Arrêt de la Cour (quatrième chambre) du 15 octobre 2026.#Fluvius Halle-Vilvoorde e.a. contre De Vlaamse Nutsregulator, anciennement de Vlaamse Regulator van de Elektriciteits-en Gasmarkt (VREG).#Demande de décision préjudicielle, introduite par le Hof van beroep te Brussel.#Renvoi préjudiciel – Marché intérieur de l’électricité – Règlement (UE) 2019/943 – Article 18, paragraphe 1 – Directive (UE) 2019/944 – Article 9, article 57, paragraphes 4 et 5, et article 59, paragraphe 1, sous a) – Redevances d’accès aux réseaux, d’utilisation des réseaux et de renforcement – Coûts non liés soutenant d’autres objectifs stratégiques – Réglementation nationale prévoyant la prise en compte dans les tarifs de réseau des coûts relatifs aux obligations de service public imposées aux gestionnaires de réseau de distribution – Indépendance de l’autorité de régulation nationale dans l’exercice de ses missions et de ses compétences – Méthodologie tarifaire pour la distribution d’électricité utilisant une méthode fondée sur l’évolution des coûts historiques.#Affaire C-199/25.

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pour 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 et Fluvius Limburg, par Mes T. Chellingsworth, P. Neven et L. Pellens, advocaten,

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pour le Vlaamse Nutsregulator, anciennement le Vlaamse Regulator van de Elektriciteits-en Gasmarkt (VREG), par Mes V. Verbelen et D. Verhoeven, advocaten,

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pour le gouvernement belge, par MM. S. Baeyens, P. Cottin et Mme C. Pochet, en qualité d’agents, assistés par Mes C. Mathieu, S. Spiniello, F. Vandendriessche et P. Wytinck, advocaten,

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pour le gouvernement finlandais, par Mme M. Pere, en qualité d’agent,

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pour la Commission européenne, par Mmes A. Baeckelmans, O. Beynet, MM. T. Scharf et G. Wils, en qualité d’agents,

1

La présente demande de décision préjudicielle porte sur l’interprétation de l’article 18, paragraphe 1, du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil, du 5 juin 2019, sur le marché intérieur de l’électricité (JO 2019, L 158, p. 54).

2

Cette demande a été présentée dans le cadre d’un litige opposant dix gestionnaires de réseau de distribution d’électricité et de gaz naturel situés en Flandre (Belgique) (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 de la décision BESL‑2024‑41 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

L’article 1er du règlement 2019/943, intitulé « Objet et champ d’application », dispose :

« Le présent règlement vise à :

[...] »

4

L’article 18 de ce règlement, intitulé « Redevances d’accès aux réseaux, d’utilisation des réseaux et de renforcement », prévoit :

« 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.

[...] 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 [ci-après les « GRD »] et incitent de manière appropriée les gestionnaires de réseau de transport et les [GRD], 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, à soutenir les activités de recherche connexes et à faciliter l’innovation dans l’intérêt des consommateurs dans des domaines tels que la numérisation, les services de flexibilité et l’interconnexion.

[...]

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

[...]

[...]

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. Les tarifs de distribution peuvent comporter des éléments liés à la capacité de connexion au réseau et peuvent varier en fonction des profils de consommation ou de production des utilisateurs du réseau. [...]

8.   Les méthodes de tarification de la distribution prévoient des mesures pour inciter les [GRD] 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 [GRD] à augmenter l’efficacité de leurs réseaux, [...]

[...]

10.   Les autorités de régulation tiennent dûment compte du rapport sur les bonnes pratiques lorsqu’ils fixent ou approuvent les tarifs de transport ou les tarifs de distribution ou leurs méthodes conformément à l’article 59 de la directive (UE) 2019/944 [du Parlement européen et du Conseil, du 5 juin 2019, concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et modifiant la directive 2012/27/UE (JO 2019, L 158, p. 125)]. »

5

Les considérants 80, 87 et 90 de la directive 2019/944 énoncent :

[...]

[...]

6

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

« 2.   En tenant pleinement compte des dispositions pertinentes du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, 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 [européenne] 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. »

7

L’article 57 de ladite directive, intitulé « Désignation et indépendance des autorités de régulation », prévoit, à ses paragraphes 4 et 5 :

« 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 :

5.   Afin de protéger l’indépendance de l’autorité de régulation, les États membres veillent notamment à ce que :

[...] »

8

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

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

[...] »

9

L’annexe I de la directive 2019/944, intitulée « Exigences minimales en matière de facturation et d’informations relatives à la facturation », prévoit, à son point 3 :

« Le prix facturé au client final est la somme des trois composants principaux suivants : le composant “énergie et fourniture”, le composant “réseau” (transport et distribution) et le composant “taxes, prélèvements, redevances et charges”.

