REMIT et obligations de transparence : conformité pour acteurs du marché de l'énergie

Le règlement REMIT (Regulation on Energy Market Integrity and Transparency) est l’un des cadres réglementaires les plus structurants pour tout acteur intervenant sur les marchés de gros de l’énergie en Europe. Adopté en 2011 et significativement renforcé par REMIT II en 2024, il impose des obligations de transparence, de déclaration et de surveillance qui touchent directement les fournisseurs d’électricité et de gaz, les traders, les responsables d’équilibre et, dans une certaine mesure, les courtiers qui facilitent l’accès au marché. Pourtant, dans le quotidien opérationnel de nombreux acteurs français de taille intermédiaire, REMIT reste souvent perçu comme un sujet « compliance » lointain, géré par les équipes juridiques des grands groupes. C’est une erreur. Le non-respect de REMIT expose à des sanctions financières considérables et à des risques réputationnels majeurs. Cet article détaille les obligations concrètes, les processus d’enregistrement, les exigences de reporting et les dispositifs de surveillance à mettre en place.

Comprendre le périmètre de REMIT

Objectif et champ d’application

REMIT vise à prévenir les abus de marché (manipulation et délit d’initié) sur les marchés de gros de l’énergie. Son champ d’application couvre les produits énergétiques de gros, ce qui inclut les contrats de fourniture d’électricité et de gaz naturel, qu’ils soient négociés sur des marchés organisés (EPEX SPOT, EEX, ICE Endex) ou de gré à gré (OTC). Les contrats de capacité de transport et de stockage de gaz entrent également dans le périmètre.

Concrètement, tout contrat portant sur une livraison d’énergie dans l’Union européenne est couvert, à condition que sa puissance ou son volume dépasse certains seuils. Pour l’électricité, la notion de produit de gros englobe les contrats dont la capacité de livraison est égale ou supérieure à 600 GWh par an. Pour le gaz, le seuil s’établit à 600 GWh/an également. Cependant, et c’est un point essentiel, les obligations de déclaration de transactions s’appliquent bien en dessous de ces seuils : dès lors qu’un acteur intervient sur un marché de gros organisé ou négocie des contrats OTC standardisés, il est tenu de déclarer.

Les contrats de fourniture aux consommateurs finals (B2C et même B2B en dessous des seuils) ne relèvent pas directement de REMIT. Mais un fournisseur qui couvre ses positions sur le marché de gros, même modestement, entre de fait dans le périmètre.

Les acteurs concernés en France

En pratique, sont concernés : les fournisseurs d’électricité et de gaz disposant d’une licence de fourniture et intervenant sur les marchés de gros pour leur approvisionnement, les traders pour compte propre, les responsables d’équilibre, les exploitants de centrales de production de plus de 100 MW (dans le cadre de la publication d’informations privilégiées), les gestionnaires de stockage et les opérateurs de terminaux GNL. Les courtiers (brokers) qui facilitent les transactions sans prendre de position sont également visés par certaines obligations, notamment en matière de surveillance des ordres passés via leurs plateformes.

La CRE (Commission de Régulation de l’Énergie) est l’autorité nationale de régulation compétente pour la mise en œuvre de REMIT en France. Elle coopère avec l’ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) au niveau européen, qui centralise la collecte des données de transactions et assure la surveillance transfrontalière.

Enregistrement auprès de l’ACER : le point de départ

Le registre CEREMP

Tout acteur du marché soumis à REMIT doit s’enregistrer dans le registre européen CEREMP (Centralised European Register of Energy Market Participants). En France, l’enregistrement se fait via le portail de la CRE, qui transmet ensuite les informations à l’ACER. Chaque entité se voit attribuer un code ACER unique, indispensable pour toutes les déclarations ultérieures.

L’enregistrement nécessite de fournir l’identité juridique de l’entité (LEI, Legal Entity Identifier, obligatoire), la description des activités sur les marchés de gros, l’identification de l’autorité de régulation nationale compétente et les coordonnées des personnes responsables de la conformité REMIT au sein de l’organisation.

