Cour d'appel, pôle 5 - chambre 11, 17 avril 2026 — n° 23/01626

PAR CES MOTIFS , CONFIRME le jugement en toutes ses dispositions ; Ajoutant au jugement, CONDAMNE la société [B] [J] Développement aux dépens ; CONDAMNE la société [B] [J] Développement à payer à la société Réseau de transport d'électricité la somme de 62.000 euros sur le fondement de l'article 700 du code de procédure civile ; DÉBOUTE les parties de leurs prétentions plus amples ou contraires. LE GREFFIER LE PRÉSIDENT

1. En vertu des articles L. 321-2 et L. 321-6 à L. 321-17 du code de l'énergie, dans leur version issue de l'ordonnance n°2011-504 du 9 mai 2011, ainsi que du règlement (UE) 2017/1485 de la Commission du 2 août 2017 établissant une ligne directrice sur la gestion du réseau de transport de l'électricité, et du règlement (UE) 2017/2195 de la Commission du 23 novembre 2017 concernant une ligne directrice sur l'équilibrage du système électrique (règlement dit 'Electricity balancing'), la société Réseau de transport d'électricité ('société RTE'), est chargée de la mission de service public de gestion du réseau public de transport d'électricité haute tension en France métropolitaine. 2. Alors que l'électricité n'est pas stockable, et pour assurer la sécurité d'approvisionnement du réseau, la société RTE est tenue d'équilibrer en temps réel la production et la consommation d'électricité avec la contrainte technique de garantir en permanence la stabilité de la fréquence du courant et de la tension aux différents points du réseau. 3. Pour prévenir les déséquilibres du système, la société RTE dispose de 'services système' constitués de réserves automatisées, une réserve primaire (FCR) pour stabiliser immédiatement la fréquence, et une réserve secondaire (a FRR) permettant une restauration rapide de la fréquence. 4. Et afin de reconstituer les disponibilités de ces deux réserves automatisées, la société RTE recourt à une réserve tertiaire (m FRR / RR) dont les capacités étaient constituées, en 2019, d'une 'réserve rapide' d'au moins 1000 MW activable en moins de 13 minutes, et une 'réserve complémentaire' d'au moins 500 MW activable en moins de 30 minutes. 5. Les réserves rapides et complémentaires sont mises à disposition de la société RTE par des acteurs d'ajustement dans le cadre du mécanisme d'ajustement organisé en marché sur lequel ces acteurs soumettent des offres d'ajustement à la hausse ou à la baisse de leur injection ou de leur soutirage. 6. Les acteurs d'ajustement sur ce marché sont des producteurs ou des consommateurs d'électricité, ou encore des 'agrégateurs de capacité' détenant des mandats donnés par des producteurs dont ils agrègent les capacités. 7. Ces réserves d'équilibrage proviennent d''entités d'ajustement' (ci-après 'EDA'), agréées par la société RTE, et que l'acteur d'ajustement inclut dans son offre qui peut regrouper plusieurs sites de production ou de consommation d'énergie. 8. La société RTE est ainsi chargée, en application des articles L. 321-10 et L. 321-11 du code de l'énergie, de proposer les règles relatives à la programmation, au mécanisme d'ajustement et au dispositif de responsable d'équilibre (dites 'règles MA-RE'), lesquelles sont soumises à l'approbation de la Commission de régulation de l'énergie (ci-après 'la CRE'). 9. L'article L. 321-14 du même code autorise la société RTE à imputer aux utilisateurs les écarts constatés et à procéder aux compensations financières correspondantes afin d'assurer l'équilibre du système, ces règles organisant notamment les modalités économiques du mécanisme d'ajustement. 10. Dans ce cadre, et pour les appels d'offres de réserves tertiaires, la société RTE propose également un modèle de contrat relatif aux réserves rapide et complémentaire ('contrat RR-RC'), lui aussi soumis à l'approbation de la CRE sur le fondement des mêmes dispositions. * * 11. A la suite d'une délibération de la CRE du 21 juin 2018 (n°2018-120) portant approbation des modalités d'appel d'offres 2019 de réserves rapides et complémentaires, la société RTE a lancé en 2018 un appel d'offres à l'issue duquel a été retenue la société [B] [J] Développement ('société [B] [J]'), agrégateur de capacités depuis 2009, et dont l'offre consacrée au contrat RR-RC le 11 octobre 2018 comprenait une EDA détenue par le groupe de sidérurgie [Localité 5]. 12.