Lorsqu’une ventilation du prix facturé au client final est présentée dans les factures, les définitions des trois composants de cette ventilation établies dans le règlement (UE) 2016/1952 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)] sont utilisées dans l’ensemble de l’Union. »

10

L’annexe II, point 5, sous a), du règlement 2016/1952 précise que le prix de l’électricité facturé au client final par tranche de consommation est la somme des trois composants principaux, à savoir le composant « énergie et fourniture », le composant « réseau » (transport et distribution) et le composant comprenant les taxes, redevances, prélèvements et charges. En particulier, le composant « réseau » inclut, pour l’utilisateur final, les coûts liés au transport et à la distribution, les pertes au cours du transport et de la distribution, les coûts de réseau, les services après-vente, les coûts d’entretien des services, la location des compteurs ainsi que les frais de comptage. En revanche, le composant regroupant les taxes, redevances, prélèvements et charges est défini comme étant la somme des différents sous-composants énumérés à ce point 5, sous a), parmi lesquels figurent notamment les taxes, redevances, prélèvements ou charges relatifs à la promotion des sources d’énergie renouvelables, de l’efficacité énergétique et de la cogénération.

11

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)] (Belgisch Staatsblad,7 juillet 2009, p. 46145), adopté par le Vlaams Gewest (Région flamande), 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 [GRD] d’effectuer les investissements nécessaires dans leurs réseaux de distribution. »

12

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, imposées 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].

[...] »

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.

14

L’exploitation de ces réseaux engendre des coûts pour les GRD requérants, qui peuvent être récupérés auprès des utilisateurs de ces réseaux, dans certaines limites et sous certaines conditions, au moyen de tarifs pour la distribution de l’électricité et du gaz naturel (ci-après les « tarifs de réseau »). Toutefois, les GRD requérants constituant des monopoles légaux, le VREG réglemente ces tarifs en déterminant la méthode de tarification applicable. Cette méthode, généralement établie pour une période de quatre ans, fixe le niveau de revenus que les GRD requérants sont autorisés à percevoir au moyen des tarifs de réseau pour couvrir leurs coûts d’exploitation.

15

Le revenu ainsi autorisé couvre deux catégories de coûts. D’une part, une composante de ce revenu couvre les coûts exogènes, à savoir les coûts sur lesquels les GRD requérants ne peuvent exercer aucune influence et qui ne peuvent être réduits par une gestion plus efficace. Ces coûts sont intégralement répercutés sur les utilisateurs des réseaux de distribution au moyen des tarifs de réseau.

16

D’autre part, une autre composante dudit revenu couvre les coûts endogènes, à savoir les coûts raisonnables et nécessaires liés à la gestion des réseaux et des données, sur lesquels les GRD requérants peuvent exercer une influence, tels que les coûts d’amortissement, les charges d’exploitation et les coûts relatifs au capital investi.

17

Le 21 juin 2024, le VREG a adopté, sur le fondement du décret sur l’énergie, la décision litigieuse fixant la méthode de tarification applicable à la distribution d’électricité et de gaz naturel pour la période 2025-2028. Cette méthode comporte des formules destinées à déterminer le revenu autorisé couvrant les coûts endogènes raisonnables et nécessaires des GRD requérants, qui correspondent aux coûts endogènes maximaux que ces derniers peuvent répercuter sur les utilisateurs des réseaux de distribution.

18

À cette fin, ladite méthode tiendrait compte de l’évolution des coûts supportés par les GRD requérants. Plus précisément, le VREG prend, premièrement, en considération l’évolution des coûts endogènes sectoriels, à savoir les coûts endogènes agrégés de l’ensemble des GRD situés en Flandre pour une même activité régulée, au cours de la période tarifaire précédente, soit la période 2019-2023. Deuxièmement, il est prévu que, tout au long de la période 2025-2028, la composante de base du revenu autorisé au titre des coûts endogènes évolue annuellement en fonction de l’inflation. Cette composante fait, par conséquent, l’objet d’une correction ex post sur la base de l’inflation effectivement constatée. Troisièmement, le VREG a également institué un facteur d’incitation à l’efficacité dénommé « frontier shift », qui reflète les gains de productivité réalisés par les GRD les plus performants grâce à l’application des meilleures pratiques et au progrès technologique, et qui, selon cette autorité, est nécessaire afin de compenser l’absence de concurrence effective entre les GRD requérants. Quatrièmement et dernièrement, cinq éléments endogènes supplémentaires sont ajoutés à cette composante de base du revenu autorisé pour les coûts endogènes, lesquels ne sont pas pertinents aux fins de la présente demande de décision préjudicielle.

19

Le 19 juillet 2024, les GRD requérants ont introduit un recours tendant à l’annulation de la décision litigieuse devant le Hof van beroep te Brussel (cour d’appel de Bruxelles, Belgique), qui est la juridiction de renvoi. Ils soutiennent notamment que la méthode de tarification pour la période 2025-2028 méconnaît les 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 que prévu à l’article 18 du règlement 2019/943 ainsi que plusieurs principes liés à une bonne administration.

20

Dans le cadre du litige dont la juridiction de renvoi est saisie, le VREG a, pour sa part, admis, en réponse aux questions de cette juridiction, que la méthode de tarification pour la période 2025‑2028 pourrait être contraire à 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 incluraient des coûts non liés, soutenant d’autres objectifs stratégiques.

