 2019/943. Le CRU estime que le soutien financier visé ne peut être qu’un soutien public au sens d’un subventionnement public.
83.      Nous estimons que cet argument du CRU n’est pas convaincant, tant parce que la notion de « soutien financier » est large qu’en raison de l’économie et de la finalité de cette disposition. À nos yeux, elle vise des aides financières tant étatiques que privées, le cas échéant autorisées ou suscitées par l’État.
84.      La notion de « soutien financier » n’est pas définie dans le règlement 2019/943. Elle n’est pas non plus – du moins pas expressément – soumise à l’application des articles 107 et 108 TFUE, ce qui pourrait indiquer qu’il ne pourrait s’agir que d’un soutien de l’État au sens de la notion d’aides accordées par les États visée à l’article 107, paragraphe 1, TFUE. En revanche, cette réserve joue pour les accords d’achat d’électricité régis par l’article 19 bis du règlement 2019/943 – c’est-à-dire les AAEE privés litigieux en l’espèce – (article 19 bis, paragraphe 4), de sorte que l’argument du CRU semble déjà erroné à ce titre.
85.      Au contraire, à nos yeux, l’article 13, paragraphe 7, sous b), du règlement vise, en principe, à couvrir toute forme de soutien financier à la production d’électricité, en particulier à la production à partir de sources d’énergie renouvelables, qu’elle provienne de ressources d’État ou de ressources privées. Cela est confirmé par le fait que l’AAEE est susceptible de relever des catégories d’instruments autorisés de promotion de la production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables et de garantie de la sécurité d’approvisionnement prévues à l’article 19 bis, à l’article 19 quinquies et à l’article 21 du règlement 2019/943.
86.      En vertu de l’article 19 bis, paragraphe 1, du règlement 2019/943, les États membres encouragent le recours aux accords d’achat d’électricité en vue d’assurer la prévisibilité des prix et d’atteindre les objectifs de décarbonation de leurs plans nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat, y compris en ce qui concerne les énergies renouvelables. À cet égard, conformément aux paragraphes 3 et 4 de cet article, les États membres peuvent prévoir, de manière coordonnée, des régimes de garanties aux prix du marché soutenus par l’État, destinés à réduire les risques financiers liés au défaut de paiement de l’acquéreur dans le cadre des accords d’achat d’électricité, des garanties privées ou des structures mutualisant la demande d’accords d’achat d’électricité. À cet égard, un régime de garantie pour les accords d’achat d’électricité soutenu par l’État doit, « sans préjudice des articles 107 et 108 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, … comporte[r] des dispositions destinées à préserver la liquidité des marchés de l’électricité et ne soutient pas l’achat de la production à partir de combustibles fossiles ». Il ne ressort pas de l’ordonnance de renvoi si le prix d’exercice garanti par les AAEE, qui peut même être supérieur au prix du marché, est couvert par un tel régime de garantie soutenu par l’État ou s’il ne s’agit que d’une garantie privée. Dans les deux cas, il existerait en tout état de cause un soutien financier autorisé en principe par le règlement 2019/943.
87.      Les AAEE pourraient en outre s’inscrire dans un régime de soutien direct des prix sous la forme de contrats sur différence bidirectionnels pour les investissements dans de nouvelles installations de production d’énergie renouvelable, conformément à l’article 19 quinquies du règlement 2019/943 (45), dont les recettes doivent être distribuées aux clients finals (paragraphe 5) (46). Enfin, les AAEE pourraient faire partie d’un mécanisme de capacité au sens de l’article 21, paragraphe 1, de ce règlement (47).
88.      Le « soutien financier » au sens de l’article 13, paragraphe 7, sous b), du règlement 2019/943 peut donc parfaitement procéder d’un soutien public ou d’un soutien provenant de ressources privées
à l’initiative de l’État. Toutefois, pour des raisons tirées de l’économie des dispositions et de leur finalité, il n’y a aucune raison de ne pas tenir compte, dans le cadre du calcul de la compensation financière, des recettes tirées des AAEE qui peuvent être supérieures au prix du marché.
