COMMISSION EUROPÉENNE

Bruxelles, le 28.11.2023

COM(2023) 757 final

COMMUNICATION DE LA COMMISSION AU PARLEMENT EUROPÉEN, AU CONSEIL, AU COMITÉ ÉCONOMIQUE ET SOCIAL EUROPÉEN ET AU COMITÉ DES RÉGIONS

Le chaînon manquant des réseaux - Un plan d’action de l’UE pour les réseaux

1.Introduction

Des réseaux électriques interconnectés et stables constituent l’épine dorsale d’un marché de l’énergie qui fonctionne bien. L’Union européenne possède l’un des réseaux électriques les plus étendus et les plus résilients au monde 1 . Il s’étend sur plus de 11 millions de kilomètres à travers son marché intérieur et alimente chaque jour ses consommateurs en électricité de haute qualité.

Grâce au règlement de l’UE sur les infrastructures énergétiques transeuropéennes («RTE-E»), l’UE a sélectionné plus de 100 projets d’intérêt commun («PIC») dans le domaine de l’électricité et a facilité la délivrance de permis pour ceux-ci, ainsi que leur mise en œuvre, notamment à travers un financement émanant, entre autres, des fonds du mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE). Cela a permis de mettre en place une infrastructure électrique physique adaptée à un véritable marché unique et de progresser vers l’objectif de 15 % d’interconnexion électrique d’ici à 2030 2 . Pendant la crise énergétique, des marchés de l’électricité bien interconnectés ont apporté des avantages précieux en matière de sécurité d’approvisionnement accrue, d’accès à de l’électricité à prix compétitifs en provenance des pays voisins et d’intégration plus rapide des énergies renouvelables. Les marchés de l’UE étant désormais entièrement couplés, l’achèvement du réseau d’infrastructures est la prochaine étape pour maximiser les avantages d’une électricité abordable et propre pour les consommateurs.

Malgré ces progrès, les réseaux électriques européens sont confrontés à de nouveaux défis importants. Ils devront répondre à la demande croissante liée à la mobilité propre, au chauffage et au refroidissement, à l’électrification de l’industrie et au lancement de la production d’hydrogène à faible intensité de carbone. La consommation d’électricité devrait augmenter d’environ 60 % d’ici à 2030. Les réseaux devront également intégrer une part importante d’énergie renouvelable variable. La capacité de production éolienne et solaire doit passer de 400 GW en 2022 à au moins 1 000 GW d’ici à 2030, avec entre autres une forte augmentation des énergies renouvelables en mer, pour atteindre 317 GW 3 , à connecter au littoral. Les réseaux doivent donc s’adapter à un système électrique plus décentralisé, numérisé et flexible, avec des millions de panneaux solaires en toiture et des communautés énergétiques locales partageant leurs ressources.

La planification et l’exploitation des réseaux européens de transport et de distribution d’électricité doivent également être en corrélation avec la planification et l’exploitation de la nouvelle infrastructure de l’hydrogène, du stockage de l’énergie, de l’infrastructure de recharge pour l’électromobilité et de l’infrastructure du CO2.

Compte tenu de ces tendances, le réseau européen doit rapidement se moderniser et s’étendre. Le plan décennal de développement du réseau (ou TYNDP, pour «Ten-Year Network Development Plan») du REGRT-E montre qu’au cours des sept prochaines années, l’infrastructure de transport transfrontière devrait doubler, avec une capacité supplémentaire de 23 GW d’ici à 2025 et de 64 GW d’ici à 2030 4 .

Au-delà des besoins transfrontières, l’essentiel des investissements se fera à l’intérieur des frontières, tant au niveau du transport que de la distribution. Les réseaux de distribution sont notamment appelés à se développer et à évoluer pour connecter de grandes quantités de production d’énergie renouvelable décentralisée et de nouvelles demandes («charges») flexibles telles que les pompes à chaleur et les stations de recharge pour véhicules électriques 5 . Ils acquièrent de nouveaux rôles, devenant les facilitateurs de toute une série de nouvelles solutions dont le système a besoin. Ils devront se muer en réseaux intelligents, passer au numérique, être surveillés en temps réel, contrôlables à distance et cybersécurisés, la recherche et l’innovation jouant un rôle important à cet égard. En outre, environ 40 % des réseaux de distribution européens ont plus de 40 ans et doivent être modernisés. Le secteur estime qu’un investissement de 375 à 425 milliards d’euros dans les réseaux de distribution sera nécessaire d’ici à 2030 6 . Dans l’ensemble, la Commission estime à 584 milliards d’euros les investissements 7 nécessaires pour les réseaux électriques au cours de cette décennie. Cela représente une part importante de l’investissement global nécessaire pour réaliser la transition propre dans le secteur de l’électricité.