21

Le VREG soutient notamment que la réglementation flamande impose aux GRD requérants diverses obligations de service public (ci‑après les « OSP »), dont certaines présentent un caractère financier, telles que les OSP liées à la promotion de l’utilisation rationnelle de l’énergie et des sources d’énergie renouvelables, ainsi qu’à l’achat de certificats verts et de certificats de cogénération. En contrepartie de ces obligations, les GRD requérants bénéficient de compensations financées en partie par des ressources allouées par l’Energiefonds (Fonds de l’Énergie) et par le budget des dépenses générales de la Région flamande. Après déduction de ces compensations, les coûts résiduels liés aux OSP à caractère financier sont répercutés sur les tarifs de réseau pour l’électricité. Or, selon le VREG, la plupart de ces OSP poursuivraient des objectifs d’ordre social et environnemental et ne seraient donc pas liées à la gestion des réseaux de distribution.

22

Dans ces circonstances, la juridiction de renvoi s’interroge, en premier lieu, sur la compatibilité du décret sur l’énergie 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 « de coûts non liés soutenant d’autres objectifs stratégiques ». Selon cette juridiction, l’expression « autres objectifs stratégiques » viserait des finalités étrangères au développement et à l’exploitation des réseaux eux-mêmes. À cet égard, elle relève que la promotion de l’utilisation des sources d’énergie renouvelables, notamment au moyen de l’obligation d’achat de certificats 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. La juridiction de renvoi se demande, dès lors, si la répercussion, sur les tarifs de réseau, d’une partie des coûts liés aux OSP, qui ne sont pas financés autrement, est compatible avec l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, seconde phrase, du règlement 2019/943, alors même que ces coûts ne présentent aucun lien avec la gestion des réseaux.

23

En deuxième lieu, cette juridiction nourrit des doutes quant à la conformité avec 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, sans contrôle apparent de l’efficience de ces coûts. Cette disposition exigerait que les coûts répercutés sur les utilisateurs des réseaux correspondent à ceux d’un GRD efficace et doté d’une structure comparable, ce qui, selon ladite juridiction, impliquerait que les tarifs de réseau demandés par les GRD requérants ne sauraient excéder le niveau qui résulterait d’un marché concurrentiel. À cet égard, tout en admettant que le recours à des données historiques peut présenter une certaine pertinence, la même juridiction se demande si une régulation tarifaire reposant exclusivement sur la couverture de tels coûts, sans mécanisme d’évaluation de leur efficacité, est compatible avec l’objectif poursuivi par le règlement 2019/943 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.

24

En troisième et dernier lieu, la juridiction de renvoi s’interroge sur la possibilité de maintenir temporairement les effets de la méthode de tarification arrêtée au moyen de la décision litigieuse si celle-ci devait être considérée comme étant contraire au droit de l’Union. Elle estime que, conformément à la jurisprudence de la Cour, des considérations impérieuses de sécurité juridique semblent justifier le 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 cette hypothèse. À cet égard, cette juridiction relève qu’une annulation sans modulation dans le temps serait susceptible de porter atteinte à la sécurité juridique.

25

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 :

26

À titre liminaire, il y a lieu de rappeler que, selon une jurisprudence constante, dans le cadre de la procédure de coopération entre les juridictions nationales et la Cour instituée à l’article 267 TFUE, il appartient à celle-ci de donner au juge national une réponse utile qui lui permette de trancher le litige dont il est saisi. Dans cette optique, il incombe, le cas échéant, à la Cour de reformuler les questions qui lui sont soumises. En outre, la Cour peut être amenée à prendre en considération des normes du droit de l’Union auxquelles le juge national n’a pas fait référence dans l’énoncé de sa question [voir arrêts du 20 mars 1986, Tissier, 35/85, EU:C:1986:143, point 9, et du 5 décembre 2019, Centraal Justitieel Incassobureau (Reconnaissance et exécution des sanctions pécuniaires), C‑671/18, EU:C:2019:1054, point 26 ainsi que jurisprudence citée].

27

En effet, la circonstance que, sur le plan formel, la juridiction de renvoi a visé, dans ses questions, certaines dispositions déterminées du droit de l’Union ne fait pas obstacle à ce que la Cour lui fournisse tous les éléments d’interprétation qui peuvent être utiles au jugement de l’affaire au principal, en extrayant de l’ensemble des éléments fournis par cette juridiction, et notamment de la motivation de la décision de renvoi, les éléments du droit de l’Union qui appellent une interprétation compte tenu de l’objet du litige (voir arrêts du 29 novembre 1978, Redmond, 83/78, EU:C:1978:214, point 26, et du 22 janvier 2026, Secab, C‑423/23, EU:C:2026:32, point 29).

28

En l’occurrence, par sa première question, la juridiction de renvoi s’interroge sur le point de savoir si l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, seconde phrase, du règlement 2019/943, en ce que cette disposition interdit d’inclure dans les redevances d’accès aux réseaux des coûts non liés soutenant d’autres objectifs stratégiques, doit être interprété en ce sens qu’il s’oppose à une réglementation nationale qui prévoit la prise en compte, dans les tarifs de réseau, des coûts liés à l’exécution des OSP imposées par cette réglementation aux GRD, lorsque ces coûts ne sont pas financés par des impôts, taxes, subventions, contributions ou redevances.

