La commande publique au service de l'électrification : réflexions sur l'évolution des usages par les réseaux, les procédures et le foncier
L'électrification des usages est devenue l'un des axes structurants de la politique énergétique française. Le discours de Belfort du 10 février 2022 en a posé la matrice : il associait la sortie progressive de la dépendance aux énergies fossiles, la relance du nucléaire, l'accélération des énergies renouvelables et la nécessité de produire davantage d'électricité bas-carbone pour décarboner les transports, les bâtiments et l'industrie. L'Élysée a présenté cette séquence comme reposant sur trois piliers — sobriété et efficacité énergétique, développement des énergies renouvelables, relance nucléaire — et a notamment rattaché au discours de Belfort l'annonce d'un programme de six EPR2.
Cette orientation a été réactivée en 2026. Le 10 avril 2026, Sébastien Lecornu a présenté un plan d'électrification des usages visant notamment le leasing social, les pompes à chaleur, les véhicules électriques et la réduction de la dépendance au gaz et au pétrole ; le gouvernement a alors annoncé un doublement du soutien public à l'électrification, de 5,5 milliards d'euros par an à 10 milliards d'euros par an d'ici 2030. Le 26 mai 2026, Emmanuel Macron a prolongé cette séquence en réunissant à l'Élysée « l'équipe de France de l'électrification », autour de quatre priorités : la mobilité électrique, l'électrification de l'industrie, l'électrification des transports et l'électrification du bâtiment. Les annonces rattachées à cette séquence incluent notamment l'objectif d'un million de pompes à chaleur produites en France à l'horizon 2030, l'accélération du leasing social, le développement de la recharge rapide et des territoires pionniers de sortie du gaz.
Les ordres de grandeur justifient cette centralité politique. En 2024, la consommation finale énergétique française s'élevait à environ 1 550 TWh. Les produits pétroliers représentaient 38 % de cette consommation, l'électricité 26 %, le gaz naturel 19 %, les énergies renouvelables thermiques et les déchets 14 %, la chaleur commercialisée 3 % et le charbon moins de 0,5 %. Par secteur, les transports représentaient 33 % de la consommation finale, le résidentiel 30 %, l'industrie 18 %, le tertiaire 15 % et l'agriculture 4 %. La formulation doit ici être précise : les fossiles demeurent majoritaires, mais selon le périmètre retenu. En additionnant produits pétroliers, gaz naturel et charbon, les fossiles directement consommés représentent environ 57 % de la consommation finale ; RTE retient, dans son bilan prévisionnel 2025, une part d'environ 56 % de fossiles et de 27 % d'électricité en 2024, puis projette une bascule à l'horizon 2035, avec une part de l'électricité portée vers 40 à 45 % et une part des fossiles réduite vers 30 à 35 %.
L'enjeu climatique est tout aussi massif. Les émissions françaises de gaz à effet de serre ont atteint 369,2 MtCO₂e en 2024, en baisse de 1,8 % par rapport à 2023 et de 32 % par rapport à 1990 ; les transports en demeurent le premier poste, avec 124,9 MtCO₂e, soit 34 % des émissions nationales. L'électrification n'est donc pas un thème sectoriel : elle est l'un des mécanismes par lesquels les usages fossiles des transports, du bâtiment et de l'industrie peuvent être convertis vers une énergie française majoritairement bas-carbone. Le projet de programmation pluriannuelle de l'énergie 3 présente d'ailleurs l'électrification comme le « grand plan » permettant de substituer l'électricité aux importations de pétrole et de gaz, dont le coût est rappelé comme avoisinant 60 milliards d'euros par an.
Dans ce contexte, la commande publique ne peut plus être pensée comme un simple instrument d'achat durable. Elle devient un outil de planification opérationnelle : elle agrège la demande, structure les filières, prescrit des standards techniques, sécurise des investissements, coordonne l'accès au réseau et conditionne l'usage du foncier public. L'enjeu est considérable : la commande publique représente plus de 170 milliards d'euros en 2023, dont 32 % de fournitures, 28 % de travaux et 40 % de services.
