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FR | 2015 | n° 16

Rapport spécial

Des efforts
supplémentaires
sont nécessaires pour
améliorer la sécurité
de l’approvisionnement
énergétique en
développant le marché
intérieur de l’énergie

(présenté en vertu de l’article 287, paragraphe 4, deuxième alinéa, du TFUE)

Équipe d’audit

Les rapports spéciaux de la Cour présentent les résultats de ses audits de la performance et de conformité relatifs à des domaines budgétaires ou des questions de gestion spécifiques. La Cour sélectionne et conçoit ces activités d’audit de manière à maximiser leur incidence en tenant compte des risques susceptibles d’affecter la performance ou la conformité, du niveau des recettes ou des dépenses concernées, des évolutions escomptées ainsi que de l’intérêt politique et de l’intérêt du public.

Le présent audit de la performance a été réalisé par la Chambre II, présidée par M. Henri Grethen, Membre de la Cour, et compétente pour les domaines de dépenses «Politiques structurelles, transports et énergie». L’audit a été effectué sous la responsabilité de M. Phil Wynn Owen, Membre de la Cour, assisté de: M. Gareth Roberts, chef de cabinet; Mme Katharina Bryan, attachée de cabinet; M. Pietro Puricella, chef d’unité; M. Erki Must, chef de mission; Mme Jolita Korzunienė, M. Pekka Ulander, M. Svetoslav Hristov, Mme Aleksandra Klis-Lemieszonek et M. Andrew Judge, auditeurs.

De gauche à droite: P. Puricella, A. Judge, G. Roberts, J. Korzunienė, P. Ulander, K. Bryan, E. Must, A. Klis-Lemieszonek, P. Wynn Owen et S. Hristov.

Table des matières

Glossaire

Synthèse

Introduction

Sécurité de l’approvisionnement énergétique et marché intérieur de l’énergie

Le cadre juridique du marché intérieur de l’énergie

Besoins d’investissement et outils financiers de l’UE dans le domaine des infrastructures énergétiques

Étendue et approche de l’audit

Observations

L’objectif consistant à réaliser le marché intérieur de l’énergie pour 2014 n’a pas été atteint

Des problèmes continuent d’affecter la mise en œuvre du cadre juridique de l’UE applicable au marché intérieur de l’énergie

D’importantes différences dans la manière dont les États membres organisent leurs marchés de l’énergie peuvent entraver le développement futur du marché intérieur de l’énergie

Bien que des progrès aient été réalisés en vue de rapprocher les marchés en Europe, le plein effet sur les prix du marché intérieur de l’énergie n’est pas encore atteint

Les infrastructures énergétiques en Europe ne sont généralement pas encore conçues pour des marchés pleinement intégrés et, par conséquent, ne permettent pas actuellement d’assurer efficacement la sécurité de l’approvisionnement en énergie

Les infrastructures de nombreux États membres, tant nationales que transfrontalières, ne sont pas encore adaptées au marché intérieur de l’énergie

Il n’existe pas d’évaluation globale des besoins à l’échelle de l’UE visant à fournir une base pour hiérarchiser les investissements dans les infrastructures énergétiques dans l’Union

Le développement d’infrastructures transfrontalières requiert une coopération entre États membres voisins

Le soutien financier relevant du budget de l’UE en matière d’infrastructures énergétiques n’a que faiblement contribué au marché intérieur de l’énergie et à la sécurité de l’approvisionnement en énergie

L’UE dispose de plusieurs instruments de financement pour soutenir les projets d’infrastructures énergétiques, mais aucun d’entre eux n’a comme objectif premier le marché intérieur de l’énergie

De nombreuses infrastructures énergétiques cofinancées par l’UE n’ont pas encore eu d’impact sur le marché intérieur de l’énergie

Conclusions et recommandations

Annexe I | — | a) Prix de détail moyens de l’électricité, taxes incluses, pour les ménages: 1er trimestre 2015, en centimes d’euros par kWh b) Prix moyens de l’électricité, hors TVA et taxes non récupérables, pour les consommateurs industriels: 1er trimestre 2015, en centimes d’euros par kWh
Annexe II | — | Évaluation des prix d’approvisionnement en gaz dans les États membres de l’UE, moyenne annuelle pour 2014 (en euros par MWh)
Annexe III | — | Participation des États membres aux groupes de travail de l’ACER, de janvier 2013 à mai 2015

Réponses de la Commission

Glossaire

Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER): agence de l’UE, sise à Ljubljana, en Slovénie, créée en mars 2011 dans le cadre du troisième paquet «énergie» en vue de progresser sur la voie de l’achèvement du marché intérieur de l’énergie pour l’électricité et le gaz naturel. L’ACER est une structure européenne indépendante qui favorise la coopération entre les régulateurs de l’énergie européens.

Autorités de régulation nationales (ARN): organismes publics des États membres qui vérifient que le marché répond à des règles d’accès équitable et qui, dans certains États membres, fixent les prix de gros et de détail pour les consommateurs. Ils fournissent des analyses qui sont utilisées pour déterminer les tarifs facturés par les GRT.

Codes de réseau et lignes directrices: il s’agit d’ensembles de règles qui s’appliquent à une ou plusieurs parties du secteur de l’énergie. Elles sont conçues comme un outil pour réaliser le marché intérieur de l’énergie en complément des règles nationales existantes, en vue de traiter les questions transfrontalières de manière systématique.

Comitologie: système de comités supervisant les actes délégués mis en œuvre par la Commission européenne. Les comités sont composés de représentants des États membres et ont pour mandat de réglementer certains aspects délégués du droit dérivé adopté par le Conseil et, lorsque la procédure de codécision s’applique, le Parlement européen. La Commission préside les réunions des comités et en assure le secrétariat.

Commerce interentreprises (B2B): opération commerciale entre deux entreprises, par exemple entre un fabricant et un grossiste, ou entre un grossiste et un détaillant.

Dissociation: processus consistant à séparer les activités de transport d’une compagnie énergétique verticalement intégrée d’autres activités, comme la production et la distribution.

Fonds européen pour les investissements stratégiques (EFSI): l’EFSI vise à mobiliser, au cours de la période 2015 à 2017, au moins 315 milliards d’euros d’investissements privés et publics à long terme dans l’ensemble de l’UE. Le Fonds sera créé au sein de la Banque européenne d’investissement (BEI) sous la forme d’un fonds fiduciaire à durée illimitée, afin de financer les parties des projets davantage exposées à un risque. Une garantie d’un montant maximal de 16 milliards d’euros, financée par le budget de l’UE, compensera le risque supplémentaire pris par la BEI. Les États membres peuvent contribuer à l’EFSI. Ce dernier peut contribuer à financer des projets d’intérêt commun (PIC) ou d’autres projets d’interconnexion. Les infrastructures énergétiques constituent l’une des priorités du Fonds.

Fonds structurels et d’investissement européens (Fonds ESI): cadre commun dans lequel opèrent le Fonds européen de développement régional (FEDER), le Fonds social européen (FSE), le Fonds de cohésion (FC), le Fonds européen agricole pour le développement rural (Feader) et le Fonds européen pour les affaires maritimes et la pêche (FEAMP).

Gaz naturel liquéfié (GNL): le GNL est un gaz naturel qui a été converti sous une forme liquide pour le stockage ou le transport.

Gestionnaire de réseau de transport (GRT): entité chargée de transporter l’énergie sous forme de gaz naturel ou d’électricité à un niveau national ou régional, via des infrastructures fixes.

Îlot énergétique: région insuffisamment connectée aux réseaux de transport d’énergie. Par conséquent, ces régions dépendent souvent d’une source ou d’un fournisseur d’énergie externe unique.

Interconnecteur énergétique: structure permettant à l’électricité ou au gaz de circuler entre des réseaux nationaux. Ces structures peuvent être détenues et exploitées par un ou plusieurs gestionnaires de réseau de transport.

Marché intérieur de l’énergie: le marché intérieur de l’énergie correspond au cadre réglementaire et au système d’infrastructures devant permettre la libre circulation et le commerce sans frontières du gaz et de l’électricité sur le territoire de l’UE.

Mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE): depuis 2014, le MIE fournit un soutien financier à trois secteurs - énergie, transports et technologies de l’information et de la communication (TIC). Dans ces trois domaines, le MIE établit des priorités en matière d’investissements qui devraient être mises en œuvre au cours des dix prochaines années, comme les corridors dans le secteur de l’électricité ou du gaz, l’utilisation d’énergies renouvelables, les corridors de transport interconnectés et les modes de transport plus propres, les connexions à haut débit et à large bande ainsi que les réseaux numériques.

Milliards de mètres cubes (milliards de m³): mesure de volumes de gaz utilisée dans le cadre de la production et du commerce.

Plans décennaux de développement du réseau (PDDR): les PDDR pour l’électricité et pour le gaz sont des documents non contraignants bisannuels publiés par le REGRT-E et le REGRT-G. Ils sont destinés à améliorer l’information et la transparence en ce qui concerne les investissements dans les réseaux de transport de l’électricité et du gaz.

Plan d’interconnexion des marchés énergétiques de la région de la Baltique (PIMERB): initiative régionale signée en 2009 pour l’intégration de l’Estonie, de la Lettonie et de la Lituanie dans les marchés européens de l’énergie, en vue de mettre un terme à leur statut d’îlots énergétiques et de libéraliser leurs marchés de l’énergie.

Programme énergétique européen pour la relance (PEER): le PEER a été mis en place à la fin de 2008 en réponse à la crise économique et financière. Il finance des projets visant à renforcer la fiabilité de l’approvisionnement énergétique et à permettre de réduire les émissions de gaz à effet de serre.

Projets d’intérêt commun (PIC): en octobre 2013, la Commission a adopté une liste de 248 projets d’infrastructures énergétiques clés. Les PIC devraient bénéficier de procédures plus rapides et plus efficaces pour l’octroi des autorisations et d’un aménagement réglementaire amélioré. Ils pourraient également être soutenus dans le cadre du mécanisme pour l’interconnexion en Europe.

Réseaux européens des gestionnaires de réseau de transport d’électricité et de gaz (REGRT-E/REGRT-G): ces réseaux représentent l’ensemble des GRT d’électricité/de gaz de l’UE ainsi que d’autres connectés à leurs réseaux, pour toutes les régions, et pour toutes les questions techniques ou relatives au marché.

Réseau transeuropéen d’énergie (RTE-E): le programme RTE-E vise à développer le marché intérieur de l’énergie par l’interconnexion, l’interopérabilité et le développement des réseaux transeuropéens de transport de l’électricité et du gaz, à assurer la sécurité et la diversification de l’approvisionnement et à promouvoir le développement durable.

Sécurité de l’approvisionnement en énergie: disponibilité ininterrompue de sources d’énergie à un prix abordable, tel que définie par l’Agence internationale de l’énergie.

Troisième paquet «énergie»: paquet législatif concernant les marchés de l’énergie dans l’UE. Il définit les principales règles pour le fonctionnement du marché intérieur de l’énergie, y compris le commerce transfrontalier et le cadre institutionnel.

Synthèse

I

Au cours des vingt dernières années, l’Union européenne (UE) a élaboré une approche globale en matière de politique énergétique et climatique. Cette politique continue d’évoluer dans le contexte du défi croissant que représente le changement climatique ainsi que d’un contexte international en mutation, marqué par des développements politiques aux frontières de l’UE et des accords commerciaux avec des partenaires extérieurs.

II

La sécurité de l’approvisionnement en énergie est devenue un problème majeur en Europe au cours des dix dernières années. Les risques associés à la dépendance vis-à-vis de l’extérieur, à l’incertitude politique dans les États tiers fournisseurs ou de transit, ainsi qu’aux ruptures potentielles dans l’approvisionnement énergétique, sont au centre des préoccupations des gouvernements et du public. Il est de plus en plus admis que les transformations qui ont lieu au sein du système énergétique de l’UE, consécutives à l’évolution de la demande et au développement des sources d’énergie renouvelable, posent de nouveaux défis concernant l’approvisionnement énergétique continu des utilisateurs finals à un prix abordable.

III

L’UE a adopté une série de textes législatifs afin de soutenir la mise en place d’un marché intérieur de l’énergie. Le marché intérieur de l’énergie correspond au cadre réglementaire et au système d’infrastructures devant permettre la libre circulation et le commerce sans frontières du gaz et de l’électricité sur le territoire de l’UE. Le paquet législatif le plus récent, appelé troisième paquet «énergie», a fixé comme objectif de réaliser le marché intérieur pour 2014. Le budget de l’UE a également supporté le financement d’infrastructures énergétiques à hauteur de 3,7 milliards d’euros entre 2007 et 2013, auxquels devraient s’ajouter près de 7,4 milliards d’euros entre 2014 et 2020.

IV

Notre audit a visé à déterminer si la mise en œuvre des mesures prises dans le cadre de la politique relative au marché intérieur de l’énergie et l’exécution des dépenses de l’UE en faveur des infrastructures énergétiques ont contribué de manière efficace à la sécurité de l’approvisionnement énergétique.

V

L’objectif de l’UE consistant à réaliser le marché intérieur de l’énergie pour 2014 n’a pas été atteint. Les infrastructures énergétiques en Europe ne sont généralement pas encore conçues pour des marchés pleinement intégrés et, par conséquent, ne permettent pas actuellement d’assurer efficacement la sécurité de l’approvisionnement en énergie. Le soutien financier relevant du budget de l’UE en matière d’infrastructures énergétiques n’a que faiblement contribué au marché intérieur de l’énergie et à la sécurité de l’approvisionnement en énergie.

VI

Des problèmes continuent d’affecter la mise en œuvre du cadre juridique de l’UE applicable au marché intérieur de l’énergie. D’importantes différences dans la manière dont les États membres organisent leurs marchés de l’énergie peuvent entraver le développement du marché intérieur de l’énergie. Bien que des progrès aient été réalisés en vue de rapprocher les marchés en Europe, le plein effet sur les prix du marché intérieur de l’énergie n’est pas encore atteint. Nous formulons les recommandations ci-après.

Recommandation n° 1: le marché intérieur de l’énergie n’étant pas encore achevé, la Commission devrait terminer ses évaluations et engager les procédures d’infraction éventuellement nécessaires contre les États membres avant la fin de 2016.

Recommandation n° 2:

a)les États membres devraient s’assurer que leurs autorités de régulation nationales (ARN) sont indépendantes et ne sont pas confrontées à des restrictions concernant l’étendue de leur rôle. Les ARN devraient disposer de ressources suffisantes pour mener leurs activités à bien, y compris pour leur permettre de participer pleinement à des activités de coopération au niveau de l’UE;

b)la Commission devrait s’assurer que l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) est dotée des pouvoirs nécessaires pour obtenir des acteurs clés dans les États membres les informations dont elle a besoin pour réaliser les tâches qui lui sont confiées.

Recommandation n° 3: la Commission devrait promouvoir le développement généralisé de mécanismes d’échanges transparents pour le gaz et pour l’électricité. Il conviendrait notamment de faciliter et de soutenir la mise en place de bourses dans les États membres où il n’en existe pas actuellement ou dans lesquels les mécanismes d’échanges B2B sont prédominants.

Recommandation n° 4: la Commission devrait accélérer le processus de comitologie en vue de garantir l’approbation des codes de réseau pour l’électricité avant la fin de 2015. Elle devrait également encourager l’ACER et les REGRT à soutenir la mise en œuvre précoce des codes de réseau par les États membres dans le cadre d’initiatives de coopération régionale.

Recommandation n° 5: la Commission devrait:

a)envisager d’établir des objectifs en matière d’interconnexion électrique fondés sur les besoins du marché plutôt que sur une capacité de production nationale fixe;

b)réévaluer les coûts et les bénéfices potentiels du modèle cible pour le gaz et, compte tenu de la demande incertaine, examiner s’il existe des solutions autres que la construction de grands gazoducs, par exemple l’installation de terminaux GNL stratégiquement situés pour alimenter un ou plusieurs marchés nationaux en utilisant des solutions compatibles avec le marché intérieur de l’énergie. Il conviendrait de s’appuyer sur une évaluation approfondie des besoins à l’échelle de l’UE.

VII

Les infrastructures de nombreux États membres, tant nationales que transfrontalières, ne sont pas encore adaptées au marché intérieur de l’énergie. Il n’existe pas d’évaluation globale des besoins au niveau de l’UE visant à fournir une base pour hiérarchiser les investissements dans les infrastructures énergétiques dans l’Union. Le développement d’infrastructures transfrontalières requiert une coopération entre États membres voisins. Nous formulons les recommandations ci-après.

Recommandation n° 6: la Commission devrait:

a)recenser les infrastructures énergétiques transfrontalières qui ne sont pas pleinement exploitées pour soutenir le marché intérieur de l’énergie, soit parce qu’elles sont liées par des contrats bilatéraux à long terme ne permettant pas l’accès de tiers, soit parce que leurs capacités techniques, comme les flux inversés de gaz, ne sont pas utilisées;

b)travailler avec les parties prenantes dans les États membres en vue d’améliorer la mesure dans laquelle ces infrastructures sont réellement utilisées de manière continue au profit du marché intérieur de l’énergie;

c)examiner les avantages de la mise en place de gestionnaires de réseau de transport (GRT) régionaux comme moyen d’encourager et de gérer efficacement les flux énergétiques transfrontières, en exploitant au mieux les infrastructures existantes.

Recommandation n° 7: la Commission devrait:

a)procéder à une évaluation approfondie des besoins en matière d’infrastructures énergétiques au niveau de l’UE qui servirait de base pour le développement du marché intérieur de l’énergie; celle-ci devrait constituer une référence pour d’autres documents de stratégie comme les plans décennaux de développement du réseau (PDDR);

b)afin d’étayer l’évaluation des besoins, mettre en place une capacité de modélisation des marchés de l’énergie, y compris un large éventail de projections relatives à la demande élaborées en interne ou par l’ACER;

c)travailler avec le REGRT-E et le REGRT-G afin que l’évaluation des besoins soit utilisée en vue de la planification, au niveau de l’UE, des infrastructures liées au marché intérieur de l’énergie, y compris l’élaboration des PDDR.

VIII

L’UE dispose de plusieurs instruments de financement pour soutenir les projets d’infrastructures énergétiques, mais aucun d’entre eux n’a comme objectif premier le marché intérieur de l’énergie. Les infrastructures énergétiques cofinancées par l’UE ont un impact limité sur le marché intérieur de l’énergie. Nous formulons les recommandations ci-après.

Recommandation n° 8: la Commission devrait améliorer ses procédures de planification et, en particulier, la hiérarchisation et le financement des projets d’intérêt commun (PIC) en tenant compte d’une évaluation approfondie des besoins en matière d’infrastructures énergétiques au niveau de l’UE.

Recommandation n° 9: la Commission devrait soumettre des propositions législatives, dans lesquelles elle précise comment elle entend faire du fonctionnement efficace et continu du marché de l’énergie dans les États membres une condition préalable à la sélection des projets d’infrastructures énergétiques à financer.

Introduction

01

Au cours des vingt dernières années, l’Union européenne a élaboré une approche globale en matière de politique énergétique et climatique¹. Cette politique continue d’évoluer dans le contexte du défi croissant que représente le changement climatique, ainsi que d’un contexte international en mutation, marqué par des développements politiques aux frontières de l’UE et des accords commerciaux avec des partenaires extérieurs.

02

Le mandat pour élaborer une politique de l’UE dans le domaine de l’énergie est énoncé à l’article 4 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (TFUE), qui définit l’énergie comme une compétence partagée entre l’UE et les États membres. L’article 194 dispose que la politique de l’Union dans le domaine de l’énergie vise à:

a)assurer le fonctionnement du marché de l’énergie;

b)assurer la sécurité de l’approvisionnement énergétique dans l’Union;

c)promouvoir l’efficacité énergétique et les économies d’énergie, ainsi que le développement des énergies nouvelles et renouvelables;

d)promouvoir l’interconnexion des réseaux énergétiques.

03

Les États membres prennent des décisions concernant leur bouquet énergétique national, les taxes et les surcharges qui s’appliquent au gaz et à l’électricité, et supervisent le fonctionnement des marchés de l’électricité et du gaz naturel sur leur territoire.

04

La sécurité de l’approvisionnement en énergie est devenue un problème majeur en Europe au cours des dix dernières années. Les risques associés à la dépendance vis-à-vis de l’extérieur, à l’incertitude politique dans les États tiers fournisseurs ou de transit, ainsi qu’aux ruptures potentielles dans l’approvisionnement énergétique sont au centre des préoccupations des gouvernements et du public. Il est de plus en plus admis que les transformations qui ont lieu au sein du système énergétique de l’UE, consécutives à l’évolution de la demande et au développement des sources d’énergie renouvelable, posent de nouveaux défis concernant l’approvisionnement énergétique continu des utilisateurs finals à un prix abordable.

Sécurité de l’approvisionnement énergétique et marché intérieur de l’énergie

05

La Commission européenne a constamment encouragé au développement des marchés intérieurs de l’électricité et du gaz naturel aux fins de sécuriser les approvisionnements énergétiques dans l’Union. Le marché intérieur de l’énergie correspond au cadre réglementaire et au système d’infrastructures devant permettre la libre circulation et le commerce sans frontières du gaz et de l’électricité sur le territoire de l’UE. Dans sa communication la plus récente sur la stratégie européenne pour la sécurité énergétique, publiée le 28 mai 2014², la Commission déclare que: «La clé d’une meilleure sécurité énergétique se trouve, en premier lieu, dans une approche plus collective assise sur le bon fonctionnement du marché intérieur et sur une meilleure coopération au niveau régional et européen, notamment en ce qui concerne la coordination du développement du réseau et l’ouverture des marchés…».

06

Le développement de marchés intérieurs ouverts, concurrentiels et pleinement opérationnels pour les approvisionnements en électricité et en gaz naturel est susceptible de contribuer à la sécurité de l’approvisionnement pour toute l’Union. Cela permettrait d’accroître la diversification de l’approvisionnement, d’atténuer les risques de rupture d’approvisionnement au niveau local, de mettre en place des échanges fluides et flexibles entre les États membres ainsi qu’en leur sein, et de disposer d’approvisionnements en énergie économiquement efficaces. La sécurité de l’approvisionnement constitue un bien public qui a un coût, et sa réalisation selon le meilleur rapport coût/efficacité est un objectif central de la politique énergétique de l’UE.

07

En décembre 2014, le Conseil de l’Union européenne a réaffirmé son soutien en faveur de l’achèvement du marché intérieur de l’énergie, en soulignant «qu’il y a lieu de tout mettre en œuvre pour réaliser d’urgence l’objectif que représente un marché intérieur de l’énergie pleinement opérationnel et connecté»³.

08

Afin de développer un marché intérieur de l’énergie, il convient, d’une part, d’établir des règles sur la manière dont les marchés de l’électricité et du gaz naturel fonctionneront et, d’autre part, de faire en sorte de disposer d’infrastructures adéquates à cet effet.

Le cadre juridique du marché intérieur de l’énergie

09

Les règles pour le fonctionnement du marché intérieur de l’énergie peuvent revêtir plusieurs formes. La première étape est la mise en place d’un cadre législatif établissant les principes du développement des marchés intérieurs de l’électricité et du gaz naturel ainsi que les conditions réglementaires dans lesquelles l’énergie devrait être négociée. Ce cadre législatif a été élaboré au moyen de trois «paquets» d’actes de droit dérivé de l’UE (voir figure 1).

10

Le troisième paquet «énergie» a été complété en 2011 par le règlement concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros⁴ de l’énergie (REMIT)⁵. Ce règlement porte sur des questions d’intégrité du marché et d’abus de marché et prévoit la surveillance des marchés de gros de l’énergie afin de détecter et d’empêcher les manipulations de marché. Il devrait être pleinement mis en œuvre d’ici à avril 2016.

Figure 1

Élaboration des trois paquets «énergie»

Source: Cour des comptes européenne.

11

Il existe deux autres mesures législatives de l’UE qui concernent directement la sécurité de l’approvisionnement en électricité et en gaz. Elles visent à assurer le fonctionnement efficace et continu du marché intérieur de l’énergie, y compris dans des circonstances exceptionnelles:

a)la directive concernant l’approvisionnement en électricité⁶, adoptée en 2005, prévoit que les États membres instaurent un niveau suffisant de capacité de production, un équilibre adéquat entre l’offre et la demande et un niveau approprié d’interconnexion entre les États membres;

b)le règlement concernant la sécurité de l’approvisionnement en gaz naturel, adopté en 2010⁷, établit des normes en matière d’approvisionnement et d’infrastructures et arrête les responsabilités respectives des entreprises de gaz naturel, des États membres et de la Commission pour éviter des ruptures d’approvisionnement et pouvoir y faire face le cas échéant.