29

Cette juridiction cherche ainsi à déterminer si le fait d’intégrer, dans les tarifs de réseau, en vertu d’une disposition réglementaire nationale, les coûts liés aux OSP, alors que ces OSP ne présenteraient à première vue aucun lien direct avec la gestion du réseau, mais relèveraient plutôt d’autres politiques publiques, à savoir des objectifs de politique énergétique distincts de ceux relatifs au développement ou à l’exploitation efficace des réseaux de distribution, est compatible avec l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, seconde phrase, du règlement 2019/943.

30

Or, il est nécessaire, afin de répondre utilement à la première question, de prendre également en considération les dispositions de la directive 2019/944, notamment l’article 9, l’article 57, paragraphes 4 et 5, l’article 59, paragraphe 1, sous a), et le point 3 de l’annexe I de celle-ci. Ces dispositions portent respectivement sur les OSP, sur l’indépendance des autorités nationales de régulation, sur les missions et compétences de celles‑ci ainsi que sur les exigences minimales en matière de facturation et d’informations relatives à la facturation.

31

Il y a ainsi lieu de considérer que, par sa première question, la juridiction de renvoi demande, en substance, si l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, seconde phrase, du règlement 2019/943, lu en combinaison avec l’article 9, l’article 57, paragraphes 4 et 5, l’article 59, paragraphe 1, sous a), et le point 3 de l’annexe I de la directive 2019/944, doit être interprété en ce sens qu’il s’oppose à une réglementation nationale qui prévoit la prise en compte, dans les tarifs de réseau, des coûts liés à l’exécution des OSP imposées par cette réglementation aux GRD, lorsque ces coûts ne sont pas financés par des impôts, taxes, subventions, contributions ou redevances.

32

Selon une jurisprudence constante, lors 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 (arrêts du 17 novembre 1983, Merck, 292/82, EU:C:1983:335, point 12, et du 1er août 2025, Alace et Canpelli, C‑758/24 et C‑759/24, EU:C:2025:591, point 91).

33

En premier lieu, selon le libellé de l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, du règlement 2019/943, 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. En outre, cette disposition prévoit que ces redevances ne doivent pas comprendre de coûts non liés soutenant d’autres objectifs stratégiques.

34

Ainsi que l’a relevé M. l’avocat général au point 45 de ses conclusions, il ressort du libellé de cette disposition que 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 du réseau, mais ni le libellé de cette disposition ni celui des autres dispositions du règlement 2019/943 ne permettent de définir, de manière univoque, les notions de « redevances d’accès aux réseaux », de « coûts non liés » et d’« autres objectifs stratégiques ».

35

S’agissant, en deuxième lieu, du contexte dans lequel s’inscrit l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, du règlement 2019/943, il y a lieu de relever, tout d’abord, que, aux termes de l’article 18, paragraphe 1, second alinéa, de ce règlement, la méthode utilisée pour déterminer les redevances d’accès aux réseaux soutient, de manière neutre, l’efficacité globale du système à long terme au moyen de signaux de prix adressés aux clients et aux producteurs et, en particulier, cette méthode est appliquée de manière à ne pas engendrer de discrimination, qu’elle soit positive ou négative, entre la production connectée au niveau de la distribution et celle connectée au niveau du transport.

36

Ensuite, le paragraphe 2 dudit article 18 dispose, en substance, que les méthodes de tarification reflètent les coûts fixes des gestionnaires de réseau de transport et des GRD et incitent ceux‑ci de manière appropriée, à court et 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 ainsi que les activités de recherche connexes et à faciliter l’innovation dans l’intérêt des consommateurs dans des domaines tels que la numérisation, les services de flexibilité et l’interconnexion.

37

Enfin, les paragraphes 7 et 8 de l’article 18 du règlement 2019/943 régissent plus spécifiquement les tarifs de distribution ainsi que les méthodes de tarification de la distribution. Ils prévoient notamment, respectivement, que les premiers doivent refléter les coûts, en tenant compte de l’utilisation du réseau de distribution par les utilisateurs du réseau, y compris les clients actifs, et que les secondes comportent des mesures pour inciter les GRD à l’exploitation et au développement les plus rentables de leurs réseaux, et peuvent introduire des objectifs de performance afin d’inciter ces gestionnaires à augmenter l’efficacité de leurs réseaux.

38

Ces dispositions ne prévoient dès lors pas que ces tarifs et ces méthodes sont susceptibles d’inclure des coûts liés à l’exécution d’OSP.

39

Or, afin de déterminer la portée de l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, du règlement 2019/943, il convient de replacer cette disposition dans le cadre normatif plus large dont elle relève et de tenir compte, à cet égard, des dispositions de la directive 2019/944, laquelle, ainsi qu’il ressort de son considérant 90, doit être lue conjointement avec le règlement 2019/943, ainsi que le confirme la référence explicite à cette directive contenue à l’article 18, paragraphe 7, du règlement 2019/943.