Le processus est relativement simple sur le plan administratif, mais il faut souligner que l’enregistrement n’est pas une formalité optionnelle. L’absence d’enregistrement constitue en soi une infraction. Un fournisseur alternatif qui commence à acheter des blocs sur EEX ou à négocier des contrats OTC calendaires avec un agrégateur doit s’enregistrer avant de passer sa première transaction déclarable.

Mise à jour et obligations continues

L’enregistrement n’est pas un acte unique. Toute modification substantielle des informations déclarées (changement de périmètre d’activité, modification de la structure juridique, arrêt ou début d’activité sur un nouveau segment de marché) doit être notifiée à la CRE dans un délai raisonnable. En pratique, la plupart des régulateurs attendent une mise à jour dans les 30 jours suivant le changement.

Déclaration des transactions et des ordres

Le mécanisme de reporting ACER (ARIS)

L’obligation centrale de REMIT réside dans la déclaration des transactions exécutées et des ordres passés sur les marchés de gros. Ces déclarations sont collectées par l’ACER via sa plateforme ARIS (ACER REMIT Information System). L’objectif est de permettre aux régulateurs de reconstituer l’ensemble des flux d’ordres et de transactions pour détecter d’éventuels comportements abusifs.

Les transactions sur marchés organisés sont généralement déclarées par la plateforme de trading elle-même (EPEX SPOT, EEX, ICE) pour le compte des participants. L’acteur du marché n’a donc pas à effectuer lui-même la déclaration pour ces transactions, mais il doit s’assurer que la plateforme le fait correctement et que son code ACER est bien référencé.

La situation est différente pour les transactions OTC. Les contrats de gré à gré standardisés doivent être déclarés par les parties elles-mêmes, soit directement, soit par l’intermédiaire d’un RRM (Registered Reporting Mechanism). Les RRM sont des entités agréées par l’ACER pour recevoir et transmettre les déclarations de transactions. Parmi les RRM actifs, on trouve Trayport, REGIS-TR, ou encore certains brokers qui offrent ce service de reporting à leurs clients.

Le choix du RRM est une décision opérationnelle importante. Le coût du service de reporting varie selon les volumes déclarés et le niveau d’intégration technique. Pour un fournisseur de taille modeste réalisant quelques dizaines de transactions OTC par mois, le passage par un RRM tiers reste la solution la plus pragmatique. L’alternative, déclarer directement via l’interface web de l’ACER, est techniquement possible mais fastidieuse dès que les volumes augmentent.

Contenu des déclarations

Chaque déclaration de transaction doit contenir un ensemble de champs normalisés : identifiants des contreparties (codes ACER et LEI), type de produit, lieu de livraison, période de livraison, volume, prix, date et heure d’exécution, et le cas échéant, le lien avec un contrat cadre (EFET, ISDA). Les formats techniques suivent les spécifications de l’ACER, qui ont été actualisées avec REMIT II pour intégrer de nouvelles catégories de produits et affiner la granularité des données.

Les délais de déclaration sont stricts. Pour les transactions sur marchés organisés, le reporting est en principe effectué en J+1. Pour les contrats OTC standardisés, le délai est également de un jour ouvré après l’exécution. Les contrats OTC non standardisés (contrats sur mesure, PPA à structure complexe) disposent d’un délai plus long, mais doivent néanmoins être déclarés.

Informations privilégiées et obligation de publication

Définition et portée

REMIT introduit un concept d’information privilégiée (inside information) spécifique aux marchés de l’énergie. Une information est considérée comme privilégiée si elle est précise, non publique, concerne directement ou indirectement un ou plusieurs produits énergétiques de gros, et si sa publication serait susceptible d’influencer significativement les prix.

Les exemples les plus fréquents concernent les indisponibilités de centrales de production. Lorsqu’une unité de production de plus de 100 MW subit un arrêt imprévu ou voit sa date de redémarrage modifiée, l’exploitant doit publier cette information « dès que possible » sur une plateforme de publication d’informations privilégiées (Inside Information Platform, IIP). En France, EDF publie ces informations via la plateforme de RTE (Transparency) et via les plateformes dédiées conformes REMIT.

