Décryptage indépendant des pratiques contractuelles, des modèles tarifaires etdes risques juridiques sur le marché de l'énergie.
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En 2026, la fourniture d'énergie s'inscrit dans un cadre contractuel et réglementaire bien plus complexe qu'il y a dix ans. La libéralisation des marchés, la fin de l'ARENH et la crise des marchés de l'énergie ont profondément modifié les équilibres tarifaires et contractuels.
Pour les entreprises et collectivités, l'achat d'énergie est devenu un enjeux juridique à part entière, encadré par le droit de l'énergie, de la consommation et de la concurrence. Tarification, différends, relations contractuelles : le secteur de l’énergie et les contrats associés sont de plus en plus encadrés par la régulation de la CRE ainsi que la législation et jurisprudence nationale et européenne.
Le nombre d'offres en 2,5 ans (de 25 à 78 offres)
Des saisines concernent les prix de l'énergie
De progression des litiges liés aux pratiques commerciales
« La crise des marchés de l'énergie a mis en lumière la nécessité d'un cadre réglementaire renforcé — pour une plus grande transparence des canaux de commercialisation et une meilleure information des consommateurs et des professionnels. »
Pendant près de deux décennies, le choix d'un fournisseur se résumait à une comparaison tarifaire. Plusieurs ruptures ont changé la donne : disparition des tarifs réglementés du gaz, volatilité extrême des prix de gros, faillites ou retraits de fournisseurs, et frais de résiliation, durant la crise.
La complexification des offres est inhérente à l’ouverture à la concurrence. Indexées, à prix fixe, à clic, bloc+spot : chaque structure tarifaire comporte des mécanismes plus ou moins transparents et des clauses d’indexation, de variation de prix ou de frais de résiliation dont la portée juridique doit être évaluée avant signature. Le prix affiché ne reflète pas toujours le prix facturé — pour une même typologie d’offre, il peut varier selon les critères de détermination, les composantes évolutives et les droits et obligations des parties (clause d’évolution de certaines composantes, frais de résiliation, ajout ou retrait de sites, engagement de consommation, etc.).
La stratégie d'achat implique désormais d'évaluer la pérennité économique du fournisseur, d'anticiper les risques juridiques liés aux structurations de prix, et d'arbitrer entre coût, sécurité contractuelle et qualité de service.
Les obligations des fournisseurs se sont densifiées : information précontractuelle standardisée, notification un mois avant toute modification tarifaire, règles strictes de facturation. La CRE a adopté en 2024 des lignes directrices sur la transparence des offres pour les consommateurs. Le Médiateur national de l'énergie complète ce dispositif : 29 460 litiges enregistrés en 2024 (+7,7 %), dont 11 678 saisines en médiation.
Pour autant, ce cadre ne protège pas toujours efficacement les professionnels. La fin des dispositifs de protection tarifaire et la réintégration de la fiscalité énergétique renforcent l'impact budgétaire des décisions d'achat. Les litiges liés aux pratiques commerciales ont progressé de 34 %, ceux liés à la qualité de fourniture de 44 % — portant principalement sur les révisions de prix, les changements d'indexation et les frais de résiliation.
Les entreprises sont désormais attendues sur leur capacité à analyser les offres, exercer leurs droits et sécuriser juridiquement l'ensemble du cycle de vie du contrat. C'est sur ce périmètre que porte l'analyse juridique indépendante proposée par Solary Avocat.
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Certaines clauses contractuelles font l'objet d'une attention particulière du Médiateur national de l'énergie.
Prix fixe, indexé, « bloc + spot », « à clic » : en quelques années, les offres se sont multipliées et complexifiées. Cette diversité répond à des besoins réels, mais certaines formules – surtout pour les gros consommateurs – déplacent l’équilibre au profit du fournisseur, via des indexations ou révisions de prix imprécises et défavorables.
Or le prix n’est pas qu’un choix commercial : c’est un engagement contractuel. Le fournisseur doit soit annoncer un prix « tout compris », soit une formule de calcul compréhensible et vérifiable (indice, périodicité, frais). Une analyse insuffisante de ces clauses peut conduire à des surcoûts, des contrats inadaptés au profil de consommation et à des contentieux.