40

En particulier, conformément aux considérations exposées aux points 30 et 31 du présent arrêt, il y a lieu de prendre en considération l’article 9, l’article 57, paragraphes 4 et 5, l’article 59, paragraphe 1, sous a), et le point 3 de l’annexe I de cette directive.

41

À cet égard, s’agissant des OSP, l’article 9 de la directive 2019/944 reconnaît aux États membres une marge d’appréciation tant dans la définition du type des OSP qu’ils entendent imposer aux GRD que dans les modalités de financement de celles-ci. Plus particulièrement, l’article 9, paragraphe 2, de cette directive prévoit que, tout en tenant pleinement compte des dispositions pertinentes du traité sur le fonctionnement de l’Union, notamment de son article 106, les États membres ont le droit d’imposer, dans l’intérêt économique général, de telles obligations, aux entreprises d’électricité. Ces obligations 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 d’énergie renouvelables, et la protection du climat. Par ailleurs, l’article 9, paragraphe 3, de ladite directive reconnaît aux États membres la faculté d’accorder à ces entreprises, de manière non discriminatoire et transparente, une compensation financière, d’autres formes de compensation ou encore des droits exclusifs en contrepartie de l’exécution des OSP imposées.

42

En outre, il convient de relever que, conformément au point 3 de l’annexe I de la directive 2019/944, laquelle précise les exigences minimales en matière de facturation et d’informations relatives à la facturation, le prix facturé au client final correspond à la somme de trois composants principaux, à savoir le composant « énergie et fourniture », le composant « réseau » (transport et distribution) et le composant « taxes, prélèvements, redevances et charges ». Ce point 3 précise également que les définitions pertinentes de ces composants figurent dans le règlement 2016/1952, dont l’annexe II prévoit expressément que le troisième composant relatif aux « taxes, redevances, prélèvements et charges » peut inclure des redevances relatives à la promotion des sources d’énergie renouvelables.

43

Il en découle que les « redevances » visées à l’article 18, paragraphe 1, du règlement 2019/943 ne constituent qu’un des trois principaux composants du prix facturé au client final, à savoir celui afférent aux redevances relatives au « réseau » (ci‑après les « redevances de réseau »).

44

Ainsi que M. l’avocat général l’a relevé aux points 55 et 56 de ses conclusions, cette disposition ne vise que les coûts effectivement supportés par le GRD qui présentent un lien direct avec l’utilisation, le raccordement ou le renforcement du réseau, de sorte que la portée de ladite disposition ne saurait être étendue à des composants tarifaires dépourvus de tout lien avec l’usage effectif du réseau.

45

Dans ces conditions, les coûts liés aux OSP facturés par les GRD ne sauraient être regardés comme relevant de la notion de « redevances de réseau », au sens de l’article 18, paragraphe 1, du règlement 2019/943. Faisant, en principe, partie du troisième composant du prix facturé au client final visé au point 3 de l’annexe I de la directive 2019/944, relatif aux « taxes, prélèvements, redevances et charges », ils échappent, dès lors, au champ d’application de cet article 18.

46

Par ailleurs, l’article 9 de la directive 2019/944 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, pour autant que les paramètres et les modalités de ce financement remplissent les conditions énoncées à l’article 9, paragraphe 3, de cette directive, à savoir notamment le respect du principe de non-discrimination et de l’exigence de transparence (voir, par analogie, arrêt du 30 avril 2020, Оvergas Mrezhi et Balgarska gazova asotsiatsia, C‑5/19, EU:C:2020:343, point 88).

47

En ce qui concerne l’indépendance des autorités de régulation ainsi que leurs missions et compétences, l’article 57, paragraphe 4, de la directive 2019/944 dispose que les États membres garantissent l’indépendance de l’autorité 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 que ladite autorité 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. 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 ou d’orientations générales édictées par le gouvernement de l’État membre ayant désigné la même autorité qui ne concernent pas les missions et compétences de régulation prévues à l’article 59 de la même directive, lesquelles incluent, conformément au paragraphe 1, sous a), de ce dernier article, celle de fixer ou d’approuver les tarifs de transport et de distribution d’électricité ou leurs méthodes de calcul (voir, en ce sens, arrêt du 6 mars 2025, Alajärven Sähkö e.a., C‑48/23, EU:C:2025:144, point 30).

48

Cet article 57 prévoit, à son paragraphe 5, premier alinéa, sous a), que, afin de protéger l’indépendance de l’autorité de régulation, l’État membre concerné veille notamment à ce que cette autorité puisse prendre des décisions de manière autonome, indépendamment de tout organe politique (voir, en ce sens, arrêt du 6 mars 2025, Alajärven Sähkö e.a., C‑48/23, EU:C:2025:144, point 31).