La question n'est donc pas seulement de savoir comment les acheteurs publics peuvent acquérir des véhicules électriques, des bornes de recharge ou des pompes à chaleur. Elle est de savoir comment la commande publique peut devenir une infrastructure juridique de l'électrification. La thèse défendue est la suivante : l'électrification des usages suppose de combiner trois droits trop souvent traités séparément — le droit de la commande publique, le droit des réseaux d'énergie et le droit du foncier public. Les acteurs décisifs ne sont pas seulement les acheteurs publics classiques, mais aussi les gestionnaires de réseaux, en particulier RTE, Enedis et les entreprises locales de distribution, dont les contrats relèvent largement du régime européen des entités adjudicatrices.
I. L'électrification oblige à requalifier les acteurs et à sécuriser les emprises avant même l'achat
A. Des acheteurs publics aux acheteurs-réseaux : une cartographie juridique élargie
L'électrification impose d'abord de qualifier les acteurs. Les acheteurs publics classiques — État, collectivités territoriales, établissements publics de santé, universités, bailleurs sociaux, autorités organisatrices de la mobilité, syndicats d'énergie — disposent de gisements considérables : flottes captives, bâtiments publics, éclairage, transports urbains, parkings, voirie, réseaux techniques, restauration collective, équipements sportifs ou hospitaliers. Mais leur rôle ne devrait plus être analysé comme celui de simples acquéreurs d'objets électriques. Ils deviennent des acheteurs-électrificateurs, c'est-à-dire des acteurs qui achètent une fonction bas-carbone : mobilité zéro émission, confort thermique électrifié, recharge disponible, logistique urbaine décarbonée ou pilotage énergétique d'un patrimoine.
Cette mutation est déjà compatible avec le droit positif. Le besoin doit être défini avec précision avant le lancement de la consultation, en prenant en compte des objectifs de développement durable dans leurs dimensions économique, sociale et environnementale (article L. 2111-1 du code de la commande publique). La définition du besoin est donc le premier levier d'électrification : un acheteur public ne devrait pas formuler son besoin comme l'achat de « véhicules électriques », mais comme la fourniture d'une capacité de mobilité décarbonée, disponible, maintenue, pilotable et compatible avec les contraintes de recharge.
Mais les acteurs les plus décisifs ne sont pas uniquement ces acheteurs publics classiques. Ce sont aussi les gestionnaires de réseaux. RTE exploite, maintient et développe le réseau public de transport d'électricité en France métropolitaine ; Enedis est le principal gestionnaire du réseau public de distribution ; les entreprises locales de distribution exercent localement des missions comparables sur leurs zones historiques. Le code de l'énergie identifie les gestionnaires des réseaux publics de distribution dans leurs zones exclusives, notamment Enedis et les entreprises locales de distribution (article L. 111-52 du code de l'énergie), tandis que les entreprises locales de distribution recouvrent notamment les régies, sociétés d'économie mixte, coopératives d'usagers et sociétés d'intérêt collectif agricole d'électricité issues du régime historique de l'électricité (article L. 111-54 du code de l'énergie).
Ces acteurs doivent être qualifiés comme des acheteurs-réseaux. Ils n'achètent pas seulement pour leurs propres besoins internes ; ils achètent pour rendre possible l'électrification des autres. Leurs marchés de câbles, transformateurs, postes sources, travaux de raccordement, systèmes numériques, équipements de téléconduite, maintenance, cybersécurité, supervision ou solutions de flexibilité conditionnent directement la capacité des territoires à électrifier les transports, le bâtiment et l'industrie.
Cette qualification doit être articulée avec les concessions de distribution d'électricité. Les collectivités territoriales et leurs établissements publics de coopération exercent la compétence d'autorité organisatrice de la distribution publique d'électricité et de gaz (article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales).
Le Conseil d'État a toutefois jugé que, dans les zones ne relevant pas d'une entreprise locale de distribution, les textes confèrent à Enedis des droits exclusifs pour la gestion des réseaux publics de distribution d'électricité ; il a également rattaché ces missions à un service d'intérêt économique général, au regard notamment de la sécurité d'approvisionnement, de la continuité du service et de la cohésion territoriale (article 106, paragraphe 2, du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne ; Conseil d'État, 10 juillet 2020, n° 423901).
La conséquence est importante : les concessions de distribution ne doivent pas être traitées comme de simples contrats patrimoniaux ou d'exploitation. Elles doivent devenir des supports de planification territoriale de l'électrification. Leur renouvellement, leur suivi ou leurs avenants devraient intégrer des indicateurs de délais de raccordement, de disponibilité de puissance, de qualité de service, d'investissement, de données réseau, de flexibilité et de priorisation des usages.