89.      En effet, à l’instar de l’ordre d’appel prioritaire prévu à l’article 12, paragraphes 2 à 4, du règlement 2019/943, qui est lui aussi sans préjudice du régime des aides d’État des articles 107, 108 et 109 TFUE, la compensation financière prévue à l’article 13, paragraphe 7, vise également à favoriser la production et la fourniture d’énergies renouvelables ou à les garantir. En outre, il ressort de la jurisprudence quelque peu fluctuante de la Cour qu’une aide à la production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables, imposée par la loi, ne relève pas nécessairement de la notion d’aide d’État, à savoir lorsque l’aide n’est précisément pas obtenue au moyen de « ressources d’État » (48). La notion large de « soutien financier », que ce soit au moyen de ressources publiques ou privées, tient compte de cette idée. Elle semble plutôt avoir été délibérément choisie par le législateur de l’Union pour appréhender les multiples mesures de soutien financier à la production d’électricité, notamment à la production à partir de sources d’énergie renouvelables, indépendamment de la question de savoir si elles répondent ou non à la notion d’aide d’État au sens de l’article 107, paragraphe 1, TFUE.
90.      Il convient donc de répondre à la question 4c, que la notion de « soutien financier », figurant à l’article 13, paragraphe 7, sous b), du règlement 2019/943, couvre, en principe, des paiements supérieurs au prix du marché faits à un producteur utilisant des sources d’énergie renouvelables, au titre d’accords d’achat d’électricité, tels que les AAEE, au sens de l’article 19 bis du règlement 2019/943.
V.      Conclusions
91.      Nous proposons donc à la Cour de répondre comme suit à la demande de décision préjudicielle de la Supreme Court (Cour suprême) :
1.      a)       L’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943du Parlement européen et du Conseil, du 5 juin 2019, sur le marché intérieur de l’électricité confère aux producteurs disposant d’un accès ferme et d’une garantie d’approvisionnement, qui sont soumis à une mesure de redispatching à la baisse non fondé sur le marché, un droit à une compensation financière qui corresponde le plus possible à la perte des revenus (y compris la perte du soutien financier) qui auraient été théoriquement tirés de la livraison de la quantité d’électricité concernée aux conditions du marché, sans toutefois nécessairement la neutraliser intégralement sur le plan économique. L’expression « compensation indûment peu élevée ou indûment trop élevée », figurant à l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943, vise à accorder une compensation financière adéquate au producteur concerné par un redispatching à la baisse non fondé sur le marché. Le gestionnaire de réseau dispose d’une marge d’appréciation sur ce point.
b)      Le droit à une compensation financière au titre de l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 ne requiert pas que le producteur concerné par un redispatching à la baisse non fondé sur le marché bénéficie ou non d’un appel prioritaire, et que l’acquittement de ce droit ne peut pas être modulé selon une différenciation de cette nature dans des mesures d’application nationales.
2.      L’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943, bien qu’il confère une marge d’appréciation au gestionnaire de réseau, remplit les conditions de l’effet direct sans interdire l’adoption de mesures nationales de mise en œuvre ou d’application aux fins de l’exercice de cette marge d’appréciation. Toutefois, ces mesures ne doivent pas porter atteinte aux critères et aux méthodes de calcul qu’il prévoit et doivent rester dans les limites de cette marge d’appréciation, ce qu’il appartient à la juridiction nationale de vérifier.