Mais l’obligation ne se limite pas aux producteurs. Un fournisseur qui détient une information précise et non publique susceptible d’affecter le prix d’un produit de gros (par exemple, la connaissance anticipée d’un changement réglementaire majeur affectant le mécanisme de capacité, ou d’une décision de la CRE non encore publiée) est tenu de ne pas exploiter cette information pour trader. L’interdiction du délit d’initié s’applique pleinement.

Publication via les IIP

Les Inside Information Platforms sont les canaux officiels de diffusion. Pour les producteurs d’électricité en France, la plateforme de transparence de RTE (basée sur les obligations du règlement Transparency de l’ENTSO-E) fait largement office de vecteur de publication. Pour le gaz, les plateformes de GRTgaz et Teréga remplissent un rôle analogue pour les données relatives aux capacités de transport et de stockage.

La publication doit être effectuée de manière « effective et en temps utile ». La possibilité de différer la publication existe, mais elle est encadrée strictement : l’acteur doit pouvoir démontrer que le report ne risque pas d’induire le public en erreur, qu’il est en mesure d’assurer la confidentialité de l’information pendant le report, et que le report est justifié par un intérêt légitime (par exemple, la vérification de la nature exacte d’un incident technique avant publication).

Surveillance des abus de marché

Manipulation de marché : les comportements visés

REMIT interdit explicitement la manipulation de marché, qui recouvre plusieurs types de comportements. Le passage d’ordres fictifs destinés à donner une fausse impression de l’offre ou de la demande (spoofing, layering), la diffusion d’informations fausses ou trompeuses (par exemple, publier une indisponibilité fictive pour faire monter les prix), ou encore le recours à des stratégies de trading qui exploitent une position dominante sur un segment de marché pour fausser les prix.

Pour les fournisseurs de taille intermédiaire, le risque de manipulation de marché peut sembler théorique. En réalité, la CRE et l’ACER disposent d’outils d’analyse algorithmique sophistiqués pour détecter des schémas de trading anormaux, et les enquêtes pour manipulation de marché ont donné lieu à des sanctions significatives en Europe. En 2023, l’ACER a traité plusieurs centaines de cas suspects, dont certains ont conduit à des amendes de plusieurs millions d’euros prononcées par les régulateurs nationaux.

Obligations de surveillance interne

Tout acteur du marché doit mettre en place des dispositions internes pour détecter et prévenir les abus de marché. Cela inclut la formation des collaborateurs impliqués dans les activités de trading et d’approvisionnement, la mise en place de procédures de surveillance des ordres et transactions, la tenue de registres des personnes ayant accès à des informations privilégiées (listes d’initiés), et des mécanismes de remontée d’alertes (whistleblowing).

Les plateformes de trading organisé (EPEX SPOT, EEX) disposent de leurs propres systèmes de surveillance et sont tenues de signaler à l’ACER tout comportement suspect. Mais cette surveillance « de premier niveau » ne dispense pas les acteurs de marché de leur propre vigilance.

REMIT II : ce qui change à partir de 2025

Renforcement du périmètre

Le règlement REMIT II, adopté en 2024, élargit le périmètre des produits couverts aux instruments dérivés sur l’énergie qui étaient auparavant uniquement encadrés par MiFID II/MAR. L’objectif est de supprimer les zones grises entre la réglementation financière et la réglementation sectorielle énergie. Les contrats à terme sur l’électricité et le gaz, qu’ils soient livrés physiquement ou réglés financièrement, tombent désormais clairement sous REMIT lorsqu’ils concernent des produits énergétiques de gros.

REMIT II renforce également les pouvoirs de l’ACER en matière d’enquête transfrontalière et augmente les plafonds de sanctions. Les amendes peuvent désormais atteindre 15 % du chiffre d’affaires annuel de l’entité concernée pour les cas de manipulation de marché les plus graves.

Nouvelles obligations de reporting

Le périmètre du reporting est étendu aux contrats d’équilibrage (balancing) et aux contrats intrajournaliers continus. Les transactions LNG (gaz naturel liquéfié) sont également intégrées de manière plus systématique. Pour les acteurs déjà en conformité avec REMIT I, l’adaptation implique principalement une mise à jour des systèmes de reporting, une extension du périmètre de produits déclarés auprès du RRM, et une révision des procédures internes de compliance.