12

Le cadre législatif définit les principes de base du marché intérieur de l’énergie, mais ne constitue pas en soi un modèle sur le plan pratique pour les marchés de l’énergie. Des modèles cibles pour l’électricité et le gaz ont été mis en place à cette fin par la Commission en vue de réaliser l’objectif de convergence des prix⁸. Ces modèles ont été étoffés grâce à la participation des REGRT et de l’ACER ainsi que des représentants de l’industrie énergétique et sont en passe d’être intégrés dans un cadre de codes de réseau et de lignes directrices qui définissent les règles techniques de fonctionnement de ces marchés:

a)le modèle cible pour l’électricité prévoit le couplage de marchés nationaux en un seul marché paneuropéen⁹. En plus de faciliter la convergence des prix, le couplage de marchés devrait garantir l’utilisation optimale des transports transfrontaliers;

b)le modèle cible pour le gaz promeut la convergence des prix au moyen de plateformes de négoce¹⁰. Il prévoit le développement de zones d’entrée/sortie et de points d’échange virtuels fluides.

Rôles et responsabilités des principaux acteurs dans le domaine de la politique énergétique de l’UE

13

Le processus de développement, de mise en place et de régulation du marché intérieur de l’énergie fait intervenir un grand nombre d’acteurs publics et privés, qui ont des rôles et des responsabilités particuliers.

a)À la Commission européenne, la direction générale de l’énergie (DG Énergie) est responsable de l’élaboration et de la mise en œuvre de la politique énergétique européenne au sens de l’article 194 du TFUE. Cela inclut de garantir le bon fonctionnement du marché de l’énergie et la sécurité de l’approvisionnement en énergie à l’intérieur de l’Union, ainsi que de promouvoir l’interconnexion des réseaux énergétiques. En ce qui concerne le marché intérieur de l’énergie, la Commission:

i)propose des documents d’orientation et des mesures législatives selon les besoins;

ii)surveille la transposition des paquets «énergie» dans le droit national;

iii)adopte des codes de réseau conjointement avec les États membres selon la procédure de comitologie.

b)Les marchés de l’énergie devraient être surveillés par les autorités de régulation nationales (ARN), qui sont totalement indépendantes des gouvernements des États membres. L’obligation ARN a été introduite dans le cadre du second paquet «énergie». Le troisième paquet a renforcé leur rôle.

c)L’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER), créée en vertu du troisième paquet «énergie», devrait promouvoir et faciliter la coopération entre ARN. Elle élabore des orientations-cadres, dont sont dérivés les codes de réseau, et adopte des avis sur un grand nombre de questions relatives aux marchés de l’énergie. Elle n’exerce aucun pouvoir exécutif, de sorte que ses décisions ne sont pas directement contraignantes pour les participants au marché.

d)Les gestionnaires de réseau de transport (GRT) sont des entités chargées de transporter l’énergie sous forme de gaz naturel ou d’électricité à un niveau national ou régional, via des infrastructures fixes. Elles sont censées coopérer les unes avec les autres dans le cadre des réseaux européens des gestionnaires de réseau de transport d’électricité et de gaz (REGRT-E/REGRT-G). Les REGRT sont chargés d’élaborer les codes de réseau sur la base des orientations-cadres de l’ACER et de préparer les plans décennaux de développement du réseau (PDDR).

Besoins d’investissement et outils financiers de l’UE dans le domaine des infrastructures énergétiques

14

Les investissements dans les infrastructures énergétiques sont nécessaires pour parvenir à améliorer la sécurité de l’approvisionnement par l’intermédiaire du marché intérieur de l’énergie. Dans l’UE, les infrastructures énergétiques sont principalement financées par les GRT avec les tarifs grand public, dans le cadre du principe de l’utilisateur-payeur. Les ressources propres des GRT utilisées pour financer les investissements dans les infrastructures peuvent couvrir entre 20 % des coûts du projet seulement et l’intégralité des coûts de l’investissement nécessaire. Selon les chiffres de 2011 de la Commission, les GRT ont investi 9,1 milliards d’euros par an dans les infrastructures énergétiques entre 2005 et 2009, dont 5,8 milliards d’euros par an dans les infrastructures d’électricité et 3,3 milliards d’euros par an dans les infrastructures de gaz.

15

La Banque européenne d’investissement (BEI) est le plus important pourvoyeur supranational de prêts et de garanties en faveur de projets d’infrastructures énergétiques dans l’UE. Entre 2007 et 2012, la BEI a consenti des prêts pour un montant de 29,4 milliards d’euros dans le cadre d’investissements dans la modernisation et le développement des réseaux d’électricité et de gaz en Europe¹¹.

16

Les infrastructures énergétiques figurent également parmi les priorités du Fonds européen pour les investissements stratégiques (EFSI)¹², établi récemment. Ce Fonds combine des capitaux provenant du budget de l’UE et de la BEI afin de mobiliser au moins 315 milliards d’euros d’investissements publics et privés dans l’ensemble de l’UE¹³.

17

Par rapport aux investissements propres des GRT et aux financements disponibles de la BEI et de l’EFSI, la part des investissements supportés par le budget de l’UE dans les infrastructures énergétiques est relativement modeste. Quelque 3,7 milliards d’euros provenant du budget de l’UE ont été consacrés aux infrastructures énergétiques entre 2007 et 2013, et 7,4 milliards d’euros supplémentaires sont prévus pour la période 2014-2020, comme le montre le tableau 1.

Tableau 1

Fonds affectés aux infrastructures énergétiques pour la période 2007-2020 (en millions d’euros)

| Secteur | RTE-E | PEER | MIE Énergie | Fonds ESI | Total
2007-2013 | Électricité | 81 | 905 |  | 498 | 1 484
Gaz | 64 | 1 363 |  | 814 | 2 241
TOTAL | 145 | 2 268 |  | 1 312 | 3 725
2014-2020 | Électricité et gaz | 5 350 | 2 000¹ | 7 350
Total 2007-2020 | 145 | 2 268 | 5 350 | 3 312 | 11 075

1 Chiffre indicatif communiqué à l’équipe d’audit par la DG Politique régionale et urbaine.

Source: Cour des comptes européenne, d’après les bases de données de la DG Politique régionale et urbaine et des rapports de mise en œuvre du PEER.

18

Ces fonds ont été affectés par l’intermédiaire de plusieurs instruments de financement, gérés par la Commission, lesquels diffèrent sur le plan de la taille, des catégories de projets qu’ils financent et des types de financements qu’ils proposent (voir tableau 1):

a)le réseau transeuropéen d’énergie (RTE-E), mis en place en 1996¹⁴, était un instrument, géré par la Commission, qui finançait les infrastructures d’électricité et de gaz naturel. Les règlements RTE-E de 2013¹⁵ ont défini des critères pour sélectionner les projets d’intérêt commun (PIC);

b)le programme énergétique européen pour la relance (PEER) a été établi en 2009 pour stimuler l’économie de l’UE au moyen d’investissements dans les infrastructures¹⁶. Le PEER a financé la liste agréée de projets relevant de la gestion directe de la Commission. La mise en œuvre des projets financés est toujours en cours, mais aucun nouveau projet ne sera plus supporté au titre de ce programme;

c)le mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE)¹⁷ a été créé afin mobiliser des investissements dans les secteurs des transports, de l’énergie et des télécommunications pour la période 2014-2020¹⁸. Ce fonds vise à attirer les investissements privés au moyen d’un certain nombre d’instruments, y compris des subventions, des prêts spéciaux, des garanties et des instruments de crédit et de fonds propres. Le cofinancement au moyen de subventions est fondé sur des appels à propositions ouverts et est géré par l’Agence exécutive pour l’innovation et les réseaux (INEA);

d)le financement des infrastructures énergétiques provient également des Fonds structurels et d’investissement européens (Fonds ESI)¹⁹. Il s’appuie sur des programmes opérationnels nationaux approuvés par la Commission.

19

La Commission a estimé en 2010 que le secteur de l’énergie en Europe nécessiterait 1 000 milliards d’euros d’investissements d’ici à 2020. Sur ce montant, environ 210 milliards d’euros seraient nécessaires pour les réseaux d’électricité et de gaz revêtant une importance pour l’Europe²⁰. Plus récemment, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) a estimé que les investissements totaux nécessaires pour les réseaux d’électricité et de gaz dans l’UE se monteront à 931 milliards d’euros au cours de la période 2014-2035²¹.

1 Cela inclut entre autres les communications de la Commission sur la politique énergétique de l’UE publiées en 1995 et 2007, les paquets sur l’énergie et le climat à l’horizon 2020 et 2030, ainsi que la récente communication de la Commission relative à l’Union de l’énergie.

2 COM(2014) 330 final du 28 mai 2014 «Stratégie européenne pour la sécurité énergétique».

3 Conclusions du Conseil de l’Union européenne, session du Conseil «Transports, télécommunications et énergie» du 9 décembre 2014.

4 La vente en gros s’effectue entre les importateurs ou les producteurs d’énergie et les fournisseurs d’énergie qui vendent les produits énergétiques aux utilisateurs finals.

5 Règlement (UE) n° 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2011 concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie (JO L 326 du 8.12.2011, p. 1).

6 Directive 2005/89/CE du Parlement européen et du Conseil du 18 janvier 2006 concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l’approvisionnement en électricité et les investissements dans les infrastructures (JO L 33 du 4.2.2006, p. 22).

7 Règlement (UE) n° 994/2010 du Parlement européen et du Conseil du 20 octobre 2010 concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l’approvisionnement en gaz naturel et abrogeant la directive 2004/67/CE du Conseil (JO L 295 du 12.11.2010, p. 1).

8 Pour de plus amples informations sur l’élaboration des modèles cibles, voir: https://ec.europa.eu/energy/en/consultations/consultation-generation-adequacy-capacity-mechanisms-and-internal-market-electricity

9 Le couplage de marchés correspond à la connexion de différents marchés au comptant de l’électricité la veille pour le lendemain en utilisant la capacité de transport transfrontalier. Un algorithme spécifique appelé «Euphemia» a été élaboré pour procéder au couplage de marchés de l’électricité dans l’Union européenne.

10 Une plateforme gazière est un point d’échange, physique ou virtuel, où le prix de l’approvisionnement en gaz est fixé sur la base de la demande dans la région en question. Les prix sur les points d’échange varient en fonction des fluctuations de l’offre et de la demande de gaz.

11 Banque européenne d’investissement, «Critères énergétiques applicables à l’octroi de prêts», 23 juillet 2013.

12 Règlement (UE) 2015/1017 du Parlement européen et du Conseil du 25 juin 2015 sur le Fonds européen pour les investissements stratégiques, la plateforme européenne de conseil en investissement et le portail européen de projets d’investissement et modifiant les règlements (UE) n° 1291/2013 et (UE) n° 1316/2013.

13 Avis n° 4/2015 concernant la proposition de règlement du Parlement européen et du Conseil sur le Fonds européen pour les investissements stratégiques et modifiant les règlements (UE) n° 1291/2013 et (UE) n° 1316/2013 (JO C 121 du 15.4.2015, p. 1).

14 Le programme RTE-E a été institué par les actes juridiques ci-après: décision n° 1364/2006/CE du Parlement européen et du Conseil du 6 septembre 2006 établissant des orientations relatives aux réseaux transeuropéens d’énergie et abrogeant la décision 96/391/CE et la décision n° 1229/2003/CE (JO L 262 du 22.9.2006, p. 1).

15 Le règlement (UE) n° 347/2013 du Parlement européen et du Conseil concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, et abrogeant la décision n° 1364/2006/CE et modifiant les règlements (CE) n° 713/2009, (CE) n° 714/2009 et (CE) n° 715/2009 (JO L 115 du 25.4.2013, p. 39) vise à faciliter le développement et l’interopérabilité en temps utile des réseaux transeuropéens d’énergie (RTE-E).

16 Règlement (CE) n° 663/2009 du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 établissant un programme d’aide à la relance économique par l’octroi d’une assistance financière communautaire à des projets dans le domaine de l’énergie (JO L 200 du 31.7.2009, p. 31).

17 Conformément au règlement (UE) 2015/1017 sur le Fonds européen pour les investissements stratégiques, l’enveloppe financière du MIE-secteur de l’énergie pour la période 2014-2020 a été réduite de 500 millions d’euros (passant de 5 850 à 5 350 millions d’euros) pour financer partiellement la contribution du budget général de l’Union à l’EFSI.

18 Règlement (UE) n° 1316/2013 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2013 établissant le mécanisme pour l’interconnexion en Europe, modifiant le règlement (UE) n° 1954/2003 et (CE) n° 913/2010 et abrogeant les règlements (CE) n° 680/2007 et (CE) n° 67/2010 (JO L 348 du 20.12.2013, p. 129).

19 Règlement (UE) n° 1303/2013 du Parlement européen et du Conseil du 17 décembre 2013 portant dispositions communes relatives au Fonds européen de développement régional, au Fonds social européen, au Fonds de cohésion, au Fonds européen agricole pour le développement rural et au Fonds européen pour les affaires maritimes et la pêche, portant dispositions générales applicables au Fonds européen de développement régional, au Fonds social européen, au Fonds de cohésion et au Fonds européen pour les affaires maritimes et la pêche, et abrogeant le règlement (CE) n° 1083/2006 du Conseil (JO L 347 du 20.12.2013, p. 320).

20 COM(2010) 677 du 17 novembre 2010 intitulée «Priorités en matière d’infrastructures énergétiques pour 2020 et au-delà - Schéma directeur pour un réseau énergétique européen intégré».

21 World Investment Outlook 2014 (rapport 2014 sur les perspectives internationales pour l’investissement) publié par l’Agence internationale de l’énergie. Paris: OCDE/AIE, p. 167.

Étendue et approche de l’audit

20

Cet audit a permis à la Cour de déterminer si la mise en œuvre des mesures prises dans le cadre de la politique relative au marché intérieur de l’énergie et les dépenses de l’UE en faveur des infrastructures énergétiques ont contribué de manière efficace à la sécurité de l’approvisionnement énergétique.

21

En particulier, nous avons examiné si:

οla Commission et les États membres ont assuré la mise en œuvre des politiques relatives au marché intérieur de l’énergie afin de renforcer la sécurité d’approvisionnement énergétique;

οles infrastructures énergétiques en Europe sont adaptées à des marchés pleinement intégrés et permettent d’assurer efficacement la sécurité de l’approvisionnement en énergie;

οle soutien financier de l’UE aux infrastructures énergétiques a efficacement contribué au développement du marché intérieur de l’énergie.

22

Les travaux d’audit sur le terrain se sont déroulés entre le second semestre 2014 et le premier semestre 2015.

23

Notre audit a été centré sur le transport de gaz par gazoducs, le stockage, y compris les terminaux GNL, et le transport de l’électricité. Il n’a pas porté sur la production d’énergie²² ni sur l’efficacité énergétique²³. Les systèmes de distribution d’énergie aux utilisateurs finals, la pauvreté énergétique, les taxes sur l’énergie et les subventions à l’énergie, de même que les objectifs de la politique énergétique et climatique à l’horizon 2020 et 2030, n’ont pas été couverts non plus.

24

Notre audit a concerné les mesures de politique et le financement à partir de 2007. Nous avons adopté une approche régionale et examiné des études de cas dans six États membres, à savoir la Bulgarie, l’Espagne, l’Estonie, la Lituanie, la Pologne et la Suède. Nous avons analysé les marchés régionaux ainsi que l’étendue des interconnexions entre ces États membres et leurs voisins.

25

Dans ces études de cas, nous avons évalué la manière dont les besoins d’investissement ont été déterminés, la mise en œuvre des principes du marché intérieur de l’énergie, les aspects touchant à la coopération transfrontalière et la logique sous-tendant les propositions de projets. Cette sélection a fourni une large représentation géographique dans l’ensemble de l’UE. Les études de cas incluaient 15 exemples de projets spécifiques cofinancés par l’UE. Les travaux d’audit relatifs à chaque étude de cas ont comporté des entretiens avec des fonctionnaires des États membres et de l’UE.

26

Nous avons également recensé, le cas échéant, les bonnes pratiques susceptibles d’être partagées entre les parties prenantes dans d’autres États membres.

22 Concernant la production, voir le rapport spécial n° 6/2014 «L’aide en faveur des énergies renouvelables accordée au titre de la politique de cohésion a-t-elle produit de bons résultats?». (http://eca.europa.eu).

23 Concernant la consommation, voir le rapport spécial n° 21/2012 «Rentabilité des investissements consacrés à l’efficacité énergétique dans le cadre de la politique de cohésion» (http://eca.europa.eu).

Observations

L’objectif consistant à réaliser le marché intérieur de l’énergie pour 2014 n’a pas été atteint

27

Depuis 2007, le développement du marché intérieur de l’énergie est au cœur de la politique énergétique de l’UE. Le troisième paquet «énergie», adopté en 2009, exigeait la transposition des directives «Gaz» et «Électricité» avant le 3 mars 2011²⁴. Cependant, cet objectif n’a pas été atteint au cours de cette année-là. De plus, trois règlements de la Commission qui font partie du troisième paquet «énergie» ont été adoptés en 2009²⁵.

28

En 2011, le Conseil a réitéré son engagement en faveur du marché intérieur de l’énergie et déclaré qu’il devrait être achevé d’ici à 2014 de façon à permettre la libre circulation du gaz et de l’électricité²⁶. En décembre 2014, cet objectif n’étant toujours pas atteint, le Conseil a réaffirmé qu’il était «urgent que tous les États membres de l’UE mettent en œuvre et appliquent de façon effective et cohérente les dispositions énoncées dans le troisième paquet “énergie”… »²⁷.

29

Pour atteindre cet objectif, il est important:

οde mettre en œuvre le cadre réglementaire de l’UE concernant le marché intérieur de l’énergie;

οd’harmoniser un ensemble disparate de marchés locaux et nationaux;

οde parvenir à la convergence des prix;

οd’assurer la disponibilité d’infrastructures énergétiques appropriées (voir à partir du point 72).

Des problèmes continuent d’affecter la mise en œuvre du cadre juridique de l’UE applicable au marché intérieur de l’énergie

30

Le troisième paquet «énergie» comprend à la fois des règlements qui sont directement appliqués et des directives qui doivent être intégrées dans le cadre législatif de chaque État membre. La Commission supervise les progrès en la matière en effectuant:

a)des contrôles de la transposition destinés à vérifier si les États membres ont mis à jour leur droit national dans le but d’incorporer les dispositions des directives²⁸. Si la Commission estime qu’un État membre ne l’a pas fait, elle peut engager une procédure d’infraction, l’affaire pouvant le cas échéant être portée devant la Cour de justice européenne;

b)des contrôles de conformité visant à évaluer si les changements qui ont été réalisés dans la pratique sont cohérents avec les dispositions des directives. Pour faciliter l’évaluation, la Commission adresse aux États membres des demandes d’informations et de clarification – cet échange d’informations se fait au moyen de l’outil «EU Pilot». Lorsqu’elle estime que les changements effectués dans la pratique dans un État membre ne reflètent pas correctement les dispositions des directives, elle peut engager une procédure d’infraction formelle en vertu de l’article 258 du TFUE.

31

Le tableau 2 apporte des précisions en ce qui concerne l’état d’avancement de ces contrôles, y compris les procédures d’infraction eu égard à la législation relative au troisième paquet «énergie» au 30 juin 2015. Cette analyse montre qu’il reste encore beaucoup à faire avant que le troisième paquet «énergie» puisse être considéré comme pleinement mis en œuvre dans les États membres. Au 30 juin 2015:

a)concernant la non-transposition des dispositions du troisième paquet «énergie», la Commission a jugé nécessaire d’engager des procédures d’infraction à l’encontre de 19 des 28 États membres. Toutes ces procédures avaient été clôturées au 30 juin 2015;

b)en ce qui concerne la non-conformité avec les dispositions du troisième paquet «énergie», la Commission a entrepris, en 2013, de demander des informations aux États membres et, dans certains cas, elle a engagé des procédures d’infraction:

i)pour dix États membres, elle avait achevé son évaluation et engagé des procédures d’infraction en vertu de l’article 258 du TFUE. Toutes restent ouvertes;

ii)pour quatre États membres, elle avait demandé des informations par l’intermédiaire du système EU Pilot, mais n’avait pas encore achevé son évaluation;

iii)pour 14 États membres, elle n’avait pas encore envoyé de demande d’informations.

32

Les dispositions du troisième paquet «énergie» pertinentes pour le présent audit, dans le cadre desquelles les contrôles de la Commission ont détecté des problèmes, incluent:

οle fonctionnement des régulateurs nationaux (voir points 34 à 36);

οle fonctionnement des gestionnaires de réseau de transport (voir points 37à 42);

οdes questions relatives à différentes formes de réglementation des prix (voir point 64).

33

Au cours de l’audit, nous avons confirmé l’existence de problèmes dans ces domaines, comme cela est indiqué dans les points suivants.

Tableau 2

Contrôles de la Commission relatifs à la transposition du troisième paquet «énergie» et à la conformité avec celui-ci – Situation au 30 juin 2015

| Contrôles de transposition | Contrôles de conformité
| Contrôle de transposition par la Commission achevé | Procédure d’infraction ouverte et clôturée | Procédure d’infraction ouverte par la Commission | Procédure d’infraction clôturée
Belgique | √ | √ | √ | Non clôturée
Bulgarie | √ | √ | Pas de procédure ouverte |
République tchèque | √ | Sans objet | Pas de procédure ouverte |
Danemark | √ | √ | Pas de procédure ouverte |
Allemagne | √ | Sans objet | √ | Non clôturée
Estonie | √ | √ | Pas de procédure ouverte |
Irlande | √ | √ | Pas de procédure ouverte |
Grèce | √ | Sans objet | Pas de procédure ouverte |
Espagne | √ | √ | √ | Non clôturée
France | √ | √ | √ | Non clôturée
Croatie | √ | Sans objet | √ | Non clôturée
Italie | √ | Sans objet | √ | Non clôturée
Chypre | √ | √ | Pas de procédure ouverte |
Lettonie | √ | Sans objet | Pas de procédure ouverte |
Lituanie | √ | √ | Pas de procédure ouverte |
Luxembourg | √ | √ | √ | Non clôturée
Hongrie | √ | Sans objet | √ | Non clôturée
Malte | √ | Sans objet | Pas de procédure ouverte |
Pays-Bas | √ | √ | Pas de procédure ouverte |
Autriche | √ | √ | √ | Non clôturée
Pologne | √ | √ | Pas de procédure ouverte |
Portugal | √ | Sans objet | Pas de procédure ouverte |
Roumanie | √ | √ | √ | Non clôturée
Slovénie | √ | √ | Pas de procédure ouverte |
Slovaquie | √ | √ | Pas de procédure ouverte |
Finlande | √ | √ | Pas de procédure ouverte |
Suède | √ | √ | Pas de procédure ouverte |
Royaume-Uni | √ | √ | Pas de procédure ouverte |

Remarque:
– «Sans objet» signifie qu’aucune procédure d’infraction n’a été ouverte, et que la Commission n’en engagera pas dans le futur sur la base des contrôles de transposition, qui sont maintenant achevés pour l’ensemble des États membres.
– «Pas de procédure ouverte» signifie qu’aucune procédure d’infraction n’a été ouverte à l’encontre de l’État membre en question. La Commission examine la situation et est susceptible d’envoyer des demandes via EU Pilot dans le futur.
– «Non clôturée» signifie qu’une procédure d’infraction est actuellement en cours mais n’est pas encore clôturée.

Source: Cour des comptes européenne, sur la base des informations fournies par la Commission.

Les régulateurs de l’énergie éprouvent des difficultés dans l’exercice de leurs tâches tant au niveau national qu’au niveau européen

34

Les éléments probants recueillis dans le cadre du présent audit ont fait apparaître les problèmes ci-après dans les activités des ARN:

a)l’indépendance des ARN est indispensable pour garantir que celles-ci puissent s’acquitter correctement de leurs tâches. Les responsables des organismes de régulation devraient être sélectionnés de manière transparente et jouir d’une liberté d’action. Ces principes ne sont pas toujours suivis. Voir exemples dans l’encadré 1;

b)les représentants de plusieurs ARN ont souligné les risques associés aux restrictions concernant l’étendue de leur rôle. Plusieurs gouvernements ont conservé certaines compétences réglementaires ou ont imposé aux ARN des méthodes de tarification susceptibles de favoriser certains acteurs de marché. Voir exemples dans l’encadré 2;

c)bien que leurs tâches soient les mêmes dans tous les États membres, le niveau des ressources dont disposent les différentes ARN varie considérablement. Le nombre de personnes en charge des questions liées à l’énergie dans les ARN que nous avons visitées était compris entre 21 et plus de 200. Plusieurs ARN estiment être dotées de ressources suffisantes pour traiter tous les aspects du marché de l’énergie. Cependant, en raison de contraintes en matière de ressources, certaines d’entre elles sont mieux armées que d’autres pour participer à la coopération internationale, qui est cruciale pour le marché intérieur de l’énergie (voir point 35). Voir exemples dans l’encadré 3.