La nécessité de relever ces défis se fait déjà clairement sentir. Dans de nombreux pays, les projets de production d’énergie renouvelable sont confrontés à de longs délais d’attente pour obtenir les droits de raccordement. Les délais d’attente pour les autorisations de renforcement du réseau sont de 4 à 10 ans, et de 8 à 10 ans pour les hautes tensions. Les retards de raccordement sur le réseau de distribution augmentent rapidement, avec plusieurs milliers de nouvelles demandes par mois pour un seul gestionnaire de réseau de distribution (GRD) de taille moyenne. En l’absence de clarté et de certitude sur les délais et les coûts de raccordement, les nouveaux projets de production sont bloqués ou abandonnés. Si la législation de l’UE couvre déjà la réglementation applicable aux GRD, avec le présent plan d’action, la Commission encourage, pour la première fois, une action ciblée sur les réseaux de distribution. Dans ce contexte, d’importants goulets d’étranglement peuvent apparaître lorsque les entreprises et les ménages cherchent à accéder à une énergie propre abordable, avec des solutions allant de l’intégration d’actifs énergétiques flexibles tels que les véhicules sans émissions à la réponse à la demande, en passant par des investissements dans des sous-stations et autres. En outre, partout en Europe, les projets d’interconnexion souffrent de dépassements de coûts dus à l’inflation et à l’augmentation des taux d’intérêt, tout en étant confrontés à des difficultés pour obtenir à temps des équipements tels que des câbles ou des sous-stations. Le manque de main-d’œuvre qualifiée vient s’ajouter à ces problèmes. Les délais d’attente pour les nouveaux produits peuvent atteindre 2032.

Ce problème ne concerne pas que l’Europe. La nécessité d’étendre les réseaux est reconnue à l’échelle mondiale. Les États-Unis estiment qu’il est nécessaire d’étendre leurs réseaux de transport d’électricité de 60 % d’ici à 2030. La société chinoise State Grid Corporation a annoncé un investissement de 1 020 milliards de CNY (132 milliards d’EUR) dans les réseaux électriques en 2022-2023. L’Agence internationale de l’énergie estime qu’il faudra plus de 80 millions de kilomètres de réseaux dans le monde d’ici à 2040, soit l’équivalent de l’ensemble du réseau mondial actuel, et qu’environ 1 500 GW de projets d’énergies renouvelables avancés sont en attente de raccordement au réseau 8 .

L’UE place les réseaux électriques à l’avant-plan de ses priorités. La directive révisée sur les énergies renouvelables 9 simplifie la délivrance de permis pour les réseaux nécessaires à l’intégration des énergies renouvelables. Le règlement et la directive 10 sur le marché intérieur de l’électricité contiennent des règles pertinentes pour le développement des réseaux en ce qui concerne la planification, les tarifs de réseau et les rôles du REGRT-E et de l’entité des GRD de l’Union. La proposition de règlement pour une industrie «zéro net» inclut les technologies de réseau dans son champ d’application. Mais l’ampleur du défi est telle qu’une attention politique particulière est nécessaire pour garantir que les réseaux deviennent un catalyseur, et non un goulot d’étranglement, pour la transition rapide de l’UE vers les énergies propres 11 . En outre, la modernisation et l’interconnexion accrues des réseaux électriques, leur maintenance et leur transformation pour permettre la transition vers les sources d’énergie renouvelables sont autant de demandes émanant des citoyens de l’UE 12 . C’est pourquoi la Commission a amorcé un dialogue avec les parties prenantes afin d’examiner les difficultés et les actions possibles.

En s’appuyant sur ces travaux, la Commission énonce dans la présente communication un plan d’action en 14 points visant à renforcer les réseaux électriques européens, à les interconnecter davantage, à les numériser et à les rendre plus résistants aux attaques informatiques. Les mesures énumérées se concentrent sur la mise en œuvre du cadre juridique convenu, et il y a lieu de les appliquer rapidement afin de faire la différence à temps pour réaliser les objectifs de 2030.

2.Un plan d’action en faveur des réseaux européens

La Commission a mis en exergue les questions relatives aux réseaux dans plusieurs forums et processus de consultation avec les parties prenantes, et notamment dans le cadre du Forum sur les infrastructures énergétiques 13 à Copenhague, des journées PIC 14 à Bruxelles et, plus récemment, des Smart Grid PCI Summits 15 organisés par les promoteurs de PIC avec le soutien de la Commission à Ljubljana et à Bratislava. En outre, un forum de haut niveau sur «l’avenir de nos réseaux» a été organisé le 9 septembre 2023 par le REGRT-E 16 , sous le patronage de la Commission, afin d’examiner, avec les parties prenantes représentant l’ensemble de la chaîne d’approvisionnement, les perspectives et les défis liés au développement des réseaux.

Sur la base des résultats de ces travaux, la Commission a recensé sept défis horizontaux à relever pour accélérer le rythme de développement des réseaux en Europe. Il s’agit 1) d’accélérer la mise en œuvre des PIC existants et d’élaborer de nouveaux projets; 2) d’améliorer la planification à long terme du réseau; 3) d’introduire un cadre réglementaire favorable et à l’épreuve du temps; 4) d’optimiser l’utilisation des réseaux existants et de les rendre plus intelligents; 5) d’améliorer l’accès aux financements; 6) de garantir des procédures plus rapides et plus légères pour l’octroi des permis; et 7) de renforcer les chaînes d’approvisionnement.