3.      a)       Le droit à compensation financière au titre des dispositions directement applicables de l’article 13 du règlement 2019/943 doit être acquitté depuis le 1er janvier 2020 en vertu de son article 71, paragraphe 2, sans faculté de report par des mesures nationales d’application.
b)      L’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 ne pemet pas d’adopter des mesures d’application nationales
–        qui, en cas de redispatching à la baisse non fondé sur le marché, limitent le droit à compensation financière aux producteurs participant au marché ex ante (journalier) ou excluent de ce fait les producteurs à faible production d’électricité ;
–        qui étendent le droit à une compensation financière en cas de redispatching à la baisse (non fondé sur le marché) à un intermédiaire qui ne remplit pas les conditions prévues dans la première phrase de cette disposition. Cela n’exclut pas qu’un tel intermédiaire puisse agir en tant qu’organisme payeur, pour autant que l’acquittement du droit à compensation du producteur ne s’en trouve pas compromis et que le risque d’insolvabilité ne soit pas inéquitablement transféré, ce qu’il appartient à la juridiction de renvoi de vérifier.
c)      La notion de « soutien financier », figurant à l’article 13, paragraphe 7, sous b), du règlement 2019/943, couvre, en principe, des paiements supérieurs au prix du marché faits à un producteur utilisant des sources d’énergie renouvelables, au titre d’accords d’achat d’électricité, tels que les AAEE, au sens de l’article 19 bis du règlement 2019/943.
1      Langue originale : l’allemand.
2      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), modifié en dernier lieu par le 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 (JO 2024, L 1747, p. 1).
3      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), modifiée en dernier lieu par la 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 (JO 2024, L 1711, p. 1).
4      Voir article 3 du règlement 2019/943, intitulé « Principes relatifs au fonctionnement des marchés de l’électricité », aux termes duquel, notamment, les prix sont formés sur la base de l’offre et de la demande [sous a)] et
les règles du marché encouragent la formation libre des prix et évitent les actions qui empêchent la formation des prix sur la base de l’offre et de la demande [sous b)].
5      Voir article 3, premier alinéa, sous c) et f), du règlement 2019/943.
6      Ainsi que le relève à juste titre la juridiction de renvoi, les mesures d’appel des moyens de production fondées sur le marché prévues à l’article 12 du règlement 2019/943 se distinguent en cela des mesures d’appel des moyens de production fondées ou non sur le marché prévues à l’article 13 de ce règlement. Selon cette définition, le redispatching s’applique en cas de « congestion physique » ou lorsqu’une « réduction » est nécessaire pour des raisons de sécurité du système. Le redispatching à la baisse non fondé sur le marché, en cause en l’espèce, vise à réduire la part de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables dans le système.
7      L’« appel prioritaire » désigne, selon l’article 2, point 20, du règlement 2019/943 « dans le modèle d’appel décentralisé, l’appel des centrales électriques sur la base de critères autres que la préséance économique des offres et, dans le modèle d’appel centralisé, l’appel des centrales électriques sur la base de critères autres que la préséance économique des offres et les contraintes de réseau, en appelant en priorité certaines technologies de production ; » Les notions de « modèle d’appel centralisé » et de « modèle décentralisé » sont définies à l’article 2, points 29 et 30, du règlement.
8      Directive 2012/27/UE du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2012 relative à l’efficacité énergétique, modifiant les directives 2009/125/CE et 2010/30/UE et abrogeant les directives 2004/8/CE et 2006/32/CE (JO 2012, L 315, p. 1).
9      Directive du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables et modifiant puis abrogeant les directives 2001/77/CE et 2003/30/CE (JO 2009, L 140, p. 16).
10      Voir p. 27 et 28 de la décision litigieuse.
11 Voir, également, article 19 bis du règlement 2019/943.
12      Arrêt du 24 juin 2019, Popławski,
C‑573/17, EU:C:2019:530.
13      L’article 13, paragraphe 7, sous b), du règlement 2019/943, relatif à la perte de « recettes nettes », ne concerne que le redispatching à la baisse non fondé sur le marché.
14      En vertu de l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943, il n’y a pas de droit à une compensation financière « dans le cas de producteurs qui acceptent des conventions de raccordement dans lesquelles il n’existe aucune garantie quant à un approvisionnement ferme en énergie » (mis en italiques par nous).
