CJUE, n° C-199/25, Conclusions de l'avocat général de la Cour, 7 mai 2026

CJUE, Demande (JO) 11 mars 2025

CJUE, Conclusions de l'avocat général 7 mai 2026

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1. Prononcé d'arrêts et lecture de conclusions - 07/05/2026

CJUE · 18 mai 2026

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Sur la décision

Référence :	CJUE, 7 mai 2026, C-199/25
Numéro(s) :	C-199/25
Conclusions de l'avocat général M. A. Rantos, présentées le 7 mai 2026.###
Précédents jurisprudentiels :	12. 28 Arrêt du 1er août 2025, Alace et Canpelli ( C-758/24 et C-759/24, EU:C:2025:591 30 31 32 35 41 41. 42. 44. 44 Voir arrêt du 6 mars 2025, Alajärven Sähkö e.a. ( C-48/23, ci-après l ' « arrêt Alajärven Sähkö e.a. », EU:C:2025:144 45. 47. 53 53. 55. 57. 58 60 61. 62. 71. 72. 74. 78. 81. 83. arrêt du 1er août 2025, Tiberis Holding ( C-514/23 ( C-718/18, EU:C:2021:662 ( C-771/18, EU:C:2020:584 C-87/24, EU:C:2025:249 Casino de Spa e.a. ( C-741/22, EU:C:2024:732 Commission/CK Telecoms UK Investments ( C-376/20 P, EU:C:2023:561 Conexus Baltic Grid ( C-87/24, EU:C:2025:826 DOBELES HES ( C-702/20 et C-17/21, EU:C:2023:1, points 60 et 61 Osteopathie Van Hauwermeiren ( C-355/22, EU:C:2023:737
Identifiant CELEX :	62025CC0199
Identifiant européen :	ECLI:EU:C:2026:384
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Sur les parties

Avocat général :	Rantos

Texte intégral

Édition provisoire

CONCLUSIONS DE L’AVOCAT GÉNÉRAL

M. ATHANASIOS RANTOS

présentées le 7 mai 2026 (1)

Affaire C-199/25

Fluvius Halle-Vilvoorde, anciennement Sibelgas,

Fluvius Kempen, anciennement Intercommunale Vereniging voor de Energiedistributie in de Kempen en het Antwerpse (IVEKA),

Fluvius IMEWO, anciennement Intercommunale Maatschappij voor Energievoorziening in West- en Oost-Vlaanderen (IMEWO),

Fluvius West, anciennement Fluvius West et Intercommunale Maatschappij voor Gas en Elektriciteit van het Westen (GASELWEST),

Fluvius Zenne-Dijle, anciennement Iverlek et Provinciale Brabantse Energiemaatschappij (P.B.E.),

Fluvius Midden-Vlaanderen, anciennement Intercommunale Vereniging voor Energieleveringen in Midden-Vlaanderen (INTERGEM),

Fluvius Antwerpen,

Fluvius West,

Fluvius Limburg,

Provinciale Brabantse Energiemaatschappij CVBA (PBE)

contre

De Vlaamse Nutsregulator, anciennement de Vlaamse Regulator van de Elektriciteits-en Gasmarkt (VREG)

[demande de décision préjudicielle formée par le hof van beroep te Brussel (cour d’appel de Bruxelles, Belgique)]

« Renvoi préjudiciel – Marché intérieur de l’électricité – Règlement (UE) 2019/943 – Article 18, paragraphe 1 – Redevances d’accès aux réseaux, d’utilisation des réseaux et de renforcement – Notion de “coûts non liés soutenant d’autres objectifs stratégiques” – Méthodologie tarifaire pour la distribution d’électricité utilisant, pour une composante significative des coûts des gestionnaires de réseau, une méthode de tendance des coûts historiques – Possibilité de maintien temporaire des effets d’une réglementation nationale, jugée incompatible avec le droit de l’Union, afin d’éviter une situation d’insécurité juridique »

I. Introduction

1. La présente demande de décision préjudicielle, introduite par le hof van beroep te Brussel (cour d’appel de Bruxelles, Belgique), porte sur l’interprétation de l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, du règlement (UE) 2019/943 (2).

2. Cette demande a été présentée dans le cadre d’un litige opposant dix gestionnaires de réseau de distribution flamands (ci-après les « GRD requérants ») au Vlaamse Nutsregulator, anciennement le Vlaamse Regulator van de Elektriciteits-en Gasmarkt (régulateur flamand de l’électricité et du gaz) (ci-après le « VREG ») au sujet de la légalité d’une décision de ce dernier arrêtant la méthode de tarification applicable à la distribution d’électricité et de gaz naturel pendant la période de régulation 2025-2028 (ci-après la « décision litigieuse »).

3. Dans ce contexte, la juridiction de renvoi s’interroge, en substance, d’une part, sur la compatibilité avec l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, du règlement 2019/943, lequel n’a pas encore été interprété par la Cour, d’une réglementation nationale prévoyant la possibilité pour les gestionnaires de réseau de distribution (ci-après les « GRD ») de répercuter sur leurs clients finals les coûts liés à l’exécution des obligations de service public (ci-après les « OSP ») qui leur sont imposées par l’État membre concerné, ainsi que d’une décision qui établit une méthode de tarification sur la base de l’évaluation des coûts historiques, et, d’autre part, sur la possibilité de maintenir temporairement les effets de cette réglementation, dans l’hypothèse où celle-ci serait jugée incompatible avec le droit de l’Union, afin d’éviter une situation d’insécurité juridique.

II. Le cadre juridique

A. Le droit de l’Union

1. Le règlement 2019/943

4. L’article 1^er du règlement 2019/943, intitulé « Objet et champ d’application », est ainsi libellé :

« Le présent règlement vise à :

a) fixer les bases d’une réalisation efficace des objectifs de l’union de l’énergie, […] en rendant possible la production de signaux de marché encourageant l’efficacité, une plus grande part de sources d’énergie renouvelables, la sécurité d’approvisionnement, la flexibilité, la durabilité, la décarbonation et l’innovation ;

b) établir les principes fondamentaux à la base de marchés de l’électricité performants et intégrés, qui permettent d’assurer un accès non discriminatoire au marché de tous les fournisseurs de ressources et de tous les clients du secteur de l’électricité, […] et l’intégration du marché et l’intégration sectorielle ainsi que la rémunération en fonction du marché de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables ;

[…] »

5. L’article 18 de ce règlement, intitulé « Redevances d’accès aux réseaux, d’utilisation des réseaux et de renforcement », est rédigé de la manière suivante :

« 1. Les redevances d’accès aux réseaux appliquées par les gestionnaires de réseau, y compris les redevances de raccordement aux réseaux, les redevances d’utilisation des réseaux et, le cas échéant, les redevances de renforcement connexe des réseaux, reflètent les coûts, sont transparentes, tiennent compte de la nécessité de garantir la sécurité et la flexibilité des réseaux et reflètent les coûts effectivement engagés dans la mesure où ils correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau efficace et ayant une structure comparable et elles sont appliquées d’une manière non discriminatoire. Ces redevances ne comprennent pas de coûts non liés soutenant d’autres objectifs stratégiques.

Sans préjudice de l’article 15, paragraphes 1 et 6, de la directive 2012/27/UE (3) et des critères énoncés à l’annexe XI de ladite directive, la méthode utilisée pour déterminer les redevances d’accès aux réseaux soutient de manière neutre l’efficacité générale du système à long terme grâce à des signaux de prix adressés aux clients et aux producteurs et, en particulier, est appliquée de manière à ne pas créer de discrimination, que ce soit positivement ou négativement, entre la production connectée au niveau de la distribution et la production connectée au niveau du transport. […]

2. Les méthodes de tarification reflètent les coûts fixes des gestionnaires de réseau de transport et des gestionnaires de réseau de distribution et incitent de manière appropriée les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution, tant à court qu’à long terme, à améliorer l’efficacité, y compris l’efficacité énergétique, à favoriser l’intégration du marché et la sécurité d’approvisionnement, à soutenir les investissements efficaces, […].

[…]

4. Lors de la fixation des redevances d’accès aux réseaux, les éléments ci-après sont pris en considération :

a) les paiements et les recettes résultant du mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau ;

b) les paiements effectivement réalisés et reçus, ainsi que les paiements attendus pour les périodes futures, estimés sur la base des périodes précédentes.

[…]

7. Les tarifs de distribution reflètent les coûts, en tenant compte de l’utilisation du réseau de distribution par les utilisateurs du réseau, y compris les clients actifs. […]

8. Les méthodes de tarification de la distribution prévoient des mesures pour inciter les gestionnaires de réseau de distribution à l’exploitation et au développement les plus rentables de leurs réseaux, notamment au moyen de la passation de marchés de services. À cette fin, les autorités de régulation reconnaissent les coûts correspondants comme admissibles, les incluent dans les tarifs de distribution et elles peuvent introduire des objectifs de performance afin d’inciter les gestionnaires de réseau de distribution à augmenter l’efficacité de leurs réseaux, […] »

2. La directive (UE) 2019/944

6. L’article 2 de la directive (UE) 2019/944 (4), intitulé « Définitions », précise, à son point 57, que la notion d’« entreprise d’électricité » doit être entendue comme visant « toute personne physique ou morale qui assure au moins une des fonctions suivantes : la production, le transport, la distribution, […] ».

7. L’article 9 de cette directive, intitulé « Obligations de service public », énonce, à ses paragraphes 2 et 3 :

« 2. En tenant pleinement compte des dispositions pertinentes du traité [FUE], et en particulier de son article 106, les États membres peuvent imposer aux entreprises du secteur de l’électricité, dans l’intérêt économique général, des obligations de service public qui peuvent porter sur la sécurité, y compris la sécurité d’approvisionnement, la régularité, la qualité et le prix de fourniture, ainsi que la protection de l’environnement, y compris l’efficacité énergétique, l’énergie produite à partir de sources renouvelables et la protection du climat. Ces obligations sont clairement définies, transparentes, non discriminatoires et vérifiables et garantissent aux entreprises d’électricité de l’Union une égalité d’accès aux consommateurs nationaux […].