B. La maîtrise foncière comme préalable matériel de l'électrification
L'électrification se heurte ensuite à une difficulté plus matérielle, mais juridiquement centrale : le foncier. Une borne de recharge, un poste de transformation, une batterie, une ombrière photovoltaïque, un câble, un local technique ou une station de recharge lourde n'existent pas abstraitement. Ils supposent une emprise, un titre d'occupation, une compatibilité avec la voirie, parfois une servitude, et toujours une articulation avec le raccordement.
Sur le domaine public, nul ne peut occuper ou utiliser une dépendance du domaine public sans disposer d'un titre l'y habilitant (article L. 2122-1 du code général de la propriété des personnes publiques). Lorsque l'occupation permet une exploitation économique, l'autorité gestionnaire doit en principe organiser une procédure de sélection préalable présentant des garanties d'impartialité et de transparence, avec publicité permettant aux candidats potentiels de se manifester (article L. 2122-1-1 du code général de la propriété des personnes publiques).
Ce point est décisif pour les infrastructures de recharge. Selon les cas, l'autorité publique devra choisir entre un marché public d'installation et de maintenance, une concession de service, une autorisation d'occupation temporaire à objet économique, une convention domaniale assortie d'obligations de service, ou un montage hybride combinant occupation du domaine public, investissement privé et obligations de disponibilité. Le choix contractuel ne peut pas être dissocié de la qualification de l'emprise.
Les ouvrages électriques obéissent également à des mécanismes propres au droit de l'énergie. Les travaux nécessaires à l'établissement des ouvrages électriques peuvent être déclarés d'utilité publique afin de permettre l'établissement de servitudes (article R. 323-1 du code de l'énergie). Ces servitudes peuvent notamment porter sur l'ancrage, l'appui, le passage, l'abattage d'arbres ou l'occupation temporaire, sans entraîner dépossession du propriétaire (article L. 323-6 du code de l'énergie).
La maîtrise foncière doit donc précéder la procédure d'achat. Trop souvent, les acheteurs lancent des marchés d'électrification sans avoir sécurisé l'emprise, le titre domanial, le raccordement, la puissance disponible ou les contraintes d'urbanisme. L'innovation consisterait à créer des portefeuilles fonciers d'électrification : une collectivité, un syndicat d'énergie ou une autorité organisatrice identifierait en amont des parkings, friches, emprises routières, fonciers hospitaliers, fonciers universitaires, zones d'activité ou bâtiments publics pouvant accueillir des infrastructures électriques, avec prédiagnostic réseau, disponibilité foncière, contraintes d'urbanisme, modèle contractuel et calendrier indicatif de raccordement.
Cette approche rejoint les annonces récentes de l'exécutif. Dans la séquence de mai 2026, l'Élysée a évoqué des mesures de facilitation de l'accès au réseau, notamment la surréservation de capacité, le passage d'une logique de « premier arrivé, premier servi » à une logique de « premier prêt, premier servi » et la possibilité de raccordements temporaires par piquage sur le réseau 400 kV. Ces mesures ne relèvent pas seulement de la technique électrique : elles signalent que la vitesse d'électrification dépendra autant du droit de l'implantation, du droit de la procédure et du droit du raccordement que de la disponibilité des technologies.
II. Les contrats des gestionnaires de réseaux constituent un levier sous-estimé de la commande publique électrificatrice
A. RTE, Enedis et les entreprises locales de distribution : des entités adjudicatrices au cœur du droit européen des secteurs spéciaux
Le droit français de la commande publique distingue les acheteurs soumis au régime général et les entités adjudicatrices. Sont notamment des entités adjudicatrices les pouvoirs adjudicateurs, entreprises publiques ou organismes bénéficiant de droits spéciaux ou exclusifs lorsqu'ils exercent des activités d'opérateur de réseaux (article L. 1212-1 du code de la commande publique). Sont précisément visées les activités de mise à disposition, d'exploitation ou d'alimentation de réseaux fixes destinés à fournir un service au public dans le domaine de la production, du transport ou de la distribution d'électricité (article L. 1212-3 du code de la commande publique).