Encadré 1

Questions touchant l’indépendance des ARN

Bulgarie – Au cours de la période 2009-2015, le président de la commission nationale bulgare de régulation de l’énergie et de l’eau a été remplacé par le gouvernement à plusieurs reprises, y compris quatre fois au cours de la seule année 2013. Les régulateurs indépendants sont tenus de déterminer les tarifs de l’énergie en référence à la structure de leurs coûts effectifs. Cependant, la commission nationale bulgare de régulation de l’énergie et de l’eau a établi des prix réglementés pour l’électricité qui ont abouti à une situation dans laquelle l’opérateur historique d’électricité est obligé, en tant que fournisseur public, d’acheter l’électricité à des prix élevés et de la vendre à des prix inférieurs, accumulant ainsi un déficit de près de 800 millions d’euros entre 2010 et la fin de 2014.

Lituanie – Depuis 2013, le parlement lituanien dispose de la prérogative de vote pour remplacer le responsable de l’ARN s’il n’approuve pas le rapport annuel relatif aux activités des régulateurs de l’énergie.

Encadré 2

Restrictions concernant l’étendue du rôle des ARN

Espagne – Le ministère de l’industrie, de l’énergie et du tourisme établit les tarifs du gaz et de l’électricité, ou redevances d’utilisation du réseau, facturés par les GRT aux usagers de l’infrastructure pour le gaz et l’électricité. L’ARN propose une méthodologie couvrant les éléments constitutifs de seulement un tiers des tarifs de réseau finals, tandis que les éléments de coût représentant les deux autres tiers sont fixés par le gouvernement espagnol. Cela incite à se demander si l’ARN dispose des pouvoirs suffisants pour exercer cette partie de ses fonctions réglementaires.

Lituanie – Le troisième paquet «énergie» prévoit que les ARN doivent être investies de la responsabilité d’établissement des tarifs de transport ou de distribution conformément à des critères transparents. Cependant, en Lituanie, le gouvernement dicte la méthodologie à suivre pour les tarifs de transport du gaz et de l’électricité, et les prix de détail sont réglementés. Par conséquent, selon les calculs préliminaires effectués par l’ARN, les deux opérateurs historiques d’énergie appartenant à l’État pourront collecter, jusqu’en 2024, grâce aux tarifs, 167 millions d’euros de plus que si les tarifs avaient été fixés par l’ARN.

Encadré 3

Caractère adéquat des ressources des ARN

Suède – L’inspection suédoise de l’énergie a confirmé qu’avec 100 spécialistes sectoriels, elle est parfaitement équipée pour participer aux travaux de l’ACER, y compris pour fournir des experts nationaux détachés. Elle a également confirmé avoir bouclé les préparatifs nécessaires à la mise en œuvre du règlement REMIT, y compris la mise en place de l’équipe nécessaire.

Estonie – Seulement 21 des 61 employés de l’autorité nationale de concurrence sont impliqués dans le domaine de l’énergie. Dans ses analyses du marché de l’énergie estonien, la Commission s’inquiétait de savoir si l’ARN dispose de ressources suffisantes pour réguler de manière adéquate les marchés de l’énergie estoniens et participer aux activités de coopération au niveau de l’UE (voir annexe III).

35

Il n’existe pas de régulateur de l’énergie unique au niveau de l’UE, mais les ARN sont censées coopérer dans le cadre de l’ACER (voir point 13). À mesure que l’intégration des marchés de l’énergie de l’UE progresse, il importe de plus en plus de résoudre les questions réglementaires transfrontalières. Actuellement, l’ACER exerce ses activités par l’intermédiaire de groupes de travail, notamment pour l’électricité, le gaz, l’intégrité et la surveillance du marché, chargés de traiter ces questions. Si cette approche vise à faciliter l’implication directe des États membres, dans la pratique ils n’y participent pas tous dans la même mesure, et les plus actifs d’entre eux ont donc plus d’influence sur les travaux de ces groupes. Certaines ARN ont indiqué que leurs ressources, en particulier les spécialistes capables d’interagir dans un environnement international ainsi que les budgets pour les déplacements, sont restreints (voir point 34). L’annexe III fournit des détails sur la participation des représentants des États membres aux groupes de travail de l’ACER.

36

L’une des missions de l’ACER est d’analyser l’évolution des marchés énergétiques et de fournir des conseils stratégiques aux ARN et aux institutions de l’UE. Cependant, elle n’est pas habilitée à contraindre les ARN ou les gouvernements des États membres à lui communiquer des données pertinentes relatives aux marchés de l’énergie. Le manque de données limite la capacité de l’ACER à fournir des analyses de marché et des conseils stratégiques aux institutions de l’UE et aux ARN des États membres.

La dissociation des GRT a été officiellement réalisée, mais cela n’a pas toujours conduit à la mise en place de marchés libéralisés et concurrentiels

37

L’électricité et le gaz sont rarement consommés là où ils sont produits ou entrent dans un pays. Pour qu’une grande quantité d’énergie soit accessible aux usagers, des systèmes de transport doivent être développés. Dans les États membres de l’UE, les organisations qui gèrent ces systèmes de transport sont appelées gestionnaires de réseau de transport.

38

Le processus consistant à séparer le transport des autres activités, comme la production et la distribution, au sein de certaines sociétés d’énergie verticalement intégrées est appelé dissociation. Ce processus a débuté avec les premier et second paquets «énergie». La Commission a confirmé que l’ensemble des États membres ont officiellement transposé la législation du troisième paquet «énergie», y compris les dispositions relatives à la dissociation (voir point 31). La figure 2 décrit le rôle et la position des GRT dans le commerce de l’énergie avant et après la dissociation.

39

Si l’objectif des mesures de dissociation et autres était de créer les conditions réglementaires pour un marché intérieur de l’énergie, cela n’a pas souvent donné lieu à l’émergence d’un marché libéralisé et concurrentiel. La raison en est que de nombreux gouvernements et opérateurs historiques d’énergie ont continué à limiter l’accès de tiers au réseau par l’intermédiaire de règlements et de restrictions techniques. Par exemple, les nouveaux fournisseurs sur les marchés du gaz et de l’électricité ont besoin d’accéder aux installations de transport et de stockage. Sans cet accès, l’entrée de nouveaux participants sur les marchés nationaux de l’électricité ou du gaz est difficile. Par exemple, en Pologne, l’opérateur historique de gaz a établi en 2010 une société à caractère spécifique, qui n’est pas considérée comme un GRT par l’ARN, et qui possède 100 % des installations de stockage souterrain de gaz. Une telle situation induit le risque que cette filiale puisse restreindre l’accès au marché de nouveaux fournisseurs de gaz à la Pologne²⁹.

Figure 2

Commerce et transport de l’énergie avant et après dissociation

Source: Présentation, par James Matthys-Donnadieu, le 26 août 2014 à l’université d’été Economics of Electricity Markets, université de Gand.

40

Comme les infrastructures permettent une interconnexion croissante des réseaux des États membres, il est impératif d’accroître la coopération entre GRT voisins, y compris de développer une approche coordonnée du développement des infrastructures, notamment en ce qui concerne la sécurité de l’approvisionnement. Le cas du GRT pour l’électricité suédois qui peut également gérer les réseaux en Norvège ou au Danemark parce que ces pays se sont accordés sur ce point et parce que leurs réseaux sont techniquement interconnectés constitue un bon exemple de coopération. Ce niveau de coopération n’est toutefois pas généralisé.

41

Tous les GRT doivent être certifiés par leurs ARN. La Commission joue un rôle dans ce processus et émet une opinion sur les projets de décisions élaborés par les ARN. Lorsqu’elle formule une opinion, elle vérifie si le GRT dispose d’éléments d’actif suffisants et peut prendre des décisions d’investissement de manière indépendante. La Commission n’a pas achevé le processus de certification³⁰ d’un certain nombre de GRT.

42

Il n’existe pas de GRT unique au niveau de l’UE. Les GRT coopèrent les uns avec les autres dans le cadre du REGRT-E et du REGRT-G. La participation des GRT nationaux aux activités des REGRT est variable, et cela engendre le risque que les solutions techniques éventuellement mises au point soient davantage adaptées aux parties les plus activement impliquées.

D’importantes différences dans la manière dont les États membres organisent leurs marchés de l’énergie peuvent entraver le développement futur du marché intérieur de l’énergie

43

La Commission a évalué les progrès accomplis vers la réalisation du marché intérieur de l’énergie et est parvenue à la conclusion qu’il existe 28 cadres juridiques nationaux différents pour les marchés de l’énergie³¹. L’UE fait donc face à un ensemble disparate de marchés locaux, nationaux et régionaux plutôt qu’à un seul marché intérieur de l’énergie. Le défi que pose le développement futur du marché intérieur de l’énergie consiste à trouver les moyens pour ces marchés de travailler ensemble. Il s’agit d’un défi de taille, car:

οil existe encore plusieurs mécanismes d’échanges différents dans l’UE;

οles marchés de l’énergie sont influencés par de nombreuses interventions;

οl’élaboration et la mise en œuvre des codes de réseau restent problématiques;

οle niveau d’intégrité et de transparence du marché varie en fonction des marchés.

Il existe encore plusieurs mécanismes d’échanges différents dans l’UE

44

Le troisième paquet «énergie» ne prévoit pas de mécanismes d’échanges spécifiques à mettre en œuvre dans l’ensemble de l’Union. Dans la pratique, le commerce de gaz et d’électricité se fait de diverses manières (voir point 60). La liquidité, la transparence et la libre participation constituent des caractéristiques de marchés qui facilitent effectivement l’établissement du marché intérieur. Nous avons observé au cours de l’audit au moins quatre mécanismes d’échanges différents qui présentent ces caractéristiques à des degrés divers, comme le montre le tableau 3.

Les marchés nationaux de l’énergie sont influencés par des interventions gouvernementales visant à atteindre les objectifs d’autres politiques nationales ou de l’UE

45

La politique de l’énergie est étroitement liée à beaucoup d’autres domaines d’action, tant au niveau national que de l’UE, tels que la politique économique générale, la politique en matière de changement climatique, la politique industrielle, la politique d’innovation ou la politique du marché du travail. Les mesures à prendre pour la mise en œuvre de ces politiques peuvent avoir un effet sur le fonctionnement des marchés de l’énergie, par exemple en influant sur le choix de certaines sources d’énergie ou en fournissant un appui spécifique à l’une d’entre elles. Si ces politiques peuvent s’avérer totalement rationnelles au sein d’un État membre donné – par exemple le soutien de sources d’énergie autochtones, contribuant ainsi éventuellement à promouvoir un sentiment de sécurité énergétique au niveau national dans l’État membre concerné –, elles peuvent aussi entraîner un risque de distorsion des marchés et des prix sur le marché intérieur de l’énergie.

Tableau 3

Mécanismes d’échanges énergétiques mis en évidence

| Liquide | Transparent | Ouvert à la participation | Exemple tiré des études de cas de l’audit
Bourses régionales Ces marchés sont soutenus par des mécanismes de couverture financière à long terme, incluent plusieurs pays et visent à créer une zone au sein de laquelle l’énergie peut circuler librement. Ils sont généralement très liquides et reposent sur le bon vouloir des acteurs de marché. | √ | √ | √ | Bourse commune de l’électricité des pays nordiques et des pays baltes.

Commerce interentreprises (B2B) direct
Il s’agit de commerce entre un producteur d’énergie et son client. Ces accords, généralement des contrats à long terme, ne sont pas transparents parce que les conditions des échanges ne sont pas rendues publiques pour les autres acteurs de marché. Il est dès lors difficile de déterminer un prix de référence pour le gaz et l’électricité dans une zone de marché spécifique.
X
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Au moment de l’audit, 100 % du gaz et de l’électricité étaient commercialisés de cette manière en Bulgarie.

Il n’existait pas de marché du gaz organisé et intégré en Espagne avant 2014. En 2013, près de 66% du gaz s’échangeaient par l’intermédiaire de terminaux GNL sur la base de contrats bilatéraux. L’ARN éprouvait des difficultés à obtenir des données impartiales sur les prix du gaz.

Bourses limitées
Elles sont établies par une initiative ou un arrêté des gouvernements des États membres. L’obligation de négocier par l’intermédiaire d’une telle bourse pourrait indiquer que les offres de prix ne sont pas entièrement basées sur la dynamique de l’offre et de la demande.
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En 2013, 50% de l’électricité en Pologne s’est négociée en bourse tandis que l’autre moitié l’était en B2B. La bourse de l’énergie polonaise a été mise en place par un groupe de négociants, mais a été soutenue ensuite par les autorités nationales qui ont obligé les producteurs d’électricité à vendre au moins 70% de leur production par ce biais.

Marchés des excédents
Ils existent essentiellement dans le secteur du gaz. Ces bourses fonctionnent dans un contexte où le marché est principalement réglementé ou dominé par un fournisseur important. Cela se traduit par des opérations qui, même si elles sont réalisées de manière transparente, ne reflètent pas la dynamique des prix sur l’ensemble d’un marché.
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La bourse du gaz polonaise offre la possibilité d’acheter du gaz dont le prix est inférieur de 20% au prix de gros réglementé.

Source: Cour des comptes européenne.

46

La Commission est consciente de l’influence que ces interventions sont susceptibles d’avoir sur le fonctionnement des marchés de l’énergie. Cependant, sa capacité à les restreindre, même dans des cas où elle le souhaiterait, est limitée. Elle a présenté sa position en la matière dans les lignes directrices concernant les aides d’État à l’énergie³² ainsi que dans les notes explicatives relatives aux paquets «énergie». Les principaux points soulevés par la Commission pertinents pour le présent audit sont les suivants:

οla réglementation des prix de gros ne devrait pas être autorisée³³;

οles prix de détail réglementés devraient être fixés à un niveau qui permettrait de proposer des offres concurrentes. Le coût de la composante électricité dans le prix réglementé ne devrait pas être inférieur au prix de gros moyen sur un marché spécifique³⁴.

L’adoption des codes de réseau et des lignes directrices est particulièrement lente en ce qui concerne l’électricité

47

Les codes de réseau sont des règles techniques visant à fournir une base pour réaliser l’interopérabilité technique dans les systèmes de transport de l’électricité et du gaz à l’intérieur de l’UE. Les codes définissent des normes techniques communes destinées à garantir que l’énergie circule librement entre les différents États. Ils complètent le cadre législatif des marchés de l’énergie pour garantir la mise en œuvre commune des «paquets». Les codes de réseau, une fois qu’ils seront pleinement mis en œuvre, pourraient permettre de réduire le nombre de mécanismes d’échanges et de créer les conditions nécessaires à l’intégration des marchés compatibles. L’ACER joue un rôle particulièrement important dans ce processus; elle élabore les orientations-cadres et évalue les codes élaborés par les REGRT avant de les soumettre à la Commission. Celle-ci est ensuite chargée d’adopter le texte définitif des codes et de coordonner le processus de comitologie par lequel les codes sont officiellement adoptés.

48

Si, actuellement, l’énergie fait déjà l’objet d’un commerce dans et entre certains États membres même en l’absence de codes de réseau pleinement avalisés et approuvés, l’aboutissement de ce processus serait un pas important vers le développement d’un marché intérieur de l’énergie fonctionnant correctement.

49

Comme le montre le tableau 4, l’adoption des codes s’avère être un processus long et difficile. Au 30 juin 2015:

οpour le gaz, des progrès ont été accomplis: quatre des cinq codes ont été approuvés, tandis que le dernier fait l’objet de négociations;

οdans le secteur de l’électricité, en revanche, aucun des onze codes n’a été approuvé. Même après que l’ACER a soumis le dossier à la Commission, l’approbation des codes de réseau via les procédures de comitologie a pris beaucoup de retard. La procédure de comitologie a démarré pour seulement cinq des neuf codes soumis à la Commission.

Tableau 4

Processus d’élaboration des codes de réseau

|  | Orientations-cadres établies par l’ACER | Fin de l’élaboration des codes au sein du REGRT-E et du REGRT-G | Recommandation finale de l’ACER | Début de la procédure de comitologie | Code publié au Journal officiel de l’UE
Gaz | Mécanismes d’attribution des capacités | 3e trimestre de 2011 | 3e trimestre de 2012 | 4e trimestre de 2012 | 1er trimestre de 2013 | 4e trimestre de 2013
Procédures de gestion de la congestion | Sans objet | Sans objet | Sans objet | 1er trimestre de 2012 | 3e trimestre de 2012
Équilibrage et réseaux de transport du gaz | 4e trimestre de 2011 | 1er trimestre de 2013 | 1er trimestre de 2013 | 3e trimestre de 2013 | 1er trimestre de 2014
Règles pour l’interopérabilité et les échanges de données | 3e trimestre de 2012 | 4e trimestre de 2013 | 1er trimestre de 2014 | 3e trimestre de 2014 | 2e trimestre de 2015
Structures tarifaires harmonisées pour le transport | 4e trimestre de 2013 |  |  |  |
Électricité | Attribution des capacités et gestion de la congestion | 2e trimestre de 2011 | 3e trimestre de 2012 | 1er trimestre de 2013 | 3e trimestre de 2014 |
Attribution prévisionnelle des capacités | 3e trimestre de 2013 | 2e trimestre de 2014 | 2e trimestre de 2015 |
Prescriptions applicables aux producteurs | 2e trimestre de 2011 | 2e trimestre de 2012 | 1er trimestre de 2013 | 1er trimestre de 2015 |
Prescriptions applicables aux consommateurs et aux réseaux de distribution | 4e trimestre de 2012 | 1er trimestre de 2013 | 2e trimestre de 2015 |
Connexion en courant continu à haute tension | 2e trimestre de 2014 | 3e trimestre de 2014 | 2e trimestre de 2015 |
Sécurité opérationnelle | 4e trimestre de 2011 | 1er trimestre de 2013 | 4e trimestre de 2013 |  |
Planification opérationnelle et programmation | 1er trimestre de 2013 | 4e trimestre de 2013 |  |
Réglage fréquence/puissance et réserves | 2e trimestre de 2013 | 3e trimestre de 2013 |  |
Formation opérationnelle |  |  |  |
Exigences et procédures opérationnelles en cas d’urgence | 1er trimestre de 2015 | 2e trimestre de 2015 |  |
Équilibrage | 3e trimestre de 2012 | 4e trimestre de 2013 |  |  |

Remarque: Les procédures de gestion de la congestion des réseaux de gaz ne sont pas soumises au même processus que les autres codes de réseau. Elles avaient déjà été établies dans le cadre du troisième paquet «énergie» par le règlement (CE) n° 715/2009 et ultérieurement mises à jour en 2012 via une procédure de comitologie.

Source: Cour des comptes européenne, sur la base des informations fournies par l’ACER.

50

Notre audit a mis en évidence quatre raisons pour lesquelles ce processus a été lent:

a)l’absence de besoins perçus sur des marchés qui fonctionnent déjà correctement. Les parties prenantes à ces marchés sont peu disposées à adopter un nouvel ensemble de règles techniques et les avantages de marchés européens plus intégrés ne sont pas reconnus comme des priorités. Par exemple, le mécanisme de marché intrajournalier ELBAS³⁵ de la bourse commune de l’électricité des pays nordiques et des pays baltes n’est pas compatible sur le plan technique avec les plateformes d’échanges intrajournaliers en Europe centrale. Les États membres nordiques et baltes se sont montrés réticents à adopter une solution européenne commune qui différait de l’ELBAS. Le débat qui s’ensuit sur le système à utiliser dans l’ensemble de l’Europe retarde le couplage de marchés;

b)dans le troisième paquet «énergie», il n’existe pas de calendrier précis ni d’indication de délais pour l’élaboration, l’approbation ou la mise en œuvre des codes de réseau;

c)l’élaboration des codes, qui implique les REGRT et l’ACER, constitue un processus complexe. Les décisions relatives à l’élaboration des codes de réseau sont prises à la majorité des voix des GRT au sein des REGRT et de celles des ARN au sein de l’ACER. Cette situation pose problème parce que, bien que les REGRT soient des organes européens qui jouent un rôle dans le développement du marché intérieur de l’énergie, ils représentent également les intérêts de leurs différents membres. Cela pourrait susciter des conflits d’intérêts pour les participants et conduire au risque que des solutions du type «plus petit dénominateur commun» soient acceptées, ce qui ne faciliterait pas le couplage des marchés de manière optimale;

d)en particulier pour l’électricité, la Commission n’a pas lancé et conduit le processus de comitologie en temps opportun.

51

Peu de codes de réseau ont été rapidement mis en œuvre. Les RGT et les ARN de certains États membres ont mis en place des initiatives régionales pour faciliter la mise en œuvre rapide de deux codes de réseau et sept États membres ont coopéré à la mise en œuvre rapide du code relatif au mécanisme d’attribution des capacités pour le gaz depuis 2012³⁶.

Le niveau d’intégrité et de transparence varie en fonction des mécanismes d’échanges

52

Les principes du marché intérieur de l’énergie requièrent que l’énergie soit négociée sur des marchés transparents qui obéissent à des règles. Comme il a été mentionné plus haut, les degrés de transparence diffèrent d’un mécanisme d’échanges à l’autre (voir point 44). C’est dans ce contexte qu’un règlement de l’UE³⁷ a été adopté en 2011 concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie (voir encadré 4).

Encadré 4

REMIT et ACER

Le règlement REMIT mis en œuvre par l’ACER est un système de surveillance des marchés de gros de l’énergie en Europe. Il s’agit d’une nouvelle responsabilité importante pour l’ACER qui vient s’ajouter à celles qui lui ont déjà été attribuées dans le cadre du troisième paquet «énergie». L’ACER a demandé une nouvelle infrastructure informatique, des outils de surveillance et une expertise spécifique.

οLa phase de mise en œuvre a commencé avec l’adoption du règlement et s’est achevée avec l’entrée en vigueur des règles sur la collecte de données. L’ACER a défini la méthodologie, les procédures et les outils informatiques en matière de suivi du marché de gros de l’énergie, y compris en ce qui concerne le partage de données avec les ARN et d’autres autorités tant au niveau des États membres qu’à celui de l’UE.

οDurant la phase opérationnelle, l’ACER collecte et analyse les données selon une approche en quatre étapes: surveillance, enquête préliminaire portant sur les événements anormaux, enquête et exécution forcée. L’ACER collecte les données directement auprès des acteurs de marché et des tiers.

53

L’ACER et les régulateurs de quatre des six États membres visités dans le cadre de l’audit ont déclaré qu’ils n’étaient pas pleinement préparés à mettre en œuvre le REMIT. Une ARN, en Bulgarie, a indiqué que, puisqu’il n’existait actuellement pas de bourse de l’énergie dans son pays, le REMIT n’était pas applicable.

54

Les bourses qui fonctionnent bien sont dotées de mécanismes de transparence internes destinés à empêcher les manipulations de marché. Ces services pourraient apporter leur contribution à l’ACER et aux régulateurs dans le cadre du REMIT. Des mécanismes d’échanges moins transparents, comme le commerce interentreprises B2B et les marchés excédentaires, ne disposent pas encore de mécanismes de surveillance efficaces. Par conséquent, même après la pleine entrée en vigueur du règlement REMIT, les risques de manipulation de marché et d’échanges d’informations irréguliers peuvent subsister.

Bien que des progrès aient été réalisés en vue de rapprocher les marchés en Europe, le plein effet sur les prix du marché intérieur de l’énergie n’est pas encore atteint

55

Le troisième paquet «énergie» adopte une approche similaire pour les marchés de l’électricité et du gaz. De la même manière, les modèles qui ont été mis au point pour les deux marchés sont semblables, dans la mesure où ils prévoient l’accès à l’énergie depuis plusieurs sources et l’existence d’une concurrence tarifaire dans chaque domaine du marché (voir point 12).

56

Il conviendrait d’utiliser les prix de gros plutôt que les prix de détail pour comparer les niveaux des prix de l’énergie entre les États membres, parce que les prix au détail incluent les taxes, les autres surcharges et les remises qui peuvent varier d’un État membre à l’autre. Les prix moyens payés par les ménages et les clients industriels sont sensiblement différents des prix de gros (voir annexe I).

57

Des écarts relativement faibles concernant les prix de gros de l’énergie entre pays voisins et au sein des régions constitueraient un indicateur du bon fonctionnement du marché intérieur de l’énergie. Des variations de prix de gros élevées indiqueraient en revanche que les gains économiques que pourraient apporter les marchés ouverts et les capacités d’interconnexion n’ont pas été obtenus.

58

Dans certains États membres, les prix de gros et de détail de l’énergie sont réglementés, ce qui peut avoir une incidence sur l’ampleur du différentiel de prix entre les États membres (voir points 45 et 46).

59

Les prix de gros de l’électricité pratiqués dans les États membres n’ont pas convergé. Comme le montre la figure 3, ils varient considérablement sur le territoire de l’UE. Le prix de gros le plus élevé est supérieur de 85 % au prix le plus bas³⁸. Des différences substantielles peuvent être constatées entre certains États membres voisins, par exemple, entre l’Estonie et la Lettonie ou entre la République tchèque et la Pologne.