Offres au T3 2025, 25 fournisseurs actifs — record historique
50% prix fixe — 24% indexées TRV — 26% indexées marché
Sous PPA en France (12 TWh estimé par Xerfi en 2025)
Durée médiane des PPA en France (vs 10 ans en Allemagne/Espagne/UK)
Dans un PPA (Power Purchase Agreements), chaque paramètre contractuel constitue un levier juridique déterminant et un vecteur de risque : volume engagé (ferme, proportionnel, bandeau), tolérance aux écarts, mécanismes d’indexation du prix, disponibilité des installations, gestion des cas de force majeure et garanties financières.
La structuration de ces paramètres organise l’allocation des risques entre les parties et conditionne directement la performance économique du contrat. Pour les personnes publiques, ces contrats d’achat d’électricité renouvelable s’inscrivent en outre dans le cadre du code de la commande publique.
Plus la durée d'engagement est longue, plus l'exposition financière est significative. Un contrat qui n’anticipe pas suffisamment les aléas sur 10 à 20 ans — force majeure, révision de prix, intermittence — peut générer des déséquilibres durables dont les effets s'accumulent.
L'autoconsommation individuelle permet à un producteur de consommer lui-même l'électricité de son installation sur un même site. L'autoconsommation collective organise le partage d'une production entre plusieurs participants, via une personne morale qui pilote la répartition avec le gestionnaire de réseau.
Le cadre s'est assoupli (tiers investisseur, opérations collectives étendues jusqu'à 2 km), mais reste très normé : périmètre, rôle de la personne morale, règles de comptage, articulation avec le réseau public. Cela suppose des conventions multiples et une information transparente des participants.
Pour l'autoconsommation individuelle, les enjeux sont plus opérationnels : pratiques commerciales des installateurs, promesses de rentabilité, qualité des travaux et conditions de garantie.
La puissance en autoconsommation partielle est passée de 147 MW en 2023 à 1 235 MW en 2024
Production électrique autoconsommée en France en 2024, contre 0,23 TWh en 2020
Des offres sont "vertes" au T3 2025 (GO renouvelable)
Des fournisseurs proposent au moins une offre verte
Derrière les offres dites « vertes », « renouvelables » ou « bas carbone » se cachent des mécanismes très différents – garanties d’origine, achat direct d’électricité, PPA ou combinaisons de ces dispositifs – dont la portée juridique et économique varie significativement selon les fournisseurs.
Le droit européen encadre désormais strictement les allégations environnementales : une offre « verte » non justifiable peut être qualifiée de greenwashing. Les comparateurs affichant des critères verts sont eux aussi soumis à des obligations de transparence.
Pour une entreprise soumise à la CSRD ou engagée en RSE, il ne s'agit plus seulement d'afficher du « vert », mais d'en prouver la réalité et l'additionalité. Un contrat « vert » sans portée opposable expose à un risque juridique et réputationnel réel.
Greenwashing, labels sans portée réelle, engagements environnementaux non opposables : ces points font partie des pratiques analysées dans notre veille contractuelle.
Si le modèle économique, la capacité de production ou la stratégie d’approvisionnement peuvent influencer la performance ou la fiabilité d’un fournisseur, ils n’affectent pas sa responsabilité contractuelle, qui dépend des termes du contrat et de leur respect.
EDF pour l’électricité et Engie pour le gaz occupent une place à part : fournisseurs historiques, ils conservent des obligations de service public et, pour certains segments, restent opérateurs des tarifs réglementés de vente.
Leur taille (part de marché résidentielle majoritaire pour EDF, plusieurs millions de clients pour Engie) et leur parc de production propre modifient le profil de risque : en cas de tension sur les marchés de gros, un acteur intégré production‑fourniture ne s’expose pas comme un pur « trader ».
Pour autant, leurs offres de fourniture et pratiques commerciales doivent être auditées à l'instar de celles des autres fournisseurs : clauses de révision et d’indexation de prix, limitations de responsabilité, conditions de résiliation ou de modification unilatérale doivent être lues avec la même vigilance que chez un fournisseur alternatif.
Statut particulier et obligations de service public, mais aucune dispense d’analyse fine des clauses de prix et de responsabilité.
Les fournisseurs alternatifs sont les acteurs apparus avec l’ouverture à la concurrence, le plus souvent sans parc de production significatif. Leur modèle repose sur l’achat d’énergie sur les marchés de gros et sur des stratégies de couverture plus ou moins robustes.