15      Voir article 13, paragraphe 7, sous b), deuxième phrase, du règlement 2019/943. Ainsi qu’il ressort de la question 4d, la seule question litigieuse en l’espèce est de savoir si le prix d’exercice garanti dans les AAEE constitue une telle « aide financière » dans la mesure où il est supérieur au prix du marché (voir ci-dessous, points 81 et suivants).
16      Voir article 13, paragraphe 7, sous a), du règlement 2019/943 (« les surcoûts de combustible en cas de redispatching à la hausse, ou de fourniture de chaleur de secours en cas de redispatching à la baisse » (mis en italiques par nous).
17      En réponse à une question posée par la Cour lors de l’audience, l’Irlande a confirmé que la compensation financière prévue à l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943 est également imposable en Irlande.
18      En revanche, l’argument avancé par la Commission, selon lequel il s’agirait d’une « exception » à la première méthode de calcul, me paraît trompeur et peu utile.
19      Les différentes versions linguistiques ne divergent pas sur ce point. La version en langue française montre cependant plus nettement (« indûment » et non pas « injustifié » [« ungerechtfertigt » dans la version en langue allemande]) qu’il y a lieu d’évaluer à ce titre si la compensation est adéquate.
20      Il ne s’agit donc pas des « recettes nettes » (hypothétiques) perdues au sens de l’article 13, paragraphe 7, sous b), du règlement 2019/943. Cela montre d’ailleurs que, dans un tel cas, la première méthode de calcul n’est pas du tout applicable, mais seulement la seconde.
21      Voir, également, article 13, paragraphe 7, deuxième phrase, du règlement 2019/943 (« [c]ette compensation financière »).
22      Une telle garantie de recettes minimales n’est prévue, par dérogation au principe énoncé à l’article 10, paragraphe 1, (« [a]ucune limite maximale ni aucune limite minimale n’est appliquée au prix de gros de l’électricité »), qu’à l’article 10, paragraphe 2, du règlement 2019/943 (« les NEMO peuvent appliquer des limites harmonisées aux prix d’équilibre maximaux et minimaux pour les échéances journalières et infrajournalières »).
23      De même, en ce qui concerne le redispatching fondé sur le marché, l’article 13, paragraphe 2, du règlement (UE) 2019/943 ne mentionne que le fait que les « ressources qui font l’objet d’un redispatching sont choisies parmi les installations de production, le stockage d’énergie, et la participation active de la demande qui utilise des mécanismes fondés sur le marché, et font l’objet d’une compensation financière » (mis en italiques par nous).
24      Cela concerne les échanges d’électricité le lendemain ainsi que les échanges d’électricité à court terme.
25      Voir l’article 12, paragraphe 6, sous b), de la proposition faite par la Commission, de règlement du Parlement européen et du Conseil sur le marché intérieur de l’électricité [COM (2016) 861, final)] : « 90 % des recettes nettes de la vente d’électricité sur le marché journalier que l’installation de production ou de demande aurait générées sans la demande de réduction ou de redispatching ».
26      Compromis sur la proposition de règlement du Parlement européen et du Conseil sur le marché intérieur de l’électricité, du 18 janvier 2019, Document interinstitutionnel 2016/0379 (COD), p. 66 (disponible sous 4-provisional agreement-Karins-regulation-on-electricity-en).
27      Ainsi que nous l’avons déjà exposé à la note de bas de page 20, cela ne vaut pas nécessairement pour le redispatching à la hausse. Dans ce cas, il ne peut en effet pas y avoir de pertes de « recettes nettes » (hypthétiques) au sens de l’article 13, paragraphe 7, sous b), du règlement 2019/943 en sorte que seule la seconde méthode de calcul prenant en compte les recettes effectives et les coûts d’exploitation additionnels pourrait être applicable.