Figure 3

Comparaison des prix moyens de gros de l’électricité de base en 2014 dans les États membres dotés de bourses

Remarque: Les informations sur les prix ne sont pas disponibles pour la Bulgarie, la Croatie, Chypre, le Luxembourg et Malte.

Source: Cour des comptes européenne, sur la base des données fournies par la Commission.

60

En termes d’économie de marché, trois conditions sont essentielles pour parvenir à une convergence des prix dans la pratique:

a)les États membres doivent s’engager à développer des marchés libéralisés et concurrentiels (voir point 39);

b)les mécanismes d’échanges utilisés dans les États membres doivent être compatibles au-delà des frontières. Si un État membre utilise le modèle B2B et que l’autre participe à une bourse régionale, le couplage effectif du marché est impossible (voir point 44);

c)une capacité suffisante des réseaux de transport au-delà des frontières, mais également au sein des États membres, doit être mise à disposition.

61

La plupart des États membres qui utilisent une forme ou une autre de bourse comme mécanisme d’échanges participent au couplage de marchés à un jour³⁹. Cependant, cela ne s’est pas encore traduit par une convergence complète des prix de gros de l’électricité parce que les États membres n’utilisent pas nécessairement les mêmes mécanismes d’échanges et que les interconnexions entre et dans les États membres sont limitées. Comme le montre clairement la figure 3, il subsiste des variations de prix entre ces États membres.

62

Les interconnecteurs facilitent le couplage des marchés de l’énergie nationaux, ce qui, théoriquement, devrait avoir une incidence sur les prix de l’énergie en générant des effets de marché transfrontières. L’UE s’est fixé comme objectif que la capacité des interconnexions électriques transfrontalières atteigne au moins 10 % de la capacité de production d’électricité installée dans un État membre donné⁴⁰ (voir également point 75). Toutefois, l’obtention d’un taux d’interconnexion de 10 % n’a pas forcément assuré la convergence des prix.

63

Le taux d’interconnexion nécessaire pour obtenir une réelle convergence des prix varie en fonction des besoins du marché et des circonstances spécifiques régnant dans les États membres et les régions voisines. La capacité d’interconnexion permettant d’atteindre la convergence des prix de l’électricité pourrait être nettement supérieure à 10 % mais, dans certaines situations, notamment entre les marchés importants, cette capacité pourrait être inférieure. Par exemple, le tableau 5 montre que le taux d’interconnexion du Portugal est inférieur à 10 % mais, comme indiqué sur la figure 3, il n’existe pas de différence de prix importante avec l’Espagne voisine. D’autres exemples de lien entre la convergence des prix et cet objectif d’interconnexion sont donnés à l’encadré 5.

Encadré 5

La convergence des prix de l’électricité et l’objectif de 10 % d’interconnexion électrique

L’Estonie et la Lettonie ont une capacité d’interconnexion qui représente actuellement environ 60 % de la capacité de production estonienne et 33 % de la capacité lettone. Par conséquent, le taux d’interconnexion est de loin supérieur à l’objectif des 10 %, mais les différences de prix restent importantes.

La Pologne a des capacités d’interconnexion suffisantes avec ses pays limitrophes. Si l’on exclut les interconnexions avec les États non membres de l’UE - Belarus et Ukraine -, la capacité d’interconnexion représente 15 % de la capacité de production disponible. Toutefois, les lignes transfrontalières existantes, avec une capacité totale de 5 GW, ne sont guère disponibles pour les échanges commerciaux en raison des restrictions imposées par le RGT polonais visant à faire face aux flux imprévus d’énergie provenant d’Allemagne.

Ces flux imprévus sont dus à d’importantes capacités de production d’électricité éolienne dans le nord de l’Allemagne et à une capacité de transport limitée à l’intérieur du pays. Comme l’électricité ne peut pas être transportée sur le territoire allemand, elle circule dans les réseaux des pays voisins en générant des «flux de bouclage». Pour faire face à ces flux potentiels, le RGT polonais n’ouvre qu’une très faible part de ses capacités d’interconnexion avec l’Allemagne au commerce d’électricité.

La seule interconnexion complètement opérationnelle qui a une incidence sur le prix de l’électricité en Pologne est la liaison SwePol avec la Suède (600 MW), qui représente environ 1,6 % du total de la capacité de production d’électricité nationale disponible en Pologne (voir encadré 7).

64

Certains États membres, bien que s’employant à mettre en œuvre les réformes concernant le marché intérieur de l’énergie, ne permettent toujours pas que les prix de l’énergie soient déterminés par la dynamique de l’offre et de la demande. L’un des États membres couverts par l’audit a recouru à la réglementation des prix de gros de l’énergie, et différentes formes de réglementation des prix de détail ont été utilisées dans quatre États membres de l’échantillon d’audit.

La mise en œuvre intégrale du modèle cible pour le gaz pourrait n’avoir qu’une incidence limitée sur les prix de gros moyens du gaz

65

Le modèle cible pour le gaz souligne la nécessité de développer les transactions menées sur les plateformes (voir point 12). À ce jour, seulement sept États membres pratiquent une tarification fondée sur des plateformes de négoce⁴¹. Dans d’autres États membres, les échanges de gaz sont effectués via des modèles de négociation B2B, sur la base de contrats exclusifs d’utilisation des capacités des gazoducs, dans le cadre desquels les producteurs de gaz s’engagent à fournir des quantités spécifiques de gaz à prix fixe. Ce prix fixe est ensuite retenu comme base pour le prix de gros dans un pays.

66

Les plateformes de négoce et les mécanismes d’échanges B2B dans le secteur du gaz peuvent fonctionner en parallèle à l’intérieur d’un État membre. Par exemple, il y a en Italie une plateforme gazière et ses fournisseurs de gaz sont engagés dans le cadre de quatre contrats interentreprises (B2B) distincts. Par ailleurs, l’Estonie et la Lettonie ont chacune une seule source d’approvisionnement en gaz, le prix étant déterminé sur la base de contrats interentreprises⁴².

67

Les plateformes dépendent de l’existence de plusieurs sources d’approvisionnement en gaz, distribué par gazoducs ou par d’autres sources, comme le réseau GNL. La mise en place de plateformes de négoce concurrentielles sur tout le territoire de l’UE demanderait des investissements importants dans les infrastructures afin de faciliter les livraisons de gaz à partir d’autres sources. Si ces coûts d’investissement considérables sont censés être couverts par une augmentation progressive des tarifs de réseau, l’argument économique en faveur du développement de plateformes de négoce dans toute l’UE peut s’avérer peu convaincant, notamment parce que les prix moyens pratiqués sur les plateformes ne sont inférieurs que de 10 % aux prix moyens B2B⁴³.

68

De plus, le développement de plateformes de négoce concurrentielles nécessite un approvisionnement suffisant à partir de différentes sources de gaz. Cependant, si l’existence de plusieurs fournisseurs de gaz à partir de la même source nationale peut générer une concurrence par les marges, cela ne garantirait pas nécessairement des avantages en termes de sécurité d’approvisionnement, parce qu’une rupture d’approvisionnement depuis cette source nationale unique pourrait avoir un impact sur toutes les voies d’approvisionnement qu’elle alimente.

69

Il importe en outre d’aborder cette problématique dans le contexte de l’incertitude importante relative à l’évolution de la demande de gaz dans l’UE. Entre 2010 et 2013, comme le montre la figure 4, la demande globale de gaz dans l’UE a diminué de 14 % et les prévisions établies par la Commission indiquent également qu’une augmentation de la demande de gaz est peu probable. Les investisseurs potentiels hésitent dès lors à prendre des engagements d’investissement futurs.

70

La Commission ne dispose pas de sa propre capacité opérationnelle pour générer des projections de la demande de gaz dans l’UE; elle se fonde sur les prévisions fournies par un prestataire externe (voir point 83). La figure 4 montre également que la Commission a continuellement surestimé la demande de gaz au cours de la période en question, et qu’elle doit rétablir la crédibilité des prévisions qu’elle utilise.

Figure 4

Consommation de gaz dans l’EU-27 pour la période 2000-2013 par rapport aux prévisions de la Commission jusqu’en 2030

Remarque: Toutes les prévisions concernent la consommation de l’EU-27 selon des intervalles de cinq ans (2005, 2010, 2015, etc.). Les derniers chiffres mis à disposition par Eurostat concernant la consommation réelle de gaz se rapportent à 2013.

Source: Cour des comptes européenne, sur la base des prévisions semestrielles relatives à l’énergie d’Eurostat et de la Commission européenne, publiées entre 2003 et 2013.

71

Il existe d’autres manières d’ouvrir les marchés du gaz à la concurrence qui, si elles ne disposent pas d’un système de tarification pleinement opérationnel et concurrentiel fondé sur les plateformes de négoce, renforceraient la sécurité de l’approvisionnement en énergie. Une solution consisterait à proposer une deuxième source d’approvisionnement qui influerait sur le prix demandé par l’autre fournisseur de gaz. Le terminal GNL en Lituanie fournit un exemple de la façon dont un tel effet de prix pourrait être obtenu, tout en garantissant qu’il existe une autre source en cas de rupture d’approvisionnement affectant les gazoducs dans la région de la Baltique. Voir encadré 6.

Encadré 6

«Indépendance»: le terminal GNL à Klaipėda, en Lituanie

Le terminal flottant GNL «Indépendance» a été installé dans le port de Klaipėda en novembre 2014. Il s’agit d’un navire terminal norvégien, loué pour dix ans par la Lituanie avec option ultérieure d’achat. Le terminal, capable de fournir 3,8 milliards de m³ de gaz par an, a considérablement renforcé la sécurité de l’approvisionnement en gaz de la Lituanie ainsi que la concurrence entre fournisseurs de gaz dans toute la région.

Selon l’ARN lituanienne, après l’achèvement des principaux travaux pour le terminal GNL en 2014, une réduction du prix des importations de gaz de 21 %, soit un tarif d’environ 28,6 euros par MW/h, a été proposée par l’autre fournisseur de gaz à la Lituanie, avant même que le terminal GNL ne devienne pleinement opérationnel.

© Hoëgh LNG

Photo 1 – Arrivée du terminal flottant GNL «Indépendance» dans le port de Klaipėda

Les infrastructures énergétiques en Europe ne sont généralement pas encore conçues pour des marchés pleinement intégrés et, par conséquent, ne permettent pas actuellement d’assurer efficacement la sécurité de l’approvisionnement en énergie

72

Des infrastructures adaptées sont aussi nécessaires pour le fonctionnement du marché intérieur de l’énergie que des structures de marché et une réglementation efficace. La présente section du rapport vise à:

a)déterminer si les infrastructures énergétiques actuellement en place sur le territoire de l’UE sont conçues aux fins du développement du marché intérieur de l’énergie;

b)analyser si le développement de ces infrastructures repose sur une analyse approfondie des besoins;

c)examiner la coopération nécessaire à la réalisation de projets d’infrastructures.

Les infrastructures de nombreux États membres, tant nationales que transfrontalières, ne sont pas encore adaptées au marché intérieur de l’énergie

Les infrastructures énergétiques dans un État membre peuvent avoir une incidence sur les marchés de l’énergie dans d’autres États membres

73

Les caractéristiques des infrastructures énergétiques dans un État membre peuvent, dans la pratique, engendrer des contraintes sur les flux d’électricité et de gaz entre États membres, voisins ou non. Au cours de l’audit, nous avons observé les situations suivantes:

a)capacité d’absorption insuffisante. Ce problème peut survenir lorsque les infrastructures à l’intérieur d’un État membre ne disposent pas des capacités suffisantes pour permettre les importations et les exportations entre marchés nationaux voisins. Cela se produit lorsque les réseaux nationaux de transport sont surchargés, lorsque les réseaux d’électricité ne disposent pas de la fréquence appropriée ou lorsque les systèmes gaziers manquent de capacités disponibles et/ou de pression. Voir exemples dans l’encadré 7;

Encadré 7

Exemples de capacité d’absorption insuffisante des infrastructures nationales de transport

L’interconnecteur SwePol entre la Suède et la Pologne, avec une capacité installée de 600 MW, mis en service en 2000, n’est pas utilisé à pleine capacité bien qu’il existe d’importantes disparités dans les prix de gros de l’électricité entre les marchés des deux États membres. Selon le RGT polonais, les infrastructures de transport d’électricité dans le nord de la Pologne ne disposent pas de la capacité suffisante pour recevoir cette quantité d’électricité en Pologne et la distribuer au sein du réseau national. Au cours de l’année 2014, la capacité offerte au marché a varié entre 273 MW et 424 MW, ce qui est considérablement inférieur à la capacité maximale de l’interconnecteur.

L’Estonie dispose d’interconnecteurs gaziers vers des pays tiers et vers la Lettonie, et la pression dans son système est assurée par l’intermédiaire de stations de pompage en Lettonie. La construction d’un nouveau gazoduc sous-marin est prévue entre l’Estonie et la Finlande. Pour que le gaz puisse circuler dans ce gazoduc, la pression du gaz dans le système estonien devrait être augmentée, soit en construisant une station de pompage en Estonie, soit en modernisant la station lettone.

b)capacité insuffisante pour permettre le transit d’énergie. Certains États membres sont devenus, ou devraient devenir, ce qu’il est convenu d’appeler des corridors de transit d’énergie. Ils se situent entre des États membres riches en énergie et susceptibles d’exporter du gaz ou de l’électricité à des tarifs concurrentiels et des États membres qui bénéficieraient de ces flux. Le transit d’énergie par un État membre requiert une capacité qui ne soit pas pleinement exploitée par la demande intérieure. Certains pays de transit ne disposent pas de cette capacité, ce qui peut entraîner une congestion, voir exemples à l’encadré 8. Le problème inverse peut se poser lorsque des gazoducs sont réservés par des contrats de transit à long terme et ne sont pas disponibles pour les besoins nationaux (voir point 111).

Encadré 8

Défis en matière de transit d’énergie

La Suède est un pays de transit pour l’électricité norvégienne circulant vers la Finlande, le Danemark, l’Allemagne et la Pologne. Elle a investi dans des interconnexions qui facilitent ces flux. Cependant, la congestion interne en Suède n’a pas permis que des exportations stables puissent avoir lieu vers le Danemark. Par conséquent, en 2011, suite à une plainte du Danemark devant la Commission européenne, la Suède a réaménagé son marché de l’électricité en quatre zones commerciales. Cela a permis de mettre en évidence des zones de congestion, ce qui a ensuite abouti à un renforcement du réseau.

La France devrait servir de pays de transit pour le gaz entre la péninsule ibérique et le reste de l’Europe. Toutefois, cela ne serait pas possible actuellement en raison des conditions de marché en vigueur, de la congestion du réseau dans le Sud de la France et de problèmes liés aux flux de gaz entre le Nord et le Sud de la France.

Également dans le secteur de l’électricité, outre la disponibilité limitée des connexions physiques entre l’Espagne et la France, un autre obstacle de taille à l’intégration de l’Espagne et du Portugal au marché intérieur de l’énergie est la nécessité de renforcer les réseaux nationaux de distribution d’électricité en Espagne comme en France, sans quoi il ne sera pas possible d’acheminer l’électricité entre la péninsule ibérique et l’Europe centrale.

Des déficits subsistent dans les infrastructures énergétiques transfrontalières entre États membres

74

Des problèmes concernant la capacité des interconnecteurs transfrontaliers apparaissent à mesure que la demande d’échanges énergétiques entre les États membres augmente. Il n’existe pas d’analyse exhaustive des déficits en matière d’infrastructures transfrontalières à l’échelle de l’UE (voir point 82). Même en l’absence d’une telle évaluation des besoins stratégiques, des objectifs pour l’interconnexion électrique et gazière ont été fixés au niveau de l’UE.

75

L’objectif de 10 % d’interconnexion électrique⁴⁴ a été fixé par le Conseil européen en 2002⁴⁵. Cependant, certains États membres n’ont toujours pas ou guère d’interconnexion électrique avec leurs voisins et, en juin 2015, 12 États membres se situaient en dessous de l’objectif de 10 % d’interconnexion, voir tableau 5. Ainsi qu’il a été constaté au point 62, la réalisation de cet objectif de 10 % n’est pas nécessairement synonyme de convergence des prix sur les marchés de l’électricité des États membres voisins.

Tableau 5

Taux d’interconnexion électrique des États membres de l’UE en 2014

Au-dessus de l’objectif de 10 % d’interconnexion électrique |  | En deçà de l’objectif de 10 % d’interconnexion électrique
État membre | % |  | État membre | %
Luxembourg | 245 |  | Irlande | 9
Croatie | 69 |  | Italie | 7
Slovénie | 65 |  | Portugal | 7
Slovaquie | 61 |  | Roumanie | 7
Danemark | 44 |  | Royaume-Uni | 6
Finlande | 30 |  | Estonie | 4
Hongrie | 29 |  | Lettonie | 4
Autriche | 29 |  | Lituanie | 4
Suède | 26 |  | Espagne | 3
Pays-Bas | 17 |  | Pologne | 2
Belgique | 17 |  | Chypre | 0
République tchèque | 17 |  | Malte | 0
Bulgarie | 11 |  |  |
Grèce | 11 |  |  |
Allemagne | 10 |  |  |
France | 10 |  |  |

Remarque: Les trois pays baltes sont considérés comme une région, bien qu’ils atteignent individuellement l’objectif de 10 %.

Source: Communication de la Commission au Parlement européen et au Conseil sur le thème «Réaliser l’objectif de 10 % d’interconnexion dans le secteur de l’électricité – Un réseau électrique européen prêt pour 2020».

76

Certains États membres, comme Chypre, sont de véritables îlots énergétiques en ce qui concerne l’électricité, à partir desquels il est très compliqué de développer des interconnexions. D’autres ont un taux d’interconnexion faible parce qu’ils restreignent le développement ou l’usage d’interconnecteurs, voir encadré 5.

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La règle N-1 pour le gaz⁴⁶, introduite en 2010 par le règlement concernant la sécurité de l’approvisionnement en gaz, a pour but de garantir qu’il existe d’autres fournisseurs de gaz disponibles sur chaque marché. Elle est réputée respectée depuis décembre 2014. Le respect ou non de cette règle par un État membre était déterminé par un calcul comparant l’importance du plus grand point d’entrée du gaz à celle de tous les autres points d’entrée combinés vers cet État membre. Il est possible de satisfaire à la règle N-1 à un niveau régional, si les États membres concernés procèdent conjointement à une analyse des risques et établissent un plan commun d’action préventive et d’urgence. Selon la Commission, sur la base de données qui lui ont été communiquées par les États membres, en décembre 2014, six des 26 États membres disposant de points d’entrée du gaz dans l’UE ne respectaient pas la règle N-1⁴⁷.

78

Pour satisfaire à la règle N-1, une capacité de flux inversé a été installée sur certains gazoducs existants. Sur six États membres sur lesquels a porté l’audit, quatre⁴⁸ ont équipé un ou plusieurs interconnecteurs gaziers avec une capacité de flux inversé, permettant ainsi au gaz de circuler dans les deux sens. Cependant, ces capacités de flux inversé n’ont eu quasiment aucune incidence sur le fonctionnement des marchés du gaz dans la mesure où elles sont destinées à être utilisées principalement en cas de ruptures d’approvisionnement.

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Similairement à l’objectif de 10 % en matière d’électricité, la règle N-1 est d’une utilité limitée pour analyser les besoins en matière d’infrastructures de gaz, parce que si l’autre point d’entrée fournit du gaz provenant de la même source nationale que le plus grand point d’entrée du gaz, cela ne renforce pas nécessairement la concurrence et n’a que peu d’effet sur la sécurité de l’approvisionnement en énergie. Par exemple, la Finlande et la Lettonie, bien que disposant toutes deux de plus d’un point d’entrée, restent en réalité dépendantes d’un seul fournisseur de gaz, parce que la totalité du gaz entrant par ces points provient de la même source nationale.

80

Compte tenu du fait que la construction d’infrastructures de gaz nécessite souvent de lourds investissements, les arguments économiques ne plaident pas toujours en faveur de la construction d’interconnexions de gazoducs avec plusieurs fournisseurs (voir également points 67 et 69). Dans ce contexte, certains États membres examinent les mérites comparatifs d’autres approches pour le développement de leurs marchés du gaz, comme la mise en place de terminaux GNL. Des projets de terminaux GNL sont en cours soit de planification, soit de finalisation, entre autres en Lituanie (voir encadré 6), en Pologne, en Estonie, en Finlande, en Suède et en Croatie.

81

Toutefois, certains États membres continuent à envisager d’ambitieux développements de leurs systèmes gaziers, y compris la construction de nouvelles infrastructures de gaz en vue de créer des plateformes gazières. Par exemple, en dépit d’une baisse de la consommation domestique de gaz⁴⁹, la Bulgarie et la Pologne préparent chacune la création de plateformes gazières.

Il n’existe pas d’évaluation globale des besoins à l’échelle de l’UE visant à fournir une base pour hiérarchiser les investissements dans les infrastructures énergétiques dans l’Union

Une évaluation approfondie des besoins en matière d’infrastructures au niveau de l’UE n’est pas en place

82

Une analyse approfondie des besoins en matière d’infrastructures à l’échelle de l’UE est nécessaire pour contribuer à la prise de décisions éclairées concernant le développement du marché intérieur de l’énergie et le renforcement de la sécurité de l’approvisionnement en énergie, ainsi qu’à la mise en œuvre d’autres engagements politiques de l’UE dans lesquels le secteur de l’énergie joue un rôle important, notamment ceux concernant l’action pour le climat. De plus, compte tenu des importants besoins d’investissement dans les infrastructures énergétiques dans l’ensemble de l’UE, une telle analyse est également essentielle pour étayer les décisions de cibler les fonds disponibles limités de l’UE et d’autres provenances. La Commission n’a pas élaboré de plan détaillé qui permette de combiner des éléments de politiques au niveau de l’UE dans un plan de développement des infrastructures de transport à long terme.

83

Un élément indispensable aux fins d’une évaluation exhaustive de ce type serait un modèle élaboré de développement du marché susceptible de décrire des prédictions relatives aux besoins en matière d’infrastructures dans le cadre de divers scénarios de politique et de marché, y compris une large gamme de scénarios de la demande (voir point 70). Pour l’heure, la Commission ne dispose pas d’outil de modélisation interne et elle n’a pas non plus accès à ce type d’outil par l’intermédiaire de l’ACER. À ce jour, elle utilise un modèle de marché de l’énergie réalisé par un contractant externe, tandis que l’ACER utilise celui du REGRT-E et du REGRT-G.

84

Le fait de ne pas disposer d’une analyse des besoins de ce type pour cibler le soutien de l’UE pourrait conduire à financer des projets dans l’ensemble de l’UE qui ne soient pas nécessaires pour satisfaire la demande anticipée d’énergie ou qui ne soient guère susceptibles de contribuer à la sécurité de l’approvisionnement énergétique. Par exemple, bien que la capacité du terminal GNL de Klaipėda (voir encadré 6) soit suffisante pour couvrir la demande de gaz, en baisse, des trois pays baltes⁵⁰, un terminal GNL régional supplémentaire dans la région de la côte Est de la mer Baltique, qui sera construit en Finlande ou en Estonie, est inclus dans le plan PIMERB⁵¹ (voir encadré 9) et figure parmi la liste de projets d’intérêt commun (voir encadré 12).

Les outils de planification utilisés pour servir de base à la planification des investissements ont leurs limites

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En l’absence d’analyse approfondie, la Commission s’est appuyée sur un certain nombre d’outils de planification des infrastructures plus spécifiques, y compris:

οdes listes de projets d’intérêt commun (PIC) (voir analyse au point 103);

οdes plans décennaux de développement du réseau (PDDR).

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Bien qu’ils fournissent une vue d’ensemble des investissements planifiés par les GRT d’électricité/de gaz nationaux, les PDDR ne présentent pas une image exhaustive des investissements en ce qui concerne les besoins en matière d’élaboration de politiques et de développement des marchés au niveau de l’UE, car:

οils ne s’appuient pas sur une évaluation globale de l’UE qui tienne compte d’un large éventail d’objectifs politiques de l’Union;

οils ne prennent pas dûment en considération les investissements futurs en matière d’infrastructures planifiés par des entités privées, ni la future production d’énergie;

οles régulateurs nationaux ne jouent pas un rôle important dans l’évaluation des propositions dans le cadre du PDDR;

οils ne sont pas toujours cohérents avec les plans d’investissements nationaux dans les infrastructures énergétiques. L’ACER a recensé 51 projets nationaux dans le PDDR 2012 du REGRT-E qui n’étaient pas inclus dans les plans de développement nationaux⁵².

87

La Commission reconnaît que les notifications que lui adressent les États membres concernant la capacité de transport d’électricité existante et prévue sont souvent en décalage avec les PDDR. Elle n’est donc pas en mesure de formuler des conclusions définitives ni de réaliser une évaluation adéquate des futurs écarts entre les infrastructures énergétiques et leur capacité potentielle à répondre à la demande⁵³. L’ACER, qui surveille la mise en œuvre des PDDR, s’est également déclarée préoccupée par toute une série de questions pratiques concernant ces derniers⁵⁴.