La crise de 2022 l’a montré : plusieurs alternatifs ont cessé leur activité ou tenté de renégocier unilatéralement leurs contrats, exposant leurs clients à des ruptures de fourniture ou à des hausses brutales. En 2026, le paysage est plus concentré, mais les fondamentaux du risque demeurent : dépendance au marché de gros, solidité financière parfois limitée, exposition aux chocs de prix.
L’analyse contractuelle doit donc intégrer, au‑delà du prix affiché, la santé financière de l’entité, la transparence de sa politique d’approvisionnement et les clauses encadrant les situations de tension (force majeure, révision exceptionnelle, suspension ou résiliation).
Avec un fournisseur alternatif, le prix attractif doit être mis en balance avec la robustesse financière et la façon dont le contrat encadre les droits et obligations des parties, notamment en cas d'évolution du cadre réglementaire ou des risques de marché.
Les producteurs‑fournisseurs sont des fournisseurs d’énergie — historiques ou alternatifs — qui commercialisent au moins en partie de l’énergie issue de leurs propres actifs de production, souvent renouvelables. Ils ont un modèle intégré production + fourniture, ce qui leur permet de bâtir des contrats au plus près de l’actif : PPA de 10 à 20 ans, sécurisation partielle du prix, meilleure visibilité pour le producteur comme pour l’acheteur.
Cette proximité avec l’actif peut s’accompagner d’une complexité juridique accrue et d’un partage de risques plus important : clauses de force majeure, changements de loi ou de cadre réglementaire, partage du risque d’intermittence, pénalités de non‑disponibilité, conditions de sortie anticipée, etc.
Certains producteurs‑fournisseurs proposent aussi des offres de fourniture « classiques » adossées à leur parc, avec un avantage de traçabilité. Mais il reste essentiel de distinguer les garanties d’origine directement liées à une production identifiée de celles achetées sur le marché secondaire, point de vigilance majeur pour les entreprises soumises à des exigences fortes de reporting extra‑financier.
Enfin, les contrats d’autoconsommation collective conclus avec un producteur‑fournisseur local relèvent d’un cadre spécifique encore en évolution (personne morale organisatrice, périmètre, règles de répartition des flux et des économies), qui appelle une attention particulière lors de la négociation.
Plus on se rapproche de l’actif de production, plus le contrat devient un outil de partage fin des risques techniques et réglementaires.
Les Entreprises Locales de Distribution (ELD) sont issues de concessions historiques antérieures à 1946 : régies, SEM ou sociétés locales qui assurent à la fois la distribution et, souvent, la fourniture sur un territoire limité.
Elles cumulent un rôle de gestionnaire de réseau (mission de service public) et de fournisseur proposant des offres de marché, voire des tarifs réglementés sur leur zone.
La concurrence est en principe possible, mais les conditions techniques et contractuelles d’accès au réseau local (conventions de raccordement, conditions d’acheminement) peuvent rendre le changement de fournisseur moins fluide que sur le reste du territoire.
Pour un site situé en zone ELD, l’analyse doit donc porter à la fois sur le contrat de fourniture et sur les conditions d’accès/usage du réseau local.
En zone ELD, le « qui fait quoi » entre réseau et fourniture, et les conditions d’acheminement, sont aussi importants que le prix facial de l’offre.
Solary Avocat décrypte vos engagements contractuels en toute transparence. Contactez-nous dès maintenant.
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L'analyse d'un contrat de fourniture d'énergie ne se limite pas à la comparaison du prix au kilowattheure. Il existe une grille de lecture transversale, applicable quel que soit le fournisseur, qui vise à identifier les zones de risque juridique susceptibles d'affecter le coût réel de l'énergie, la liberté contractuelle du client et la conformité de l'offre au cadre réglementaire.
Une grille tarifaire d’énergie regroupe plusieurs composantes : la part « fourniture » (prix de l’électron ou de la « molécule »), les coûts d’acheminement (TURPE pour l’électricité, ATRD/ATR pour le gaz), les taxes et contributions (accise sur l’électricité ou TICGN/accise gaz, CTA) et la TVA. Le prix de la seule fourniture ne représente qu’une fraction du coût total.