Ce régime transpose la directive 2014/25/UE du 26 février 2014 relative à la passation de marchés par des entités opérant dans les secteurs de l'eau, de l'énergie, des transports et des services postaux. La directive repose sur une logique particulière : ces secteurs sont marqués par l'existence de droits spéciaux ou exclusifs, mais doivent respecter les principes d'égalité de traitement, de non-discrimination, de reconnaissance mutuelle, de proportionnalité et de transparence, tout en bénéficiant d'une plus grande flexibilité que le régime général des marchés publics. Enedis indique d'ailleurs explicitement que ses appels d'offres sont soumis à la directive 2014/25/UE et au code de la commande publique.
Cette qualification transforme l'analyse. Les marchés de RTE, Enedis et des entreprises locales de distribution ne sont pas des achats accessoires à l'électrification : ils en sont l'une des conditions. Les marchés de travaux de réseau, d'achat de câbles, de transformateurs, de postes sources, de compteurs, de supervision numérique, de téléconduite, de cybersécurité, de maintenance, de raccordement ou de flexibilité sont des marchés de capacité d'électrification. Sans eux, les véhicules électriques, les pompes à chaleur, les électrolyseurs, les data centers, les bornes haute puissance et les procédés industriels électrifiés demeurent des usages virtuels.
L'analyse conduit donc à distinguer deux niveaux. Au niveau local, les collectivités et syndicats d'énergie disposent d'un rôle d'autorités concédantes et de planification territoriale du réseau. Au niveau opérationnel, les gestionnaires de réseaux, parce qu'ils sont entités adjudicatrices, disposent d'un régime de commande publique adapté aux contraintes industrielles et techniques des réseaux. La commande publique électrificatrice ne doit pas seulement regarder les marchés des collectivités ; elle doit aussi regarder les marchés des gestionnaires de réseaux.
Cette approche est confortée par la jurisprudence du Conseil d'État relative à Enedis. Dans la décision du 10 juillet 2020, le juge administratif a admis que les missions de gestion du réseau public de distribution pouvaient justifier un régime de droits exclusifs, au regard de la mission d'intérêt économique général poursuivie. Il a également relevé que la distribution d'électricité suppose la capacité à satisfaire, à long terme, une demande raisonnable et à exploiter, entretenir et développer un réseau sûr, fiable et efficace. Cette jurisprudence éclaire le statut particulier des gestionnaires de réseaux : ils ne sont ni de simples opérateurs privés, ni des acheteurs publics ordinaires, mais des opérateurs régulés placés au cœur d'un service économique d'intérêt général.
B. Le régime des secteurs spéciaux comme accélérateur : négociation, délais raccourcis, qualification et droit comparé
Le premier levier du régime des entités adjudicatrices tient à la procédure avec négociation. Alors que les pouvoirs adjudicateurs ne peuvent y recourir que dans des hypothèses encadrées, l'entité adjudicatrice peut passer librement ses marchés selon cette procédure (article R. 2124-4 du code de la commande publique). Cette souplesse est décisive pour l'électrification. Les besoins sont souvent complexes, évolutifs et interdépendants : raccordements industriels, bornes haute puissance, renforcement de postes sources, batteries, smart grids, pilotage dynamique de charge, cybersécurité, plateformes de données, effacement local ou flexibilité.
La procédure avec négociation permet de discuter autre chose que le prix. Elle permet de négocier l'architecture technique, le calendrier, la disponibilité des composants, la maintenance, les garanties de performance, l'accès aux données, la réversibilité logicielle, la cybersécurité, l'allocation du risque de raccordement et la gestion des pénuries industrielles. Elle devrait donc être regardée comme la procédure naturelle des projets d'électrification complexes.
Le deuxième levier tient aux délais. Pour les entités adjudicatrices, le délai minimal de réception des candidatures en procédure avec négociation est de quinze jours à compter de l'envoi de l'avis de marché ou, lorsque l'appel à la concurrence est effectué au moyen d'un avis périodique indicatif, de l'invitation à confirmer l'intérêt (article R. 2161-21 du code de la commande publique). La date limite de réception des offres peut ensuite être fixée d'un commun accord avec les candidats sélectionnés ; à défaut d'accord, elle ne peut être inférieure à dix jours à compter de l'envoi de l'invitation à soumissionner (article R. 2161-22 du code de la commande publique). L'entité adjudicatrice peut même attribuer le marché sur la base des offres initiales sans négociation, si elle l'a indiqué dans l'avis de marché ou l'invitation à confirmer l'intérêt (article R. 2161-23 du code de la commande publique).