49

Les dispositions de l’article 57 de la directive 2019/944 reflètent, en substance, le contenu des considérants 80 et 87 de cette directive, selon lesquels, pour garantir le bon fonctionnement du marché intérieur de l’électricité, il est nécessaire, d’une part, que les autorités de régulation soient en mesure de prendre des décisions concernant tous les aspects réglementaires pertinents et qu’elles soient totalement indépendantes de tous autres intérêts publics ou privés et, d’autre part, que ladite directive ne prive pas les États membres de la possibilité d’établir et de publier leur politique énergétique nationale (arrêt du 6 mars 2025, Alajärven Sähkö e.a., C‑48/23, EU:C:2025:144, point 32).

50

En particulier, à cet égard, ainsi qu’il ressort du considérant 87 de la directive 2019/944 et que le prévoit l’article 194, paragraphe 2, second alinéa, TFUE, les États membres ont le droit de déterminer les conditions d’exploitation de leurs ressources énergétiques. Cette directive ne prive donc pas les États membres de la possibilité d’établir et de publier leur politique énergétique nationale ainsi que de déterminer le cadre d’action des autorités de régulation, notamment en ce qui concerne la sécurité de l’approvisionnement. Partant, les États membres sont libres d’adopter leur propre réglementation relative au marché national de l’électricité, sauf en ce qui concerne les missions et les compétences des autorités de régulation prévues par ladite directive (arrêt du 6 mars 2025, Alajärven Sähkö e.a., C‑48/23, EU:C:2025:144, point 39).

51

Il s’ensuit, ainsi que M. l’avocat général l’a relevé au point 63 de ses conclusions, que, afin d’assurer le bon fonctionnement du marché intérieur de l’électricité, il est nécessaire, d’une part, que les autorités nationales de régulation soient habilitées à adopter des décisions portant sur l’ensemble des aspects réglementaires relevant de leur compétence et jouissent d’une indépendance et, d’autre part, que la directive 2019/944 ne prive pas les États membres de la faculté de définir et de rendre publique leur politique énergétique nationale, ainsi que de déterminer le cadre dans lequel ces autorités exercent leurs missions.

52

Or, il résulte de ce qui précède que, si la fixation des redevances de réseau relève 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 de taxes, prélèvements, redevances ou charges qui ne sont pas liés à l’accès au réseau ou à son utilisation et qui, partant, ne relèvent pas du champ d’application de l’article 18, paragraphe 1, du règlement 2019/943, même s’ils ont un impact sur le prix de distribution de l’électricité pour le client final.

53

Il en va notamment ainsi des coûts liés aux OSP en matière de soutien aux énergies renouvelables ainsi que des modalités de couverture de ces coûts. En effet, le choix du mode de soutien qu’un État membre entend accorder au développement des énergies renouvelables sur son territoire, qu’il s’agisse de subventions directes, de mécanismes fiscaux ou, comme en l’espèce, d’une mesure consistant à répercuter les coûts sur les consommateurs finals, relève d’un choix de politique énergétique qui échappe à la compétence des autorités nationales de régulation. Il n’en demeure pas moins que, en principe, aucune disposition du droit de l’Union ne s’oppose à ce que les États membres habilitent l’autorité nationale compétente à réguler les tarifs liés aux OSP. En outre, il n’apparaît pas qu’une habilitation de l’autorité de régulation pour déterminer la prise en compte de ces coûts telle que celle en cause au principal soit susceptible de porter atteinte à l’indépendance et aux missions de ces autorités.

54

En troisième et dernier lieu, il convient de relever que les objectifs poursuivis par le règlement 2019/943, tels qu’énoncés à l’article 1er de celui-ci, et notamment la réalisation efficace des objectifs de l’union de l’énergie, ainsi que la définition des 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, qui rendent autonomes les consommateurs, qui assurent la compétitivité sur le marché mondial ainsi que la participation active de la demande, le stockage d’énergie et l’efficacité énergétique, ne sont pas de nature à remettre en cause l’interprétation retenue aux points 43 à 46 ainsi qu’aux points 52 et 53 du présent arrêt.

55

En l’occurrence, l’article 4.1.32, paragraphe 1, 10°, du décret sur l’énergie prévoit que les coûts relatifs à l’exécution du budget des OSP imposées aux GRD en vertu de ce décret, qui ne sont pas financés au moyen d’impôts, de taxes, de subventions, de contributions ou de redevances, sont comptabilisés de façon transparente et non discriminatoire dans les tarifs, après contrôle du VREG, et sont par conséquent répercutés sur les utilisateurs du réseau.

56

Plus précisément, la juridiction de renvoi indique que les OSP de nature financière imposées par le législateur flamand aux GRD requérants sont financées en partie par les ressources mises à disposition par le Fonds de l’énergie et en partie par des compensations provenant du budget des dépenses générales de la Région flamande. Les coûts nets liés à ces OSP, en particulier à celles relatives à la promotion d’une utilisation rationnelle de l’énergie, à l’utilisation de sources d’énergie renouvelables ainsi qu’à l’achat de certificats verts et de certificats de cogénération, sont répercutés dans les tarifs de réseau.