Le développement d’infrastructures transfrontalières requiert une coopération entre États membres voisins

88

Une coopération régionale efficace et une perception mutuelle des besoins en termes de développement sont des conditions préalables indispensables à la réalisation de tout projet d’infrastructures transfrontalier. Cependant, dans la pratique, des initiatives relatives à des projets transfrontaliers peuvent rencontrer toutes sortes de difficultés, y compris l’absence de besoins perçus pour des projets d’un côté ou de part et d’autre de la frontière, des difficultés à obtenir toutes les autorisations d’urbanisme, le financement équitable de projets d’infrastructures énergétiques et la répartition des coûts, souvent élevés, entre les parties. Néanmoins, il existe des exemples de coopération efficace à l’échelle de l’UE, qui ont préparé le terrain pour le développement d’infrastructures communes et le développement du marché.

La coopération régionale dans le secteur de l’énergie est en train d’émerger

89

Dans le domaine de l’énergie, la coopération régionale impliquant deux ou plusieurs États membres résulte d’initiatives politiques ou techniques.

90

Parmi les initiatives politiques, un exemple actuel remarquable est le plan d’interconnexion des marchés énergétiques de la région de la Baltique (PIMERB), voir encadré 9. Une autre initiative régionale se fait jour sous la forme d’un forum de l’énergie des pays d’Europe centrale et du sud-est. Des engagements politiques communs ont été pris en faveur du développement des infrastructures, comme la déclaration de Madrid⁵⁵, des initiatives de coopération régionales ont vu le jour, comme la Coreso⁵⁶, et des groupes sur la sécurité d’approvisionnement énergétique ont été créés, comme le groupe de coordination pour le gaz balte et finlandais. Ces groupements, souvent lancés avec la participation de la Commission, sont fréquemment officialisés par la passation d’accords à un niveau politique élevé entre les États membres. Ils s’étendent parfois à des accords de projet spécifiques, comme par exemple l’interconnexion électrique récemment ouverte entre l’Espagne et la France (voir encadré 10 et point 93).

91

Les initiatives de coopération technique sont essentiellement des initiatives lancées dans le cadre du CEER (Conseil des régulateurs européens de l’énergie)⁵⁷ et de l’ACER, comme les groupes sur l’élaboration des codes de réseau (voir aussi annexe III). Ces groupements peuvent également aboutir à la création de nouvelles formes de coopération régionale, comme les initiatives régionales coordonnant la sécurité⁵⁸.

Encadré 9

Qu’est-ce que le plan d’interconnexion des marchés énergétiques de la région de la Baltique (PIMERB)?

Le plan d’interconnexion des marchés énergétiques de la région de la Baltique (PIMERB) a été approuvé par les chefs d’État de Lituanie, de Pologne, de Lettonie, du Danemark, d’Estonie, de Suède, de Finlande et d’Allemagne, ainsi que par le Président de la Commission européenne, le 17 juin 2009.

Le PIMERB vise à intégrer l’Estonie, la Lettonie et la Lituanie aux marchés de l’énergie européens, de mettre un terme à leur statut d’îlots énergétiques et de libéraliser leurs marchés de l’énergie en vue de les préparer à adhérer à la bourse commune de l’électricité. Le plan inclut également un certain nombre de projets d’infrastructures, allant des parcs d’éoliennes dans la partie danoise de la mer du Nord au développement du réseau de gaz en Estonie. L’interconnexion électrique EstLink2 entre l’Estonie et la Finlande, qui était incluse dans le PIMERB, a été construite avec le soutien financier de l’UE et a déjà eu un impact sur le marché de l’électricité en Estonie (voir encadré 13).

Le PIMERB est encore en cours de mise en œuvre. Par exemple, les prix de détail du gaz et de l’électricité sont toujours réglementés en Estonie et certains projets d’infrastructures n’ont pas été réalisés, comme le terminal GNL régional de la Baltique qui devrait être construit en Finlande ou en Estonie.

92

La Commission encourage la coopération en matière d’infrastructures entre les États membres et cherche à étendre ce qu’elle estime être des bonnes pratiques dans le cadre du PIMERB à d’autres régions comme l’Europe centrale et du sud-est et dans la péninsule ibérique. Dans ce dernier cas, la coopération dans le secteur de l’énergie entre la France, le Portugal et l’Espagne a récemment fait l’objet d’une déclaration et d’un accord au niveau politique le plus élevé.

93

Au cours de la période 2007-2013, la Commission a également nommé quatre coordinateurs en vue de faciliter la conclusion d’accords entre les États membres dans le cadre de la construction d’éléments spécifiques d’infrastructures transfrontalières⁵⁹. La tâche du coordinateur chargé d’améliorer l’interconnexion énergétique entre la France et l’Espagne supposait de collaborer avec les responsables politiques et les parties prenantes, nationaux et locaux, et d’identifier les besoins de solutions techniques. Un projet d’interconnecteur électrique a ainsi pu être mis au point, lequel a ultérieurement été construit avec le soutien financier de l’UE⁶⁰ (voir encadré 10).

La répartition transfrontalière des coûts est complexe

94

Les projets transfrontaliers dans le domaine de l’énergie supposent la construction d’infrastructures dans au moins deux États membres. La répartition des coûts de construction de tels projets est un processus complexe, les États membres concernés cherchant à garantir que les coûts qu’ils supportent soient proportionnels aux futurs bénéfices qu’ils s’attendent à en retirer. Des difficultés surviennent en particulier dans les projets où plus de deux États membres sont impliqués et/ou lorsqu’il n’est pas évident de déterminer comment et à qui profiteront les bénéfices attendus.

Encadré 10

Projet d’interconnexion électrique entre la France et l’Espagne

Le projet d’interconnexion électrique France-Espagne impliquait la construction d’une connexion en courant continu à haute tension d’une capacité de 2 000 MW entre les deux pays. L’interconnecteur de 64,5 km inclut un tronçon de 33,5 km en France et un de 31 km en Espagne et traverse les Pyrénées via un tunnel de 8,5 km.

La nécessité d’une telle liaison a été reconnue en 1978 et des études techniques ont été effectuées entre 1998 et 2006. Facilitée par le coordinateur européen en 2007 et 2008, la décision concernant la conception du projet a été prise en juin 2008 lors de la signature d’un accord entre les gouvernements français et espagnol. Les coûts du projet ont été supportés à parts égales par la France et par l’Espagne, avec une contribution de l’UE. La construction a démarré en septembre 2011 et la livraison technique a été achevée en décembre 2014. L’interconnecteur devait entrer en service en juin 2015 mais ce n’était pas encore le cas au 30 juin 2015.

Le coût total du projet était de 721 millions d’euros, dont 225 millions d’euros au titre du PEER. La construction d’un interconnecteur souterrain à travers les Pyrénées a multiplié les coûts par plus de dix par rapport au coût estimatif de la pose d’un câble en surface. Cela a été estimé nécessaire essentiellement en raison de considérations environnementales particulières et a été défini comme une solution exceptionnelle à un ensemble de problèmes exceptionnels sur ce site. Le taux d’interconnexion électrique de l’Espagne a ainsi doublé, passant de 3 % à 6 %, et celui de la France a augmenté de 10 % à 11 %.

© RTE, Philippe Grollier

Photo 2 – Installation d’une section de câble d’interconnexion en courant continu à haute tension dans le tunnel sous les Pyrénées

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La répartition transfrontalière des coûts est pertinente dans le cadre des fonds alloués par l’UE au titre du mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE). Le règlement RTE-E dispose que les décisions concernant la répartition transfrontalière des coûts sont prises par les ARN des États membres en cause. Si les promoteurs de projets des États membres souhaitent demander un financement au titre du MIE mais que les ARN ne parviennent pas à un accord dans les six mois, elles peuvent alors renvoyer l’affaire devant l’ACER afin d’obtenir une décision en ce sens (voir exemple à l’encadré 11). Ce processus présente les inconvénients suivants:

a)la recherche d’un accord entre les ARN et l’obtention subséquente d’une décision de l’ACER s’avère chronophage et peut prendre jusqu’à un an;

b)certaines parties critiquent la méthodologie utilisée.

L’obtention d’autorisations peut être problématique et entraîner des retards

96

Les projets transfrontaliers se heurtent souvent à une opposition locale dans la mesure où ils peuvent être perçus comme perturbant les activités locales tout en ne générant que peu ou pas de bénéfices au niveau local. Dans ce contexte, l’obtention d’autorisations d’urbanisme locales s’avère souvent un processus long et complexe, et ce phénomène a été souligné pendant l’audit par les GRT et les régulateurs comme une cause importante de retards dans la mise en œuvre des projets d’infrastructures. Selon la Commission, ces retards empêcheront la réalisation d’ici à 2020⁶¹ de près de 50 % des projets commercialement viables dans le domaine de l’électricité.

Encadré 11

Répartition des coûts dans le projet d’interconnecteur transfrontalier LitPol

Le projet LitPol consiste en la réalisation d’un interconnecteur électrique entre la Pologne et la Lituanie en vue de limiter l’isolement énergétique des trois pays baltes par rapport au marché de l’énergie de l’UE. Concernant les travaux relatifs au projet sur le territoire lituanien, l’ARN lituanienne a déclaré que la Suède devrait y contribuer à hauteur de 47 millions d’euros en raison des bénéfices que cette dernière pourrait retirer à la suite de la mise en œuvre du projet. Ni l’ARN ni le GRT suédois ne sont d’accord avec la demande de contribution de l’ARN lituanienne, et ils en ont exposé les raisons à l’ACER lorsque celle-ci a été appelée à se prononcer sur l’affaire. L’ACER a rejoint le point de vue de la Suède et statué, dans le contexte du financement au titre du MIE, que la Lituanie était le seul pays bénéficiaire du projet et que la Suède n’était pas tenue d’y contribuer. La décision a ensuite autorisé le GRT lituanien à demander un financement du MIE (voir tableau 6). Le processus de décision a duré près d’un an.

97

Le règlement RTE-E de 2013 visait à résoudre ces problèmes en:

a)introduisant un délai global de 3,5 ans pour les procédures d’autorisation;

b)obligeant les États membres à simplifier leurs procédures d’octroi d’autorisations environnementales;

c)exigeant des États membres qu’ils regroupent les compétences d’octroi des autorisations ou la coordination de celles-ci auprès d’une seule autorité, un «guichet unique», d’ici à novembre 2013. Au 15 juin 2015, l’ensemble des États membres avaient établi des guichets uniques et tous sauf un avaient publié des manuels sur l’octroi d’autorisations⁶². Les guichets uniques restent toutefois des initiatives récentes et il est trop tôt pour évaluer leur efficacité.

98

Le coordinateur européen qui a travaillé sur l’interconnecteur France-Espagne (voir encadré 10) a observé que la meilleure façon de répondre à l’opposition des collectivités locales aux projets d’infrastructures consiste à adopter une communication locale et directe qui mette en lumière les bénéfices liés aux interconnexions supplémentaires, notamment pour les consommateurs. De manière générale, accroître les connaissances des consommateurs sur la manière dont les marchés de l’énergie fonctionnent pourrait également aboutir à des habitudes de consommation intelligentes et renforcer l’acceptabilité de ces projets d’interconnexion.

Le soutien financier relevant du budget de l’UE en matière d’infrastructures énergétiques n’a que faiblement contribué au marché intérieur de l’énergie et à la sécurité de l’approvisionnement en énergie

99

L’UE a alloué une enveloppe de 3,7 milliards d’euros pour soutenir les investissements dans les infrastructures énergétiques par l’intermédiaire de plusieurs instruments au cours de la période 2007-2013, et 7,35 milliards d’euros supplémentaires sont prévus pour la période 2014-2020⁶³. Bien qu’il s’agisse d’un montant élevé de financement, il ne couvre que 5 % environ des estimations relatives aux besoins d’investissement dans les infrastructures qui ont été recensés dans le cadre des PPDR pour l’électricité et pour le gaz. Par conséquent, les fonds de l’UE disponibles doivent être utilisés de manière stratégique, pour les projets les plus importants, sur la base d’une évaluation des besoins stratégiques (voir point 83).

L’UE dispose de plusieurs instruments de financement pour soutenir les projets d’infrastructures énergétiques, mais aucun d’entre eux n’a comme objectif premier le marché intérieur de l’énergie

La hiérarchisation insuffisante des projets a réduit l’efficacité du financement de l’UE pour les infrastructures énergétiques

100

Étant donné que les ressources de l’UE pour financer les infrastructures énergétiques sont limitées, il importe de disposer de moyens d’établir des priorités parmi les différents projets. Bien qu’il n’existe pas d’évaluation des besoins à l’échelle de l’UE, la Commission a utilisé plusieurs listes de projets spécifiques pour tenter de hiérarchiser les investissements financés sur le budget de l’UE et d’identifier les projets éligibles au financement, à savoir:

οla liste des PIC prévus dans le cadre des règlements RTE-E;

οla liste des projets d’intérêt commun «critiques» présentés dans le cadre de la Stratégie 2014 pour la sécurité énergétique;

οla liste des projets susceptibles de bénéficier d’un financement dans le cadre du programme énergétique européen pour la relance (PEER);

οla liste des projets susceptibles de bénéficier d’un financement au titre du Fonds européen pour les investissements stratégiques.

101

La liste des PIC prévus dans le cadre des règlements RTE-E a été élaborée en deux étapes:

a)une première liste de PIC a été constituée en 2006. Elle incluait 550 projets d’intérêt européen pour l’ensemble des États membres, mais aucune orientation précise n’était donnée quant aux projets auxquels il convenait d’attribuer en priorité les financements européens (voir encadré 12);

Encadré 12

Comment un projet d’infrastructures énergétiques peut-il obtenir le statut de PIC?

Le concept des PIC existe depuis le début du programme des réseaux transeuropéens. Les PIC devraient pouvoir bénéficier de procédures plus rapides et plus efficaces pour l’octroi des autorisations et d’un aménagement réglementaire amélioré.

Dans le cadre du règlement RTE-E actuellement en vigueur, les PIC sont définis au sein de «corridors prioritaires». Le processus de sélection des projets à inclure dans la liste des PIC repose sur les PPDR élaborés par le REGRT-E et le REGRT-G. Pour qu’un projet soit inclus dans la liste, il doit présenter des avantages importants pour deux États membres au moins, contribuer à l’intégration du marché et au renforcement de la concurrence, améliorer la sécurité de l’approvisionnement et réduire les émissions de CO₂.

b)le règlement RTE-E 2013⁶⁴ a établi un cadre pour la hiérarchisation des investissements dans les infrastructures énergétiques en définissant douze corridors prioritaires⁶⁵. Il fournit également des orientations concernant l’identification et la mise en œuvre des PIC. La liste des PIC prévus dans le cadre de ce règlement comprenait 248 projets, dont 132 pour des infrastructures d’électricité et 107 pour des infrastructures de gaz⁶⁶. Cette liste contient donc moins de projets que la liste des PCI de 2006. Cependant, conformément aux dispositions de l’article 4, paragraphe 4, du règlement RTE-E, la Commission n’est pas habilitée à classer les projets au sein de chaque corridor prioritaire;

c)la liste des PIC est actualisée tous les deux ans, la prochaine mise à jour étant prévue en novembre 2015.

102

En 2014, une liste ultérieure de 33 projets a été mise au point dans le cadre de la Stratégie européenne pour la sécurité énergétique⁶⁷, qui définit ces projets comme étant des «projets d’intérêt commun critiques». Elle comportait 27 projets dans le secteur du gaz et seulement six dans celui de l’électricité, pour un coût estimé de quelque 17 milliards d’euros. La Commission a estimé que ces projets étaient essentiels pour renforcer la sécurité de l’approvisionnement et mieux connecter les marchés de l’énergie à moyen et à long terme.

103

Toutes ces listes ont été élaborées sans évaluation claire, sous-jacente et analytique des projets à privilégier pour permettre à l’UE d’atteindre ses objectifs de politique énergétique (voir point 82). L’utilisation de ces listes pour étayer la prise de décisions en matière de financement de l’UE entraîne toute sorte de risques, et si la Commission envisage de continuer à les utiliser pour définir les priorités d’investissement, elle devrait prendre ces risques en considération:

a)une liste peut finir par comporter tant de projets que le concept même de liste consistant à répertorier des projets prioritaires perd sérieusement de sa substance, puisque la liste n’est plus centrée sur le nombre restreint de projets ciblant les besoins les plus pressants de l’UE. La liste initiale des PIC du RTE-E comportait 550 projets, et elle en comportait toujours 248 après avoir été rationalisée en 2006;

b)parce qu’elles sont établies à partir de propositions des États membres au lieu de présenter des projets qui répondent activement à des besoins au niveau de l’UE, les listes peuvent, dans la pratique, n’être qu’une compilation de projets que les promoteurs de projets des États membres souhaitent financer en réponse à des considérations nationales;

c)certains projets sur ces listes peuvent déjà être en cours, ou déjà achevés grâce à des financements provenant d’autres sources nationales ou privées⁶⁸.

Le PEER, le MIE et les Fonds ESI ne sont pas fondamentalement destinés à renforcer le marché intérieur de l’énergie

104

L’objectif initial du programme énergétique PEER était de financer des projets d’infrastructures énergétiques aboutis, capables de contribuer à la croissance économique à brève échéance. Par conséquent, développer le marché intérieur de l’énergie et parvenir à améliorer la sécurité de l’approvisionnement énergétique ne faisaient pas partie des objectifs premiers de ce programme. Tous les États membres ont obtenu des fonds pour des projets d’infrastructures énergétiques. Le programme a largement manqué son objectif initial de générer de la croissance économique à brève échéance, car:

a)certains des projets ayant bénéficié de fonds n’étaient pas suffisamment matures. Des projets d’une valeur de 422 millions d’euros, soit 18,6 % du total des subventions PEER octroyées, ont été interrompus. C’est le cas, notamment, du gazoduc Nabucco, de l’interconnecteur gazier ITGI-Poseidon, des gazoducs GALSI et des projets de flux inversé de gaz en Roumanie;

b)des retards importants ont affecté la mise en œuvre des projets et, par conséquent, seulement 1,1 million d’euros de paiements au titre du PEER avait été exécuté au 28 février 2015. Cela représente 48 % des montants initialement alloués.

105

L’objectif du mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE) dans le secteur de l’énergie est d’apporter un soutien à la mise en œuvre des PIC. Seuls les PIC qui ne sont pas commercialement viables au regard du cadre réglementaire existant et qui bénéficient d’une répartition transfrontalière des coûts sont éligibles à un financement du MIE. Le MIE fournit des subventions et d’autres instruments financiers pour des travaux et des études techniques nécessaires sous la forme d’appels à propositions.

106

Certains aspects de la conception du MIE limitent son potentiel de soutien au développement du marché intérieur de l’énergie:

a)la Commission peut uniquement financer les projets qui sont soumis dans les appels à propositions. Cela signifie que ses possibilités de cibler des PIC particuliers sont limitées;

b)la maturité étant un important critère d’attribution des subventions, les actions les plus matures sont davantage susceptibles d’être financées. Ces projets n’ont pas nécessairement les retombées les plus fortes pour le développement du marché intérieur de l’énergie;

c)l’état d’avancement de la mise en œuvre du marché intérieur de l’énergie dans les États membres n’étant pas un des critères de sélection des projets, la Commission n’a guère la possibilité d’utiliser l’instrument MIE pour encourager les réformes liées au marché intérieur de l’énergie.

107

Entre 2007 et 2013, près de 1,3 milliard d’euros a été alloué dans le cadre des Fonds structurels et d’investissement européens (Fonds ESI) pour financer des infrastructures d’électricité et de gaz. Ce chiffre devrait atteindre environ 2 milliards d’euros entre 2014 et 2020. Onze États membres ont obtenu des fonds entre 2007 et 2013; la Pologne a été le bénéficiaire le plus important, avec 63 % du total des dotations relevant des Fonds ESI pour les infrastructures énergétiques.

108

La majeure partie de ces dotations ont été utilisées pour la construction d’interconnexions au niveau régional ainsi que pour la modernisation des infrastructures énergétiques à l’intérieur d’un État membre. Une partie a également été utilisée pour la construction d’interconnexions transfrontalières, de terminaux GNL et d’installations de stockage souterrain de gaz. Entre 2014 et 2020, six États membres – la Bulgarie, la Grèce, la Lituanie, la Pologne, la Roumanie et la République tchèque – prévoient d’utiliser les dotations des Fonds ESI pour financer des investissements dans les infrastructures énergétiques.

109

La sélection de projets dans le cadre des Fonds ESI relève de la compétence des États membres. La Commission approuve uniquement les grands projets⁶⁹. Lors de la négociation des accords de partenariat et des programmes opérationnels des États membres pour la période de financement 2014-2020, elle a eu l’occasion de s’employer à inclure des indicateurs de performance liés au développement du marché intérieur de l’énergie, ce qu’elle n’a finalement pas fait. Les investissements dans les infrastructures énergétiques ne sont pas une priorité pour les Fonds ESI. Ils représentent environ 0,5 % de la dotation totale relevant du FEDER, du Fonds de cohésion et du FSE tant pour la période 2007-2013 que 2014-2020.

De nombreuses infrastructures énergétiques cofinancées par l’UE n’ont pas encore eu d’impact sur le marché intérieur de l’énergie

110

Dans le cadre de l’audit, 15 projets d’infrastructures énergétiques ayant bénéficié d’un cofinancement de l’UE ont été examinés, dix pour le gaz et cinq pour l’électricité (voir tableau 6). Nous avons analysé l’impact potentiel des projets sur le fonctionnement du marché intérieur de l’énergie.

111

Parmi ces projets, en juillet 2015:

a)un projet a eu un impact significatif sur le marché intérieur de l’énergie: il s’agit de l’interconnecteur électrique EstLink 2 entre la Finlande et l’Estonie, qui a été achevé et est pleinement opérationnel (voir encadré 13);

b)un autre projet important a été achevé et peut être utilisé depuis peu, à savoir l’interconnecteur électrique France-Espagne (voir aussi encadré 10).

Encadré 13

Le projet EstLink 2 a transformé le marché de l’électricité dans la région

Le projet EstLink 2 a obtenu 100 millions d’euros au titre du PEER. L’objectif du projet était de construire un second connecteur électrique entre la Finlande et l’Estonie d’une capacité de transport de 650 MW. Ce projet s’est avéré une réussite, dans la mesure où les obstacles techniques et autres liés à son achèvement et à sa mise en service ont été surmontés. Il a une incidence positive sur le marché de l’électricité, particulièrement en Estonie, où les prix de l’électricité sont devenus moins volatils et ont convergé avec ceux pratiqués en Finlande.

© Elering

Tableau 6

Liste des projets examinés lors de l’audit

| Projet | État d’avancement (en juin 2015) | États membres | Coût du projet (millions d’euros) | Cofinancement de l’UE (millions d’euros) | Instrument de financement de l’UE
Gaz | Interconnecteur Bulgarie-Grèce | Prévu pour 2018 | Bulgarie, Grèce | 220 | 45 | PEER
Interconnecteur Bulgarie-Roumanie | Prévu pour 2015 | Bulgarie, Roumanie | 24 | 9 | PEER
Gazoduc Nabucco | Interrompu | Autriche, Hongrie, Bulgarie, Allemagne, Roumanie | 7 900 (prévu) | 200 (attribué) | PEER
Interconnecteur Lettonie-Lituanie | Achevé en 2013 | Lituanie, Lettonie | 33 | 13 | PEER
Gazoduc Jurbarkas-Klaipėda | Achevé en 2013 | Lituanie | 46 | 21 | Fonds ESI
Renforcement de la capacité du gazoduc Klaipėda-Kiemėnai | En cours | Lituanie | 64 | 28 | MIE
Świnoujście Terminal GNL | Prévu pour 2015 | Pologne | 657 | 55 | PEER
199 | Fonds ESI
Gazoduc Gustorzyn-Odolanów | Achevé en 2014 | Pologne | 102 | 49 | Fonds ESI
Interconnecteur GIPL | En cours | Pologne, Lituanie | 558 | 306 | MIE
Interconnecteur France-Espagne | Achevé en 2012 | France, Espagne | 617 | 45 | PEER
Sous-total | 2 321 | 970 |
Électricité | Interconnecteur France-Espagne | Entré en service en juin 2015 | France, Espagne | 721 | 225 | PEER
Renforcement Portugal-Espagne | Achevé en 2011 | Portugal, Espagne | 136 | 46 | PEER
Interconnecteur EstLink 2 | Entré en service en 2014 | Estonie, Finlande | 320 | 100 | PEER
Interconnecteur Nordbalt | Prévu pour 2015 | Suède, Lituanie | 366 | 175 | PEER
Interconnecteur LitPol | Prévu pour 2015 | Pologne | 528 | 207 | Fonds ESI
2 | RTE-E
Lituanie | 132 | 2 | RTE-E
58 | MIE (demande)
Sous-total | 1 543 | 815 |
|  |  | Total | 3 864 | 1 785

112

Les autres projets n’ont pas encore eu d’impact équivalent sur le marché intérieur de l’énergie du fait que:

a)l’un des dix projets gaziers ouvre de nouvelles perspectives de marché, en l’occurrence le projet GIPL entre la Pologne et la Lituanie permettra le commerce du gaz entre des pays qui n’ont actuellement aucune interconnexion. Les neuf autres étaient essentiellement axés sur l’accroissement des capacités existantes ou sur la prise en compte directe des préoccupations liées à la sécurité de l’approvisionnement en énergie;

b)cinq des 15 projets étaient achevés. Plus les projets sont achevés et mis en service tôt, plus les répercussions sur le marché intérieur sont importantes. Cependant, des projets qui n’étaient pas pleinement matures au moment où les décisions de financement ont été prises peuvent prendre plus de temps que prévu pour aboutir. Cela dit, les projets d’infrastructures à grande échelle sont techniquement complexes et les travaux durent souvent plus longtemps que ce qui était planifié, notamment en raison de circonstances imprévues (voir exemple à l’encadré 14);

Encadré 14

Projet NordBalt

Le projet NordBalt implique la construction d’un interconnecteur électrique entre la Suède et la Lituanie. Il est susceptible d’avoir un impact significatif sur le fonctionnement du marché de l’électricité dans les États membres qui coopèrent dans le cadre du PIMERB en ce qu’il pourrait permettre d’augmenter les échanges au sein de la bourse commune de l’électricité des pays nordiques et des pays baltes. Cependant, l’installation d’un câble en mer Baltique s’est avéré un processus complexe et le projet ne devrait être terminé qu’en juin 2016, soit six ans et demi après son inclusion sur la liste des projets financés au titre du PEER.