SUR CE, LA COUR, I. Sur le bien fondé de la clause relative à la force majeure 21. L'article 5.5 du contrat stipule la clause de force majeure dans les termes suivants : 'Conformément à l'article 1218 du code civil, un 'événement de force majeure' désigne tout événement échappant au contrôle du débiteur, qui ne pouvait être raisonnablement prévu lors de la conclusion du contrat, dont les effets ne peuvent être évités par des mesures appropriées et rendant impossible l'exécution de tout ou partie des obligations contractuelles de cette Partie, temporairement ou définitivement. (') La Partie qui invoque un événement de force majeure, envoie à l'autre Partie, dans les meilleurs délais, une Notification précisant la nature de l'événement de force majeure et sa durée probable. Les obligations contractuelles concernées des deux Parties, à l'exception de celle de confidentialité, sont suspendues pendant toute la durée de l'événement de force majeure dès l'apparition de l'événement de force majeure. Les acteurs n'encourent aucune responsabilité et ne sont tenus d'aucune obligation de réparation des dommages subis par l'un ou l'autre du fait de l'inexécution ou de l'exécution défectueuse de tout ou partie de leurs obligations en raison de cet événement de force majeure. Toute Partie qui invoque un événement de force majeure a l'obligation de mettre en 'uvre tous les moyens dont il dispose pour en limiter sa portée et sa durée.' - d'après la procédure de dénonciation 22. La société RTE conclut, pour la première fois en cause d'appel, que la société [B] [J] ne peut se prévaloir de la clause de force majeure dont elle soutient qu'elle ne l'a pas régulièrement mise en oeuvre dans les meilleurs délais, suivant la prescription de l'article 5.5 du contrat RR-RC, alors d'une part, qu'elle a dénoncé le 4 décembre 2019 sa défaillance dans l'ajustement de soutirage survenue le 28 novembre 2019, et d'autre part, qu'elle a aussi tardivement recherché à acquérir auprès d'autre acteurs d'ajustement les 27 et 28 novembre 2018, les capacités manquantes. 23. Toutefois, la clause précitée n'attache aucune sanction au non respect des délais dans lesquels l'évènement de force majeure doit être apprécié et notifié, et tandis au surplus que la société RTE ne réclame pas au dispositif de ses conclusions une sanction de ce chef, le moyen sera écarté. - d'après la qualification de l'événement de force majeure 24. Pour voir infirmer le jugement en ce qu'il a écarté l'application de la force majeure à l'événement dont elle soutient qu'il est à l'origine de son impossibilité de satisfaire à son engagement de soutirage d'électricité du 27 novembre au 31 décembre 2019 , la société [B] [J] prétend, en premier lieu, que cet événement était imprévisible en ce qu'il résultait de la chute mondiale du cours du silicium ainsi que de la concurrence des marchés chinois à bas prix dans la production du silicium métallique, et à la suite desquels la société [Localité 5] a été contrainte, à compter du 27 novembre 2019, de mettre à l'arrêt et en maintenance ses fours de silicium, imposant de fait à cette entité d'ajustement, la chute brutale de sa consommation d'énergie de 60 % sous le seuil de sa capacité d'effacement de 150 MW. 25. La société [B] [J] prétend en outre que les difficultés économiques et la chute de la consommation électrique de la société [Localité 5] ne pouvaient être raisonnablement prévues au jour où le contrat a été souscrit, alors qu'elle proposait une puissance d'ajustement moyenne mensuelle stable depuis 2016 entre 300 et 350 MW, qu'en 2018, le pourcentage de sa disponibilité était de 99,9 %, et qu'elle avait par ailleurs enregistré une production industrielle en progression de 20,5 % de 2016 à 2018. 