28      Ainsi que les intimés l’ont également fait valoir à l’audience, le GRT connaît la quantité d’électricité qu’il interdit d’injecter par le redispatching à la baisse. De même, les recettes réalisées ou susceptibles d’être réalisées sur le marché pour cette quantité au moment du redispatching pourraient être calculées sur le marché journalier. dürften die für diese Menge zum Zeitpunkt des Redispatch erzielten oder erzielbaren Markterlöse am Day-Ahead-Markt ermittelbar sein Á nouveau le producteur dispose des données relatives à ses propres frais de fonctionnement.
29 Voir articles 8, 12 à 18, 28 et suivants du règlement 2019/943.
30      Ainsi que le font également valoir les intimés et que le confirme le CRU dans ses observations écrites, cette question semble se rapporter à l’article 12, plutôt qu’à l’article 13, paragraphe 7, du règlement 2019/943. En effet, l’article 12, paragraphe 2, régit l’appel en principe prioritaire (tel que défini à l’article 2, point 20) pour les installations de production d’électricité qui utilisent des sources d’énergie renouvelables et dont la capacité installée de production d’électricité est inférieure à 400 kW. En vertu de l’article 12, paragraphe 4, les États membres peuvent également le prévoir pour les installations de production d’électricité utilisant la cogénération à haut rendement et ayant la même capacité de production. L’article 12, paragraphe 6, garantit à cet égard que les installations de production d’électricité qui utilisent des sources d’énergie renouvelables ou la cogénération à haut rendement et qui ont été mises en service avant le 4 juillet 2019 et qui, lorsqu’elles ont été mises en service, ont fait l’objet d’un appel prioritaire en vertu des règles en vigueur à l’époque, continuent de bénéficier de l’appel prioritaire. La décision en cause dans la procédure au principal s’y conforme en prévoyant différentes méthodes de calcul du droit à compensation financière selon que l’installation de production a été mise en service avant ou après le 4 juillet 2019.
31      Arrêt du 24 juin 2019, C‑573/17, EU:C:2019:530 concernant la question de l’effet direct et de la primauté de dispositions de la décision-cadre 2008/909/JAI du Conseil du 27 novembre 2008 concernant l’application du principe de reconnaissance mutuelle aux jugements en matière pénale prononçant des peines ou des mesures privatives de liberté aux fins de leur exécution dans l’Union européenne (JO 2008, L 327, p. 27).
32      Voir arrêts du 24 juin 2019, Popławski, C‑573/17, EU:C:2019:530, points 60
e.suiv ; et du 18 décembre 2025, Commission/Pologne (Contrôle ultra vires de la jurisprudence de la Cour – Primauté du droit de l’Union), C‑448/23, EU:C:2025:975, points 114 à 117 et jurisprudence citée).
33      Voir en ce sens arrêts des 11 janvier 2001, Monte Arcosu, C‑403/98, EU:C:2001:6, points 26 à 28 ;
14 avril 2011, Vlaamse Dierenartsenvereniging et Janssens, C‑42/10, C‑45/10 et C‑57/10, EU:C:2011:253, points 47
e.suiv. ;
19 décembre 2019, Coöperatieve Producentenorganisatie en Beheersgroep Texel, C‑386/18, EU:C:2019:1122, points 63 et 64 ; et du 30 mai 2024, Expedia, C‑663/22, EU:C:2024:433, points 40 à 42 et jurisprudence citée.
34      Voir, également, conclusions de l’avocat général Rantos dans l’affaire Electrabel e.a. (C‑633/23, EU:C:2025:131, point 34).
35      En ce sens arrêts du 8 mars 2022, Bezirkshauptmannschaft Hartberg-Fürstenfeld (Effet direct), C‑205/20, EU:C:2022:168, point 18 ; et du 21 décembre 2023, Papier Mettler Italia, C‑86/22, EU:C:2023:1023, point 76 et jurisprudence citée.