Le calendrier de mise en œuvre de REMIT II s’échelonne entre 2025 et 2026 selon les dispositions. Les actes d’exécution détaillant les formats de reporting mis à jour sont attendus courant 2025.

Mise en conformité opérationnelle : approche pragmatique

Pour un fournisseur alternatif

Un fournisseur d’électricité ou de gaz qui intervient sur les marchés de gros, même modestement (quelques MW couverts en calendaire, des achats spot via un intermédiaire), doit a minima s’assurer de trois choses. Premièrement, être enregistré dans CEREMP avec un code ACER valide et un LEI actif. Deuxièmement, avoir contractualisé avec un RRM ou vérifié que ses contreparties ou plateformes de trading assurent le reporting pour son compte. Troisièmement, avoir formalisé une politique interne REMIT, même succincte, qui identifie les personnes ayant potentiellement accès à des informations privilégiées et qui décrit les procédures de remontée d’incidents.

Le coût de mise en conformité pour un fournisseur de petite taille reste modéré. L’enregistrement CEREMP est gratuit. Le service d’un RRM se chiffre typiquement à quelques milliers d’euros par an pour des volumes de reporting limités. La principale charge est humaine : il faut qu’au moins une personne dans l’organisation comprenne les obligations REMIT et assure un suivi régulier.

Pour un courtier en énergie

Les courtiers (brokers) qui ne prennent pas de position pour compte propre mais facilitent les transactions entre acheteurs et vendeurs ont des obligations spécifiques. Ils doivent s’enregistrer dans CEREMP s’ils interviennent dans l’exécution de transactions sur des produits de gros. Ils doivent également mettre en place des systèmes de détection des ordres suspects passés via leurs plateformes et les signaler à l’ACER ou à la CRE. La notion de « personne organisant professionnellement des transactions » (PPAT) utilisée dans REMIT II vise explicitement à inclure les courtiers dans le dispositif de surveillance.

Articulation avec les autres réglementations

REMIT ne fonctionne pas en vase clos. Pour les produits dérivés financiers sur l’énergie, les obligations de reporting sous EMIR (European Market Infrastructure Regulation) s’appliquent en parallèle. Un contrat à terme sur l’électricité compensé via ECC (European Commodity Clearing) doit être déclaré à la fois sous REMIT (via un RRM) et sous EMIR (via un Trade Repository). La coordination entre ces deux régimes est un point d’attention récurrent pour les équipes compliance. REMIT II vise à clarifier cette articulation, mais en pratique, les doublons de reporting subsistent et nécessitent une gestion rigoureuse.

De même, les obligations de publication d’informations privilégiées sous REMIT peuvent recouper les obligations de transparence sous le règlement Transparency de l’ENTSO-E. Un producteur publiant ses indisponibilités sur la plateforme de RTE satisfait en principe aux deux exigences, mais il doit vérifier que les formats et délais sont conformes aux spécifications REMIT.

Sanctions et jurisprudence

La CRE dispose depuis la loi de transition énergétique de 2015 de pouvoirs de sanction renforcés en matière de REMIT. Les sanctions peuvent aller de l’avertissement à des amendes pouvant atteindre 8 % du chiffre d’affaires en droit français (ce plafond étant susceptible d’évoluer avec la transposition de REMIT II). Plusieurs décisions de sanctions ont été rendues publiques en Europe, portant sur des cas de manipulation de prix sur les marchés spot, de non-déclaration de transactions OTC, ou de retard dans la publication d’informations privilégiées relatives à des indisponibilités de centrales.

La tendance est clairement à l’intensification de la surveillance. L’ACER a considérablement renforcé ses capacités d’analyse de données depuis 2020, traitant désormais plusieurs millions de déclarations de transactions par jour. Les algorithmes de détection identifient les schémas de trading inhabituels, les corrélations suspectes entre publications d’informations et positions de marché, et les anomalies de prix. Pour un fournisseur ou un trader, l’hypothèse « trop petit pour être surveillé » n’est plus tenable.

Gridaria accompagne les fournisseurs d’énergie, traders et courtiers dans leur mise en conformité avec le règlement REMIT : enregistrement CEREMP, choix du RRM, structuration des procédures internes de surveillance et articulation avec les obligations EMIR. Prenez contact →