57

Or, il ressort du dossier dont dispose la Cour que les coûts afférents aux OSP ont été comptabilisés non pas dans la catégorie correspondant au troisième composant de la tarification, prévu au point 3 de l’annexe I de la directive 2019/944, mais dans celle relative aux redevances de réseau, qui correspond au deuxième composant de la tarification prévu à cette disposition, dans laquelle ne doivent, en principe, figurer que des coûts liés au réseau.

58

Toutefois, la seule circonstance que les coûts liés aux OSP aient été rattachés, sur le plan comptable, aux redevances de réseau ne saurait suffire, à elle seule, à établir l’incompatibilité d’une réglementation nationale telle que celle en cause au principal avec l’article 18 du règlement 2019/943.

59

À cet égard, il convient de rappeler que l’article 18 du règlement 2019/943 et les dispositions de la directive 2019/944 visent à garantir que les coûts couverts par des redevances de réseau demeurent objectivement identifiables, qu’ils soient calculés selon des méthodologies transparentes et qu’ils ne soient pas utilisés pour financer, de manière indirecte, des politiques étrangères à la gestion du réseau de distribution.

60

Ainsi, sous réserve des vérifications qu’il appartient à la juridiction de renvoi d’effectuer, si les coûts liés aux OSP, bien que formellement couverts par les redevances de réseau, sont néanmoins clairement dissociés de la méthode de calcul et de fixation de ces redevances ou des tarifs de réseau, de sorte qu’ils correspondent à un tarif propre qui s’ajoute, en réalité, aux redevances ainsi déterminées, une telle situation ne saurait, en elle-même, méconnaître les exigences résultant de l’article 18 du règlement 2019/943 et notamment l’exigence de transparence qu’il prévoit.

61

Dans ces conditions, il incombe à la juridiction de renvoi de vérifier si, indépendamment de leur qualification formelle, les modalités d’intégration par les GRD requérants des coûts liés aux OSP financières dans les redevances de réseau ou les tarifs de réseau n’ont pas d’incidence sur la méthode de calcul de ces redevances, qui sont régies par l’article 18 du règlement 2019/943 de sorte qu’elles ne relèvent pas des compétences et des missions du VREG, et si elles respectent cette exigence de transparence.

62

Eu égard à l’ensemble des considérations qui précèdent, il convient de répondre à la première question que l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, seconde phrase, du règlement 2019/943, lu en combinaison avec l’article 9, l’article 57, paragraphes 4 et 5, l’article 59, paragraphe 1, sous a), et le point 3 de l’annexe I de la directive 2019/944, doit être interprété en ce sens qu’il ne s’oppose pas à une réglementation nationale qui prévoit la prise en compte, dans les tarifs de réseau, des coûts liés à l’exécution des OSP imposées par cette réglementation aux GRD, lorsque ces coûts ne sont pas financés autrement, à condition que lesdits coûts ne soient pas intégrés dans la méthode de calcul et de fixation de redevances relevant de la compétence de l’autorité nationale de régulation et qu’ils soient clairement distingués de ces redevances.

63

Dans le cadre de la deuxième question, relative à la compatibilité d’une méthode de tarification de la distribution d’électricité fondée sur l’évolution des coûts historiques des GRD avec le droit de l’Union, il convient de relever que l’article 18, paragraphe 1, premier alinéa, première phrase, du règlement 2019/943, auquel se réfère la juridiction de renvoi, exige que les redevances de réseau reflètent les coûts supportés par les GRD, dans la mesure où ceux-ci correspondent à ceux d’un GRD efficace et ayant une structure comparable. Or, en application de la jurisprudence citée aux points 26 et 27 du présent arrêt, afin d’apporter une réponse utile à cette question, il importe également de prendre en compte les paragraphes 2, 7 et 8 de cet article 18, qui précisent les exigences auxquelles doivent satisfaire les tarifs et les méthodes de tarification.

64

Il y a dès lors lieu de considérer que, par sa deuxième question, la juridiction de renvoi demande, en substance, si l’article 18, paragraphe 1, du règlement 2019/943, lu en combinaison avec les paragraphes 2, 7 et 8 de cet article, doit être interprété en ce sens qu’il s’oppose à l’adoption, par une autorité de régulation d’un État membre, d’une méthode de tarification de la distribution d’électricité fondée sur l’évolution des coûts historiques, déterminant ainsi les revenus des GRD par référence à leurs coûts encourus pendant les cinq derniers exercices disponibles, si l’application de cette méthode n’est pas assortie d’un contrôle du niveau de ces coûts permettant de garantir qu’ils correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau efficace et ayant une structure comparable.

65

À la lumière des considérations figurant aux points 33 à 37 du présent arrêt, il convient de constater que l’article 18 du règlement 2019/943 ne prescrit aucune méthode particulière de tarification de la distribution d’électricité mais définit les exigences auxquelles une telle méthode doit répondre.

66

Il s’ensuit que, en l’absence de dispositions plus précises dans le règlement 2019/943 quant à la méthode de tarification visant à inciter les GRD à améliorer l’efficacité, il appartient, conformément à l’article 18, paragraphe 10, de ce règlement et à l’article 59, paragraphe 1, sous a), de la directive 2019/944, à l’autorité de régulation de l’État membre de déterminer la méthode de tarification de la distribution d’électricité appropriée.