Ces délais ne doivent pas être lus comme de simples facilités procédurales. Dans un contexte de tension sur les transformateurs, les câbles, les équipements de puissance, les compétences électriques et les délais de raccordement, ils constituent un avantage industriel. Ils permettent de rapprocher le rythme de la commande publique du rythme réel des chaînes d'approvisionnement électriques.
Le troisième levier tient aux systèmes de qualification. Les entités adjudicatrices peuvent mettre en place ou utiliser des systèmes de qualification d'opérateurs économiques (article R. 2162-27 du code de la commande publique). Elles doivent publier un avis sur le système, précisant son objet, sa durée et ses modalités d'accès (article R. 2162-28 du code de la commande publique), fixer des règles objectives d'exclusion, de sélection et de fonctionnement, et permettre aux opérateurs de demander leur qualification pendant la durée du système (article R. 2162-30 et article R. 2162-31 du code de la commande publique). Les marchés passés dans le cadre d'un système de qualification peuvent ensuite être attribués par procédure restreinte ou par procédure avec négociation entre opérateurs qualifiés (article R. 2162-35 du code de la commande publique).
C'est ici que se situe une proposition structurante : créer un système de qualification « électrification rapide », national ou interrégional, ouvert aux entreprises de travaux électriques, fabricants de transformateurs, intégrateurs IRVE, opérateurs de supervision, mainteneurs, spécialistes de cybersécurité, agrégateurs de flexibilité et fournisseurs de solutions de pilotage. Ce système pourrait être utilisé par RTE, Enedis, des entreprises locales de distribution, voire par des centrales d'achat ou groupements compatibles avec leur régime juridique. Il permettrait de passer d'une logique d'appels d'offres isolés à une logique de vivier industriel permanent.
Le droit comparé confirme que la France dispose déjà d'un régime relativement favorable, car elle transpose fidèlement la flexibilité européenne des secteurs spéciaux. Les analyses européennes rappellent que les entités opérant dans les secteurs spéciaux peuvent recourir librement aux procédures ouverte, restreinte et négociée avec appel préalable à la concurrence. L'Allemagne retient également, dans le règlement applicable aux secteurs spéciaux, un choix ouvert entre procédure ouverte, procédure restreinte, procédure négociée, dialogue compétitif et partenariat d'innovation. Le modèle britannique post-Brexit mérite néanmoins attention : le Procurement Act 2023 organise des dynamic markets, c'est-à-dire des listes de fournisseurs qualifiés pouvant participer à de futures procédures, et prévoit même des utilities dynamic markets pour les contrats de secteurs spéciaux.
Ce droit comparé n'appelle pas nécessairement une révolution normative française. Il suggère plutôt une doctrine d'emploi : utiliser davantage les systèmes de qualification, les avis périodiques indicatifs, les procédures négociées et les accords-cadres pour réduire les délais sans affaiblir les principes de transparence et d'égalité d'accès. L'innovation n'est pas de contourner la concurrence, mais d'organiser en amont un marché d'entreprises prêtes à intervenir rapidement sur les goulots d'étranglement de l'électrification.
Un dernier levier, plus sensible, relève de l'accès des produits de pays tiers. Pour certains marchés de fournitures passés par des entités adjudicatrices, une offre peut être rejetée lorsque la part des produits originaires de pays tiers excède 50 % de la valeur totale des produits composant l'offre, sous réserve des conditions liées aux accords internationaux de l'Union (article L. 2153-2 du code de la commande publique ; article R. 2153-3 du code de la commande publique ; article 85 de la directive 2014/25/UE).
Ce mécanisme doit être manié avec prudence, mais il peut nourrir une réflexion sur la sécurité d'approvisionnement en équipements critiques : transformateurs, câbles, composants électroniques, équipements de recharge ou dispositifs de pilotage.
III. Les acheteurs publics doivent acheter des capacités d'électrification, pas seulement des équipements électriques
A. Définir le besoin autour de la performance d'usage, du coût complet et de la flexibilité
L'erreur serait de réduire l'électrification à l'achat d'équipements. Acheter des véhicules électriques, des bornes ou des pompes à chaleur ne suffit pas si le raccordement est tardif, la maintenance insuffisante, la puissance mal pilotée, les données inaccessibles ou l'usage mal accepté. L'acheteur doit acheter une capacité d'usage électrifiée : non un véhicule, mais une mobilité décarbonée disponible ; non une borne, mais un service de recharge interopérable, maintenu et piloté ; non une pompe à chaleur, mais une performance de confort thermique bas-carbone.