3. Lorsqu’une compensation financière, d’autres formes de compensation ou des droits exclusifs offerts par un État membre pour l’accomplissement des obligations énoncées au paragraphe 2 du présent article, ou pour la fourniture d’un service universel tel qu’il est énoncé à l’article 27, sont octroyés, ils le sont d’une manière non discriminatoire et transparente. »

8. L’article 57 de ladite directive, intitulé « Désignation et indépendance des autorités de régulation », prévoit, à son paragraphe 4 :

« Les États membres garantissent l’indépendance de l’autorité de régulation et veillent à ce qu’elle exerce ses compétences de manière impartiale et transparente. À cet effet, les États membres veillent à ce que, dans l’exécution des tâches de régulation qui lui sont conférées par la présente directive et la législation connexe, l’autorité de régulation :

a) soit juridiquement distincte et fonctionnellement indépendante d’autres entités publiques ou privées ;

b) veille à ce que son personnel et les personnes chargées de sa gestion :

i) agissent indépendamment de tout intérêt commercial ; et

ii) ne sollicitent ni n’acceptent d’instructions directes d’aucun gouvernement ou autre entité publique ou privée dans l’exécution des tâches de régulation. Cette exigence est sans préjudice d’une étroite concertation, le cas échéant, avec les autres autorités nationales concernées ou d’orientations générales édictées par le gouvernement qui ne concernent pas les missions et compétences de régulation prévues à l’article 59. »

9. L’article 59 de la même directive, intitulé « Missions et compétences des autorités de régulation », dispose, à son paragraphe 1, sous a) :

« L’autorité de régulation est investie des missions suivantes :

a) fixer ou approuver, selon des critères transparents, les tarifs de transport et de distribution ou leurs méthodes de calcul, ou les deux. »

B. Le droit belge

10. L’article 4.1.30, paragraphe 1, du decreet van 8 mei 2009 houdende algemene bepalingen betreffende het energiebeleid (Energiedecreet) [décret du 8 mai 2009 portant dispositions générales en matière de politique de l’énergie (décret sur l’énergie)] (5), dans sa version applicable aux faits au principal (ci-après le « décret sur l’énergie »), énonce :

« Le [VREG] établit une méthode de tarification et exerce sa compétence tarifaire dans le but de favoriser une régulation stable et prévisible qui contribue au bon fonctionnement du marché libéré et qui permet aux gestionnaires de réseau de distribution d’effectuer les investissements nécessaires dans leurs réseaux de distribution. »

11. L’article 4.1.32, paragraphe 1, de ce décret prévoit :

« Le [VREG] établit la méthode de tarification, tout en tenant compte des directives suivantes :

[…]

5° les tarifs reflètent les coûts réellement encourus, pour autant que ceux-ci correspondent à ceux d’une entité ou activité comparable efficace ;

[…]

10° les coûts relatifs à l’exécution du budget des missions de service public, imposés par ou en vertu du décret, qui ne sont pas financés à partir d’impôts, de taxes, de subventions, de contributions et de redevances sont comptabilisés de façon transparente et non discriminatoire dans les tarifs, après contrôle du [VREG] ;

[…]

19° les tarifs ne contiennent aucune incitation préjudiciable à l’efficacité globale, y compris l’efficacité énergétique de la production, de la distribution et de l’approvisionnement d’électricité […]. »

12. L’article 4.1.34, quatrième alinéa, dudit décret dispose :

« La Cour d’appel peut juger, sur la demande d’une partie ou de sa propre initiative, que les effets juridiques de la décision entièrement ou partiellement annulée sont maintenus en tout ou en partie ou sont maintenus provisoirement pour un délai qu’elle détermine. Cette mesure ne peut toutefois être ordonnée que pour des raisons exceptionnelles justifiant une atteinte au principe de légalité, sur la base d’une décision spécialement motivée et au terme d’un débat contradictoire. Cette décision doit également tenir compte des intérêts des tiers. »

III. Le litige au principal, les questions préjudicielles et la procédure devant la Cour

13. Les GRD requérants ont été désignés par le VREG pour gérer les réseaux de distribution d’électricité et de gaz naturel dans des zones déterminées situées en Flandre (Belgique).

14. L’exploitation de ces réseaux entraîne des coûts pour les GRD requérants, qui peuvent être récupérés auprès des utilisateurs desdits réseaux, dans certaines limites et conditions, au moyen des tarifs de réseau. Toutefois, étant donné que les GRD requérants constituent des monopoles légaux, le VREG régule leurs tarifs de réseau en déterminant la méthode de tarification applicable. Cette méthode, généralement établie pour une période de quatre années, fixe le niveau de revenus que les GRD requérants sont autorisés à percevoir par le biais des tarifs de réseau acquittés par les utilisateurs du réseau de distribution, afin de couvrir leurs coûts d’exploitation.

15. Le revenu autorisé se compose d’une part correspondant aux coûts exogènes, à savoir les coûts sur lesquels les GRD requérants ne peuvent exercer aucune influence, ainsi que d’une part correspondant aux coûts endogènes, c’est-à-dire les coûts raisonnables et nécessaires liés à la gestion des réseaux et des données, sur lesquels les GRD requérants peuvent donc exercer une influence (6).

16. Le 21 juin 2024, le président et un membre du conseil d’administration du VREG ont, conformément au décret sur l’énergie, signé la décision litigieuse, qui fixe la méthode de tarification applicable à la distribution d’électricité et de gaz naturel pour la période 2025-2028. Cette méthode de tarification comporte des formules permettant de calculer le revenu autorisé destiné à couvrir les coûts endogènes raisonnables et efficaces des GRD requérants, c’est-à-dire les coûts endogènes maximaux que ces derniers peuvent répercuter sur les utilisateurs des réseaux de distribution.

17. À cette fin, ladite méthode de tarification tient compte de l’évolution des coûts supportés par les GRD requérants. Plus précisément, le VREG, premièrement, prend en considération l’évolution des coûts endogènes sectoriels, à savoir les coûts endogènes agrégés de l’ensemble des GRD flamands pour une même activité régulée au cours de la période tarifaire précédente, en l’occurrence la période 2019-2023. Deuxièmement, le VREG prévoit, tout au long de la période de régulation 2025-2028, que la portion de base du revenu autorisé pour les coûts endogènes évolue annuellement selon l’inflation, de sorte que cette portion de base est rectifiée ex post en fonction de l’inflation réelle. Troisièmement, outre l’évolution des coûts historiques, le VREG prend également en compte un facteur d’incitation à l’efficacité dénommé « frontier shift », qui reflète l’amélioration de la productivité réalisée par les entreprises les plus performantes grâce à l’application de meilleures pratiques (progrès technologique) et qui, selon le VREG, est nécessaire pour compenser la diminution de la concurrence entre les GRD requérants. Enfin, quatrièmement, cinq éléments endogènes supplémentaires, lesquels ne sont pas pertinents en l’espèce, sont ajoutés à la portion de base du revenu autorisé pour les coûts endogènes.

18. Le 19 juillet 2024, les GRD requérants ont introduit un recours devant le hof van beroep te Brussel (cour d’appel de Bruxelles), la juridiction de renvoi, tendant à l’annulation de la décision litigieuse. Ils soutiennent notamment que la méthodologie de tarification, appliquée par le VREG, pour fixer les tarifs de distribution d’électricité et de gaz naturel pendant la période 2025-2028 viole les dispositions des articles 4.1.30 et 4.1.32 du décret sur l’énergie, la directive 2019/944, le principe d’une tarification reflétant les coûts, tel qu’il est prévu par l’article 18 du règlement 2019/943, ainsi que plusieurs principes liés à une bonne administration.

19. De son côté, le VREG fait notamment valoir que la méthode de tarification fixée pour la période 2025-2028 méconnaît la seconde phrase de l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, du règlement 2019/943, en ce que, conformément à l’article 4.1.32, paragraphe 1, 10°, du décret sur l’énergie, les tarifs incluent des coûts non liés soutenant d’autres objectifs stratégiques. À cet égard, le VREG allègue que la réglementation nationale en cause au principal impose diverses OSP aux GRD requérants, pour lesquelles ceux-ci se voient accorder des compensations financées en partie par les ressources mises à disposition grâce à l’Energiefonds (Fonds de l’Énergie) et par le budget des dépenses générales du Vlaamse Gewest (Région flamande). Toutefois, après déduction de ces compensations, les coûts restants afférents aux OSP à caractère financier seraient répercutés sur les tarifs de réseau pour l’électricité. Or, d’après le VREG, la majorité de ces OSP poursuivrait des objectifs d’ordre social et environnemental, lesquelles ne présenteraient, dès lors, pas de lien avec la gestion des réseaux de distribution.

20. Dans ces circonstances, la juridiction de renvoi s’interroge, en premier lieu, sur la compatibilité de la réglementation nationale en cause au principal avec l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, seconde phrase, du règlement 2019/943, aux termes duquel les tarifs de réseau ne doivent pas inclure des « coûts non liés soutenant d’autres objectifs stratégiques », notion qui n’est pas définie par ce règlement. Selon elle, l’expression « autres objectifs stratégiques » viserait des finalités étrangères au développement et à l’exploitation des réseaux eux-mêmes. Cette juridiction observe, à cet égard, que la promotion de l’utilisation des sources d’énergie renouvelables, notamment par l’obligation d’achat de certificats dits « verts » et de certificats de cogénération, semble poursuivre des objectifs de politique énergétique distincts de ceux relatifs au développement ou à l’exploitation efficace des réseaux de distribution. Ainsi, ladite juridiction se demande si les « coûts non liés » afférents aux OSP, qui n’ont aucun rapport avec la gestion de réseau et qui sont, en Belgique, répercutés sur les tarifs en vertu du décret sur l’énergie, sont compatibles avec cette disposition.

21. En deuxième lieu, la juridiction de renvoi s’interroge sur la conformité, au regard de l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, première phrase, du règlement 2019/943, d’une méthode de tarification fondée sur les coûts historiques des GRD requérants, en l’absence de contrôle quant à leur efficacité. Cette disposition exigerait, en effet, que les coûts répercutés sur les utilisateurs correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau efficace présentant une structure comparable, ce qui implique que les tarifs ne sauraient excéder le niveau qui résulterait d’un marché concurrentiel. À cet égard, tout en admettant que le recours à des données historiques empiriques peut se révéler pertinent, elle se demande si une régulation tarifaire reposant exclusivement sur les coûts historiques, sans mécanisme d’évaluation de leur efficacité, est réellement compatible avec l’objectif de ce règlement et, plus largement, avec la finalité même de toute régulation applicable à un marché monopolistique, consistant à prévenir la fixation de prix supérieurs à ceux qui prévaudraient dans un contexte concurrentiel.

22. En troisième et dernier lieu, la juridiction de renvoi s’interroge sur la question du maintien temporaire des effets de la méthode de tarification contestée en l’espèce. Selon elle, et conformément à la jurisprudence de la Cour (7), des considérations impérieuses de sécurité juridique sembleraient justifier un maintien provisoire des effets de l’article 4.1.32, paragraphe 1, 10°, du décret sur l’énergie et/ou de la décision litigieuse, dans le cas où la Cour serait amenée à les considérer comme incompatibles avec le droit de l’Union. Cette juridiction relève, à cet égard, qu’une annulation non modulée pourrait porter atteinte à la sécurité juridique (8).

23. Dans ces conditions, le hof van beroep te Brussel (cour d’appel de Bruxelles) a décidé de surseoir à statuer et de poser à la Cour les questions préjudicielles suivantes :

« 1) L’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, [seconde] phrase, du règlement [2019/943] doit-il être interprété en ce sens qu’il s’oppose à une règle nationale telle que celle de l’article 4.1.32, paragraphe 1, 10°, du [décret sur l’énergie], qui prévoit que les coûts relatifs à l’exécution des [OSP] imposées par ou en vertu du décret qui ne sont pas financés au moyen d’impôts, de taxes, de subventions, de contributions ou de redevances sont comptabilisés dans les tarifs ?

2) L’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, première phrase, du règlement [2019/943] doit-il être interprété en ce sens qu’il s’oppose à l’adoption par une autorité de régulation d’une méthode de tarification de la distribution d’électricité qui, en ce qui concerne une part significative des coûts des [GRD] soumis à une régulation des revenus, utilise une méthode basée sur l’évolution des coûts historiques (qui détermine les revenus par référence aux coûts passés), ou l’application de cette méthode doit-elle être appuyée par un contrôle du niveau des coûts historiques au regard de leur efficacité ?

3) Si la cour d’appel devait, sur la base des réponses données aux questions préjudicielles qui précèdent, conclure que le VREG manque à une ou plusieurs des obligations découlant des dispositions mentionnées dans ces questions, pourrait-elle maintenir temporairement les effets de ce manquement afin d’éviter une insécurité juridique ? »

24. Des observations écrites ont été présentées à la Cour par les GRD requérants, le VREG, les gouvernements belge et finlandais, ainsi que par la Commission européenne. Ces parties ont également formulé des observations orales lors de l’audience de plaidoiries qui s’est tenue le 11 février 2025.

IV. Analyse

A. Sur la première question préjudicielle

1. Sur la recevabilité

25. À titre liminaire, bien qu’aucune exception d’irrecevabilité n’ait été soulevée par les parties à la procédure, il me semble nécessaire d’examiner la recevabilité de la première question préjudicielle.

26. À cet égard, je rappelle que, selon une jurisprudence constante de la Cour, dans le cadre d’une procédure instituée par l’article 267 TFUE, il appartient au seul juge national, qui est saisi du litige et qui doit assumer la responsabilité de la décision juridictionnelle à intervenir, d’apprécier, au regard des particularités de l’affaire, tant la nécessité d’une décision préjudicielle pour être en mesure de rendre son jugement que la pertinence des questions qu’il pose à la Cour. En conséquence, dès lors que les questions posées portent sur l’interprétation du droit de l’Union, la Cour est, en principe, tenue de statuer (9). Il revient, toutefois, à la Cour d’examiner les conditions dans lesquelles elle est saisie par le juge national, en vue de vérifier sa propre compétence ou la recevabilité de la demande qui lui est soumise. La Cour peut, notamment, être amenée à examiner si les dispositions du droit de l’Union sur lesquelles portent les questions préjudicielles sont susceptibles d’être appliquées par la juridiction de renvoi aux fins de la résolution du litige au principal. Si tel n’est pas le cas, ces dispositions sont dépourvues de pertinence pour la solution de ce litige et la décision préjudicielle sollicitée n’est pas nécessaire pour permettre à la juridiction de renvoi de rendre son jugement, de sorte que ces questions doivent être jugées irrecevables (10).

27. En l’occurrence, il ressort de la décision de renvoi que, dans le cadre du litige dont la juridiction de renvoi est saisie, le VREG conteste la légalité, au regard de l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, seconde phrase, du règlement 2019/943, de l’article 4.1.32, paragraphe 1, 10°, du décret sur l’énergie, disposition qui permet la prise en compte, dans les tarifs de réseau, des coûts liés à l’exécution des OSP imposées aux GRD par l’État membre concerné, lorsque ces coûts ne sont pas financés par des impôts, des taxes, des subventions, des contributions ou des redevances.

28. Or, force est de constater que le décret sur l’énergie a servi de fondement à l’instauration d’un régime de promotion de l’électricité produite à partir de sources renouvelables, lequel a été notifié par les autorités belges compétentes à la Commission et qui a fait l’objet de la décision C(2018) 1003 final, du 16 février 2016, relative à l’aide d’État SA.46013 (2017/N) – Belgique, Certificats pour l’électricité produite à partir des sources renouvelables et certificats pour la cogénération à haut rendement en Flandre (ci-après la « décision d’autorisation de la Commission ») (11). Par cette décision, la Commission a décidé de ne pas soulever d’objections à l’égard de ce régime, l’ayant ainsi considéré comme compatible avec le marché intérieur en vertu de l’article 107, paragraphe 3, sous c), TFUE (12).

29. En ce sens, je relève que, ainsi qu’il résulte d’une jurisprudence constante de la Cour, dans le système de contrôle des aides d’État institué par le traité FUE, les juridictions nationales et la Commission remplissent des rôles complémentaires, mais distincts (13). En particulier, les juridictions nationales veillent à la sauvegarde, jusqu’à la décision finale de la Commission, des droits des justiciables face à une méconnaissance éventuelle, par les autorités étatiques, de l’interdiction visée à l’article 108, paragraphe 3, TFUE. À cette fin, elles peuvent être saisies de litiges les obligeant à interpréter et à appliquer la notion d’« aide d’État », visée à l’article 107, paragraphe 1, TFUE, en vue de déterminer si une mesure étatique instaurée sans tenir compte de la procédure de contrôle préalable prévue à l’article 108, paragraphe 3, TFUE devait ou non y être soumise. En revanche, ces juridictions ne sont pas compétentes pour statuer sur la compatibilité de mesures d’aides ou d’un régime d’aides d’État avec le marché intérieur. En effet, en vertu d’une jurisprudence également constante de la Cour, cette appréciation relève de la compétence exclusive de la Commission, agissant sous le contrôle des juridictions de l’Union européenne (14).

30. En outre, toujours selon une jurisprudence bien établie de la Cour, la procédure prévue à l’article 108 TFUE ne doit jamais aboutir à un résultat qui serait contraire aux dispositions spécifiques du traité FUE. Ainsi, une aide qui, en tant que telle ou par certaines de ses modalités, viole des dispositions ou des principes généraux du droit de l’Union ne peut être déclarée compatible avec le marché intérieur. En effet, lorsque les modalités d’une aide ou d’un régime d’aide sont à ce point indissolublement liées à l’objet de l’aide ou du régime d’aide, ou à leur fonctionnement, qu’il ne serait pas possible de les apprécier isolément, leur effet sur la compatibilité ou l’incompatibilité de l’aide ou du régime d’aide dans son ensemble doit nécessairement être apprécié au moyen de la procédure prévue à l’article 108 TFUE (15). L’appréciation de telles modalités échappe, dès lors, à la compétence des juridictions nationales (16).

31. Dans le cadre du litige au principal, il y a donc lieu de vérifier si la possibilité de comptabiliser, dans les tarifs de réseau, les coûts relatifs à l’exécution des OSP imposées aux GRD requérants par l’État en vertu du décret sur l’énergie est susceptible d’être appréciée par la juridiction de renvoi au regard de l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, seconde phrase, du règlement 2019/943, alors même que ce décret a déjà fait l’objet d’une décision d’autorisation de la Commission constatant sa compatibilité avec le marché intérieur.

32. À cet égard, je tiens à rappeler que, dans l’arrêt Tiberis Holding, la Cour a constaté l’irrecevabilité de la demande de décision préjudicielle introduite par le Consiglio di Stato (Conseil d’État, Italie) au motif que, en substance, l’interprétation de l’article 3 de la directive 2009/28/CE (17) et de l’article 4 de la directive (UE) 2018/2001 (18), qui était sollicitée par cette juridiction, n’était pas pertinente aux fins de la résolution du litige au principal, le droit de l’Union s’opposant à ce que la juridiction de renvoi apprécie la conformité à ces dispositions du mécanisme d’incitation négative qui était en cause dans cette affaire, ce mécanisme étant en effet indissolublement lié au fonctionnement du régime d’aides d’État que la Commission avait déclaré compatible avec le marché intérieur par la décision C(2016) 2726 final, du 28 avril 2016, concernant l’aide d’État SA.43756 (2015/N) – Soutien à l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables en Italie.

33. Plus précisément, la Cour a jugé, d’une part, que permettre au Consiglio di Stato (Conseil d’État) de se prononcer sur la légalité, au regard de l’article 3 de la directive 2009/28, du mécanisme d’incitation négative concerné reviendrait à lui attribuer le pouvoir de substituer sa propre appréciation à celle opérée par la Commission dans sa décision et ainsi d’empiéter sur les compétences exclusives réservées à cette institution en ce qui concerne l’appréciation de la compatibilité des aides d’État avec le marché intérieur (19). Elle a estimé, d’autre part, que toute modification qui serait apportée à ce mécanisme d’incitation négative, du fait d’une augmentation éventuelle de l’intensité de l’aide qui pourrait en résulter, serait susceptible d’influencer l’évaluation de sa compatibilité avec le marché intérieur et constituerait ainsi une « aide nouvelle », soumise à obligation de notification et dont l’appréciation de la compatibilité avec le marché intérieur relève de la compétence exclusive de la Commission, sous le contrôle des juridictions de l’Union (20). Cette jurisprudence permet dès lors d’identifier clairement les hypothèses dans lesquelles un juge national, saisi d’un litige soulevant une question relative à la compatibilité d’une réglementation nationale avec le droit de l’Union, est en mesure de statuer lorsque cette réglementation concerne une mesure d’aide d’État dont la compatibilité a été préalablement examinée par la Commission.

34. Je précise, à cet égard, que le régime d’aide aux énergies renouvelables, instauré par le gouvernement belge et approuvé par la Commission, vise à encourager la production d’électricité dans des installations photovoltaïques au moyen d’une obligation d’achat et d’un prix minimal garanti. Il ressort, en particulier, de la décision d’autorisation de la Commission que ce régime repose sur la création d’un marché de certificats verts auquel participent divers acteurs du marché de l’énergie et dans le cadre duquel les gestionnaires de réseau sont légalement tenus d’acheter les certificats à un prix minimum garanti lorsque les producteurs ne trouvent pas d’acheteurs sur le marché (21). À l’issue d’une analyse approfondie des dispositions pertinentes du décret sur l’énergie et du fonctionnement concret du mécanisme de soutien aux énergies renouvelables, y compris du rôle confié aux gestionnaires de réseaux dans le cadre du rachat des certificats verts, la Commission a conclu à la compatibilité dudit régime avec les règles relatives aux aides d’État.

35. Par ailleurs, il découle notamment de la décision d’autorisation de la Commission que l’obligation de rachat imposée aux GRD par le décret sur l’énergie revêt une importance particulière dans le cadre du fonctionnement du régime d’aide en question et a été pris en compte dans l’appréciation de la compatibilité ainsi que de la proportionnalité du régime notifié. En effet, dès lors que les GRD flamands ont été investis de la mission d’agir en tant qu’« acheteurs de dernier ressort » – en ce sens qu’ils sont tenus d’acheter toute quantité de certificats qui leur est offerte par les acteurs du marché à un prix minimum fixé par la réglementation nationale en cause (22) –, leur intervention sur le marché constitue un élément central du régime d’aide visé par la décision d’autorisation de la Commission (23).

36. Si, compte tenu de la jurisprudence de la Cour rappelée au point 30 des présentes conclusions, l’OSP de rachat des certificats verts imposée aux GRD par l’État membre concerné est susceptible de constituer une modalité indissolublement liée au fonctionnement du régime d’aide en cause, force est de constater, toutefois, que dans la présente affaire, ce n’est pas le mécanisme mis en place par le décret sur l’énergie prévoyant l’obligation pour les GRD d’acheter les certificats verts qui est contesté au regard de l’article 18, paragraphe 1, du règlement 2019/943 (24), mais bien la possibilité de comptabiliser dans les tarifs de réseau les coûts relatifs à l’exécution des OSP imposées aux GRD par ce décret ainsi que les modalités de leur intégration (25). Or, ce dernier paramètre ne constitue pas, au sens de la jurisprudence de la Cour, une modalité indissolublement liée au fonctionnement du régime d’aide en question sur la base de laquelle la Commission a apprécié sa conformité et sa compatibilité avec les dispositions relatives aux aides d’État.

37. En effet, la manière dont les coûts afférents aux OSP ont été comptabilisés dans les tarifs d’électricité n’a pas été examinée dans la décision d’autorisation de la Commission. Même à supposer que le régime d’aide notifié à la Commission comportait des éléments relatifs à la comptabilisation de ces coûts, ce qui ne ressort toutefois pas de cette décision, cette institution n’aurait, en tout état de cause, pas été en mesure de relever une éventuelle incompatibilité du décret sur l’énergie au regard de l’interdiction, désormais prévue à l’article 18 du règlement 2019/943, d’inclure dans les redevances de réseau « des coûts non liés soutenant d’autres objectifs stratégiques » (26).

38. J’indique, à titre complémentaire, que la jurisprudence issue de l’arrêt Tiberis Holding ne pourrait devenir pertinente que si la juridiction de renvoi venait à constater qu’une incompatibilité éventuelle du décret sur l’énergie avec l’article 18, paragraphe 1, du règlement 2019/943 serait susceptible d’affecter l’intensité ou les modalités de l’aide approuvée par la Commission, en ce qu’elle entraînerait une modification du montant de cette aide ou des conditions sur la base desquelles son analyse de compatibilité a été effectuée et son approbation délivrée, ou si elle venait à constater que cette éventuelle incompatibilité serait susceptible d’influencer l’évaluation de la compatibilité du régime d’aide en cause avec le marché intérieur, auquel cas il pourrait être considéré qu’il s’agit d’une « aide nouvelle », avec les conséquences qui en découlent tant en matière de compétence de la juridiction nationale qu’en matière d’irrecevabilité de la première question préjudicielle (27). Or, le dossier soumis à la Cour ne contient aucun élément de nature à étayer une telle conclusion.

39. Par conséquent, j’estime, à la lumière des considérations qui précèdent, que les motifs ayant conduit à conclure à l’irrecevabilité de la demande de décision préjudicielle dans l’affaire ayant donné lieu à l’arrêt Tiberis Holding ne sont pas transposables à la présente affaire et que, dès lors, la première question préjudicielle est recevable.

2. Sur le fond

40. D’emblée, je remarque que l’interprétation sollicitée par la juridiction de renvoi porte exclusivement sur l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, du règlement 2019/943. Toutefois, à l’instar de l’ensemble des parties à la procédure, je suis d’avis qu’il y a lieu, afin d’apporter une réponse utile à cette juridiction, de tenir compte à la fois de l’article 9 de la directive 2019/944, qui établit le cadre juridique applicable aux OSP dans le secteur de l’énergie, ainsi que des articles 57 et 59 de cette directive, qui régissent, respectivement, la désignation et l’indépendance des autorités nationales de régulation ainsi que l’étendue des missions qui leur sont confiées.

41. Cela étant précisé, la Cour est appelée à interpréter l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, du règlement 2019/943 et à examiner ses interactions avec les dispositions susmentionnées de la directive 2019/944 afin, d’une part, d’évaluer si les coûts liés à l’exécution des OSP relèvent de la notion de « redevances d’accès au réseau », ainsi que, d’autre part, d’établir si la fixation de ces redevances relève effectivement des missions conférées aux autorités nationales de régulation et, le cas échéant, de déterminer la mesure dans laquelle elle est susceptible de porter atteinte à l’autonomie décisionnelle et à l’indépendance de ces autorités.

a) Sur la prise en compte des OSP dans les redevances d’accès au réseau

42. La première problématique soulevée par la juridiction de renvoi porte sur la compatibilité du décret sur l’énergie avec l’article 18, paragraphe 1, du règlement 2019/943, en ce que ce décret prévoit que les coûts des OSP relatifs aux énergies renouvelables peuvent être répercutés sur les tarifs de réseau, alors même que ces OSP n’auraient aucun rapport avec la gestion du réseau de distribution et que cette disposition interdit d’inclure dans les redevances d’accès au réseau « des coûts non liés soutenant d’autres objectifs stratégiques ».

43. Je rappelle que, conformément à une jurisprudence constante de la Cour, en vue de l’interprétation d’une disposition du droit de l’Union, il y a lieu de tenir compte des termes de celle-ci, du contexte dans lequel elle s’inscrit et des objectifs poursuivis par la réglementation dont elle fait partie (28).

44. En premier lieu, s’agissant des termes de l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, du règlement 2019/943, cette disposition énonce que les redevances d’accès aux réseaux appliquées par les gestionnaires de réseau, y compris les redevances de raccordement aux réseaux, les redevances d’utilisation des réseaux et, le cas échéant, les redevances de renforcement connexe des réseaux, reflètent les coûts, sont transparentes, tiennent compte de la nécessité de garantir la sécurité et la flexibilité des réseaux et reflètent les coûts effectivement engagés dans la mesure où ils correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau efficace et ayant une structure comparable et elles sont appliquées d’une manière non discriminatoire. Ces redevances ne doivent pas comprendre de coûts non liés soutenant d’autres objectifs stratégiques.

45. Il ressort, de prime abord, du libellé de ladite disposition que, si le législateur de l’Union a entendu encadrer les redevances d’accès au réseau en exigeant que les coûts qui y sont afférents soient liés à l’exploitation effective du réseau, celles-ci ne doivent notamment pas comprendre de coûts non liés soutenant d’autres objectifs stratégiques, les notions de « redevances d’accès aux réseaux », « coûts non liés » et « autres objectifs stratégiques » n’étant toutefois pas définies par ce règlement.

46. En deuxième lieu, s’agissant du contexte dans lequel s’inscrit l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, du règlement 2019/943, cette disposition s’inscrit dans le chapitre III de ce règlement, lequel est consacré à l’accès au réseau et aux éventuels cas de congestion de celui-ci et, plus précisément, dans la section II de ce chapitre, intitulée « Redevances d’accès aux réseaux et recettes tirées de la congestion », qui comprend deux articles.

47. Il apparaît à cet égard que, si les paragraphes 2 à 8 de ladite disposition apportent davantage de précisions quant à la méthodologie à suivre pour déterminer les redevances d’accès au réseau ainsi que, de manière plus générale, des orientations sur la tarification du transport et de la distribution d’électricité, ces éléments ne permettent pas, à eux seuls, de fournir une réponse claire à la première question préjudicielle.

48. Dans ces circonstances, et afin d’examiner pleinement le contexte dans lequel s’insère l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, du règlement 2019/943, il convient également de tenir compte de certaines dispositions issues de la directive 2019/944.

49. Je relève, en ce qui concerne la méthodologie de la tarification, que, conformément au point 3 de l’annexe I de cette directive, qui précise les exigences minimales en matière de facturation et d’informations relatives à la facturation, le prix facturé au client final est la somme des trois composants principaux, à savoir premièrement, le composant « énergie et fourniture », deuxièmement, le composant « réseau » (transport et distribution) et, troisièmement, le composant « taxes, prélèvements, redevances et charges ». En outre, comme le rappelle ce point 3, la définition pertinente de ces composants figure à l’annexe II du règlement (UE) 2016/1952 (29), lequel prévoit expressément que le troisième composant (« taxes, redevances, prélèvements et charges ») peut inclure, entre autres, des redevances relatives à la promotion des sources d’énergie renouvelables.

50. S’agissant, plus particulièrement, des OSP, l’article 9, paragraphe 2, de la directive 2019/944 prévoit que les États membres ont le droit d’imposer de telles obligations, y compris en matière d’énergie produite à partir de sources d’énergie renouvelables aux entreprises d’électricité et de gaz naturel (30). L’article 9, paragraphe 3, de cette directive précise, par ailleurs, que lorsqu’une compensation financière, d’autres formes de compensation ou des droits exclusifs sont octroyés par un État membre pour l’accomplissement des obligations énoncées au paragraphe 2 de cet article, ils le sont d’une manière non discriminatoire et transparente.

51. Il résulte ainsi d’une lecture combinée de l’article 18 du règlement 2019/943 et des dispositions précitées de la directive 2019/944, que, bien que les notions de « redevances d’accès au réseau », « tarifs » et « méthodes de tarification » ne sont pas définies par le règlement 2019/943 ni toujours employées de manière cohérente (31), les « tarifs » ou les « redevances » de réseau visés à l’article 18, paragraphe 1, de ce règlement ne constituent que l’un des trois composants principaux de la facturation totale.

52. Par ailleurs, l’article 9 de la directive 2019/944 reconnaît une marge de manœuvre importante aux États membres tant dans la définition du type d’OSP qu’ils souhaitent imposer aux GRD que dans les modalités de financement de ces OSP (32). Il s’ensuit que cette directive ne s’oppose pas, en principe, à une réglementation nationale prévoyant la possibilité pour les GRD de répercuter sur les clients finals les coûts liés à l’exécution des OSP qui leur sont imposées par l’État membre concerné, y compris sous la forme de redevances, à condition que les paramètres et les modalités de ce financement remplissent les conditions énoncées à l’article 9, paragraphe 3, de ladite directive.

53. En troisième et dernier lieu, s’agissant des objectifs poursuivis par le règlement 2019/943, il ressort de son article 1^er qu’il vise notamment à fixer les bases d’une réalisation efficace des objectifs de l’union de l’énergie et de l’objectif de neutralité climatique de l’Union. Il tend, en particulier, à permettre la production de signaux de marché encourageant l’efficacité, une plus grande part de sources d’énergie renouvelables, la sécurité d’approvisionnement, la flexibilité, la durabilité, la décarbonation et l’innovation.

54. Compte tenu des éléments exposés dans les points précédents des présentes conclusions, je considère que les conclusions suivantes doivent être retenues.

55. En premier lieu, je remarque, ainsi que cela a été relevé aux points 44 et 45 des présentes conclusions, que l’article 18, paragraphe 1, du règlement 2019/943 s’applique uniquement aux « redevances » qui sont liées à l’utilisation, au raccordement et au renforcement du réseau. Cette disposition ne couvre, dès lors, que les coûts effectivement encourus par le gestionnaire de réseau qui sont étroitement liés à la gestion du réseau de distribution et ne régit pas d’autres composants tarifaires qui n’ont aucun rapport avec l’utilisation effective du réseau. Il s’ensuit que, a priori, les coûts afférents aux OSP en matière de soutien aux énergies renouvelables facturés par le gestionnaire de réseau ne font pas partie des « redevances » visées par ladite disposition et ne relèvent donc pas du champ d’application de celle-ci (33).

56. Il ressort, par ailleurs, de l’article 18, paragraphe 1, du règlement 2019/943 que les États membres ne doivent pas intégrer dans les redevances d’accès au réseau visées à cette disposition, des coûts qui ne sont pas strictement liés à la gestion du réseau et qui poursuivent « d’autres objectifs ». Cette limitation semble traduire, d’une part, la volonté du législateur de l’Union d’éviter que ces redevances soient détournées de leur finalité et utilisées comme mécanisme résiduel de financement des politiques publiques sans lien apparent avec le réseau de distribution et de transport d’électricité et, d’autre part, d’assurer la transparence de la tarification, laquelle constitue un élément essentiel au bon fonctionnement des marchés de l’électricité au niveau de l’Union (34).

57. En second lieu, je relève que le législateur de l’Union a établi certaines règles encadrant la facturation, tant pour le gestionnaire de réseau que pour le consommateur final, lesquelles exigent notamment que les redevances liées au réseau et celles relatives aux OSP en matière de soutien aux énergies renouvelables soient présentées de manière transparente comme des redevances distinctes des tarifs de réseau et qu’elles ne soient pas incluses dans ces derniers.

58. Or, la particularité caractérisant la présente affaire tient au fait que les coûts afférents aux OSP semblent avoir été comptabilisés, non pas dans la catégorie relative aux « impôts, redevances et tarifs » (qui correspond au troisième composant de la tarification conformément au point 3 de l’annexe I de la directive 2019/944) (35), ce qui, selon l’ensemble des parties à la procédure, conduirait à une solution conforme au droit de l’Union (36), mais dans celle relative aux « redevances de réseau » (qui correspond au deuxième composant de la tarification conformément au point 3 de l’annexe I de cette directive) (37), dans laquelle doivent, en principe, figurer uniquement des coûts liés au réseau.

59. Si une telle situation peut, à première vue, susciter des interrogations quant à la compatibilité de la réglementation nationale en cause au principal avec l’article 18, paragraphe 1, du règlement 2019/943, reste encore, selon moi, à clarifier la manière dont les redevances liées aux OSP ont été intégrées dans les tarifs de réseau et, en particulier, si ces redevances influencent effectivement la fixation de ces tarifs par le VREG (38). En effet, se limiter à la seule qualification formelle de ces coûts pour conclure à l’incompatibilité avec cette disposition, au motif que lesdits coûts ont été comptabilisés dans une autre catégorie, alors qu’ils auraient été inscrits de manière clairement distincte, constituerait, à mon sens, un excès de formalisme qui irait à l’encontre d’une application effective tant du règlement 2019/943 que de la directive 2019/944 (39).

60. Il appartient ainsi à la juridiction de renvoi d’examiner non seulement la qualification formelle et la finalité du prélèvement en cause, ainsi que son lien avec l’activité du réseau, mais également la manière dont ces mêmes coûts sont intégrés dans la structure tarifaire. En effet, si ces redevances liées au réseau ne peuvent être dissociées d’autres coûts poursuivant des objectifs indépendants du réseau, cela serait, a priori, incompatible avec l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, du règlement 2019/943. En revanche, ce constat ne s’impose pas, à mon avis, de la même manière lorsque les coûts non liés au réseau, tels que, par exemple, ceux relatifs aux OSP, sont clairement séparés et peuvent être nettement distingués des redevances ou des tarifs de réseau (40). Toutefois, et sous réserve des vérifications qu’il revient à la juridiction de renvoi d’effectuer à cet égard, il n’est pas exclu que la situation en cause au principal relève de cette dernière hypothèse (41).

b) Sur l’incidence de l’intégration des OSP dans les tarifs de réseau au regard des compétences et du rôle conférés à l’autorité nationale de régulation

61. La seconde problématique soulevée par la juridiction de renvoi concerne la question de savoir si l’intégration des coûts relatifs aux OSP dans les redevances d’accès au réseau, telle que prévue par la réglementation nationale en cause au principal, est susceptible de porter atteinte à l’indépendance ou à l’autonomie décisionnelle de l’autorité nationale de régulation dans la fixation des tarifs de réseau, conformément aux exigences énoncées à l’article 57, paragraphes 4 et 5, et à l’article 59, paragraphe 1, sous a), de la directive 2019/944 (42).

62. À titre liminaire, je rappelle que l’article 57, paragraphe 4, de la directive 2019/944 prévoit, en substance, que les États membres garantissent l’indépendance de l’autorité nationale de régulation et veillent, à cet effet, à ce que, dans l’exécution des tâches de régulation qui lui sont conférées par cette directive et la législation connexe, cette autorité soit juridiquement distincte et fonctionnellement indépendante d’autres entités publiques ou privées et assure que son personnel ainsi que les personnes chargées de sa gestion agissent indépendamment de tout intérêt commercial et ne sollicitent ni n’acceptent d’instructions directes d’aucun gouvernement ou autre entité publique ou privée dans l’exécution de ces tâches (43). Cependant, selon l’article 57, paragraphe 4, sous b), ii), de ladite directive, cette dernière exigence est sans préjudice d’une étroite concertation, le cas échéant, avec les autres autorités nationales concernées ou d’orientations générales édictées par le gouvernement qui ne concernent pas les missions et compétences de régulation prévues à l’article 59 de la même directive, lesquelles incluent, conformément à son paragraphe 1, sous a), celle de fixer ou d’approuver les tarifs de transport et de distribution d’électricité ou leurs méthodes de calcul (44).

63. Il s’ensuit que pour garantir le bon fonctionnement du marché intérieur de l’électricité, il est nécessaire, d’une part, que les autorités nationales de régulation disposent de la capacité de prendre des décisions sur l’ensemble des aspects réglementaires pertinents et jouissent d’une indépendance totale à l’égard de tout autre intérêt public ou privé et, d’autre part, que la directive 2019/944 ne prive pas les États membres de la faculté d’établir et de publier leur politique énergétique nationale, ainsi que de définir le cadre d’action de ces autorités. Partant, les États membres demeurent libres d’adopter leur propre réglementation relative au marché national de l’électricité, sous réserve du respect des missions et compétences attribuées aux autorités de régulation par cette directive (45).

64. Or, il y a lieu de constater à cet égard que, s’il n’est pas contesté que la fixation des tarifs de distribution et l’établissement de la méthodologie de la tarification applicable relative aux frais de raccordement relèvent, en vertu de l’article 59, paragraphe 1, sous a), de ladite directive, de la compétence exclusive des autorités nationales de régulation, lesquelles disposent d’une marge de manœuvre importante en la matière, cette compétence ne saurait automatiquement s’étendre à d’autres aspects de la politique énergétique qui ne sont pas liés aux missions conférées à ces autorités, en vertu de cette disposition et qui, par conséquent, échappent à sa compétence et dont la détermination est, en principe, une prérogative du pouvoir législatif ou exécutif. Tel est, notamment, le cas de la fixation des coûts relatifs aux OSP en matière de soutien aux énergies renouvelables et des modalités de recouvrement de ces coûts. En effet, la manière dont un État membre entend soutenir le marché des énergies renouvelables au sein de son territoire, qu’il s’agisse de subventions directes, de mécanismes fiscaux ou, comme en l’occurrence, d’une mesure à caractère parafiscal consistant à répercuter les coûts sur les consommateurs finals, relève d’un pur choix de politique énergétique échappant à la compétence des autorités nationales de régulation (46).

65. Autrement dit, si la fixation des « redevances » de réseau visées à l’article 18, paragraphe 1, du règlement 2019/943 relève clairement de la compétence des autorités nationales de régulation en vertu de l’article 59, paragraphe 1, sous a), de la directive 2019/944, tel ne saurait être le cas des « taxes ou autres redevances » qui ne sont pas liées à l’accès ou à l’utilisation du réseau et qui, de ce fait, ne relèvent pas, en principe, du champ d’application de cet article 18, paragraphe 1 (47).

66. Ce constat n’empêche toutefois pas les États membres de conférer une telle compétence aux autorités nationales de régulation et de soumettre, comme en l’espèce (48), la régulation de certains aspects tarifaires ne relevant pas nécessairement des missions initiales définies à l’article 59 de la directive 2019/944, à la supervision, voire au contrôle, de l’autorité nationale de régulation compétente (49). En effet, aucune disposition du droit de l’Union ne semble s’opposer à ce que les États membres habilitent l’autorité nationale compétente à réguler les tarifs liés aux OSP.

67. La circonstance, mentionnée au point 58 des présentes conclusions, selon laquelle les redevances liées aux OSP auraient été comptabilisées non pas dans le troisième composant de la tarification, mais dans les tarifs de réseau, n’est pas de nature à remettre en cause l’analyse qui précède et ne saurait, à elle seule, conduire à constater l’incompatibilité de la réglementation nationale en cause au principal avec l’article 57, paragraphe 4, et l’article 59, paragraphe 1, sous a), de la directive 2019/944. En effet, sous réserve que la juridiction de renvoi confirme que les coûts liés aux OSP, bien que formellement intégrés dans les redevances de réseau, ont, en réalité, été clairement dissociés de celles-ci, de sorte qu’ils n’affectent pas concrètement la méthode de calcul et de fixation des redevances ou des tarifs de réseau, une telle situation ne saurait être assimilée à celle dans laquelle le pouvoir législatif ou exécutif aurait entendu empiéter sur les compétences de l’autorité nationale de régulation ou porter atteinte à son autorité en matière de fixation ou d’approbation des méthodes tarifaires.

68. Je souligne, enfin, que à supposer qu’il soit conclu que les coûts liés à l’exécution des OSP, destinés à être répercutés sur les clients finals, relèvent des missions des autorités nationales de régulation, la jurisprudence de la Cour admet que, dans certains cas, même dans des domaines relevant de la compétence de l’autorité nationale de régulation, l’exercice, par un État membre, de ses compétences quant à l’établissement de sa politique énergétique peut entraîner des répercussions sur les coûts d’exploitation du réseau électrique, sans qu’une telle intervention ne soit, en tant que telle, incompatible avec l’article 57, paragraphes 4 et 5, de la directive 2019/944 (50).

69. À cet égard, j’observe que, dans le cadre d’un litige portant sur la conformité avec la directive 2009/73/CE (51) d’une réglementation nationale consistant, en substance, en une intervention de l’État sur le prix du gaz naturel, la Cour a jugé que l’article 3, paragraphes 1 à 3, de cette directive (52), lu à la lumière des articles 36 et 38 de la charte des droits fondamentaux de l’Union européenne, doit être interprété en ce sens qu’il ne s’oppose pas à une réglementation d’un État membre qui prévoit que les coûts résultant des obligations de stockage de gaz naturel, imposées aux entreprises de gaz naturel afin d’assurer la sécurité de l’approvisionnement en gaz naturel et la régularité de la fourniture de celui-ci dans cet État membre, sont entièrement supportés par les clients de ces entreprises, qui peuvent être des particuliers, pour autant que cette réglementation poursuive un objectif d’intérêt économique général, qu’elle respecte le principe de proportionnalité et que les OSP qu’elle prévoit soient clairement définies, transparentes, non discriminatoires et vérifiables et garantissent aux entreprises de gaz de l’Union un égal accès aux consommateurs nationaux (53).

70. Eu égard à ce qui précède, je propose de répondre à la première question que l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, seconde phrase, du règlement 2019/943, ainsi que l’article 57, paragraphes 4 et 5, et l’article 59, paragraphe 1, sous a), de la directive 2019/944 doivent être interprétés en ce sens qu’ils ne s’opposent pas à la comptabilisation dans les redevances d’accès au réseau des coûts relatifs à l’exécution des OSP imposées au gestionnaire de réseau par un État membre sur le fondement de l’article 9, paragraphe 2, de la directive 2019/944 et qui ne sont pas financés au moyen d’impôts, de taxes, de subventions, de contributions ou de redevances, à condition que ces coûts ne soient pas intégrés dans la méthodologie de fixation de ces redevances et qu’ils soient nettement distingués desdites redevances.

B. Sur la deuxième question préjudicielle

71. Par sa deuxième question, la juridiction de renvoi demande, en substance, si l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, première phrase, du règlement 2019/943, doit être interprété en ce sens qu’il s’oppose à l’adoption par une autorité nationale de régulation d’une méthode de tarification de la distribution d’électricité qui, s’agissant d’une part significative des coûts des GRD soumis à une régulation des revenus, utilise une méthode basée sur l’évolution des coûts historiques (et détermine ainsi les revenus par référence aux coûts passés), ou si l’application de cette méthode doit être appuyée par un contrôle du niveau des coûts historiques au regard de leur efficacité.

72. À titre liminaire, j’observe que l’interprétation sollicitée par la juridiction de renvoi porte uniquement sur l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, première phrase, du règlement 2019/943, qui impose que les redevances d’accès aux réseaux reflètent les coûts des GRD dans la mesure où ceux-ci correspondent à ceux d’un GRD efficace et ayant une structure comparable. Or, afin d’apporter une réponse utile à cette juridiction, j’estime qu’il convient de reformuler cette question, en se référant, non pas au paragraphe 1 de cet article 18, mais plutôt à ses paragraphes 2 et 8.

73. Je rappelle, à cet égard, que l’article 18 du règlement 2019/943 énumère les principes généraux applicables à la fixation et à l’approbation des tarifs d’accès aux réseaux, lesquels doivent notamment refléter les coûts, favoriser l’intégration du marché et garantir la sécurité de l’approvisionnement, ainsi qu’encourager une utilisation efficace du réseau existant au moyen de signaux de prix appropriés adressés aux utilisateurs.

74. Je relève, premièrement, que l’article 18 de ce règlement n’impose pas une méthode spécifique de tarification de la distribution d’électricité que l’autorité nationale de régulation serait tenue de suivre. Il appartient donc à cette dernière d’élaborer une méthode répondant à l’ensemble des exigences prévues à l’article 18 dudit règlement, y compris celle liée à l’efficacité des coûts (54). Compte tenu, par ailleurs, de la nature complexe et technique de sa mission, cette autorité doit disposer d’une large marge d’appréciation pour déterminer cette méthode (55). Dans ce contexte, la marge d’appréciation dont dispose ladite autorité doit lui permettre d’ajuster la méthodologie retenue ainsi que les modalités de calcul en fonction des paramètres qu’elle estime pertinents au regard des objectifs poursuivis tant par le droit de l’Union que par la réglementation nationale applicable, y compris en tenant compte des conditions particulières existant sur le marché national de l’électricité (56).

75. Deuxièmement, je constate que le simple fait que la méthodologie retenue par une autorité nationale de régulation repose partiellement sur des données historiques, utilisées comme point de départ pour l’évaluation des coûts futurs d’un GRD (57), ne saurait, en soi, la rendre incompatible avec l’article 18 du même règlement (58). Tel est, notamment, le cas lorsque cette méthodologie n’exclut pas, comme cela semble être le cas en l’espèce, la prise en considération de facteurs d’ajustement des coûts historiques ou de critères complémentaires tenant compte du fait que les évolutions futures du marché peuvent différer de celles observées par le passé.

76. Troisièmement, ainsi qu’il résulte de l’article 18, paragraphes 1, 2 et 8, du règlement 2019/943, pour qu’une méthode de tarification soit compatible avec cette disposition, cette méthode doit comporter des éléments incitant le gestionnaire de réseau à améliorer l’efficacité, tant à court terme qu’à long terme, des coûts et des investissements. Il importe de préciser, par ailleurs, que dans le cadre de son large pouvoir d’appréciation, rappelé au point 74 des présentes conclusions, l’autorité nationale de régulation peut assurer l’efficacité économique des GRD de différentes manières.

77. En l’occurrence, il ressort de la décision de renvoi que la méthode de tarification retenue par le VREG comporte des facteurs d’ajustement visant à garantir l’amélioration de l’efficacité générale, y compris l’efficacité énergétique du système, et prévoit également une forme de contrôle des coûts encourus par les GRD requérants qui sont répercutés sur les tarifs de l’électricité (59).

78. Quatrièmement, je note que si la juridiction de renvoi s’interroge sur la compatibilité de la méthode appliquée par le VREG avec l’exigence énoncée à l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, du règlement 2019/943, selon laquelle les coûts qui peuvent être répercutés doivent correspondre « à ceux d’un gestionnaire de réseau efficace et ayant une structure comparable », cette question reste essentiellement théorique, dans la mesure où cette juridiction ne s’est pas prononcée sur l’argumentation détaillée présentée tant par les GRD requérants que par le VREG s’agissant des différents paramètres et modalités de la méthode de tarification adoptée par le VREG (60).

79. Il me semble également important de souligner, à cet égard, que si la Cour est compétente pour interpréter les dispositions du droit de l’Union, il ne lui appartient pas d’évaluer in abstracto les différents paramètres de la méthodologie retenue par le VREG ni de déterminer elle-même la méthodologie concrète que cette autorité serait tenue d’appliquer, pas plus que de se prononcer sur le caractère approprié des critères de substitution qui auraient pu être utilisés en l’espèce. En effet, l’établissement de la méthodologie adéquate dépend d’un ensemble d’éléments factuels et de paramètres techniques dont ne dispose pas la Cour et, en tout état de cause, une telle appréciation concrète relève de la seule juridiction de renvoi. Il s’ensuit qu’il appartient à cette dernière juridiction de vérifier si la méthode de tarification contestée en l’espèce satisfait aux exigences prévues à l’article 18 du règlement 2019/943, à la lumière de tous les éléments factuels dont elle dispose.

80. Eu égard à ce qui précède, je propose de répondre à la deuxième question que l’article 18 du règlement 2019/943 doit être interprété en ce sens qu’il ne s’oppose pas à l’adoption, par une autorité nationale de régulation, d’une méthode de tarification de la distribution d’électricité qui utilise une méthode fondée sur l’évolution des coûts historiques, dans la mesure où cette méthode prévoit des facteurs permettant d’ajuster ces données, si nécessaire, aux coûts d’un GRD efficace et ayant une structure comparable. Il appartient à l’autorité nationale de régulation, sous le contrôle des juridictions nationales, de déterminer le caractère approprié de la méthode employée aux fins de ce calcul, sur la base des faits pertinents, tout en respectant les principes généraux de fixation des tarifs établis par cette disposition.

C. Sur la troisième question préjudicielle

81. Par sa troisième question, la juridiction de renvoi demande, en substance, si elle peut, afin d’éviter une situation d’insécurité juridique, maintenir temporairement les effets d’une disposition nationale, telle que l’article 4.1.32, paragraphe 1, 10°, du décret sur l’énergie, et/ou de la décision litigieuse, lorsque, à la lumière d’un arrêt de la Cour rendu sur renvoi préjudiciel, celle-ci se révèle incompatible avec le droit de l’Union.

82. À cet égard, et comme l’a relevé la juridiction de renvoi, cette question ne serait pertinente que dans l’hypothèse où, compte tenu des réponses apportées aux deux premières questions préjudicielles, cette juridiction déciderait d’annuler le décret sur l’énergie et/ou la décision litigieuse au motif que l’un et/ou l’autre seraient incompatibles avec le droit de l’Union.

83. Au vu des réponses que je propose d’apporter aux première et deuxième questions préjudicielles, il n’y a pas lieu de répondre à la troisième question.

V. Conclusion

84. Au vu des considérations qui précèdent, je propose à la Cour de répondre aux questions préjudicielles posées par le hof van beroep te Brussel (cour d’appel de Bruxelles, Belgique) de la manière suivante :

1) L’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, seconde phrase, du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil, du 5 juin 2019, sur le marché intérieur de l’électricité ainsi que l’article 57, paragraphes 4 et 5, et l’article 59, paragraphe 1, sous a), de la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil, du 5 juin 2019, concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et modifiant la directive 2012/27/UE

doivent être interprétés en ce sens que :

ils ne s’opposent pas à la comptabilisation dans les redevances d’accès au réseau des coûts relatifs à l’exécution des obligations de service public imposées au gestionnaire de réseau par un État membre sur le fondement de l’article 9, paragraphe 2, de la directive 2019/944 et qui ne sont pas financés au moyen d’impôts, de taxes, de subventions, de contributions ou de redevances, à condition que ces coûts ne soient pas intégrés dans la méthodologie de fixation de ces redevances et qu’ils soient nettement distingués desdites redevances.

2) L’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, seconde phrase, du règlement 2019/943

doit être interprété en ce sens que :

il ne s’oppose pas à l’adoption, par une autorité nationale de régulation, d’une méthode de tarification de la distribution d’électricité qui utilise une méthode fondée sur l’évolution des coûts historiques, dans la mesure où cette méthode prévoit des facteurs permettant d’ajuster ces données, si nécessaire, aux coûts d’un gestionnaire de réseau de distribution efficace et ayant une structure comparable. Il appartient à l’autorité nationale de régulation, sous le contrôle des juridictions nationales, de déterminer le caractère approprié de la méthode employée aux fins de ce calcul, sur la base des faits pertinents, tout en respectant les principes généraux de fixation des tarifs établis par l’article 18 de ce règlement.

1 Langue originale : le français.

2 Règlement du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité (JO 2019, L 158, p. 54). Il convient de relever que ce règlement a fait l’objet de modifications successives, les 23 juin 2022 et 16 juillet 2024. Toutefois, dès lors que la juridiction de renvoi a identifié comme pertinentes les dispositions issues de la version initiale dudit règlement, les présentes conclusions se fonderont sur cette dernière, étant précisé que les modifications ultérieures n’affectent pas l’analyse retenue.

3 Directive 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).

4 Directive 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).

5 Belgisch Staatsblad, 7 juillet 2009, p. 46192.

6 Plus précisément, les coûts endogènes se déclinent en trois principales composantes, à savoir, premièrement, les coûts d’amortissement, deuxièmement, les charges d’exploitation, incluant les charges et les produits relevant des rubriques du plan comptable minimum normalisé, et, troisièmement, les coûts du capital investi.

7 La juridiction de renvoi se réfère, à cet égard, aux arrêts du 5 octobre 2023, Osteopathie Van Hauwermeiren (C-355/22, EU:C:2023:737, point 30), et du 12 septembre 2024, Casino de Spa e.a. (C-741/22, EU:C:2024:732, points 52, 53 et 58 à 62 ainsi que jurisprudence citée).

8 En effet, selon le VREG, l’élaboration d’une nouvelle méthodologie tarifaire nécessiterait au moins deux années, période durant laquelle les gestionnaires de réseau seraient susceptibles de financer leurs OSP sans disposer des revenus correspondants, ce qui serait de nature à affecter leur solvabilité. En outre, l’absence de maintien temporaire pourrait entraîner des régularisations rétroactives des factures.

9 Voir, notamment, arrêt du 1^er août 2025, Tiberis Holding (C-514/23, ci-après l’« arrêt Tiberis Holding », EU:C:2025:597, point 33 et jurisprudence citée).

10 Voir arrêt Tiberis Holding (point 35 et jurisprudence citée).

11 Autorisation des aides d’État dans le cadre des dispositions des articles 107 et 108 du traité [FUE] — Cas à l’égard desquels la Commission ne soulève pas d’objections (JO 2018, C 360, p. 1). Cette décision est consultable, en langue anglaise, sur le site Internet de la Commission à l’adresse suivante : https://ec.europa.eu/competition/state_aid/cases/271706/271706_1974009_131_2.pdf.

12 Par ailleurs, il importe de noter que la décision d’autorisation de la Commission demeure applicable, l’approbation ayant été accordée pour une durée de dix ans, conformément au considérant 7 de cette décision.

13 Voir arrêt Tiberis Holding (point 39 et jurisprudence citée).

14 Voir arrêt Tiberis Holding (point 40 et jurisprudence citée).

15 Voir arrêt Tiberis Holding (point 41 et jurisprudence citée). Voir, également, arrêt du 11 septembre 2025, Autriche/Commission (Centrale nucléaire Paks II) (C-59/23 P, EU:C:2025:686, points 52 à 55, 70 et 71 ainsi que jurisprudence citée).

16 Voir arrêt Tiberis Holding (point 42 et jurisprudence citée).

17 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).

18 Directive du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables (JO 2018, L 328, p. 82).

19 Voir arrêt Tiberis Holding (points 44 à 50 et jurisprudence citée).

20 Voir arrêt Tiberis Holding (points 51 à 62 et jurisprudence citée).

21 Les principales modalités du régime d’aide aux énergies renouvelables en cause peuvent être résumées comme suit. Les producteurs d’électricité à partir de sources renouvelables ou de cogénération se voient attribuer des certificats pour chaque unité d’énergie produite. Les fournisseurs d’électricité, ou détenteurs d’accès au réseau, sont soumis à une obligation annuelle de détenir et de restituer un certain nombre de certificats, proportionnel à leur volume de fourniture, sous peine de paiement d’une amende. Les certificats sont, en principe, échangés sur un marché et leur prix est déterminé par le jeu de l’offre et de la demande. Dans l’hypothèse où certains certificats ne trouvent pas de preneur sur ce marché, les GRD, légalement tenus de les acquérir à un prix minimum garanti, interviennent afin de stabiliser ledit marché. Les coûts supportés par les GRD au titre de cette obligation d’achat sont ensuite répercutés sur les consommateurs par le biais des tarifs de réseau. Voir, s’agissant de la mission confiée aux GRD dans le cadre du fonctionnement du régime d’aide concerné, considérants 8, 9, 36 et 75 de la décision d’autorisation de la Commission.

22 Voir considérant 75 de la décision d’autorisation de la Commission.

23 Il ressort du considérant 36 de la décision d’autorisation de la Commission que le marché en question était, à l’époque, caractérisé par un surplus de certificats, ce qui a conduit à un recours fréquent à l’obligation d’achat imposée aux GRD. Ce constat paraît, pour le reste, confirmé par la décision de renvoi, laquelle relève que les paiements en cause correspondent à des montants particulièrement élevés, circonstance de nature, selon elle, à justifier, le cas échéant, une limitation dans le temps des effets de l’arrêt à venir, dans l’hypothèse où les réponses apportées par la Cour amèneraient à constater l’incompatibilité du régime d’aide en cause au principal avec le droit de l’Union. Voir, à cet égard, point 22 des présentes conclusions.

24 Aucune des parties à la procédure ne conteste, au regard d’autres dispositions du droit de l’Union, la possibilité pour le Royaume de Belgique d’imposer les OSP en cause. Il en va de même s’agissant des modalités de financement prévues par ces OSP et de la possibilité pour les GRD de répercuter les coûts afférents sur les consommateurs finals. Comme cela a été confirmé lors de l’audience, l’enjeu de la première question préjudicielle tient à la manière dont les coûts afférents aux OSP doivent être comptabilisés dans les tarifs d’électricité, ainsi que les conséquences de leur prise en compte dans les tarifs de réseau, sans remettre en cause de quelque manière que ce soit l’existence de ces OSP, ni leurs modalités de financement, y compris la possibilité de répercuter les coûts qui en découlent sur les consommateurs finals.

25 En effet, la première question préjudicielle porte sur le point de savoir si les coûts liés aux rachats de ces certificats verts peuvent être répercutés sur les tarifs de réseau au regard de l’article 18, paragraphe 1, du règlement 2019/943. Par ailleurs, il ne ressort d’aucun élément du dossier dont dispose la Cour que la juridiction de renvoi, par sa question, vise à remettre en cause le mécanisme de rachat des certificats verts ou encore ses modalités de financement.

26 En effet, la disposition applicable à l’époque de l’adoption de la décision d’autorisation de la Commission, à savoir l’article 14 du règlement (CE) n^o 714/2009 du Parlement européen et du Conseil, du 13 juillet 2009, sur les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité et abrogeant le règlement (CE) n^o 1228/2003 (JO 2009, L 211, p. 15), était rédigée différemment et ne prévoyait pas une telle interdiction.

27 Voir arrêts Tiberis Holding (points 58, 60 et 61), ainsi que du 12 janvier 2023, DOBELES HES (C-702/20 et C-17/21, EU:C:2023:1, points 60 et 61).

28 Arrêt du 1^er août 2025, Alace et Canpelli (C-758/24 et C-759/24, EU:C:2025:591, point 91 ainsi que jurisprudence citée).

29 Règlement du Parlement européen et du Conseil du 26 octobre 2016 sur les statistiques européennes concernant les prix du gaz et de l’électricité et abrogeant la directive 2008/92/CE (JO 2016, L 311, p. 1). L’annexe II de ce règlement précise que le prix « réseau » inclut, entre autres, les tarifs pour le transport et la distribution. En outre, les « taxes, redevances, prélèvements et charges » comprennent également les taxes, redevances, prélèvements ou charges relatifs à la promotion des sources d’énergie renouvelables, de l’efficacité énergétique et de la cogénération.

30 Je précise, à cet égard, que l’article 2, point 57, de la directive 2019/944 définit la notion d’« entreprise d’électricité » de manière large, de sorte que les OSP visées à l’article 9 de cette directive qui sont imposées aux entreprises d’électricité peuvent concerner tant les gestionnaires de réseau que les autres entreprises du secteur de l’électricité.

31 Si le terme « redevances » est employé à l’article 18, paragraphe 1, du règlement 2019/943 pour désigner les coûts liés au réseau de transport et de distribution d’électricité, celui de « tarif » est quant à lui utilisé pour désigner ces coûts dans l’annexe II du règlement 2016/1952, auquel renvoie le point 3 de l’annexe I de la directive 2019/944. Il en va de même s’agissant de l’article 59, paragraphe 1, sous a), de cette directive, qui se réfère aux « tarifs » de transport et de distribution sans qu’il soit fait mention des redevances d’accès au réseau visées à l’article 18, paragraphe 1, du règlement 2019/943. Force est de constater, également, que le terme « redevance » est, pour sa part, employé pour décrire tant les coûts liés au réseau (au sens de l’article 18, paragraphe 1, de ce règlement) que les coûts relatifs aux OSP (dans le cadre du troisième composant tarifaire, tel que prévu au point 3 de l’annexe I de la directive 2019/944 et à l’annexe II du règlement 2016/1952). Je relève, à cet égard, que toutes les parties à la procédure ont, lors de l’audience, confirmé que les termes « tarifs » et « redevances » devraient, selon elles, être compris de manière interchangeable.

32 Ce qui comprend, notamment, la détermination des modalités de remboursement des coûts découlant de leur exécution.

33 Cela n’exclut pas que certaines OSP soient mises en œuvre sous la forme de redevances liées à la gestion ou à l’utilisation du réseau, lesquelles relèvent, de ce fait, du champ d’application de l’article 18, paragraphe 1, du règlement 2019/943, notamment lorsqu’elles visent à couvrir des coûts afférents aux investissements nécessaires à l’amélioration ou à la protection du réseau ou encore au raccordement de clients situés dans des zones rurales ou éloignées.