© Litgrid

Photo 3 – Station au sol NordBalt à Klaipėda, en Lituanie

c)le potentiel des interconnecteurs pour faciliter le flux d’énergie entre marchés voisins dépend de la capacité des réseaux de transport de l’énergie à l’intérieur des États membres (voir point 73). Ce problème a été observé dans deux des projets examinés lors de l’audit (voir encadré 15);

d)l’efficience de deux des projets d’interconnexion gazière risque d’être limitée dans la mesure où ils impliquent la construction de nouvelles capacités de transport à côté des capacités existantes, voir exemple à l’encadré 16.

Encadré 15

Exemples d’interconnecteurs non supportés par des réseaux nationaux

Le projet LitPol consiste en la construction d’un interconnecteur électrique entre la Pologne et la Lituanie en vue de limiter l’isolement énergétique des trois pays baltes par rapport au marché de l’énergie de l’UE. Cependant, son utilisation potentielle pour importer de l’électricité vers la Lituanie depuis la Pologne est limitée en raison du manque de capacité de production en Pologne à proximité de la frontière avec la Lituanie et de l’interconnexion insuffisante avec d’autres régions de Pologne où la capacité de production d’électricité est plus élevée. La mise en place de flux d’énergie bidirectionnels passe obligatoirement par le renforcement du réseau polonais, mais cela n’est pas prévu avant 2020.

L’interconnecteur gazier Bulgarie-Roumanie permettra des approvisionnements en gaz naturel de 1,3 million de m³ par jour entre la Roumanie et la Bulgarie. Cependant, dans les conditions actuelles, la faible pression dans le système gazier roumain empêcherait un tel volume de flux transfrontaliers vers la Bulgarie. Les flux potentiels de gaz depuis et vers la Hongrie subiraient également ce type de contraintes. Des investissements supplémentaires dans le système de transport du gaz roumain sont nécessaires pour connecter le système de transport interne au gazoduc de transit qui traverse la Roumanie. La Roumanie devrait également abroger une loi nationale interdisant ces exportations de gaz.

Encadré 16

Construction de nouveaux gazoducs à côté de gazoducs existants

Les projets d’interconnexion gazière entre la Roumanie, la Bulgarie et la Grèce consistent en la construction de nouveaux gazoducs en sus des gazoducs existants. Cela tient au fait que la capacité du réseau de transit gazier actuel vers la Grèce via la Roumanie et la Bulgarie est réservée par un fournisseur d’un pays tiers dans le cadre d’un contrat de longue durée.

24 Pour l’électricité, voir l’article 49, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la directive 2003/54/CE (JO L 211 du 14.8.2009, p. 55). Pour le gaz, voir l’article 54, paragraphe 1, de la directive 2009/73/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la directive 2003/55/CE (JO L 211 du 14.8.2009, p. 94).

25 Règlement (CE) n° 714/2009 sur les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité et abrogeant le règlement (CE) n° 1228/2003. Règlement (CE) n° 715/2009 concernant les conditions d’accès aux réseaux de transport de gaz naturel et abrogeant le règlement (CE) n° 1775/2005. Règlement (CE) n° 713/2009 du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 instituant une agence de coopération des régulateurs de l’énergie.

26 Conclusions adoptées par le Conseil européen le 4 février 2011.

27 Conclusions du Conseil, session du Conseil «Transports, télécommunications et énergie» du 9 décembre 2014, Bruxelles.

28 L’évaluation de la Commission s’appuie sur des documents officiels fournis par les États membres, des rapports d’entrepreneurs, les connaissances des bureaux géographiques, la surveillance du marché via les médias, ainsi que sur des demandes spécifiques soumises à des tiers.

29 Selon les chiffres publiés dans le rapport national 2014 de l’Office de régulation de l’énergie de Pologne, l’opérateur historique de gaz détient environ 95 % du marché de gros de gaz en Pologne.

30 Au 1er juin 2015, la Commission avait émis 109 opinions. Sept GRT pour le gaz et trois pour l’électricité attendent toujours leur certification: les GRT pour le gaz d’Estonie, de Lettonie, de Finlande, d’Italie, de Hongrie, de Belgique (reconduction de la certification) et du Royaume-Uni (reconduction de la certification); le GRT pour l’électricité de Hongrie, le câble de la Baltique entre la Suède et l’Allemagne et le GRT d’Italie (reconduction de la certification).

31 COM(2015) 80 final du 25 février 2015 «Cadre stratégique pour une Union de l’énergie résiliente, dotée d’une politique clairvoyante en matière de changement climatique».

32 Lignes directrices concernant les aides d’État à la protection de l’environnement et à l’énergie pour la période 2014-2020 (2014/C 200/01).

33 Les critères applicables en matière de réglementation des prix afin de se conformer à la législation de l’UE ont récemment été confirmés par la Cour de justice européenne dans l’arrêt rendu le 10 septembre 2015 dans la procédure d’infraction contre la Pologne en ce qui concerne les prix réglementés du gaz pour les clients non résidentiels (C-36/14).

34 Communication de la Commission intitulée «Prix et coûts de l’énergie en Europe», documents de travail des services de la Commission SWD(2014) 19 final et SWD(2014) 20 final.

35 Pour plus d’informations sur ELBAS, voir: http://www.nordpoolspot.com/TAS/Intraday-market-Elbas/.

36 L’Espagne, la France, la Hongrie, la Pologne, le Portugal, la République tchèque et la Roumanie.

37 Règlement (UE) n° 1227/2011 complété par les actes d’exécution REMIT à la mi-décembre 2014.

38 Un rapport similaire entre les prix de gros de l’électricité les plus élevés et les plus faibles a également été constaté en 2013 et au premier trimestre de 2015.

39 À l’exception de la Grèce, de l’Irlande et de la Pologne.

40 L’objectif de 10 % pour l’interconnexion a été fixé lors du Conseil européen de 2002 à Barcelone. L’ensemble des États membres sont appelés à développer des capacités d’interconnexion atteignant au moins 10 % de leur capacité de production d’électricité installée d’ici à 2020. Cela signifie que chaque État membre devrait mettre en place des câbles électriques permettant de transporter au moins 10 % de l’électricité produite dans ses centrales au-delà de ses frontières vers les pays voisins.

41 Les échanges de gaz transfrontaliers entre plateformes sont actuellement possibles entre la Belgique, l’Allemagne, la France, l’Italie, les Pays-Bas, l’Autriche et le Royaume-Uni.

42 Certains pays mettent en place des systèmes hybrides. Par exemple, la Pologne a réglementé les prix de gros et de détail du gaz, mais une partie des importations et certaines capacités inutilisées sont ensuite vendues au travers d’une bourse. Au cours du quatrième trimestre 2014, le prix du gaz dans une bourse était de 26,2 euros par MW/h, tandis que le prix réglementé était de 36 euros par MW/h. En 2013, seulement 3 % du total des échanges de gaz ont été réalisés par l’intermédiaire de la bourse.

43 Selon des informations fournies par l’ACER, le prix moyen sur les plateformes de négoce dans les sept États membres où existaient des plateformes était de 24,8 euros par MW/h en 2014, tandis que le prix moyen à l’importation dans le cadre de contrats interentreprises était de 27,0 euros en 2014 (voir annexe II). L’écart entre le prix le plus élevé et le prix le plus bas variait entre 22,1 et 32,0 euros par MW/h s’agissant des contrats interentreprises, et entre 23,4 et 27,8 euros par MW/h pour les plateformes. Le calcul du prix moyen interentreprises tient compte de la ristourne rétroactive de 21 % obtenue par la Lituanie, comme cela est décrit à l’encadré 6.

44 Le taux d’interconnexion est calculé en comparant la capacité de production d’électricité installée à la capacité totale des interconnexions électriques d’un État membre. Les interprétations divergent sur la question de savoir si la production d’électricité devrait être calculée en fonction de la capacité installée ou de la capacité réellement utilisée.

45 Conclusions de la Présidence – Conseil européen de Barcelone des 15 et 16 mars 2002 – SN 100/1/02 REV 1.

46 Le principe N-1 a été introduit par le règlement (UE) n° 994/2010 concernant la sécurité de l’approvisionnement en gaz du 20 octobre 2010. Cette règle – s’inspirant de l’exemple du secteur de l’électricité – oblige les États membres qui dépendent d’un seul gazoduc d’importation, dépôt souterrain de stockage ou autre type d’infrastructures essentielles, à veiller à ce que, les jours extrêmement froids, la demande puisse être satisfaite même si la principale infrastructure d’importation ne fonctionne pas.

47 Document de travail des services de la Commission SWD(2014)325 final du 16 octobre 2014. Report on the implementation of Regulation (EU) 994/2010 and its contribution to solidarity and preparedness for gas disruptions in the EU (Rapport sur la mise en œuvre du règlement (UE) n° 994/2010 et sa contribution à la solidarité et au niveau de préparation aux ruptures de l’approvisionnement en gaz dans l’UE). Les six États membres en question sont: la Suède, la Lituanie, la Bulgarie, la Grèce, la Slovénie et le Luxembourg. Trois d’entre eux, le Luxembourg, la Slovénie et la Suède, bénéficient d’une dérogation conformément à l’article 6, paragraphe 10, du règlement.

48 À l’exception de l’Estonie et de la Suède.

49 Selon l’institut de statistique bulgare, la consommation de gaz est passée de 3 218 milliards de m³ en 2011 à 2 840 milliards de m³ en 2014.

50 Selon les statistiques d’Eurostat, la demande de gaz naturel totale en Estonie, en Lettonie et en Lituanie est passée de 5,6 milliards de m³ par an en 2010 à 4,6 milliards de m³ en 2014.

51 Un accord conclu en novembre 2014 entre les premiers ministres finlandais et estonien prévoit la construction d’un terminal GNL régional plus important vers la Finlande et d’un terminal plus petit à des fins de consommation locale en Estonie. Si le projet finlandais ne progresse pas selon le calendrier prévu, l’Estonie conserve une option l’autorisant à construire le terminal régional.

52 Avis n° 8/2014 de l’ACER.

53 Document de travail des services de la Commission «Projets d’investissement relatifs à des infrastructures énergétiques» accompagnant la communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions – Vers l’achèvement du marché intérieur de l’énergie: état des lieux [SWD(2014) 313 final du 13.10.2014, p. 4].

54 Dans son avis n° 16/2014, l’ACER a fait part de ses préoccupations concernant les PDDR, eu égard notamment à la disponibilité limitée des données, à la présentation des capacités de transfert du réseau, à l’utilisation d’une analyse coûts-avantages pour tous les investissements dans le transport et au manque de clarté ayant trait à certaines descriptions d’investissements.

55 Déclaration commune signée le 4 mars 2015 par le Président de la Commission européenne Jean-Claude Juncker, le Président de la République française François Hollande, le Premier ministre espagnol Mariano Rajoy et le Premier ministre portugais Pedro Passos Coelho visant à convenir des moyens de renforcer les connexions entre la péninsule Ibérique et le reste du marché de l’énergie de l’UE.

56 Coreso (Coordination of Electricity System Operators), le premier centre de coordination technique régional pour l’électricité regroupant plusieurs GRT de France, de Belgique, d’Allemagne, d’Italie et du Royaume-Uni.

57 CEER – Conseil des régulateurs européens de l’énergie: il s’agit d’une ONG basée à Bruxelles qui vise à présenter les intérêts des ARN dans le processus de développement du marché intérieur de l’énergie.

58 La participation des organisations des États membres dans les initiatives de coopération régionale est très variable. Par exemple, l’ARN suédoise a participé à tous les groupes de travail de l’ACER ainsi qu’aux initiatives pour une adoption rapide. De même, le GRT d’électricité suédois est impliqué dans plusieurs initiatives de coopération régionale et participe aux groupes de mise en œuvre rapide des codes de réseau. En revanche, au moment de l’audit, les deux GRT de Bulgarie ne participaient à aucun groupe de coopération régionale ou de mise en œuvre rapide.

59 Les autres projets pour lesquels des coordinateurs ont été nommés étaient les suivants: liaison Pologne-Lituanie, gazoduc «Nabucco» et Connexions des éoliennes offshore au Danemark, en Allemagne et en Pologne.

60 Rapport du Coordonnateur européen, Mario Monti, projet d’intérêt européen EI 3, «Interconnexion électrique France-Espagne», Bruxelles, septembre 2008.

61 COM(2010) 677.

62 Selon les informations fournies par les États membres à la Commission européenne.

63 Ce chiffre exclut tout soutien qui pourrait être apporté à l’avenir aux infrastructures énergétiques au titre du Fonds européen pour les investissements stratégiques, lequel prévoit 16 milliards d’euros en garanties au titre du budget de l’UE.

64 Règlement (UE) n° 347/2013.

65 Priorités en matière d’infrastructures énergétiques pour 2020 et au-delà, 2011, p. 14. Électricité: réseau dans les mers septentrionales, interconnexions Nord-Sud en Europe de l’Ouest, interconnexions Nord-Sud en Europe centrale et en Europe du Sud-Est, plan d’interconnexion des marchés énergétiques de la région de la mer Baltique, déploiement des réseaux intelligents et autoroutes de l’électricité à long terme; gaz: interconnexions Nord-Sud de gaz en Europe de l’Ouest, interconnexions Nord-Sud de gaz en Europe centrale et en Europe du Sud-Est, corridor gazier sud-européen et plan d’interconnexion des marchés énergétiques de la région de la mer Baltique.

66 Les neuf autres consistaient en sept projets pétroliers et deux projets de réseaux intelligents.

67 COM(2014) 330 final, p. 10.

68 La ligne électrique de 400 kV entre Bescanó et Santa Llogaia en Espagne a été achevée en octobre 2014, et a marqué une étape supplémentaire vers la nouvelle interconnexion électrique entre la France et l’Espagne. Ce projet figure encore sur la liste des PIC et de l’EFSI.

69 Pour les investissements dans les infrastructures énergétiques relevant de l’objectif thématique «encourager le transport durable et supprimer les obstacles dans les infrastructures de réseaux essentielles», les projets dont le coût total éligible dépasse 75 millions d’euros; pour d’autres investissements dans les infrastructures énergétiques relevant des Fonds ESI, qui pour l’essentiel ne sont pas concernées par le présent rapport, le seuil est de 50 millions d’euros.

Conclusions et recommandations

113

L’objectif de l’UE consistant à réaliser le marché intérieur de l’énergie pour 2014 n’a pas été atteint. Les infrastructures énergétiques en Europe ne sont généralement pas encore conçues pour des marchés pleinement intégrés et, par conséquent, ne permettent pas actuellement d’assurer efficacement la sécurité de l’approvisionnement en énergie. Le soutien financier relevant du budget de l’UE en matière d’infrastructures énergétiques n’a que faiblement contribué au marché intérieur de l’énergie et à la sécurité de l’approvisionnement en énergie (voir point 27).

L’objectif consistant à réaliser le marché intérieur de l’énergie pour 2014 n’a pas été atteint

114

Depuis 2007, le développement du marché intérieur de l’énergie est au cœur de la politique énergétique de l’UE. Le troisième paquet «énergie», adopté en 2009, exigeait la transposition des directives «Gaz» et «Électricité» avant le 3 mars 2011. Cependant, cet objectif n’a pas été atteint au cours de cette année-là. En 2011, le Conseil a réitéré son engagement en faveur du marché intérieur de l’énergie et a déclaré qu’il devrait être achevé pour 2014. Toutefois, même cet objectif révisé n’a pas été atteint en raison d’une série de problèmes (voir point 29).

115

Il reste encore beaucoup à faire avant que le troisième paquet «énergie» puisse être considéré comme pleinement mis en œuvre. La surveillance, par la Commission, de la mise en œuvre de ses dispositions dans les États membres est encore en cours après l’expiration du délai de 2014 (voir points 30 à 33).

Recommandation n° 1 –
Terminer les contrôles de conformité

Le marché intérieur de l’énergie n’étant pas encore achevé, la Commission devrait terminer ses évaluations et engager les procédures d’infraction éventuellement nécessaires à l’encontre des États membres avant la fin de 2016.

116

Les autorités de régulation nationales (ARN) dans l’ensemble de l’UE rencontrent encore des difficultés en ce qui concerne leur indépendance et leur liberté d’exercer un jugement professionnel. Toutes les ARN ne disposent pas de ressources proportionnelles aux missions qu’elles doivent accomplir, y compris la coopération à des activités menées à l’échelle de l’UE, notamment par l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER). Celle-ci n’est pas habilitée à contraindre les ARN dans tous les États membres à lui communiquer des données pertinentes relatives aux marchés de l’énergie (voir points 35 et 36).

Recommandation n° 2 –
Les ARN et l’ACER

a)Les États membres devraient s’assurer que leurs ARN sont indépendantes et ne sont pas confrontées à des restrictions concernant l’étendue de leur rôle. Les ARN devraient disposer de ressources suffisantes pour mener leurs activités à bien, y compris pour leur permettre de participer pleinement à des activités de coopération au niveau de l’UE.

b)La Commission devrait s’assurer que l’ACER est dotée des pouvoirs nécessaires pour obtenir des acteurs clés dans les États membres les informations dont elle a besoin pour réaliser les tâches qui lui sont confiées.

117

D’importantes différences dans la manière dont les États membres organisent leurs marchés de l’énergie entravent le développement du marché intérieur de l’énergie. Il existe en réalité 28 cadres juridiques nationaux différents qui forment, dans la pratique, un ensemble disparate de marchés locaux, nationaux et régionaux plutôt qu’un seul marché intérieur de l’énergie. Si l’objectif des mesures de dissociation et autres était de créer les conditions réglementaires pour un marché intérieur de l’énergie, cela n’a pas souvent donné lieu à l’émergence d’un marché libéralisé et concurrentiel. Développer davantage le marché intérieur de l’énergie, en trouvant des moyens pratiques permettant à ces marchés de fonctionner ensemble, reste un enjeu majeur. La raison en est que plusieurs mécanismes d’échanges différents sont utilisés dans l’UE et que les marchés de l’énergie sont influencés par diverses interventions (voir points 39 et 43 à 46).

Recommandation n° 3 –
Des échanges transparents

La Commission devrait promouvoir le développement généralisé de mécanismes d’échanges transparents pour le gaz et pour l’électricité. Il conviendrait notamment de faciliter et de soutenir la mise en place de bourses dans les États membres où il n’en existe pas actuellement ou dans lesquels les mécanismes d’échanges B2B sont prédominants.

118

Les codes de réseau sont des règles techniques visant à fournir une base pour réaliser l’interopérabilité technique dans les systèmes de transport de l’électricité et du gaz à l’intérieur de l’UE. Ils définissent des normes techniques communes destinées à garantir que l’énergie circule librement entre les différents États. Bien que, récemment, des progrès aient été accomplis en ce qui concerne l’approbation des codes de réseau pour le gaz, aucun des codes de réseau pour l’électricité n’a encore été définitivement approuvé selon la procédure de comitologie. Certains codes de réseau sont adoptés par les États membres avant leur approbation définitive dans le cadre d’initiatives régionales de mise en œuvre rapide (voir points 47 à 51).

Recommandation n° 4 –
Approbation et mise en œuvre des codes de réseau

La Commission devrait accélérer le processus de comitologie en vue de garantir l’approbation des codes de réseau pour l’électricité avant la fin de 2015. Elle devrait également encourager l’ACER et les REGRT à soutenir la mise en œuvre précoce des codes de réseau par les États membres dans le cadre d’initiatives de coopération régionale.

119

Bien que des progrès aient été réalisés, le plein effet sur les prix du marché intérieur de l’énergie n’est pas encore atteint, et il subsiste des différences de prix considérables entre les États membres.

120

Les prix de gros de l’électricité n’ont pas convergé dans l’UE, avec des disparités importantes manifestes, même entre certains États membres voisins. Pour stimuler les échanges transfrontaliers d’électricité, l’UE a fixé comme objectif que les interconnexions électriques transfrontalières d’un État membre doivent représenter au moins 10 % de sa capacité de production installée. Cependant, cet objectif manque de pertinence parce qu’il est centré sur le développement des infrastructures au lieu d’être basé sur la dynamique de la demande en vue de parvenir à la convergence des prix (voir points 59 à 64).

121

Même si l’actuel modèle cible pour le gaz, basé sur des transactions menées sur les plateformes, devait être mis en œuvre, il pourrait n’avoir qu’une incidence limitée sur les prix de gros moyens du gaz. La construction de grands gazoducs dans toute l’UE visant à faciliter le développement de plateformes de négoce concurrentielles à l’échelle européenne nécessiterait des investissements conséquents. Cependant, l’argument économique en faveur d’un tel projet peut ne pas exister dans certains cas. Il y a d’autres manières d’ouvrir les marchés du gaz à la concurrence, comme par exemple l’installation de terminaux GNL stratégiquement situés pour alimenter un ou plusieurs marchés nationaux (voir points 65 à 71).

Recommandation n° 5 –
Modèles de développement du marché et des infrastructures pour l’électricité et pour le gaz

La Commission devrait:

a)envisager d’établir des objectifs en matière d’interconnexion électrique fondés sur les besoins du marché plutôt que sur une capacité de production nationale fixe;

b)réévaluer les coûts et les bénéfices potentiels du modèle cible pour le gaz et, compte tenu de la demande incertaine, examiner s’il existe des solutions autres que la construction de grands gazoducs, comme l’installation de terminaux GNL stratégiquement situés pour alimenter un ou plusieurs marchés nationaux en utilisant des solutions compatibles avec le marché intérieur de l’énergie. Il conviendrait de s’appuyer sur une évaluation approfondie des besoins à l’échelle de l’UE (voir recommandation n° 7).

Les infrastructures énergétiques en Europe ne sont pas encore conçues pour des marchés pleinement intégrés et, par conséquent, ne permettent pas actuellement d’assurer efficacement la sécurité de l’approvisionnement en énergie

122

Les infrastructures énergétiques de nombreux États membres, tant nationales que transfrontalières, ne sont pas encore adaptées au marché intérieur de l’énergie. Dans la pratique, une capacité d’infrastructure insuffisante dans un État membre peut constituer un obstacle aux importations et aux exportations potentielles et à la mesure dans laquelle un État membre peut servir de pays de transit. Des déficits subsistent également au niveau des infrastructures de transport d’électricité et de gaz transfrontalières entre les États membres (voir points 73 à 81).

Recommandation n° 6 –
Utilisation optimale des infrastructures existantes

La Commission devrait:

a)recenser les infrastructures énergétiques transfrontalières qui ne sont pas pleinement exploitées pour soutenir le marché intérieur de l’énergie, soit parce qu’elles sont liées par des contrats bilatéraux à long terme ne permettant pas l’accès de tiers, soit parce que leurs capacités techniques, comme les flux inversés, ne sont pas utilisées;

b)travailler avec les parties prenantes dans les États membres afin d’améliorer la mesure dans laquelle ces infrastructures sont réellement utilisées de manière continue au profit du marché intérieur de l’énergie;

c)examiner les avantages de la mise en place de GRT régionaux comme moyen d’encourager et de gérer efficacement les flux énergétiques transfrontières, en exploitant au mieux les infrastructures existantes.