Le droit de la commande publique le permet déjà. Les spécifications techniques peuvent être formulées par référence à des normes, mais aussi en termes de performances ou d'exigences fonctionnelles (article R. 2111-8 du code de la commande publique). Lorsqu'elles sont formulées en termes de performances ou d'exigences fonctionnelles, elles doivent être suffisamment précises pour permettre aux candidats de connaître exactement l'objet du marché et à l'acheteur d'attribuer le marché ; elles peuvent notamment inclure des caractéristiques environnementales (article R. 2111-10 du code de la commande publique).
Les critères d'attribution peuvent également intégrer la performance environnementale, le coût, la qualité, la valeur technique, les conditions de maintenance, le service après-vente, la sécurité d'approvisionnement ou le coût du cycle de vie, à condition d'être liés à l'objet du marché ou à ses conditions d'exécution (article L. 2152-7 du code de la commande publique ; article R. 2152-7 du code de la commande publique). Cette base permet d'intégrer dans les marchés d'électrification un raisonnement en coût complet : acquisition, raccordement, puissance souscrite, consommation électrique, maintenance, durée de vie, réparabilité, fin de vie, disponibilité, données, cybersécurité, réversibilité et impact réseau.
La jurisprudence européenne fournit un socle solide. Dans Concordia Bus Finland, la Cour de justice a admis que des critères environnementaux puissent être utilisés pour attribuer un marché, à condition qu'ils soient liés à l'objet du marché, transparents, non discriminatoires et qu'ils ne confèrent pas une liberté inconditionnée à l'acheteur (Cour de justice de l'Union européenne, 17 septembre 2002, Concordia Bus Finland, C-513/99). Cette logique est régulièrement mobilisée en droit français pour sécuriser l'usage de critères environnementaux. Dans Max Havelaar, la Cour a précisé que l'acheteur ne peut pas se borner à exiger un label sans traduire les exigences pertinentes dans les documents de la consultation ni accepter des moyens de preuve équivalents (Cour de justice de l'Union européenne, 10 mai 2012, Commission c. Pays-Bas, C-368/10).
La jurisprudence interne invite à la même prudence. Le Conseil d'État a censuré un critère de « bilan carbone » insuffisamment défini, faute de contenu et de modalités d'appréciation suffisamment précis, dans une affaire relative à la collecte de déchets (Conseil d'État, 15 février 2013, Société Derichebourg Polyurbaine, n° 363921). La leçon est directement transposable à l'électrification : l'acheteur peut prescrire des performances environnementales, mais il doit les rendre mesurables. Une clause de flexibilité, un critère de sobriété en puissance appelée, une exigence de disponibilité de recharge ou une obligation de pilotage de charge doivent être objectivement contrôlables.
L'innovation contractuelle pourrait consister à intégrer une clause de flexibilité électrique dans tout marché d'électrification significatif. La question posée serait simple : l'usage électrifié peut-il être déplacé, modulé, effacé ou piloté afin de ne pas aggraver les pointes électriques ? Cette clause pourrait viser la recharge nocturne des flottes, le pilotage dynamique des bornes, l'effacement de certains usages non critiques, la modulation thermique des bâtiments, la valorisation de flexibilités locales par agrégateur ou l'intégration de batteries. L'acheteur ne se contenterait plus d'être consommateur d'électricité ; il deviendrait acteur de l'équilibre du système électrique.
Cette approche permet aussi de traiter juridiquement la question de la proximité. Un critère de préférence locale serait fragile au regard des principes de non-discrimination et d'égalité d'accès. En revanche, des exigences de délai d'intervention, de continuité de maintenance, de disponibilité des pièces, de sécurité d'approvisionnement, de réparabilité, de cybersécurité ou de bilan environnemental du cycle de vie peuvent être admises si elles sont liées à l'objet du marché, proportionnées et vérifiables.
B. Mutualiser, contractualiser des trajectoires et sécuriser les modifications
L'électrification appelle enfin des montages plus longs et plus collectifs que les marchés ponctuels. Les collectivités, hôpitaux, universités, bailleurs, autorités organisatrices de la mobilité et syndicats d'énergie ont intérêt à mutualiser leurs besoins par des groupements de commandes, accords-cadres, centrales d'achat, marchés globaux de performance, contrats de performance énergétique, concessions IRVE, partenariats d'innovation ou dialogues compétitifs. L'objectif n'est pas seulement de réduire les prix : il est de donner de la visibilité aux industriels, de synchroniser les calendriers avec les capacités de réseau et de réduire les délais de passation.