67

Dans ce contexte, ainsi que M. l’avocat général l’a relevé au point 74 de ses conclusions, compte tenu de la nature complexe et technique de sa mission, cette autorité doit disposer d’une large marge d’appréciation pour déterminer la méthode de tarification de la distribution d’électricité. Cette marge demeure toutefois encadrée par l’obligation de respecter l’ensemble des exigences prévues à l’article 18 du règlement 2019/943 ainsi que la réglementation relative au marché national de l’électricité et les conditions particulières propres à celui-ci. Partant, une telle autorité ne saurait être contrainte d’adopter une méthodologie particulière, mais doit pouvoir adapter la méthode de fixation et de calcul des tarifs en fonction de différents paramètres (voir, par analogie, arrêt du 23 octobre 2025, Gaso et Conexus Baltic Grid, C‑87/24, EU:C:2025:826, point 86).

68

Or, le seul fait que la méthodologie retenue par une autorité de régulation d’un État membre repose sur des données historiques, utilisées comme point de départ de l’évaluation des coûts futurs supportés par un GRD, ne saurait rendre cette méthodologie incompatible avec l’article 18 du règlement 2019/943.

69

Cela étant, il appartiendra à la juridiction de renvoi de vérifier si la méthode de tarification fixée par la décision litigieuse satisfait aux exigences découlant de l’article 18 du règlement 2019/943, au regard d’une analyse d’ensemble de cette méthode.

70

En l’occurrence, il ressort de la décision de renvoi que ladite méthode repose sur un modèle de régulation des revenus, en ce qu’elle permet de déterminer le revenu que les GRD requérants sont autorisés à percevoir auprès des utilisateurs des réseaux de distribution au moyen des tarifs de réseau, afin de couvrir les coûts d’exploitation. La même méthode comporte, en outre, des facteurs d’ajustement visant à favoriser l’amélioration de l’efficacité générale, y compris l’efficacité énergétique du système, et prévoit également un mécanisme de contrôle des coûts encourus par les GRD requérants et répercutés sur les tarifs de réseau.

71

Plus précisément, afin de déterminer la composante de base du revenu autorisé pour couvrir les coûts endogènes, le VREG, prend, en premier lieu, en considération l’évolution des coûts endogènes sectoriels, enregistrés au cours de la période tarifaire précédente, à savoir la période 2019-2023. En deuxième lieu, il prévoit que, tout au long de la période 2025-2028, cette composante évolue annuellement en fonction de l’inflation, avec une rectification ex post fondée sur l’inflation effectivement constatée. En troisième lieu, le VREG applique un facteur d’incitation à l’efficacité dénommé « frontier shift », reflétant les gains de productivité réalisés par les entreprises les plus performantes grâce à l’application des meilleures pratiques et du progrès technologique, et visant, selon le VREG, à compenser la diminution de la concurrence entre les GRD requérants. En quatrième et dernier lieu, cinq éléments endogènes supplémentaires sont ensuite ajoutés à la composante de base du revenu autorisé pour couvrir les coûts endogènes, qui, comme indiqué au point 18 du présent arrêt, ne sont pas pertinents aux fins de la présente demande préjudicielle.

72

Dans ces conditions, sous réserve des vérifications qu’il appartient à la juridiction de renvoi d’effectuer, il apparaît que cette méthode de tarification prévoit un contrôle par le VREG du caractère raisonnable des coûts déclarés par les GRD, afin que ceux-ci correspondent à ceux d’un GRD efficace et ayant une structure comparable.

73

Eu égard à l’ensemble des considérations qui précèdent, il convient de répondre à la deuxième question que le paragraphe 1 de l’article 18 du règlement 2019/943, lu en combinaison avec les paragraphes 2, 7 et 8 de cet article, doit être interprété en ce sens qu’il ne s’oppose pas à l’adoption, par une autorité de régulation d’un État membre, d’une méthode de tarification de la distribution d’électricité fondée sur l’évolution des coûts historiques, déterminant ainsi les revenus des GRD par référence à leurs coûts encourus pendant les cinq derniers exercices disponibles, pour autant que cette méthode soit conforme aux exigences prévues à cet article 18 et, en particulier, comporte des mécanismes aptes à garantir que les coûts résultant de ladite méthode correspondent, dans une mesure raisonnable, à ceux d’un GRD efficace et ayant une structure comparable.

74

Compte tenu des réponses apportées aux première et deuxième questions préjudicielles, il n’y a pas lieu de répondre à la troisième question.

75

La procédure revêtant, à l’égard des parties au principal, le caractère d’un incident soulevé devant la juridiction de renvoi, il appartient à celle-ci de statuer sur les dépens. Les frais exposés pour soumettre des observations à la Cour, autres que ceux desdites parties, ne peuvent faire l’objet d’un remboursement.

Par ces motifs, la Cour (quatrième chambre) dit pour droit :