Les Mini-Grid Regulations 2026 : ce qui change pour les développeurs et les opérateurs

Champ d’application et statut

Les Mini-Grid Regulations 2026 (règlement n° NERC-R-001-2026) ont été publiées par la NERC le 10 avril 2026, leurs annexes ayant été publiées séparément le 3 juin 2026. La réglementation de 2023 (NERC-R-117-2023) s’appliquait aux mini-réseaux isolés et interconnectés d’une puissance maximale de 1 MW par site. La réglementation de 2026 s’applique aux mini-réseaux isolés jusqu’à 5 MW par site et aux mini-réseaux interconnectés jusqu’à 10 MW par site, et précise qu’aucun régime de licence distinct n’est créé pour les projets de plus de 1 MW dans ces limites.

La possibilité de procéder à un enregistrement, plutôt que d’obtenir un permis, reste ouverte aux systèmes isolés dont la puissance distribuée n’excède pas 100 kW, comme sous la réglementation de 2023. La réglementation traite également du rôle des State Electricity Regulatory Commissions : lorsqu’un régulateur d’État a pris en charge la supervision, la réglementation ne s’applique qu’aux questions relevant encore de la compétence de la NERC, et la NERC peut s’appuyer sur des approbations équivalentes de l’État pour éviter les doublons.

Permis et obligations des compagnies de distribution

La NERC peut délivrer un permis ou enregistrer un accord tripartite dans les 30 jours ouvrés suivant le dépôt d’un dossier complet, un délai globalement comparable à celui de 2023. Ce qui change, c’est la discipline imposée aux compagnies de distribution :

• Une compagnie de distribution sollicitée pour une non-objection concernant un mini-réseau isolé doit répondre dans les 15 jours ouvrés, faute de quoi elle est réputée l’avoir délivrée.
• Une objection fondée sur les propres plans d’extension de la compagnie devient caduque si la construction physique n’a pas commencé dans les 12 mois ou si la mise sous tension n’a pas eu lieu dans les 24 mois, sauf prorogation accordée par la NERC.
• Les compagnies de distribution doivent tenir un registre public des zones non desservies et mal desservies et publier des informations sur la capacité d’accueil de chaque départ (Hosting Capacity Information), mises à jour au moins tous les 12 mois et dans les 60 jours suivant toute modification importante d’un départ.
• Après la remise des documents de mise en service, la compagnie de distribution doit délivrer l’autorisation de mise sous tension ou exposer par écrit ses motifs techniques dans les 15 jours ouvrés.

Interconnexion et injection

Les projets interconnectés de plus de 1 MW nécessitent une étude d’impact sur le système (System Impact Study) limitée aux questions pertinentes pour la sécurité de l’interconnexion. Les projets solaires de 1 MW ou moins peuvent suivre une procédure simplifiée : lorsque la capacité d’accueil publiée est suffisante et que le projet satisfait aux conditions techniques standard, une Short-Form System Impact Study Confirmation peut suffire. Chaque projet se voit attribuer un mode d’exploitation : sans injection, injection limitée ou injection pilotée.

Les mini-réseaux interconnectés d’au moins 1 MW, ainsi que les plus petits lorsque la NERC l’approuve, peuvent demander une capacité d’injection au point de couplage commun. La compagnie de distribution doit statuer dans les 30 jours ouvrés et motiver par écrit tout refus. Si les parties ne parviennent pas à s’accorder sur un tarif d’injection dans les 30 jours ouvrés suivant l’approbation technique, une méthodologie par défaut prévue à l’annexe 8 (Schedule 8) s’applique. Les conditions commerciales entre l’opérateur et la compagnie de distribution peuvent inclure une redevance d’utilisation des actifs de réseau (Network Asset Use Fee) et une redevance au titre du coût de l’énergie (Cost of Energy), toutes deux déterminées selon l’annexe 8.

Tarifs

Les tarifs continuent d’être fixés au moyen du modèle tarifaire de la NERC pour les mini-réseaux, avec une période de régulation de cinq ans. Les niveaux de pertes de référence par défaut, de 4 % pour les pertes techniques et de 3 % pour les pertes non techniques, sont inchangés par rapport à 2023, mais la NERC peut désormais approuver des niveaux plus élevés propres à un projet, généralement plafonnés à 8 % et 5 % respectivement et réduits sur une période n’excédant pas 36 mois à compter de la mise en service commerciale. Les opérateurs enregistrés peuvent toujours convenir des tarifs directement avec une communauté représentant des clients qui consomment au moins 60 % de la production, sous réserve de l’examen de la NERC.

Arrivée du réseau et indemnisation

L’obligation de préavis de 12 mois avant que l’extension du réseau n’atteigne un mini-réseau isolé est maintenue. La réglementation de 2026 énumère un éventail plus large d’options de transition, dont la conversion en mini-réseau interconnecté, le transfert des actifs, la poursuite de l’exploitation dans le cadre d’un accord commercial ou une sortie ordonnée, et permet à chacune des parties de saisir la NERC si aucun accord n’est trouvé dans les 60 jours ouvrés.

Sous la réglementation de 2023, l’indemnisation en cas de transfert des actifs comprenait la valeur comptable nette des actifs de réseau, majorée d’un montant équivalant au bénéfice avant impôt des 24 mois précédant la remise. La réglementation de 2026 fonde désormais l’indemnisation sur le plus élevé des deux montants suivants : le coût historique indexé vérifié, net d’amortissement, et le coût de remplacement net d’amortissement vérifié, majoré des coûts de transition approuvés. Des montants supplémentaires dépendent du calendrier :

• Dans les cinq ans suivant la mise en service commerciale : les coûts de développement et de construction non recouvrés, plus le chiffre d’affaires des 12 mois précédents.
• Entre le cinquième et le dixième anniversaire : le chiffre d’affaires des 12 mois précédents.
• À partir du dixième anniversaire : le montant de base uniquement, sauf décision contraire de la NERC.

Les actifs financés par des subventions ou par les clients peuvent être exclus ou traités séparément, et l’opérateur peut poursuivre l’exploitation jusqu’au paiement de l’indemnité ou jusqu’à ce que celui-ci soit juridiquement garanti.

Exclusivité des sites et reporting

Une exclusivité d’une durée maximale de 12 mois peut être accordée par la communauté et la compagnie de distribution, la NERC pouvant y ajouter jusqu’à 12 mois supplémentaires sur justification de l’avancement. L’enregistrement exige désormais les coordonnées du périmètre, la preuve de la concertation avec la communauté et un plan de jalons, avec un rapport d’avancement à remettre dans les six mois et un registre public des exclusivités. Les opérateurs de moins de 1 MW rendent compte chaque année ; ceux de plus de 1 MW, chaque trimestre.

Un conseiller indépendant peut aider les développeurs et les investisseurs à évaluer l’incidence de ces dispositions sur la sélection des sites, la stratégie d’interconnexion et le niveau de protection qu’un projet peut raisonnablement attendre en cas de scénario défavorable.