123

Une analyse approfondie des besoins en matière d’infrastructures à l’échelle de l’UE est nécessaire pour contribuer à la prise de décisions éclairées concernant le développement du marché intérieur de l’énergie et le renforcement de la sécurité de l’approvisionnement en énergie (voir point 82). Compte tenu des importants besoins d’investissements énergétiques dans l’ensemble de l’UE, une telle analyse est également essentielle pour cibler les fonds de l’Union et d’autres provenances dans le secteur (voir points 82, 84 et 99). Actuellement, les outils de planification utilisés par la Commission, principalement les listes des projets d’intérêt commun et les plans décennaux de développement du réseau, présentent des limites majeures (voir points 85 à 87). La Commission ne dispose pas non plus d’un modèle élaboré de développement du marché pour soutenir l’analyse des besoins nécessaire (voir point 83).

Recommandation n° 7 –
Lancement d’une évaluation approfondie des besoins en matière d’infrastructures à l’échelle de l’UE

La Commission devrait:

a)procéder à une évaluation approfondie des besoins en matière d’infrastructures à l’échelle de l’UE en vue du développement du marché intérieur de l’énergie; celle-ci devrait servir de cadre de référence pour d’autres documents de stratégie comme les plans décennaux de développement du réseau (PDDR);

b)afin d’étayer l’évaluation des besoins, mettre en place une capacité de modélisation des marchés de l’énergie, y compris un large éventail de projections relatives à la demande, élaborée en interne ou par l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER);

c)travailler avec le REGRT-E et le REGRT-G afin que l’évaluation des besoins soit utilisée en vue de la planification, au niveau de l’UE, des infrastructures liées au marché intérieur de l’énergie, y compris l’élaboration des PDDR.

124

Le développement d’infrastructures énergétiques transfrontalières requiert une coopération entre États membres voisins. Dans ce contexte, le financement de projets, la répartition des coûts et l’obtention d’autorisations d’urbanisme peuvent représenter un défi. Dans toute l’UE, des expériences positives de coopération régionale dans le secteur de l’énergie apparaissent sous la forme d’initiatives tant politiques que techniques. Certaines des activités de coordination de la Commission ont enregistré des résultats concluants (voir points 88 à 93).

Le soutien financier de l’Union européenne dans le domaine des infrastructures énergétiques n’a que faiblement contribué au développement du marché intérieur de l’énergie et à la sécurité de l’approvisionnement en énergie

125

La hiérarchisation insuffisante des projets a réduit l’efficacité du financement de l’UE pour les infrastructures énergétiques. La Commission a utilisé plusieurs listes de projets spécifiques pour tenter d’établir des priorités concernant les investissements financés sur le budget de l’UE et d’identifier les projets susceptibles de bénéficier d’un financement. Toutefois, elle n’a pas défini ces listes sur la base d’une évaluation approfondie des besoins de développement d’infrastructures à l’échelle de l’UE. Cela risque de limiter l’utilité de ces listes en tant qu’outils de hiérarchisation des investissements et de ciblage des fonds de l’UE (voir points 100 à 103).

Recommandation n° 8 –
Une meilleure utilisation des listes de PIC

La Commission devrait améliorer ses procédures de planification et, en particulier, la hiérarchisation et le financement des projets d’intérêt commun (PIC) en tenant compte d’une évaluation approfondie des besoins en matière d’infrastructures énergétiques au niveau de l’UE (voir recommandation n° 7).

126

Les principaux instruments de financement de l’UE pour financer les projets d’infrastructures énergétiques, c’est-à-dire le PEER, le mécanisme pour l’interconnexion en Europe et les Fonds structurels et d’investissement européens, ne sont pas fondamentalement destinés à renforcer le marché intérieur de l’énergie, et cela est manifeste dans certains aspects de leur mise en œuvre. Le financement dans le cadre du MIE n’est pas lié aux réformes du marché de l’énergie, et les accords de partenariat passés dans le cadre des Fonds ESI pour la période 2014-2020 ne prévoient pas de conditions relatives au développement de ce marché (voir points 104 à 109).

Recommandation n° 9 –
Le fonctionnement efficace et continu du marché intérieur de l’énergie comme condition de financement des projets d’infrastructures énergétiques de l’UE

La Commission devrait soumettre des propositions législatives, dans lesquelles elle précise comment elle entend faire du fonctionnement efficace et continu du marché de l’énergie dans les États membres une condition préalable à la sélection des projets d’infrastructures énergétiques à financer.

127

Il existe des exemples de projets d’infrastructures énergétiques financés par l’UE qui ont eu des effets positifs sur le marché intérieur de l’énergie et la sécurité de l’approvisionnement. Cependant, l’incidence de nombreux autres projets est restée limitée jusqu’ici. Cela tient au fait que certains projets n’étaient pas centrés sur les besoins en matière de développement du marché intérieur; peu d’entre eux ont été achevés et mis en service; pour certains, des problèmes de capacité dans les États membres voisins ont ralenti leur utilisation; et l’efficacité de plusieurs projets est limitée parce qu’ils tendent à développer des infrastructures supplémentaires à côté des infrastructures existantes (voir points 110 à 112).

Le présent rapport a été adopté par la Chambre II, présidée par M. Henri GRETHEN, Membre de la Cour des comptes, à Luxembourg en sa réunion du 21 octobre 2015.

Par la Cour des comptes

Vítor Manuel da SILVA CALDEIRA
Président

Annexes

Annexe I

a) Prix de détail moyens de l’électricité, taxes incluses, pour les ménages: 1er trimestre 2015, en centimes d’euros par kWh

Remarque: Le caractère abordable des prix à la consommation est une question distincte qui devrait être examinée dans le contexte du niveau des revenus disponibles nets dans chaque État membre. Comme cela est indiqué au point 23, le présent audit n’a pas couvert la pauvreté énergétique.

Source: Commission européenne.

b) Prix moyens de l’électricité, hors TVA et taxes non récupérables, pour les consommateurs industriels: 1er trimestre 2015, en centimes d’euros par kWh

Source: Commission européenne.

Annexe II

Évaluation des prix d’approvisionnement en gaz payés par les fournisseurs des États membres de l’UE, moyenne annuelle pour 2014 (en euros par MWh)

Source: Cour des comptes européenne, sur la base des informations fournies par l’ACER. Chypre et Malte n’ont actuellement pas de marchés gaziers et ne sont donc pas pris en considération.

Annexe III

Participation des États membres aux groupes de travail de l’ACER, de janvier 2013 à mai 2015

| Conseil des régulateurs | Groupe de travail sur l’électricité | Groupe de travail sur le gaz | Groupe de travail sur la mise en œuvre, la surveillance et l’étalonnage | Groupe de travail sur l’intégrité et la transparence du marché
Nombre de réunions tenues | 22 | 24 | 25 | 24 | 20
Autriche | 22 | 24 | 25 | 19 | 20
Allemagne | 22 | 23 | 25 | 17 | 19
Royaume-Uni | 22 | 24 | 24 | 15 | 20
France | 20 | 23 | 24 | 17 | 20
Belgique | 22 | 21 | 25 | 24 | 11
Espagne | 22 | 19 | 25 | 19 | 17
Suède | 22 | 23 | 21 | 17 | 19
Portugal | 22 | 24 | 25 | 5 | 16
Italie | 22 | 20 | 21 | 11 | 16
Pays-Bas | 22 | 24 | 22 | 6 | 16
Pologne | 21 | 22 | 25 | 2 | 16
Hongrie | 22 | 18 | 22 | 0 | 19
Danemark | 22 | 21 | 16 | 6 | 11
Finlande | 22 | 21 | 15 | 0 | 16
République tchèque | 22 | 13 | 9 | 4 | 19
Irlande | 22 | 14 | 14 | 0 | 12
Luxembourg | 19 | 8 | 9 | 0 | 14
Slovénie | 18 | 0 | 8 | 0 | 7
Croatie | 15 | 3 | 5 | 1 | 4
Grèce | 20 | 1 | 5 | 0 | 2
Lituanie | 18 | 1 | 3 | 0 | 2
Lettonie | 16 | 0 | 6 | 0 | 1
Malte | 22 | 0 | 0 | 0 | 0
Roumanie | 18 | 1 | 2 | 0 | 1
Estonie | 18 | 0 | 0 | 0 | 0
Chypre | 14 | 0 | 0 | 0 | 0
Bulgarie | 2 | 0 | 0 | 0 | 0
Slovaquie | 1 | 0 | 0 | 0 | 0

Réponses de la Commission

Synthèse

IV

La Commission souligne l’importance que revêt le bon fonctionnement du marché du gaz et de l’électricité pour assurer la sécurité de l’approvisionnement.

V

La communication intitulée «Vers l’achèvement du marché intérieur de l’énergie: état des lieux» [COM(2014) 634 final] reconnaît que l’achèvement du marché intérieur de l’énergie est en bonne voie en Europe. Les échanges transfrontaliers progressent, l’intégration des énergies renouvelables dans le système se poursuit avec succès et des travaux ont été entamés pour favoriser le déploiement de réseaux intelligents et la production décentralisée. Il est clair néanmoins que la tâche est loin d’être achevée et que des obstacles entravent le bon fonctionnement du marché. Le projet d’Union de l’énergie vise à lever ces derniers. La Commission a pris des mesures concrètes pour supprimer les entraves au marché intérieur de l’énergie, notamment dans le cadre de son initiative pour une nouvelle organisation du marché.

S’agissant des infrastructures énergétiques, il convient de noter ce qui suit:

–les infrastructures énergétiques sont censées être financées par le marché, autrement dit par les tarifs appliqués aux utilisateurs, tels qu’approuvés par des autorités de régulation indépendantes; le soutien financier apporté au titre du budget de l’UE doit donc être l’exception plutôt que la règle;

–dans certaines régions, la sécurité de l’approvisionnement a sensiblement augmenté lorsqu’un soutien financier a été alloué (voir les exemples du PEER mentionné au point 103 des observations de la Cour ou de plusieurs des projets audités, cofinancés par le MIE ou les Fonds ESI et visés aux points 109 à 111 des observations de la Cour).

Recommandation n° 1

La Commission accepte la recommandation.

Les services de la Commission ont fait de la mise en œuvre des règles du troisième paquet une priorité en 2015. Les contrôles de conformité portant sur la mise en œuvre du troisième paquet ont été menés à bien dans l’ensemble des 28 États membres. Tous les points susceptibles d’être incompatibles avec la législation relative au marché intérieur sont actuellement examinés avec les autorités des États membres concernés.

Recommandation n° 2 a)

Cette recommandation s’adresse aux États membres. La Commission y souscrit néanmoins et examinera avec une attention particulière la question de l’indépendance des ARN lors de l’évaluation de conformité aux dispositions du troisième paquet sur le marché intérieur de l’énergie.

Recommandation n° 2 b)

La Commission accepte la recommandation et étudie les possibilités de renforcer les pouvoirs existants de l’ACER, y compris à l’égard des États membres, afin d’adapter l’Agence aux réalités d’un marché intérieur de plus en plus intégré.

Recommandation n° 3

La Commission accepte la recommandation.

Soucieuse de traiter le problème du sous-développement des échanges via les bourses, la Commission a adopté dans le domaine du gaz et de l’électricité divers règlements destinés à rendre obligatoire la création de bourses de l’énergie (par exemple le règlement «CAM» et le règlement «Équilibrage» pour ce qui est du gaz, et le règlement «CACM», établissant les règles de couplage du marché à l’échelle de l’UE pour ce qui est de l’électricité). Par ailleurs, le règlement (UE) n° 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie (REMIT) est actuellement en cours d’exécution.

Recommandation n° 4

La Commission accepte la recommandation.

Le commissaire pour l’action pour le climat et l’énergie a fait de l’adoption des codes de réseau une priorité. La Commission a travaillé sans relâche avec les régulateurs, les GRT et les autres parties prenantes pour reformuler les codes proposés, de manière à garantir leur neutralité et leur bonne mise en œuvre. Huit des dix codes de réseau proposés pour l’électricité devraient être approuvés par le comité d’ici à la fin de 2015.

La Commission encourage activement la mise en œuvre précoce des codes de réseau dans le cadre d’initiatives de coopération régionale.

Recommandation n° 5 a)

La Commission accepte la recommandation.

Si l’objectif actuel de 10 % pour 2020 se fonde sur les capacités de production, la question des coûts et du potentiel des échanges commerciaux sera bien prise en compte et occupera une place prépondérante dans la modélisation de l’objectif d’interconnexion pour 2030 au niveau régional ou national. Cette démarche apportera la souplesse nécessaire pour adapter l’objectif d’interconnexion électrique de 15 % au moins en 2030 aux besoins du marché.

Recommandation n° 5 b)

La Commission accepte la recommandation.

Le plan décennal de développement du réseau (PDDR) 2015 pour le gaz offre d’ores et déjà une bonne analyse des besoins en infrastructures au regard d’une multitude de scénarios possibles pour l’avenir sur le plan de la demande, des prix et du développement des infrastructures, entre autres aspects. Il en ressort clairement que les projets prévus ne seront pas tous nécessaires. Le processus en cours en matière de PIC s’appuie sur cette analyse. Par ailleurs, afin de mieux évaluer les besoins du marché du gaz dans l’UE, des travaux préparatoires ont débuté en vue d’élaborer une stratégie européenne pour le GNL et le stockage du gaz. La Commission publiera sa stratégie relative au GNL et au stockage du gaz en janvier 2016.

VII

La Commission estime que les infrastructures transeuropéennes doivent être améliorées pour pouvoir déployer pleinement leurs effets sur le marché intérieur de l’énergie. Elle reconnait qu’une analyse approfondie des besoins en matière d’infrastructures à l’échelle de l’UE est nécessaire mais tient à souligner combien ce travail de planification des infrastructures est déjà largement en cours au niveau de l’UE et alimente déjà la politique menée par la Commission. S’il est encore nécessaire d’optimiser les procédures et les instruments, les besoins en matière d’infrastructures énergétiques essentielles sont déjà correctement évalués. Voir également la réponse de la Commission à la recommandation n° 7 et au point 82.

Recommandation n° 6 a)

La Commission accepte la recommandation. Elle a d’ores et déjà commencé à prendre des mesures en ce sens, notamment par l’intermédiaire du groupe à haut niveau sur la connexion gazière pour l’Europe centrale et du Sud-Est. Ce groupe a pour vocation de coordonner les efforts visant à favoriser les infrastructures transfrontalières et transeuropéennes destinées à diversifier les approvisionnements en gaz dans la région et à mettre en œuvre des règles harmonisées.

Recommandation n° 6 b)

La Commission accepte la recommandation. Elle agit d’ores et déjà en ce sens dans le cadre des initiatives régionales: l’un des principaux objectifs de ces initiatives consiste à cibler les goulets d’étranglement (physiques ou réglementaires) au sein des infrastructures transfrontalières.

Recommandation n° 6 c)

La Commission accepte la recommandation.

La coopération entre GRT a d’ores et déjà été rendue obligatoire par toute une série de dispositions d’exécution («codes de réseau») en ce qui concerne l’exploitation des réseaux et les échanges énergétiques.

Dans le cadre de son initiative pour une nouvelle organisation du marché de l’électricité, la Commission explore différentes pistes pour améliorer cette coopération et partager les responsabilités entre les GRT sur la base du concept des initiatives de coopération régionale en faveur de la sécurité, notamment dans les régions étroitement connectées. Ce serait un premier pas vers une intégration plus poussée des GRT au niveau régional.

Recommandation n° 7 a)

La Commission accepte la recommandation.

Elle a d’ores et déjà agi en ce sens. L’élaboration des PDDR et (depuis 2013) l’analyse coûts-avantages qui les accompagne ont fait l’objet d’un travail constant. De plus, l’article 11, paragraphe 8, du règlement RTE-E prévoit que les REGRT doivent avoir élaboré et soumis à la Commission et à l’ACER un modèle interconnecté de réseau pour l’électricité et le gaz d’ici au 31 décembre 2016. La Commission s’assurera que cette date butoir est respectée.

Recommandation n° 7 b)

La Commission accepte en partie la recommandation.

La création en interne de capacités d’analyse et de modélisation risquerait d’avoir de lourdes répercussions en matière de ressources, que ce soit pour la Commission ou pour l’ACER. Une solution de rechange pertinente pourrait consister à externaliser ces capacités en les confiant aux REGRT, sous la double surveillance de l’ACER et de la Commission.

Recommandation n° 7 c)

La Commission accepte la recommandation.

L’analyse des coûts et avantages à l’échelle du système énergétique effectuée à l’appui de la planification, l’évaluation des besoins et les PDDR sont établis par les REGRT en étroite coopération avec la Commission et l’ACER.

Recommandation n° 8

La Commission accepte en partie la recommandation.

En matière de hiérarchisation, la Commission rappelle que l’amélioration des procédures de planification fait partie intégrante du mécanisme de coopération mené régulièrement avec l’ensemble des parties prenantes.

Le processus de sélection des projets d’intérêt commun vise par exemple à inventorier les projets qui contribuent le plus à la réalisation des objectifs de la politique énergétique de l’UE (accessibilité des prix, sécurité de l’approvisionnement et durabilité).

Une analyse plus rigoureuse des besoins tant en gaz qu’en électricité sera disponible d’ici à la fin de 2016. Voir également la réponse de la Commission à la recommandation n° 7, point a).

Concernant le financement, le processus de sélection appliqué aux projets identifiés comme nécessitant un soutien public tient compte de différents critères d’évaluation, parmi lesquels le degré de maturité. La Commission travaille en étroite collaboration avec la BEI et d’autres parties prenantes afin d’accroître l’assistance technique requise pour améliorer le réservoir des projets d’intérêt stratégique. Aucune action supplémentaire n’est donc prévue.

Recommandation n° 9

La Commission n’accepte pas cette recommandation.

La Commission croit fermement que pour assurer le bon fonctionnement du marché intérieur de l’énergie, il est indispensable d’avancer de front dans le domaine des infrastructures et dans celui de la réglementation du marché. Reste qu’une conditionnalité trop rigide serait trop difficile à mettre en œuvre d’une manière juridiquement contraignante et risquerait de compromettre le développement des infrastructures nécessaires.

Introduction

03

La responsabilité d’appliquer le droit de l’Union européenne incombe en premier lieu aux États membres. Leur détermination à mettre correctement et intégralement en œuvre la législation est donc de la plus haute importance. Pour l’heure, ce sont toujours les gouvernements nationaux qui, en matière énergétique, restent responsables de l’élaboration de la réglementation et de la définition des politiques susceptibles d’influer sur le marché intérieur. En tant que propriétaires des sociétés de fourniture et de transport d’énergie, ils demeurent également des acteurs essentiels des marchés de l’énergie dans l’Union.

05

La Commission considère que l’avènement d’un marché de l’énergie véritablement ouvert, concurrentiel et bien connecté est le meilleur moyen pour garantir la sécurité de l’approvisionnement en énergie et permettre à l’Europe d’opérer la nécessaire transition vers un secteur énergétique à faible intensité de carbone dans des conditions offrant le meilleur rapport coût/efficacité et la meilleure sécurité.

C’est pourquoi, avec l’approbation du Conseil et du Parlement, elle a conçu une stratégie pour une Union de l’énergie, dont l’un des axes majeurs concerne l’engagement à lever les principaux obstacles à l’intégration plus poussée des marchés de l’énergie en Europe.

Dans le cadre de cette stratégie, la Commission entend redoubler d’efforts pour parvenir à la mise en œuvre pleine et entière de la législation existante dans le domaine de l’énergie ainsi que de la législation connexe. Elle a également entrepris de passer en revue toute la législation de l’Union en matière d’énergie, notamment dans le domaine de l’électricité («Initiative pour une nouvelle organisation du marché»), afin d’adapter, le cas échéant, les dispositions du troisième paquet et de favoriser l’intégration du marché. Elle a en outre entamé une révision complète de sa législation en rapport avec la sécurité de l’approvisionnement.

13

Voir la réponse de la Commission au point 5.

Dès lors que le droit de l’Union européenne contraint les États membres à tenir compte des effets des décisions prises à l’échelle nationale sur les pays voisins, la Commission estime que l’organisation du marché intérieur de l’énergie nécessite une étroite coopération entre l’UE, les États membres et les gouvernements nationaux.

Réponse commune aux points 14 à 18

Pour ce qui est des infrastructures énergétiques, l’interconnexion des réseaux européens de transport de gaz et d’électricité augmente mais d’importants investissements en infrastructures sont encore nécessaires. D’ici à la fin de 2015, 13 projets figurant sur la première liste de projets d’intérêt commun (PIC) pour le gaz et l’électricité seront achevés. Un peu plus d’une centaine de PIC se trouvent actuellement dans la phase d’octroi d’autorisation et entreront probablement d’ici peu dans la phase de construction. Si la plupart des investissements dans les infrastructures énergétiques proviennent du secteur privé, l’UE dispose d’une série d’outils spéciaux destinés à surmonter les difficultés financières à venir. Depuis la création du mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE) en 2014, 796 millions d’euros ont été alloués sous la forme de subventions à des propositions de projets d’infrastructures énergétiques essentiels à travers l’Europe. Les Fonds structurels et d’investissement européens (Fonds ESI) fournissent également un appui complémentaire. Le Fonds européen pour les investissements stratégiques interviendra lui aussi pour soutenir des projets d’importance stratégique dans le domaine de l’énergie.

La coopération régionale entre les États membres a été améliorée et renforcée pour répondre plus efficacement à des problèmes d’infrastructures spécifiques touchant certaines régions d’Europe. Il en a résulté la création du groupe à haut niveau pour l’interconnexion gazière et électrique de la Péninsule ibérique et du groupe à haut niveau sur la connexion gazière pour l’Europe centrale et du Sud-Est (CESEC), ainsi qu’une réforme du groupe à haut niveau de la région de la Baltique (PIMERB). Ces groupes à haut niveau devraient proposer des solutions concrètes pour répondre aux problèmes d’infrastructures et garantir la mise en œuvre des projets concernés.

Observations

29, premier alinéa

Ce sont les États membres qui détiennent la clé de la création du marché intérieur. Voir également la réponse de la Commission au point 3. Ce sont eux qui, par leurs actions, décident de la levée effective des obstacles aux échanges transfrontaliers d’énergie ou encore de la coordination de l’exploitation des réseaux avec les pays voisins. Aussi la Commission ne parviendra-t-elle à créer un marché intérieur de l’énergie qu’avec des États membres qui œuvrent activement à la suppression des entraves au commerce transfrontalier.

32, troisième alinéa

Les questions relatives à la protection des consommateurs dans le troisième paquet forment un aspect complémentaire important, que la Commission surveille dans le cadre de ses contrôles de transposition et de conformité.

35

La résolution, entre États membres, des contentieux qui portent sur les questions transfrontalières revêt une importance croissante aux yeux de la Commission. Plus l’intégration des marchés progresse, plus la création d’une autorité indépendante capable d’aplanir, voire de résoudre les conflits d’ordre réglementaire entre États membres devient nécessaire.

La Commission continue d’encourager tous les États membres à participer aux réunions des groupes de travail. Les résultats de ces réunions sont mis à la disposition de l’ensemble des États membres afin de garantir une parfaite transparence sur les travaux de ces groupes.

40

L’initiative pour une nouvelle organisation du marché lancée par la Commission le 15 juillet 2015 [COM (2015) 340] vise précisément à renforcer le cadre juridique de la coopération entre les GRT.

44

La Commission juge elle aussi hétérogènes les mécanismes actuels. Pour remédier à cette situation, elle a adopté des textes législatifs destinés à harmoniser les mécanismes d’échange concernant le gaz et l’électricité. Ces textes sont actuellement en cours de mise en œuvre, notamment au moyen de l’adoption de la ligne directrice relative à l’allocation de la capacité et à la gestion de la congestion dans le domaine de l’électricité ainsi que des lignes directrices/codes de réseau sur les mécanismes d’allocation des capacités/procédures de gestion de la congestion et l’équilibrage des réseaux de transport dans le domaine du gaz. Leur mise en œuvre contribuera à réduire sensiblement les lacunes du cadre réglementaire actuel en matière d’échanges énergétiques.

46

La Commission voit dans le manque de coordination des interventions des États membres sur les marchés de l’énergie l’un des principaux obstacles à l’intégration du marché et juge dès lors qu’il est de la plus haute importance de régler cette question pour garantir le fonctionnement du marché intérieur de l’énergie et la sécurité de l’approvisionnement. Elle a mis en évidence les principaux problèmes et les mesures qu’elle propose dans sa communication intitulée «Réaliser le marché intérieur de l’électricité et tirer le meilleur parti de l’intervention publique» [C(2013) 7243 final]. Dans son initiative pour une nouvelle organisation du marché [voir la communication «Lancement du processus de consultation publique sur une nouvelle organisation du marché de l’énergie», COM (2015) 340], la Commission insiste tout particulièrement sur la nécessité de supprimer les interventions inutiles.