26. La société [B] [J] observe encore que les sites de la société [Localité 5] bénéficiaient d'un agrément pour les réserves rapides et complémentaires notifié par la société RTE, ce dont il peut se déduire qu'à l'instar de la société [B] [J], la gestionnaire du réseau n'a pas davantage anticipé les risques liés l'activité industrielle de la société [Localité 5]. 27. Par ailleurs, la société [B] [J] conteste le jugement en ce qu'il a retenu à son détriment les griefs d'avoir fait reposer pour l'essentiel son offre d'équilibre de soutirage sur les capacités disponibles de la société [Localité 5] et de n'avoir pas anticipé le risque de sa défaillance, alors qu'aucune disposition légale ou réglementaire, européenne ou nationale, ni non plus les conditions de l'appel d'offres ou le contrat souscrit entre les parties, n'impose aux agrégateurs de diversifier les entités ou les activités des entités d'ajustement, la société [B] [J] considérant, in fine, que si une telle diversification entraînait un risque pour l'équilibrage du réseau, la société RTE aurait dû interdire la participation aux appels d'offres des agrégateurs dont les entités d'ajustement seraient principalement, ou exclusivement, constituées d'une ou plusieurs entités exerçant la même activité électro-intensive. 28. Enfin, la société [B] [J] critique le jugement en ce qu'il a relevé qu'elle avait la possibilité d'agréger davantage de sites pour couvrir les défaillances de la société [Localité 5], alors que cela aurait imposé à la société [B] [J] d'agréger 362 MW supplémentaires, portant le volume de son portefeuille à 700 MW, et dont elle soutient que ce volume aurait été disproportionné par rapport aux 1500 MW fixés à l'appel d'offres de la société RTE, et qu'en outre, une telle réserve était inaccessible aux acteurs d'ajustement à l'exception de l'opérateur Electricité de France. 29. Au demeurant, l'agrément que la société RTE délivre aux entités consommatrices d'électricité participant au mécanisme d'ajustement, et à celles que la société [B] [J] a agrégées pour son offre, est strictement défini par les valeurs techniques présentées par ces entités et consistant dans le délai de mise à disposition de leurs capacités d'ajustement ou de réserve vérifié sur la totalité de la période d'agrément via des tests d'activation, de sorte que cet agrément est étranger à l'appréciation de la qualité des offres des entités d'ajustement soumises par la société [B] [J] ainsi qu'aux aléas d'activité auxquels ces entités pouvaient être confrontées. 30. Ensuite, les affirmations de la société [B] [J] selon lesquelles l'appel d'offres aurait dû prohiber la concentration des puissances d'effacement d'après un nombre de sites propres à empêcher le risque d'indisponibilité des réserves rapides et complémentaires, ou à optimiser les coûts de l'offre d'équilibrage, ne sont étayées d'aucune preuve technique, les conditions de fonctionnement du marché de l'effacement étant en toute hypothèse régulièrement discutées entre les acteurs du marché et le gestionnaire du réseau depuis 2007 et approuvées par la CRE depuis l'entrée en vigueur le 17 avril 2023. 31. L'affirmation par les coûts n'est pas davantage économiquement justifiée, alors que les conditions de concurrence non discriminatoire et transparente de l'appel d'offres en vertu duquel la société [J] a été retenue ont été validées par la délibération de la CRE du 21 juin 2018 (n°2018-120), portant approbation des modalités de l'appel d'offres 2019 de réserves rapides et complémentaires. 32.