Au 30 septembre 2025, la facture type d’un client résidentiel au tarif réglementé de vente d’électricité (TRVE) se répartit, à titre indicatif, autour de : 39 % de fourniture, 28 % de réseau (TURPE), 13 % d’accise, 17 % de TVA et 3 % de CTA (source : CRE – Observatoire T3 2025). Pour le gaz naturel, le prix repère (PRVG) se décompose, à la même date, à environ : 38 % de fourniture, 31 % de réseau, 11 % de TICGN (accise gaz), 17 % de TVA et 3 % de CTA. Ces pourcentages sont des ordres de grandeur qui peuvent varier selon les offres et les évolutions tarifaires et fiscales.
Sur le plan juridique, lire une grille tarifaire consiste à vérifier que chaque composante est clairement identifiée, que les bases de calcul (€/kWh, €/an, puissance, indexation éventuelle) sont explicites et que les conditions d’évolution des prix sont précisées dans le contrat. Une grille trop agrégée rend difficile pour le client de contrôler la cohérence de sa facturation et de détecter d’éventuelles erreurs.
Le prix mis en avant dans une offre commerciale correspond en général à la seule part fourniture, exprimée en €/MWh ou c€/kWh. La facture finale intègre en plus les coûts d’acheminement (TURPE, ATRD/ATR), les taxes et contributions (accise sur l’électricité ou TICGN, CTA), la TVA et, depuis 2026, l’impact éventuel du Versement nucléaire universel. Certaines offres affichent un prix « tout compris », d’autres mettent en avant un prix hors composantes réglementées.
Par ailleurs les composantes du prix peuvent être évolutives, c'est à dire que les fournisseurs peuvent se réserver la possibilité de faire varier le prix selon des critères plus ou moins déterminés et conformes à la loi. Le prix affiché à la signature ne préjuge donc pas du coût réel sur la durée. Sans lecture attentive des conditions particulières (périmètre exact du prix affiché, modalités de répercussion des composantes réglementées), la comparaison entre offres n’est pas homogène d’un fournisseur à l’autre.
Le choix entre une offre à prix fixe et une offre à prix indexé ne relève pas seulement d’un arbitrage économique : il détermine aussi l’équilibre économique du contrat. Un contrat à prix fixe est censé garantir la stabilité du prix de la part fourniture pendant la durée d’engagement, mais souvent hors taxes et hors acheminement, et peut comporter des clauses de révision notamment en cas de « circonstances imprévisibles » qu’il faut examiner de près.
Un contrat indexé expose le client aux variations du marché de gros, avec une plus ou moins grande volatilité selon les modalités de l'indexation retenues. La formule d’indexation (indice de référence, fréquence de mise à jour, mécanisme de lissage) doit être lue avec attention. Le choix pertinent dépend du profil de risque du client, de sa trésorerie et de son horizon contractuel, plus que d’une simple comparaison de prix à un instant T.
Dans un contrat bloc + spot, les principales parties prenantes sont le client consommateur (industriel, tertiaire, collectivité), le fournisseur d’énergie (qui agrège les volumes et gère l’accès au marché) et, en arrière-plan, l’agrégateur ou le trader qui exécute les achats sur les marchés de gros. Selon les cas, un courtier ou un conseiller peut intervenir, mais il n’est pas partie au contrat de fourniture.
Les clauses à sécuriser en priorité concernent la définition précise des volumes « bloc », incluant la période, le profil, les tolérances et le traitement des écarts ; les formules de détermination du prix, englobant à la fois l’indexation de la part spot et celle des blocs (indice de référence, place de marché, horaire, marge du fournisseur, fréquence de révision) ; les modalités de prise de position, c’est-à-dire la fréquence, les produits disponibles, la possibilité d’achat/revente et l’ajustement des volumes à couvrir dans le temps en cas d’évolution durable de la consommation ; les clauses de révision de prix en cas d’événements exceptionnels (market disruption, changement réglementaire) et la prise en compte d’un éventuel PPA ; enfin, les conditions de résiliation anticipée et les pénalités associées.
Pour un contrat à clic, les parties prenantes directes sont le client (personne physique ou morale), le fournisseur d’énergie et, le cas échéant, le conseiller en énergie du client.
Les clauses à examiner attentivement incluent les modalités de prise de position (double clic, récapitulatif de commande, conservation de la preuve, possibilité de prise de position « en direct » par téléphone et modalités d’enregistrement), les produits et modalités d’achat disponibles (mensuel, trimestriel, calendaire, OTC, settlement), le nombre de clics à effectuer et le volume minimal par clic, ainsi que les volumes à couvrir et la possibilité de les réviser en cours de contrat. Il convient également de vérifier la formule de détermination du prix, les éventuelles clauses relatives aux ajouts et sorties de site, ainsi qu’aux engagements de consommation. Enfin, une attention particulière doit être portée à la clause de résiliation anticipée et aux modalités de débouclage des volumes déjà couverts.