36      En ce sens arrêt du 6 octobre 2015, T-Mobile Czech Republic et Vodafone Czech Republic, C‑508/14, EU:C:2015:657, point 52 et jurisprudence citée. Voir également nos conclusions dans les affaires jointes BCE et Commission/Corneli, C‑777/22 P et C‑789/22 P, EU:C:2024:973, point 87.
37      En ce sens, arrêts du 6 octobre 2015, T-Mobile Czech Republic et Vodafone Czech Republic, C‑508/14, EU:C:2015:657
point 53 et jurisprudence citée ; et du 8 mars 2022, Bezirkshauptmannschaft Hartberg-Fürstenfeld (Effet direct), C‑205/20, EU:C:2022:168, point 19.
38      En ce sens, arrêts du 3 septembre 2014, GMAC UK, C‑589/12, EU:C:2014:2131, point 32 ainsi que du 21 décembre 2023, Papier Mettler Italia, C‑86/22, EU:C:2023:1023, point 77 et jurisprudence citée. Voir, également, nos conclusions dans l’affaire Impact, C‑268/06, EU:C:2008:2, point 96) ainsi que dans les affaires jointes BCE et Commission/Corneli, C‑777/22 P et C‑789/22 P, EU:C:2024:973, point 89).
39      Voir Kokott, J., « Zur unmittelbaren Wirkung des Unionsrechts », Archiv des öffentlichen Rechts, 2023, vol. 148, p. 496 et suiv. (p. 501).
40      En ce sens, arrêts du 6 octobre 2015, T-Mobile Czech Republic et Vodafone Czech Republic, C‑508/14, EU:C:2015:657, point 53 ; et du 14 janvier 2021, RTS infra et Aannemingsbedrijf Norré-Behaegel, C‑387/19, EU:C:2021:13, point 49 ; conclusions de l’avocat général Rantos dans l’affaire Electrabel e.a., C‑633/23, EU:C:2025:131, points 34 à 36).
41      En ce sens arrêt du 24 juin 2019, Popławski, C‑573/17, EU:C:2019:530, points 55 à 57 et jurisprudence
citée.
42      Arrêt du 24 juin 2019, Popławski, C‑573/17, EU:C:2019:530, points 53 à 58.
43      Voir article 2, point 20, du règlement 2019/943.
44      Accords d’achat d’électricité conclu avec une entreprise c’est-à-dire des contrats d’approvisionnement en électricité ;
article 19 bis du règlement 2019/943 (voir le point 15 des présentes conclusions).
45      D’après la juridiction de renvoi, les AAEE prennent généralement la forme de contrats sur différence (voir le point 15 des présentes conclusions).
46      Pareil système devrait au reste être évalué par la Commission à l’aune de l’article 19 quinquies, paragraphe 3, du règlement 2019/943 ainsi qu’au regard des articles 107 et 108 TFUE.
47      Voir les p. 59 et 60 du plan irlandais de mécanisme de capacité, du 16 décembre 2019 (disponible sous updated_ireland_implementation_plan.pdf) aux termes duquel 15 % de la demande d’électricité doivent être couverts par des AAEE. Un tel mécanisme de capacité relève en principe également du champ d’application des articles 107 et 108 TFUE ; voir
arrêt du 2 septembre 2021, Tempus Energy et Tempus Energy Technology/Commission (C‑57/19 P, EU:C:2021:663).
48      Les questions de délimitation qui se posent à cet égard, notamment en ce qui concerne l’apport de « ressources d’État » et son imputabilité à l’État, sont souvent très controversées et difficiles à trancher ; voir arrêts du 13 mars 2001, PreussenElektra, C‑379/98, EU:C:2001:160, points 57 e.suiv ; du 28 mars 2019, Allemagne/Commission, C‑405/16 P, EU:C:2019:268, points 52 e.suiv. ; et du 26 septembre 2024, Covestro Deutschland et Allemagne/Commission, C‑790/21 P et C‑791/21 P, EU:C:2024:792, points 84 e.suiv.