La bonne unité contractuelle n'est donc pas toujours l'équipement, mais la trajectoire. Un marché d'électrification peut être conçu en plusieurs phases : diagnostic des usages, sécurisation du foncier, analyse de puissance, raccordement, déploiement des premiers équipements, supervision, maintenance, flexibilité, optimisation annuelle. Ce modèle permet d'acheter progressivement sans figer trop tôt les choix techniques.
Cette trajectoire doit toutefois être sécurisée au regard du droit des modifications contractuelles. La jurisprudence Pressetext reste centrale : une modification substantielle d'un marché peut être regardée comme une nouvelle attribution lorsqu'elle introduit des conditions qui auraient permis l'admission d'autres candidats, modifie l'équilibre économique du contrat en faveur du titulaire ou étend sensiblement son objet (Cour de justice de l'Union européenne, 19 juin 2008, Pressetext Nachrichtenagentur, C-454/06). Le code de la commande publique permet les modifications en cours d'exécution dans des hypothèses encadrées, notamment lorsqu'elles ont été prévues par des clauses de réexamen suffisamment claires, précises et non équivoques (article L. 2194-1 du code de la commande publique ; article R. 2194-1 et suivants du code de la commande publique).
Les acheteurs doivent donc écrire dès l'origine des marchés évolutifs : tranches, options, bons de commande, clauses de réexamen, clauses de performance, mécanismes d'ajustement des puissances, clauses de partage des données, engagements de disponibilité, clauses de réversibilité, indicateurs de flexibilité et modalités d'évolution technologique. Le droit de la commande publique n'interdit pas les trajectoires ; il interdit les trajectoires improvisées après l'attribution.
La proposition la plus structurante serait la création de contrats territoriaux d'électrification. Ces contrats associeraient collectivités, autorités concédantes, RTE, Enedis ou entreprises locales de distribution, opérateurs de recharge, industriels, bailleurs, hôpitaux, universités et financeurs. Ils ne se substitueraient pas aux procédures de commande publique, mais les prépareraient : identification des besoins, priorisation des usages, cartographie des emprises, calendrier de raccordement, systèmes de qualification, trajectoire de déploiement, indicateurs de puissance disponible, coûts complets, émissions évitées et qualité de service.
Ces contrats territoriaux pourraient fonctionner comme des documents d'orchestration. D'un côté, les concessions de distribution et les schémas territoriaux permettraient d'identifier les capacités et contraintes du réseau ; de l'autre, les marchés publics, concessions, autorisations domaniales et systèmes de qualification permettraient de traduire ces priorités en contrats opérationnels. La commande publique cesserait alors d'être une addition de procédures isolées pour devenir une méthode de bascule territoriale vers l'électricité.
Conclusion
La commande publique électrificatrice ne consiste pas à insérer quelques clauses environnementales dans des marchés existants. Elle implique de modifier la grammaire même de l'achat public. L'acheteur ne doit plus acheter seulement un équipement, mais une capacité d'usage bas-carbone, raccordée, maintenue, pilotable et foncièrement sécurisée.
Le point le plus innovant réside dans la reconnaissance du rôle central des gestionnaires de réseaux. RTE, Enedis et les entreprises locales de distribution ne sont pas des acteurs périphériques de la commande publique : ils en sont l'un des moteurs dans le domaine de l'électrification. Leur statut d'entités adjudicatrices ouvre des outils puissants — procédure avec négociation, délais raccourcis, systèmes de qualification, avis périodiques indicatifs, viviers d'entreprises qualifiées — qui devraient être mobilisés comme des instruments de politique industrielle et territoriale.
La France n'a donc pas nécessairement besoin d'un bouleversement complet de son droit. Elle a besoin d'une doctrine d'emploi : qualifier les acteurs, sécuriser le foncier, utiliser le droit des secteurs spéciaux, mutualiser les besoins, prévoir la flexibilité, contractualiser des trajectoires et faire des concessions de distribution des supports de planification énergétique.
Électrifier par la commande publique, ce n'est pas seulement acheter électrique ; c'est transformer l'achat public, le droit des réseaux et le foncier public en accélérateur juridique de la transition énergétique.
Augustin BERGONZI
Responsable de la Gazette