Les clauses de révision encadrent les conditions dans lesquelles le fournisseur peut modifier le prix, et plus généralement, les clauses du contrat en cours d’exécution. Il convient d’abord d’examiner le fait générateur : quels événements autorisent une révision (simple « évolution significative des conditions de marché » ou critères plus précis) ? Une formulation trop large laisse une grande marge d’appréciation au fournisseur.
Viennent ensuite les conditions de révision et, notamment en cas de révision de prix, le mécanisme de détermination du nouveau prix : la révision est-elle encadrée par une formule contractuelle opposable, ou laissée à une négociation au cas par cas ? Enfin, il faut considérer les droits du client : le contrat prévoit-il un droit de résiliation sans pénalité en cas de hausse ? Les conséquences d’un désaccord sont-elles prévues contractuellement ?
Les lignes directrices de la CRE exigent désormais transparence et proportionnalité, mais leur mise en œuvre varie selon les fournisseurs et reste réservée aux seuls consommateurs résidentiels. D’où l’importance de lire attentivement ces clauses avant de signer.
Les conditions de sortie d’un contrat d’énergie sont aussi importantes que les conditions d’entrée. Les pénalités de résiliation anticipée peuvent être forfaitaires ou calculées sur les volumes restants, et ne distinguent pas toujours entre résiliation à l’initiative du client et résiliation motivée par un manquement du fournisseur.
Il faut vérifier à la fois le montant des pénalités et leurs conditions de déclenchement : préavis exigé, éventuelle fenêtre de sortie à date anniversaire, droit de résiliation en cas de révision tarifaire. La durée d’engagement et les clauses de reconduction tacite (renouvellement automatique si le client ne se manifeste pas dans un certain délai) doivent également être examinées pour éviter des prolongations non souhaitées.
Les mentions « verte », « renouvelable » ou « bas carbone » ne renvoient pas toutes au même niveau d’engagement juridique. La plupart des offres « vertes » reposent sur l’achat de garanties d’origine (GO) dissociées de la production physique : le fournisseur achète de l’électricité sur le marché de gros, quelle qu’en soit la source, puis des GO pour « verdir » le volume vendu, sans garantie que l’énergie consommée soit physiquement renouvelable.
D’autres offres, adossées à des contrats d’achat direct (PPA) ou à des moyens de production propres, offrent une meilleure traçabilité. Pour une entreprise engagée en RSE ou soumise à des obligations de reporting (CSRD, bilan carbone), la solidité juridique de ces engagements est essentielle : des promesses environnementales peu robustes peuvent être qualifiées de greenwashing et fragiliser la sincérité des déclarations extra‑financières.
En 2026, le cadre réglementaire et les lignes directrices de la CRE imposent aux fournisseurs une information précontractuelle renforcée, en particulier vis à vis des consommateurs résidentiels. Avant toute signature, le client doit notamment recevoir une fiche standardisée décrivant l’offre, décomposant le prix (fourniture, acheminement, taxes), précisant le mécanisme tarifaire (fixe, indexé, clauses de révision) et les modalités de résiliation.
Cette information doit être claire, non trompeuse et adaptée au profil du client. Le fournisseur est aussi tenu à une obligation de conseil : proposer une offre manifestement inadaptée peut engager sa responsabilité. En cours de contrat, toute modification des conditions doit être, en principe, notifiée dans un délai permettant au client, le cas échéant, d’exercer son droit de résiliation. Lorsque le fournisseur se réserve la possibilité de modifier le prix ou les conditions contractuelles sans notification préalable, cette faculté doit s’inscrire dans le respect du cadre légal applicable. Le non‑respect de ces obligations est un motif fréquent de saisine du Médiateur national de l'énergie et, plus généralement, des tribunaux.
Les lignes directrices de la CRE précisent les bonnes pratiques attendues des fournisseurs d'énergie sur le marché de détail. Bien qu’elles aient été récemment mises à jour, elles ne constituent pas des obligations légales et s’adressent, pour l’instant, uniquement aux consommateurs résidentiels. Elles visent à renforcer la transparence des offres, encadrer les pratiques commerciales et protéger les clients.