Pour chacun de ces sept domaines, les sections suivantes du plan d’action résument les principaux facteurs du problème et définissent des actions clés sur mesure et des recommandations sur la manière de les aborder à court et à moyen terme.

I.ACCÉLÉRER LA MISE EN ŒUVRE DES PROJETS D’INTÉRÊT COMMUN (PIC) ET ÉLABORER DE NOUVEAUX PROJETS

Depuis 2013, le cadre des RTE-E est le principal instrument permettant de renforcer les interconnexions électriques au sein du marché unique. Il a permis de recenser les besoins en infrastructures transfrontières, de sélectionner des projets d’intérêt commun («PIC»), d’obtenir un soutien politique et d’accélérer leur mise en œuvre grâce à une simplification de la délivrance des permis. Le statut de PIC a également contribué à l’obtention de conditions de financement favorables, car il s’agit d’un label largement reconnu qui conforte les institutions financières, dont la Banque européenne d’investissement 17 , quant à la valeur élevée d’un projet.

À l’avenir, le cadre des RTE-E gagnera encore en importance, compte tenu de la croissance attendue des besoins transfrontières en matière de réseau, afin d’intégrer et de transporter de grandes quantités de nouvelle électricité renouvelable à travers l’Europe, là où elle est le plus nécessaire. Les PIC aideront également les États membres à atteindre l’objectif de 15 % d’interconnexion électrique. De meilleures interconnexions transfrontières offrent un potentiel important de réduction des coûts au niveau du système: les projets transfrontières peuvent réduire les coûts de production de 9 milliards d’euros par an jusqu’en 2040, tandis que les investissements nécessaires dans la capacité et le stockage transfrontières s’élèvent à 6 milliards d’euros par an.

La première liste de l’Union au titre du RTE-E révisé, adoptée le 28 novembre 2023, contribue à créer un réseau d’infrastructures adapté à un avenir décarboné en recensant 166 PIC et projets d’intérêt mutuel (PIM) 18 . Elle met un accent renouvelé sur l’électricité avec 68 projets (dont 12 portant sur le stockage), 5 projets de réseaux intelligents et, pour la première fois, une nouvelle catégorie d’infrastructures en mer avec 12 projets.

Ces 85 projets s’attaquent aux goulets d’étranglement les plus pressants des réseaux RTE-E de l’UE. Environ la moitié d’entre eux devraient être mis en service entre 2027 et 2030. Il est essentiel qu’ils soient achevés en temps voulu pour qu’ils puissent produire leurs effets au cours de cette décennie. Pour éviter les retards qui ont entravé l’achèvement de PIC par le passé, il faut redoubler d’efforts pour suivre les progrès et éliminer rapidement les goulets d’étranglement et les obstacles à la mise en œuvre.

En outre, le TYNDP global du RTE-E à l’échelle de l’Union met en exergue d’importants besoins supplémentaires du système à l’horizon 2040 et au-delà. Ils devraient être comblés par de nouveaux PIC dans les nouvelles listes adoptées par l’Union au cours des prochaines années. Pour ce faire, des efforts sont nécessaires afin d’accélérer la conception et le développement d’une solide réserve de nouveaux projets à inclure dans les listes de PIC mises à jour tous les deux ans.

Si la majorité des besoins de financement pour les projets futurs devra être couverte par le marché, une pression croissante s’exerce en faveur d’un soutien public supplémentaire aux projets transfrontières, afin de limiter les répercussions sur les tarifs et, par conséquent, sur les coûts de l’énergie pour les consommateurs finals. Il existe toutefois une discordance entre les besoins croissants recensés et les ressources disponibles de l’UE. Le budget disponible au titre du MIE Énergie 2021-2027 a été réduit dans le règlement final par rapport à la proposition initiale de la Commission et était destiné à couvrir un nombre limité de catégories de projets, comme indiqué dans l’ancien règlement RTE-E. La révision du RTE-E en 2022 a élargi son champ d’application à de nouvelles catégories pour l’offshore, les électrolyseurs, l’infrastructure de l’hydrogène, le stockage de l’énergie, le stockage du CO2 et les réseaux de gaz intelligents, tandis que l’enveloppe budgétaire n’a quant à elle pas changé.

Les besoins croissants des réseaux, de même que la distribution d’un budget restreint entre un plus grand nombre de catégories, amoindrissent les effets de l’instrument et créent un déficit de financement potentiel pour les réseaux d’énergie transfrontières. De plus, le MIE Énergie se limite aux PIC et ne couvre donc pas les besoins des GRD locaux. D’autres possibilités de financement de l’UE, telles que le Fonds de cohésion, le FEDER, la FRR ou le Fonds pour la modernisation, sont disponibles pour les réseaux électriques, mais certaines sont sous-utilisées. