Par Me Clara SCARABOTTO et Me Stéphanie GANDET, spécialiste en droit de l’environnement, rattachées au pôle énergie – Lexion Avocats

Focus sur les dernières actualités en matière de stockage d’électricité, confrontées à un contexte mouvant et des difficultés d’admissibilité en zone rurale

1. Cadre politique et marché de la flexibilité

• Plan d’électrification et création d’un « pacte de flexibilité » : publiée le 15 octobre 2026, la phase 2 du plan d’électrification prévoit de faciliter le stockage par batterie (BESS) via le raccordement et les règles d’urbanisme.
• Cadre juridique des services de flexibilité : le décret du 10 juin 2026 (transposant une directive européenne de 2019) encadre l’achat par les gestionnaires de réseau (Enedis, etc.) de services de modulation et de services auxiliaires auprès des producteurs, stockeurs et agrégateurs. Les règles précises restent suspendues à des propositions soumises à la CRE.

2. Intérêt technique du stockage (BESS)

• Dépassement du seuil HTA : l’État propose de relever le plafond de raccordement au réseau moyenne tension (HTA) à 25 MW (contre 17 MW auparavant) pour permettre de stocker le surplus des installations de production (notamment solaires) pour le réinjecter lors des baisses de production, évitant un raccordement coûteux à la haute tension.

3. Freins opérationnels et contentieux d’urbanisme

• Refus de permis de construire en zone agricole : les préfets opposent souvent l’incompatibilité avec l’activité agricole (art. L. 151-11 du code de l’urbanisme).
• Attente d’une décision du Conseil d’État statuant sur une ordonnance de référé suspension obtenue par le cabinet : avant une clarification ministérielle annoncée d’ici le 1er décembre 2026, et après plusieurs annulations de refus préfectoraux en référé, le Conseil d’État fixera a priori la jurisprudence applicable à l’admissibilité des BESS en zone agricole dans une prochaine décision.

Publication de la 2ème phase du plan d’électrification et clarification (attendue) de la position de l’État sur le développement du stockage d’électricité par batterie (BESS)

Publication de la 2ème phase du plan d’électrification : création d’un « pacte de flexibilité »

La publication, le 15 octobre dernier, de la deuxième phase du plan d’électrification mentionne la création d’un « pacte de flexibilité », avec comme engagement de l’État de « Faciliter l’implantation de batteries », en mentionnant deux points, d’une part, les modalités de raccordement au réseau, et d’autre part, une « clarification » des règles d’implantation.

Objectif de favoriser le couplement des installations de production avec des dispositifs de stockage

Le principal levier présenté par le gouvernement est de permettre, pour le raccordement d’installation de production au réseau HTA (moyenne tension), le raccordement d’installation de production d’une puissance installée à 25 MW (en lieu et place d’une capacité installée de 17 MW (cf. article 24 de l’arrêté du 9 juin 2020 relatif aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le raccordement aux réseaux d’électricité.) 

En effet, les caractéristiques physiques du réseau de moyenne tension ne permettent pas l’injection d’une quantité trop importante d’électricité, limité à une tension de 20 kV

Afin de coupler les installations de production d’un dispositif de stockage, et notamment éviter un basculement au raccordement au réseau haute tension pour les installations qui souhaiteraient opérer pour ce modèle, il serait a priori possible de solliciter le raccordement d’une installation de 25 MW au réseau HTA (moyenne tension). 

Concrètement, cette augmentation de puissance ne permettrait pas d’injecter une production équivalente à 25 MW mais de permettre de stocker le surplus de production ne pouvant être injecté sur le réseau HTA au sein de dispositif de stockage, et réinjecter le surplus lors des baisses de production de l’installation raccordée. 

L’objectif affiché est ainsi d’encourager le déploiement ou l’augmentation de puissance des installations d’énergie renouvelable, notamment solaires, couplée avec un dispositif de stockage pour leur permettre de stocker le surplus de la production qui ne peut pas être injecté dans le réseau moyenne tension. 

Difficulté opérationnelle limitant le déploiement d’installation de stockage

Toutefois, cet ajout semble insuffisant pour faciliter le déploiement des installations de stockage. Même si la loi APER a intégré, au sein du code de l’énergie, quelques dispositions législatives relatives au stockage (au sein du Titre I du code de l’énergie relative à l’utilisation de l’électricité), le dispositif législatif et réglementaire demeurerait, encore insuffisamment complet pour permettre le déploiement opérationnel de ce type d’installations. 

En effet, les dispositions en question se bornent à établir une définition du « stockage d’énergie dans le système électrique » (cf. article L.352-1 du code de l’énergie), d’établir un cadre de futur appel d’offre de flexibilité (cf. article L.352-1-1 du code de l’énergie, Développement infra) et une interdiction au gestionnaire du réseau d’exploiter eux-mêmes des installations de stockage (cf. article L.352-2 du code de l’énergie). 

Difficulté opérationnelle quant aux conditions d’implantation des installations de stockage. Le plan d’électrification mentionne une « Clarification des règles sur l’implantation de batterie pour faciliter l’installation locale, avec une publication d’ici le 1^er décembre 2026 ».

Concrètement, cela fait référence à l’admissibilité des installations de stockage au regard du code de l’urbanisme, sans précision supplémentaire quant au futur positionnement gouvernement. 

Or, à ce jour, plusieurs contentieux ont été engagés devant les juridictions administratives quant aux critères d’admissibilité au sein des zones agricoles au regard des dispositions du code de l’urbanisme (à l’article L.151-11 du code de l’urbanisme, leur transposition au sein des plans locaux d’urbanisme et L.111-4 du code de l’urbanisme pour les communes non couvertes par un plan local d’urbanisme).

A contrario avec les communications gouvernementales, l’essentiel des contentieux sont engagée à l’encontre de refus de permis de construire par les préfets eux-mêmes, notamment au motif que les installations sont incompatibles avec le maintien d’une activité agricole à l’emprise de la parcelle d’implantation (voir en ce sens : TA Martinique, 1re ch., 7 nov. 2024, n° 2300654 / TA Nantes, 6e ch., 26 mars 2026, n° 2509610). 

De manière encore plus surprenante, l’Etat avait interjeté appel d’un jugement annulant un refus de permis de construire (voir en ce sens : TA Rennes, 3e ch., 9 oct. 2025, n° 2501079) et obtenu un sursis à exécution du jugement en soutenant notamment que l’installation « ne peut être qualifiée de « construction technique conçue spécialement pour le fonctionnement du réseau d’électricité » et de ce fait être regardée comme constituant un équipement d’intérêt collectif » (voir en ce sens : CAA Nantes, juge des réf., 14 janv. 2026, n° 25NT03144). 

Concrètement, l’utilité de ces installations au fonctionnement du réseau, et plus largement, à leur qualité d’équipement d’intérêt collectif au sens du code de l’urbanisme, est contestée par l’État lui-même. 

L’Etat s’est néanmoins désisté, ne permettant pas la Cour administrative d’appel de se positionner quant à au caractère d’équipement collectif de ses installations (voir en ce sens : CAA Nantes, 5e ch., 5 oct. 2026, n° 25NT03108).

Les refus de délivrance des permis de construire ont par ailleurs donné lieu à plusieurs référés-suspensions, ayant donné lieu à leur refus au motif que ces derniers étaient entachés d’une illégalité manifeste (voir en ce sens : TA Rouen, 6 juil. 2026, n° 2603168 / TA Lille, 16 juin 2026, n° 2605575 / décision du cabinet Lexion : TA Nantes, 4 août 2026, n° 2614155).

Un pourvoi a été introduit par le ministère et admis par le Conseil d’Etat, à l’encontre de l’ordonnance du Juge des référés du Tribunal administratif de Nantes (TA Nantes, 4 août 2026, n° 2614155), une décision potentiellement importante en est attendue, qui sera la première de la Haute juridiction statuant sur l’admissibilité de ces installations en zone agricole. 

ICPE : difficultés opérationnelles quant à l’encadrement de l’exploitation des dispositifs de stockage

Ces installations relèvent du régime déclaratif de la rubrique 2925-2 de la nomenclature relative aux ateliers de charge d’accumulateur électriques. 

Or, aucun arrêté de prescription générale encadrant spécifiquement aux installations de stockage par batterie n’est opposable aux installations. 

Dès lors, ce sont les préfets qui adaptent les prescriptions ICPE via des arrêtés de prescriptions complémentaires à chaque déclaration ICPE, ou promulgué des arrêtés de prescriptions générale à l’échelle du département (voir pour exemple, l’arrêté en date du 4 mai 2026 du préfet de département de Seine-Maritime)

DISPOSITIF DE FLEXIBILITÉ DES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES ET ÉLECTRIFICATION DE LA CONSOMMATION ÉNERGÉTIQUE : FOCUS SUR LES INSTALLATIONS DE STOCKAGE D’ÉLECTRICITÉ ET D’UN FUTUR MARCHÉ DE SERVICE DE FLEXIBILITÉ

Contexte lié à la nécessité d’électrifier notre consommation d’énergie finale. Pour mémoire, à ce jour, la consommation d’énergie finale est toujours prédominée par les énergies fossiles, représentant environ 60% de notre consommation (Programmation pluriannuelle de l’énergie, 2026, pp.10)

Avec pour objectif de réduire notre dépendance aux énergies fossiles, tant pour respecter nos engagements climatiques et baisser nos émissions de gaz à effet de serre, que pour faire face aux tensions de plus en plus accrues sur le marché des produits pétroliers, le gouvernement a promulgué par voie réglementaire, la nouvelle Programme pluriannuelle de l’énergie par le décret n° 2026-76 du 12 février 2026. 

Celle-ci établit pour stratégie d’augmenter la part de la consommation d’électricité dans le mixte énergétique, pour passer d’une consommation de 458 TWh en 2023 à 650 et 693 TWh en 2035, soit une augmentation de pratiquement 40% en l’espace d’une dizaine d’années. 

L’affichage politique se heurte néanmoins au réel, dont le récent contexte géopolitique a eu pour seule vertu de nous rappeler notre dépendance aux énergies fossiles, et surtout la complexité de sortir de ce schéma de dépendance sur lequel nous n’avons de surcroît pas la maîtrise de l’approvisionnement.

Publication d’un plan gouvernemental d’électrification au printemps 2026. En réaction au récent choc pétrolier du printemps 2026, ayant fortement impacté le prix des cours du baril brut de pétrole, l’État français a officiellement affiché une volonté de politique d’électrification de la consommation primaire finale du pays. 

Par la publication, le 23 avril dernier, d’un « plan d’électrification », le gouvernement a annoncé 22 mesures visant la réalisation de 7 objectifs présentés en 3 axes distincts portant sur l’électrification des bâtiments, des mobilités et de l’industrie, et l’artisanat et de l’agriculture. 

Extrait, Plan d’électrification, publication avril 2026

Toutefois, la mise en œuvre de ces mesures, au demeurant dépourvue d’une quelconque valeur réglementaire, est naturellement dépendante de la capacité des réseaux à accueillir les nouvelles capacités de production nécessaires à cette augmentation de consommation, qui rappelons-le, est d’un ordre de grandeur de 40%. 

Nécessité de développement des dispositifs de flexibilité du réseau pour intégrer la production issue de sources intermittentes. Force est de constater que le seul plan de relance de la filière électronucléaire française, par l’adoption du nouveau programme EPR2 visant la construction de 6 nouveaux réacteurs EPR, ne pourra suffire pour faire face à l’augmentation de la consommation d’électricité projetée. (Rapport, Futur énergétique 2025, RTE, Synthèse, pp. 17)

En parallèle, la production d’énergie issue de source dite renouvelable est confrontée au phénomène d’écrêtage des pics de charge du réseau, en ce que ce dernier est dans l’incapacité d’accueillir une surcapacité de production ponctuelle, décorrélée de la consommation réelle d’électricité. 

Différant dispositifs, dit de flexibilité, existent, notamment par des leviers visant à adapter les habitudes consommations aux heures de production d’électricité issue de source intermittente, tel que par exemple : 

• par la généralisation des abonnements comprenant des différenciations tarifaires selon les heures de consommation et des compteurs dits intelligents Linky (cf. article L.314-4 du code de l’énergie instauré par la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables, dite APER) 

• ou encore par l’instauration du dispositif d’effacement de la consommation d’électricité instauré aux articles L.271-1 et suivants du code de l’énergie, permettant notamment à un consommateur de valoriser sa baisse de consommation sur le marché de gros par le mécanisme de NEBEF (Notification d’Échange de Blocs d’Effacement), ayant permis de dégager de la place sur le réseau.

Quid des installations de stockage d’électricité par batterie (BESS). Un mécanisme majeur de flexibilité est le stockage d’électricité lors des pics de production, afin de les réinjecter sur les réseaux lors des pics de consommation.

Publication du décret n° 2026-475 du 10 juin 2026 relatif aux obligations des gestionnaires du réseau public de distribution et de transport d’électricité en matière de flexibilités 

En complément, le gouvernement a imposé l’été dernier au gestionnaire de réseau d’établir un cadre aux futures consultations visant l’acquisition de services de flexibilité et d’auxiliaires au réseau de distribution d’électricité. 

Par un décret n°2026-475 en date du 10 juin 2026, le pouvoir réglementaire appose les dernières clarifications au régime juridique applicable aux services de flexibilité, engagée par l’ordonnance n° 2021-237 du 3 mars 2021 transposant la directive 2019/944 modifiant les règles communes pour le marché intérieur de l’électricité. 

Afin de comprendre les modifications opérées par ce décret fraîchement publié, il est nécessaire de revenir sur les évolutions réglementaires et législatives visant à améliorer la flexibilité des réseaux de distribution et de transport d’électricité, nécessaire à l’intégration de l’électricité issue de sources renouvelables. (cf. Développement supra). 

Cadre légal imposé aux États membres par la directive 2019/944 : la directive susmentionnée impose aux États membres de l’Union, en son article 32, de créer un cadre légal aux gestionnaires des réseaux de distribution afin de leur permettre d’acquérir des services de flexibilité auprès des fournisseurs ou consommateurs d’électricité lorsque ces services sont plus avantageux que de recourir à des travaux de modernisation du réseau de distribution. (§1, article 32).

A cette fin, sous l’égide de l’autorité de régulation, la procédure permettant de recourir audits services de flexibilité doit être transparente et non discriminatoire, en incluant l’ensemble des acteurs, y compris les producteurs d’électricité issue de source renouvelable, les consommateurs ou les installations de stockage d’électricité. (§2. Article 32). 

Les offres de flexibilité doivent être retranscrites au sein d’un plan de développement du réseau, publié à minima tous les deux ans, en incluant les investissements nécessaires pour les 5 à 10 années suivantes, afin d’offrir de la visibilité au besoin de flexibilité pour que les acteurs puissent se positionner sur le marché. 

Transposition en droit interne par l’ordonnance n° 2021-237 du 3 mars 2021 : cette ordonnance a modifié l’article L.322-9 du code de l’énergie, mentionnant les obligations du gestionnaire du réseau de distribution. 

Ces obligations étaient initialement d’assurer « l’équilibre des flux d’électricité, à l’efficacité, à la sécurité et à la sûreté du réseau », en assurant l’appel des installations de productions de manière non-discriminatoire.

L’ordonnance susmentionnée a ajouté comme nouvelle fonction de négocier «  librement avec les producteurs, les fournisseurs ou d’autres acteurs de marché de son choix les contrats nécessaires à la couverture des pertes, sous réserve des dispositions de l’article L. 337-10, aux services auxiliaires et, le cas échéant, à des services de flexibilité sur le réseau qu’il exploite, selon des procédures concurrentielles, non discriminatoires et transparentes, telles que notamment des consultations publiques ou le recours à des marchés organisés »

Possibilité d’appel d’offre de service de flexibilité et services auxiliaire

Cette disposition, complété par l’article L.352-1-1 du code de l’énergie susmentionnée, permet ainsi au gestionnaire du réseau de distribution de faire appel à des services dits de flexibilité, via des procédures concurrentielles par des consultations ou par des marchés, sous réserve toutefois que l’appel à ces services soit économiquement efficace. 

Concrètement, cette modification législative a créé une possibilité pour le gestionnaire du réseau de distribution de faire appel à des services de flexibilité et des services auxiliaires, pour équilibrer le flux d’électricité sur le réseau, en contrepartie du versement de rémunération pour le bénéfice de ce service. 

A la suite de cette modification législative, par exemple, le gestionnaire ENEDIS a mis en œuvre un système d’appel d’offres afin d’acquérir des services dits de « Flexibilité locale »

C’est dans ce contexte qu’est intervenue la publication du décret n° n°2026-475 en date du 10 juin 2026 en actant la transposition pratique de l’obligation européenne d’ouvrir un marché de service de flexibilité au réseau, avec pour objectif de donner de la visibilité aux acteurs pour que ces derniers puissent se positionner sur ce nouveau marché.

Ce dernier a créé une nouvelle section au chapitre II du code de l’énergie relatif à la distribution d’électricité, dénommée « Acquisition de service de flexibilité et de services auxiliaires ». 

Premièrement, les services de flexibilités sont définis par la création de l’article R.322-18 du code de l’énergie comme consistant « en la modulation de la puissance d’injection ou de soutirage, à la hausse ou à la baisse, de manière temporaire, de sites raccordés au réseau public de distribution d’électricité, sur sollicitation ponctuelle du gestionnaire du réseau public de distribution d’électricité concerné, afin de répondre au besoin des réseaux dans une zone géographique délimitée ». 

Ces derniers peuvent être fournis par les acteurs du marché de l’électricité, à savoir les « entreprises d’électricité et de toute autre personne physique ou morale qui effectuent des transactions sur les marchés de l’électricité », tout en précisant que ces acteurs incluent notamment les producteurs d’électricité (y compris renouvelable), les gestionnaires d’installations de stockages et les agrégateurs. 

Ensuite, les services auxiliaires sont distingués selon si ces derniers ont une fonction de réglage de la fréquence du réseau de distribution, nécessaire à l’exploitation et l’équilibre du réseau de transport ou de distribution. 

Obligation de rédaction des modalités de fourniture de service de flexibilité et auxiliaire

En son article R.322-19 du code de l’énergie, les gestionnaires du réseau de distribution ont l’obligation d’élaborer une proposition comprenant les modalités et les règles pour faire part de leurs offres de fourniture de services de flexibilité et de services auxiliaires, soumis à l’approbation de la CRE. 

Concrètement, cette proposition devra préciser les modalités contractuelles, notamment techniques, pour permettre aux acteurs de se positionner sur les futures consultations publiques, telles que des appels d’offres, en tant que fournisseurs de service de flexibilité ou d’auxiliaire.  

Toutefois, aucun délai de publication n’est mentionné au sein du décret. 

Par Me Clara SCARABOTTO et Me Stéphanie GANDET, spécialiste en droit de l’environnement, rattachées au pôle énergie – Lexion Avocats