50 a)

La Commission observe que les GRT, les ARN et les États membres sont souvent peu enclins à adapter les dispositions nationales ou régionales existantes au profit de solutions consensuelles susceptibles de favoriser l’émergence d’un marché régional ou européen plus vaste ou davantage intégré. Elle encourage la poursuite de l’intégration du marché intérieur de l’énergie, y compris pour les marchés qui fonctionnent déjà correctement, afin que les avantages potentiels de l’intégration européenne se concrétisent pleinement, par exemple sous la forme d’une concurrence accrue, d’une meilleure liquidité et d’une sécurité renforcée de l’approvisionnement.

50 b)

L’adoption à l’échelle de l’Union de textes législatifs portant sur des règles techniques nécessite de modifier les régimes nationaux existants et, partant, de parvenir à des compromis entre 28 États membres sur des questions techniques souvent complexes ayant trait à l’exploitation des réseaux ou aux échanges énergétiques, avec d’importantes répercussions en matière de distribution. Autant de difficultés qui interdisent de prévoir très exactement le temps nécessaire pour trouver de tels compromis.

La Commission a pris des dispositions pour mettre en place une planification claire et transparente en rendant régulièrement public le processus d’adoption prévu.

50 c)

La Commission envisage d’améliorer le processus d’adoption des codes de réseau dans le cadre de son initiative pour une nouvelle organisation du marché.

50 d)

Les codes de réseau et les lignes directrices sont des documents de la Commission visant à supprimer les obstacles aux échanges grâce à l’harmonisation des règles d’exploitation du marché et des réseaux.

Il incombe à la Commission de s’assurer de la conformité avec la législation de l’UE des projets de textes soumis par le REGRT-E et l’ACER et de leur neutralité à l’égard de l’ensemble des parties prenantes. La Commission doit également veiller à ce que ces textes fassent réellement progresser le marché intérieur de l’énergie et ne se contentent pas de valider des situations existantes [voir également la réponse de la Commission au point 50 a)].

S’agissant des codes proposés en matière d’électricité, la Commission a dû effectuer un gros travail sur les textes soumis avant de pouvoir les adopter en tant que législation de l’UE. Le processus d’adoption a donc pris plus de temps que prévu, d’autant que les enjeux économiques étaient importants et que les dispositions adoptées étaient susceptibles d’avoir des effets en matière de distribution. Le temps passé à remanier les codes et à convaincre les États membres et les différentes parties prenantes, lors des négociations, de la nécessité d’une législation ambitieuse a été investi à bon escient, dans la mesure où les codes finalement adoptés vont faire avancer à grands pas l’harmonisation.

51

La Commission observe que dans le domaine de l’électricité en particulier, les GRT et les ARN ont activement participé aux projets de mise en œuvre rapide des codes de réseau (voir par exemple le processus de couplage volontaire des marchés, les initiatives d’équilibrage ou encore les travaux consacrés aux centres de coopération régionale en faveur de la sécurité).

53

La Commission collabore activement avec la Bulgarie en vue d’accélérer le processus de création d’une bourse de l’énergie, ce qui permettrait à ce pays de participer pleinement aux échanges énergétiques à l’échelle de l’UE («couplage des marchés»), y compris avec les pays membres de la Communauté de l’énergie.

54

La Commission note que le cadre de surveillance REMIT créé par le règlement d’exécution (UE) n° 1348/2014 (règlement REMIT) n’est pas encore entré en vigueur en ce qui concerne le commerce interentreprises («transactions non standards»). De sorte qu’à ce stade, le règlement ne couvre que les «transactions standards» (c’est-à-dire effectuées sur une place de marché). Les dispositions relatives aux transactions non standards (transactions bilatérales effectuées hors marché réglementé) entreront en vigueur en mars 2016.

59

La convergence des prix de l’électricité a pris du retard, notamment en raison de la forte disparité des interventions publiques, lesquelles privilégient des méthodes d’approvisionnement radicalement différentes les unes des autres. Il n’en demeure pas moins que des initiatives liées au marché intérieur, telles que le couplage de marchés, ont incontestablement contribué à un meilleur alignement des prix (voir l’expérience faite récemment en matière de couplage des marchés fondé sur les flux) et y contribueront encore, surtout si les États membres décident de mieux coordonner leurs interventions respectives.

61

Le règlement CACM, juridiquement contraignant dans tous les États membres depuis août 2015, a créé des mécanismes d’échanges harmonisés. La Commission admet que d’autres facteurs, au nombre desquels l’absence d’interconnexion ou la non-coordination des interventions publiques dans les différents États membres, font obstacle à une convergence totale des prix.

64

Convaincue que toute règlementation des prix de l’énergie amenant à pratiquer des prix inférieurs aux prix de revient doit être écartée, la Commission a abordé le sujet lors de ses discussions avec les États membres ainsi que dans le cadre des procédures d’infraction. La Cour de justice de l’Union européenne a récemment avalisé les mesures exécutoires prises par la Commission à l’encontre des prix régulés (affaire C-36/14).

70

Bien que dotée d’un service chargé de la surveillance des marchés et des prévisions énergétiques, la Commission admet ne disposer que de capacités limitées pour mener à bien des analyses sophistiquées, en raison des contraintes qu’elle subit en matière de ressources. Aussi se réjouirait-elle de voir ses capacités renforcées.

En tout état de cause, la Commission peut être amenée à recourir à des capacités d’expertise externes.

75

Aider les États membres à atteindre l’objectif de 10 % d’interconnexion électrique implique avant tout de recenser les projets d’intérêt commun en la matière et d’appuyer leur mise en œuvre. Par exemple, le plan d’action relatif à l’initiative régionale lancée dans le Sud-Ouest de l’Europe est en majeure partie consacré à l’augmentation du taux d’interconnexion entre la Péninsule ibérique et le marché continental de l’électricité.

82

La Commission reconnait qu’une analyse approfondie des besoins en matière d’infrastructures à l’échelle de l’UE est nécessaire mais tient à souligner combien ce travail de planification des infrastructures est déjà largement en cours au niveau de l’UE et alimente déjà la politique menée par la Commission.

Les plans décennaux de développement du réseau (PDDR) élaborés par les réseaux européens des gestionnaires de réseau de transport (REGRT) s’appuient sur une évaluation minutieuse des besoins en matière d’infrastructures, laquelle tient également compte de la demande. La fréquence de leur mise à jour, soit tous les deux ans, permet d’intégrer dans ces plans les changements dus à l’évolution de la demande et des modes de production. Les PDDR et la méthodologie fondée sur l’analyse des coûts et avantages à l’échelle du système énergétique prévue par le règlement RTE-E conduisent ensuite à la sélection de projets qui sont inscrits sur la liste des projets d’intérêt commun (PIC) de l’Union. La procédure de sélection des PIC est transparente et rigoureuse.

83

Compte tenu des restrictions qu’elle subit en matière d’effectifs (et des contraintes du même type que connaît l’ACER), la Commission songe à confier la modélisation des besoins en matière d’infrastructures de même que l’élaboration de scénarios aux REGRT, sous l’étroite surveillance de la Commission et de l’ACER.

Il convient d’observer que la version 2014 du plan décennal de développement du réseau d’électricité comporte déjà quatre scénarios. La méthodologie et l’élaboration des scénarios peuvent être affinés et actualisés, et tant la Commission que l’ACER y travaillent, en étroite collaboration avec les REGRT.

84

Le financement n’est pas déterminé uniquement en fonction d’une analyse (pyramidale descendante) des besoins opérée dans des conditions prédéfinies mais aussi et surtout au regard des exigences particulières de l’espèce. Parmi les critères d’évaluation essentiels des projets figurent la maturité ainsi que les avantages qu’ils sont appelés à procurer à la région dans laquelle ils seront réalisés. Ceci vaut à la fois pour les instruments financiers et les subventions.

86, quatrième alinéa

les PDDR n’ont pas vocation à correspondre très exactement aux plans nationaux, dans la mesure où ils sont censés aller au-delà du simple recensement de ces plans. Les PDDR ont pour but premier de développer des infrastructures transeuropéennes au service des objectifs phares que sont l’intégration du marché, la sécurité de l’approvisionnement et la durabilité.

87

La planification doit s’appuyer sur des séries de données exhaustives, fiables et rigoureuses. Obtenir des données, notamment de la part des promoteurs de projets mais aussi des États membres, n’est pas le plus mince des défis de la prochaine série de PDDR.

90

La Commission a fait de l’intégration régionale des marchés un instrument incontournable de la mise en œuvre du marché intérieur de l’énergie. Elle entend d’ailleurs concourir activement au lancement de nouvelles initiatives régionales dans tous les domaines du marché intérieur (infrastructures, échanges énergétiques, exploitation des réseaux, adéquation de la production, régimes d’aide en faveur des énergies renouvelables), sans perdre de vue le but final, un marché pleinement intégré à l’échelle de l’Union.

100

Le processus d’élaboration, par les REGRT concernés, des plans décennaux de développement du réseau (PDDR) pour l’électricité et le gaz fournit une bonne cartographie des investissements requis en matière de réseaux à l’échelle européenne.

Ces besoins alimentent ensuite les dispositifs comme la liste des PIC. Il importe néanmoins de rappeler que les projets prioritaires ou stratégiquement importants ne nécessitent pas forcément un financement de l’Union pour avancer. Certains obstacles non financiers (l’octroi des autorisations par exemple) sont souvent autrement plus importants. La procédure des PIC vise à permettre de lever ces entraves. Lorsque les obstacles sont de nature financière, il est envisagé de solliciter un financement sur le budget de l’UE (par exemple dans le cadre du mécanisme pour l’interconnexion en Europe). C’est la raison pour laquelle les listes ne sont en principe pas établies dans le seul but de hiérarchiser les investissements financés sur le budget de l’UE.

103

La liste des projets d’intérêt commun est établie sur la base d’une évaluation approfondie, ajustée au fur et à mesure que les divers paramètres de l’analyse coûts-avantages sont affinés (par exemple, le mode d’évaluation de la sécurité de l’approvisionnement). Conformément à la législation en vigueur dans le cadre du mécanisme pour l’interconnexion en Europe, l’inscription sur la liste constitue un préalable à l’obtention d’une aide financière. Il n’en demeure pas moins que la décision d’octroyer ou non ce soutien est prise, conformément au cadre juridique actuel, après examen de la demande, à l’aune d’un ensemble complet de critères d’attribution, au nombre desquels figurent les objectifs politiques mais aussi les aspects techniques et financiers.

104

La Commission reconnait volontiers que le retard pris dans la mise en œuvre des projets n’a pas permis au programme énergétique européen pour la relance (PEER) de dégager rapidement de la croissance économique.

Leurs avantages sur le long terme n’en sont pas moins considérables, en particulier en ce qui concerne la sécurité de l’approvisionnement.

Tous les projets d’interconnexion et de flux inversé en Europe centrale et orientale, à l’exception d’un seul, ont été menés à bien et ont ainsi contribué à renforcer notablement la résilience du réseau gazier de l’UE pour faire face aux ruptures d’approvisionnement telles que celle enregistrée au début de 2009.

Le projet «Nordbalt 02» a permis d’achever l’indispensable modernisation du réseau de transport lituanien afin de faciliter la circulation de l’électricité à travers l’interconnecteur. Quant au projet «Estlink 2», il connecte le réseau estonien/balte au marché nordique de l’énergie via un câble sous-marin allant jusqu’en Finlande.

Enfin, une nouvelle connexion via un câble sous-marin entre l’Italie et Malte met un terme à l’isolement du réseau maltais par rapport au reste de l’Europe.

109

S’agissant des programmes opérationnels pour la période de financement 2014-2020, seuls six États membres ont opté pour la priorité d’investissement du FEDER associée, entre autres, à un renforcement de la sécurité de l’approvisionnement en énergie grâce au développement de systèmes intelligents de stockage et de transport d’énergie. Cette priorité d’investissement fait l’objet dans la législation qui s’y rapporte d’une conditionnalité ex ante visant à s’assurer de la compatibilité des investissements financés avec les volets concernés de la législation relative au marché intérieur de l’énergie et avec la procédure des PIC. Pour chacun des objectifs spécifiques arrêtés, des indicateurs de résultat sont définis dans les programmes opérationnels concernés (plutôt que dans les accords de partenariat); certains se rapportent directement aux aspects du marché intérieur de l’énergie.

L’une des priorités des Fonds ESI pour la période de financement 2014-2020 est de soutenir la transition vers une économie sobre en carbone et notamment les investissements consacrés à l’efficacité énergétique, aux énergies renouvelables et aux réseaux de distribution intelligents, et ce grâce à l’allocation d’une part minimale obligatoire au titre du FEDER. Pour certains États membres, il est important d’investir dans d’autres infrastructures énergétiques visant à supprimer les goulets d’étranglement dans les infrastructures de réseaux essentielles. Ces investissements représentent en moyenne 0,5 % de la dotation totale du FEDER, du CF et du FSE, à la fois pour les périodes 2007-2013 et 2014-2020, mais dans certains États membres, cette part est supérieure (près de 2 %), en écho aux priorités et aux besoins nationaux.

112 b)

La mise en œuvre de tous les projets cofinancés par le budget de l’UE est soumise à une surveillance étroite et les demandes adressées par les promoteurs de projets en vue de faire modifier les décisions d’octroi de subventions sont soigneusement examinées, voire rejetées lorsque les arguments invoqués sont insuffisants.

Conclusions et recommandations

113

Il convient de noter ce qui suit:

–les infrastructures énergétiques sont censées être financées par les tarifs appliqués aux utilisateurs et par le marché; le soutien financier apporté au titre du budget de l’UE doit donc être l’exception plutôt que la règle;

–dans certaines régions, la sécurité de l’approvisionnement a sensiblement augmenté lorsqu’un soutien financier a été alloué (voir l’exemple du PEER mentionné au point 103 des observations de la Cour, de même que plusieurs des projets audités, cofinancés par le MIE ou les Fonds ESI et visés aux points 109 à 111 des observations de la Cour).

Recommandation n° 1

La Commission accepte cette recommandation.

Les services de la Commission ont fait de la mise en œuvre des règles du troisième paquet une priorité en 2015. Les contrôles de conformité portant sur la mise en œuvre du troisième paquet ont été menés à bien dans l’ensemble des 28 États membres. Tous les points susceptibles d’être incompatibles avec la législation relative au marché intérieur sont actuellement examinés avec les autorités des États membres concernés.

Recommandation n° 2 a)

Cette recommandation s’adresse aux États membres. La Commission y souscrit néanmoins et examinera avec une attention particulière la question de l’indépendance des ARN lors de l’évaluation de conformité aux dispositions du troisième paquet sur le marché intérieur de l’énergie.

Recommandation n° 2 b)

La Commission accepte la recommandation et étudie les possibilités de renforcer les pouvoirs existants de l’ACER, y compris à l’égard des États membres, afin d’adapter l’Agence aux réalités d’un marché intérieur de plus en plus intégré.

Recommandation n° 3

La Commission accepte cette recommandation.

Soucieuse de traiter le problème du sous-développement des échanges via les bourses, la Commission a adopté dans le domaine du gaz et de l’électricité divers règlements destinés à rendre obligatoire la création de bourses de l’énergie (par exemple le règlement «CAM» et le règlement «Équilibrage» pour ce qui est du gaz, et le règlement «CACM», établissant les règles de couplage du marché à l’échelle de l’UE pour ce qui est de l’électricité). Par ailleurs, le règlement (UE) n° 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie (REMIT) est actuellement en cours d’exécution.

Recommandation n° 4

La Commission accepte cette recommandation.

Le commissaire pour l’action pour le climat et l’énergie a fait de l’adoption des codes de réseau une priorité. La Commission a travaillé sans relâche avec les régulateurs, les GRT et les autres parties prenantes pour reformuler les codes proposés, de manière à garantir leur neutralité et leur bonne mise en œuvre. Huit des dix codes de réseau proposés pour l’électricité devraient être approuvés par le comité d’ici à la fin de 2015.

La Commission encourage activement la mise en œuvre précoce des codes de réseau dans le cadre d’initiatives de coopération régionale.

120

La convergence des prix de l’électricité a pris du retard, notamment en raison de la forte disparité des interventions publiques, lesquelles privilégient des méthodes d’approvisionnement radicalement différentes les unes des autres. Il n’en demeure pas moins que des initiatives liées au marché intérieur telles que le couplage de marchés ont incontestablement contribué à un meilleur alignement des prix (voir l’expérience faite récemment en matière de couplage des marchés fondé sur les flux) et y contribueront encore, surtout si les États membres décident de mieux coordonner leurs interventions respectives.

Recommandation n° 5 a)

La Commission accepte cette recommandation.

Si l’objectif actuel de 10 % pour 2020 se fonde sur les capacités de production, la question des coûts et du potentiel des échanges commerciaux sera bien prise en compte et occupera une place prépondérante dans la modélisation de l’objectif d’interconnexion pour 2030 au niveau régional ou national. Cette démarche apportera la souplesse nécessaire pour adapter l’objectif d’interconnexion électrique de 15 % au moins en 2030 aux besoins du marché.

Recommandation n° 5 b)

La Commission accepte cette recommandation.

Le plan décennal de développement du réseau (PDDR) 2015 pour le gaz offre d’ores et déjà une bonne analyse des besoins en infrastructures au regard d’une multitude de scénarios possibles pour l’avenir sur le plan de la demande, des prix et du développement des infrastructures, entre autres aspects. Il en ressort clairement que les projets prévus ne seront pas tous nécessaires. Le processus en cours en matière de PIC s’appuie sur cette analyse. Par ailleurs, afin de mieux évaluer les besoins du marché du gaz dans l’UE, des travaux préparatoires ont débuté en vue d’élaborer une stratégie européenne pour le GNL et le stockage du gaz. La Commission publiera sa stratégie relative au GNL et au stockage du gaz en janvier 2016.

Recommandation n° 6 a)

La Commission accepte cette recommandation.

Elle a d’ores et déjà commencé à prendre des mesures en ce sens, notamment par l’intermédiaire du groupe à haut niveau sur la connexion gazière pour l’Europe centrale et du Sud-Est. Ce groupe a pour vocation de coordonner les efforts visant à favoriser les infrastructures transfrontalières et transeuropéennes destinées à diversifier les approvisionnements en gaz dans la région et à mettre en œuvre des règles harmonisées.

Recommandation n° 6 b)

La Commission accepte cette recommandation.

Elle agit d’ores et déjà en ce sens dans le cadre des initiatives régionales: l’un des principaux objectifs de ces initiatives consiste à cibler les goulets d’étranglement (physiques ou réglementaires) au sein des infrastructures transfrontalières.

Recommandation n° 6 c)

La Commission accepte cette recommandation.

La coopération entre GRT a d’ores et déjà été rendue obligatoire par toute une série de dispositions d’exécution («codes de réseau») en ce qui concerne l’exploitation des réseaux et les échanges énergétiques.

Dans le cadre de son initiative pour une nouvelle organisation du marché de l’électricité, la Commission explore différentes pistes pour améliorer cette coopération et partager les responsabilités entre les GRT sur la base du concept des initiatives de coopération régionale en faveur de la sécurité (RSCI), notamment dans les régions étroitement connectées, ce qui serait un premier pas vers une intégration plus poussée des GRT au niveau régional.

Recommandation n° 7 a)

La Commission accepte cette recommandation.

Elle a d’ores et déjà agi en ce sens. L’élaboration des PDDR et (depuis 2013) l’analyse coûts/avantages qui les accompagne ont fait l’objet d’un travail constant. De plus, l’article 11, paragraphe 8, du règlement RTE-E prévoit que les REGRT doivent avoir élaboré et soumis à la Commission et à l’ACER un modèle interconnecté de réseau pour l’électricité et le gaz d’ici au 31 décembre 2016. La Commission s’assurera que cette date butoir est respectée.

Recommandation n° 7 b)

La Commission accepte en partie la recommandation.

La création en interne de capacités d’analyse et de modélisation risquerait d’avoir de lourdes répercussions en matière de ressources, que ce soit pour la Commission ou pour l’ACER. Une solution de rechange pertinente pourrait consister à externaliser ces capacités en les confiant aux REGRT, sous la double surveillance de l’ACER et de la Commission.

Recommandation n° 7 c)

La Commission accepte cette recommandation.

L’analyse des coûts et avantages à l’échelle du système énergétique effectuée à l’appui de la planification, l’évaluation des besoins et les PDDR sont établis par les REGRT en étroite coopération avec la Commission et l’ACER.

125

Le processus d’élaboration, par les REGRT concernés, des plans décennaux de développement du réseau (PDDR) pour l’électricité et le gaz fournit une bonne cartographie des investissements requis en matière de réseaux à l’échelle européenne.

Ces besoins alimentent ensuite les dispositifs comme la liste des PIC. Il importe néanmoins de rappeler que les projets prioritaires ou stratégiquement importants ne nécessitent pas forcément un financement de l’Union pour avancer. Certains obstacles autres que financiers (l’octroi des autorisations par exemple) sont souvent autrement plus importants. La procédure des PIC vise à permettre de lever ces entraves. Lorsque les obstacles sont de nature financière, il est envisagé de solliciter un financement sur le budget de l’UE (par exemple dans le cadre du mécanisme pour l’interconnexion en Europe). C’est la raison pour laquelle les listes ne sont en principe pas établies dans le seul but de hiérarchiser les investissements financés sur le budget de l’UE.

Recommandation n° 8

La Commission accepte en partie la recommandation.

En matière de hiérarchisation, la Commission rappelle que l’amélioration des procédures de planification fait partie intégrante du mécanisme de coopération mené régulièrement avec l’ensemble des parties prenantes.

Le processus de sélection des projets d’intérêt commun vise par exemple à inventorier les projets qui contribuent le plus à la réalisation des objectifs de la politique énergétique de l’UE (accessibilité des prix, sécurité de l’approvisionnement et durabilité).

Une analyse plus rigoureuse des besoins tant en gaz qu’en électricité sera disponible d’ici à la fin de 2016. Voir également la réponse de la Commission à la recommandation n° 7, point a).

Concernant le financement, le processus de sélection appliqué aux projets identifiés comme nécessitant un soutien public tient compte de différents critères d’évaluation, parmi lesquels le degré de maturité. La Commission travaille en étroite collaboration avec la BEI et d’autres parties prenantes afin d’accroître l’assistance technique requise pour améliorer le réservoir des projets d’intérêt stratégique. Aucune action supplémentaire n’est donc prévue.

126

Pour ce qui est des Fonds ESI, le FEDER a pour but – dans le cadre de l’objectif thématique visant à promouvoir le transport durable et à supprimer les goulets d’étranglement dans les infrastructures de réseaux essentielles – d’améliorer la sécurité de l’approvisionnement en énergie à la fois sur les marchés nationaux et les marchés voisins. La sécurité de l’approvisionnement en énergie est l’un des objectifs du marché intérieur de l’énergie. Les conditions ex ante ESI introduites dans le cadre réglementaire pour la période 2014-2020 afin de garantir l’efficacité des investissements relevant des Fonds ESI, facilitent non seulement les réformes du marché intérieur mais aussi la mise en œuvre des projets financés au titre des Fonds ESI.

Le MIE poursuit clairement des objectifs dans le domaine du marché intérieur de l’énergie, comme indiqué à l’article 4 du règlement. C’est en tout état de cause l’un des objectifs prioritaires auquel les deux premiers programmes de travail mentionnés à l’article 17, alinéa 6, doivent s’attaquer.

Pour autant, il est impossible de lier les financements relevant du MIE à l’existence de réformes du marché intérieur de l’énergie, comme l’explique la Commission dans sa réponse à la recommandation n° 9.

Recommandation n° 9

La Commission n’accepte pas cette recommandation.

La Commission croit fermement que, pour assurer le bon fonctionnement du marché intérieur de l’énergie, il est indispensable d’avancer de front dans le domaine des infrastructures et dans celui de la réglementation du marché. Reste qu’une conditionnalité trop rigide serait trop difficile à mettre en œuvre d’une manière juridiquement contraignante et risquerait de compromettre le développement des infrastructures nécessaires.

QJ-AB-15-018-FR-E    ISSN 1977-5695

L’audit a visé à déterminer si la mise en œuvre des mesures prises dans le cadre de la politique relative au marché intérieur de l’énergie et les dépenses de l’UE en faveur des infrastructures énergétiques ont contribué de manière efficace à la sécurité de l’approvisionnement énergétique. L’objectif de l’UE consistant à réaliser le marché intérieur de l’énergie pour 2014 n’a pas été atteint. Les infrastructures énergétiques en Europe ne sont généralement pas encore conçues pour des marchés pleinement intégrés et, par conséquent, ne permettent pas actuellement d’assurer efficacement la sécurité de l’approvisionnement en énergie. Le soutien financier relevant du budget de l’UE en matière d’infrastructures énergétiques n’a que faiblement contribué au marché intérieur de l’énergie et à la sécurité de l’approvisionnement en énergie.