34 Je remarque, à cet égard, que conformément à l’article 18, paragraphes 9 et 10, du règlement 2019/943, l’Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) élabore un rapport sur les bonnes pratiques concernant les méthodes de tarification du transport et de la distribution. Dans sa dernière version, ce rapport indique que « les coûts qui ne sont pas liés à l’utilisation du réseau peuvent fausser les signaux tarifaires du réseau et/ou entraîner des perturbations sur le marché de l’électricité ». Voir rapport de l’ACER sur les pratiques en matière de tarifs de réseau, intitulé « Getting the signals right: Electricity network tariff methodologies in Europe », du 26 mars 2025 (ci-après le « rapport de l’ACER »), consultable, uniquement en langue anglaise, à l’adresse suivante : https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Reports/2025-ACER-Electricity-Network-Tariff-Practices.pdf, en particulier p. 29, point 85.

35 Voir point 49 des présentes conclusions.

36 Tant le VREG que la Commission, qui avaient initialement soutenu dans leurs observations écrites que l’inclusion des coûts liés aux OSP dans les redevances d’accès au réseau conduirait à une incompatibilité, s’agissant du VREG, avec l’article 18, paragraphe 1, du règlement 2019/943, et, s’agissant de la Commission, avec l’article 57, paragraphes 4 et 5, ainsi que l’article 59, paragraphe 1, sous a), de la directive 2019/944, ont confirmé lors de l’audience que les coûts afférents aux OSP pourraient être entièrement répercutés sur les consommateurs finals dans le cadre du troisième composant tarifaire.

37 Voir point 49 des présentes conclusions.

38 Si la juridiction de renvoi ne s’est pas prononcée à cet égard, les positions des parties divergent quant à la façon dont les coûts relatifs aux OSP sont effectivement intégrés dans les tarifs de réseau, ainsi que sur l’existence d’un réel tarif distinct pour les OSP en Flandre et sur les modalités précises de comptabilisation de ces coûts. Les GRD requérants et le gouvernement belge soutiennent l’existence d’un « tarif spécifique » distinct pour les OSP, affirmant que les coûts relatifs à ces OSP n’affectent en rien la méthodologie de calcul des redevances de réseau. Cette affirmation est néanmoins contestée par le VREG, qui considère que les coûts relatifs aux OSP ne font pas l’objet d’un tarif séparé.

39 Il en va d’autant plus ainsi que les dispositions précitées du droit de l’Union ne se distinguent pas par leur clarté, comme cela a été exposé au point 51 des présentes conclusions.

40 Tel serait le cas si les coûts relatifs aux OSP, bien que rattachés formellement aux « redevances d’accès au réseau », étaient comptabilisés séparément par rapport à ces redevances.

41 Je relève, à cet égard, qu’il ressort du rapport de l’ACER, invoqué tant par le VREG que par les GRD requérants et le gouvernement belge, que, en Flandre, comme dans la plupart des États membres, les coûts qui ne sont pas liés au réseau sont clairement séparés des autres coûts ou redevances liés au réseau. Voir, à cet égard, point 63 de ce rapport et tableau 4 qui l’accompagne ainsi que tableau 59 de son Annexe I, en particulier p. 111. Cette annexe est consultable, uniquement en langue anglaise, à l’adresse suivante : https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications_annex/2025-ACER-Electricity-Network-Tariff-Annex-I.pdf. Si, dans ledit rapport, l’ACER souligne que, dans certains États membres, dont le Royaume de Belgique, l’Irlande et la République slovaque, les coûts non liés au réseau sont intégrés dans les tarifs de réseau et ne sont pas clairement séparés dans la facture, cette observation ne semble pas s’appliquer à l’ensemble du territoire belge, mais se limite à la région de Bruxelles. Voir, à cet égard, rapport de l’ACER, p. 29, point 85, et tableau 59 de son Annexe I, p. 111.

42 La Commission estime que la première question préjudicielle devrait être appréhendée comme visant à déterminer si un législateur national est compétent pour adopter des dispositions obligeant une autorité nationale de régulation à tenir compte, lors de la détermination des tarifs, des coûts liés aux OSP. Selon elle, ne sauraient être admises, au regard de l’article 57, paragraphes 4 et 5, et de l’article 59, paragraphe 1, sous a), de la directive 2019/944, des mesures réglementaires nationales qui comprennent des dispositions détaillées établissant, de manière spécifique, les éléments qui sont à la discrétion de l’autorité nationale de régulation, tels que le niveau des tarifs du réseau électrique ou les méthodes concrètes de leur calcul.

43 Voir, en ce sens, arrêt du 2 septembre 2021, Commission/Allemagne (Transposition des directives 2009/72 et 2009/73) (C-718/18, EU:C:2021:662, points 108 et 109 ainsi que jurisprudence citée).

44 Voir arrêt du 6 mars 2025, Alajärven Sähkö e.a. (C-48/23, ci-après l’« arrêt Alajärven Sähkö e.a. », EU:C:2025:144, point 30 et jurisprudence citée).

45 Voir arrêt Alajärven Sähkö e.a. (points 32 et 39 ainsi que jurisprudence citée).

46 En réalité, les redevances relatives aux OSP s’apparentent à un mécanisme de soutien « classique », auquel les États membres recourent, parmi d’autres instruments, dans le cadre des régimes d’aides d’État en faveur des énergies renouvelables.

47 Or, ainsi que cela a été établi aux points 50 et 56 des présentes conclusions, les coûts afférents aux OSP soutenant la promotion des énergies renouvelables relèvent, en principe, de cette dernière catégorie.

48 Je rappelle à cet égard que, dans le cadre de la présente affaire, le décret sur l’énergie prévoit que la répercussion des coûts par les gestionnaires de réseau doit s’effectuer sous le contrôle du VREG. Selon les observations tant écrites qu’orales du VREG et du gouvernement belge, le contrôle exercé par le VREG porte notamment sur la vérification du lien entre ces coûts et les OSP ainsi que sur le caractère raisonnable de ceux-ci.

49 Tel pourrait, notamment, être le cas lorsque ces aspects comportent des éléments techniques qui nécessitent des appréciations complexes.

50 Voir arrêt Alajärven Sähkö e.a. (point 40). Voir, également, mes conclusions dans cette affaire (C-48/23, EU:C:2024:695, points 52 et 53).

51 Directive du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel et abrogeant la directive 2003/55/CE (JO 2009, L 211, p. 94).

52 Disposition correspondant, expressis verbis, à l’article 9, paragraphes 1 à 3, de la directive 2019/944.

53 Voir arrêt du 30 avril 2020, Оvergas Mrezhi et Balgarska gazova asotsiatsia (C-5/19, EU:C:2020:343, point 88). Voir, également, arrêt du 16 juillet 2020, Commission/Hongrie (Redevances d’accès aux réseaux de transport d’électricité et de gaz naturel) (C-771/18, EU:C:2020:584, points 47 à 53).

54 Le règlement 2019/943 ne prévoyant pas de dispositions plus spécifiques quant à la méthode applicable pour évaluer l’efficacité et encourager celle-ci, la détermination d’une telle méthode relève des missions de l’autorité nationale de régulation, conformément à l’article 59 de la directive 2019/944.

55 Voir, par analogie, arrêt du 23 octobre 2025, Gaso et Conexus Baltic Grid (C-87/24, EU:C:2025:826, point 81). Voir, également, mes conclusions dans cette affaire (C-87/24, EU:C:2025:249, point 65).

56 Tel est, notamment, le cas lorsqu’une autorité nationale de régulation est appelée à effectuer des analyses économiques prospectives visant à déterminer la probabilité de certaines évolutions du marché pertinent dans un laps de temps prévisible. Il va de soi que de telles analyses prospectives présentent le plus souvent un caractère complexe et sont nécessairement plus incertaines que les analyses ex post. Voir, par analogie, dans le domaine des concentrations, arrêt du 13 juillet 2023, Commission/CK Telecoms UK Investments (C-376/20 P, EU:C:2023:561, points 82 et 83).

57 Il convient de préciser que la plupart des autorités nationales de régulation au sein de l’Union recourent, dans le cadre de la régulation des revenus des GRD, à des méthodologies fondées sur les coûts historiques afin de déterminer leurs tarifs de réseau. Voir, à cet égard, rapport du Conseil des régulateurs européens de l’énergie (CEER) de 2023 sur les cadres réglementaires pour les réseaux européens d’énergie, intitulé « Regulatory Frameworks for European Energy Networks », du 21 février 2024, consultable à l’adresse suivante : https://www.ceer.eu/wp-content/uploads/2024/04/RFR23-Main-report.pdf, en particulier p. 166.

58 Il y a lieu de relever, à cet égard, que l’article 18, paragraphe 4, sous b), du règlement 2019/943 prévoit que, lors de la fixation des redevances d’accès aux réseaux, les « paiements attendus pour les périodes futures, estimés sur la base des périodes précédentes », figurent parmi les éléments qui doivent être pris en considération.

59 Il ressort de la décision de renvoi que la méthode de tarification retenue par le VREG prévoit, notamment, un contrôle exercé par ce dernier sur le caractère raisonnable des coûts déclarés par les GRD (qui consiste, entre autres, à vérifier si les coûts sont justifiés du point de vue des utilisateurs du réseau de distribution ou de l’intérêt général et s’ils n’auraient pas pu être évités). Par ailleurs, le VREG applique un plafond de revenus sur les coûts endogènes, qui constitue ainsi une incitation à l’efficacité. Voir, également, point 17 des présentes conclusions.

60 La juridiction de renvoi relève, notamment, que la méthode appliquée par le VREG ne semble pas inclure de mécanisme permettant de vérifier la justification et la nécessité des coûts supportés par les GRD pendant la période de référence. À supposer que les GRD flamands en l’espèce aient été inefficaces, point sur lequel cette juridiction admet elle-même ne pas pouvoir se prononcer à ce stade, cette méthode de tarification ne paraîtrait pas, selon ladite juridiction, apte à détecter une telle situation ni à empêcher que des coûts excessifs soient répercutés sur les utilisateurs finals par le biais de tarifs trop élevés. Par souci d’exhaustivité, j’indique que, d’après la décision de renvoi, et bien qu’ils ne s’opposent pas, en principe, à l’utilisation des coûts historiques comme point de départ pour le calcul des tarifs, les GRD requérants contestent la méthodologie adoptée par le VREG au motif que celle-ci risquerait, non pas de « surestimer » leurs coûts ainsi que l’envisage la même juridiction, mais bien de « sous-estimer » leurs coûts réels (ce qui, partant, se traduirait par l’octroi d’un revenu trop faible à ces GRD). Les GRD requérants soulignent également que les données historiques sur lesquelles repose la méthode retenue par le VREG ne reflètent pas nécessairement les coûts effectifs supportés, notamment, en cas de chocs ou d’événements imprévisibles ayant entraîné d’importantes fluctuations sur les marchés.