Tout fournisseur est tenu de remettre une fiche descriptive standardisée avant la signature aux consommateurs ainsi qu'à certaines catégories de professionnels, dont le format est encadré par la CRE. Elle doit permettre une comparaison objective des offres de fourniture : décomposition du prix (fourniture, acheminement, taxes), conditions d'évolution tarifaire et durée d'engagement. L'objectif est de réduire l'asymétrie d'information structurelle qui caractérise le marché de l'énergie.
Les lignes directrices de la CRE définissent le socle des pratiques recommandées pour les fournisseurs d’énergie. Elles sont récentes et ne constituent pas des obligations légales. En 2025, la CRE en a dressé un bilan positif — lisibilité des offres, fiche standardisée, estimation annuelle de facture — tout en poursuivant leur suivi. À ce jour, elles ne s’adressent qu’aux consommateurs résidentiels, même si certaines TPE souscrivant des offres proches du segment résidentiel peuvent en bénéficier de facto.
Avant toute signature, le fournisseur doit informer le client sur les caractéristiques essentielles de l'offre, les risques tarifaires et les conditions de résiliation. Toute modification contractuelle doit en principe être notifiée préalablement à son entrée en vigueur. Les pratiques de démarchage abusif, de vente forcée ou d'information incomplète font l'objet d'une surveillance renforcée du régulateur, et peuvent justifier la remise en cause des contrats souscrits.
Les fournisseurs sont tenus de disposer d'une stratégie de couverture face à la volatilité des prix de gros — pour éviter de répercuter brutalement ce risque sur leurs clients. Cette stratégie tient compte de la capitalisation du fournisseur, de son accès à sa propre production et de son exposition aux marchés. Elle est contrôlée par la CRE.
La CRE et la DGCCRF disposent de pouvoirs d'enquête étendus : accès aux comptabilités des acteurs, possibilité d'auditions et établissement de procès-verbaux. Elle surveille également les transactions sur les marchés de gros de l’énergie et veille au respect du règlement REMIT afin de prévenir les abus de marché.
La loi impose aux fournisseurs une obligation d'adéquation de l'offre au profil du client. Proposer un contrat à prix indexé sur le marché spot à une TPE dont la trésorerie ne peut absorber de fortes variations, est susceptible de constituer un manquement du fournisseur à ses obligations précontractuelles, pouvant engager sa responsabilité.
Les TPE souscrivent des contrats d'énergie dont la complexité dépasse souvent leur capacité d'analyse interne — avec une protection encore inférieure à celle des particuliers. En 2024, ils représentent 19 % des litiges devant le Médiateur national de l'énergie (2 219 dossiers), et leurs saisines ne reculent que de 3 % contre −22 % pour les particuliers. Risques principaux : offres peu lisibles, révisions tarifaires en cours de contrat, régularisations importantes. Les professionnels dont la puissance électrique est ≤ 36 kVA ont accès au comparateur d'offres du Médiateur.
Pour les ETI et grands comptes, l'enjeu contractuel a une traduction financière directe : volumes importants, durées longues et mécanismes d'indexation complexes impliquent une lecture fine de chaque clause. Un écart de quelques euros par MWh peut représenter plusieurs centaines de milliers d'euros sur la durée d'un engagement. En 2024, le prix moyen de l'électricité s'établissait à 164,7 €/MWh HT en France, contre 209,3 €/MWh en Allemagne. La CRE surveille ces contrats et les stratégies de couverture des fournisseurs exposés aux marchés de gros.
Les collectivités doivent articuler droit de l'énergie et droit de la commande publique : les contrats de fourniture doivent respecter simultanément les dispositions du Code civil et les règles de passation, sous peine de risques juridiques pour les élus. Les enjeux sont doublement sensibles : impact direct sur les budgets locaux et nécessité de concilier maîtrise des coûts et transition énergétique. La CRE renforce par ailleurs les obligations d'information des gestionnaires de réseau envers les AODE, pour leur permettre de piloter leur stratégie énergétique.
Absence d'informations précontractuelles claires, opacité tarifaire, démarchage abusif, offre inadaptée au profil client : ces points constituent les fondements les plus fréquents de contestation devant le Médiateur national de l'énergie.
Solary Avocat vous accompagne dans l'analyse juridique de vos engagements.
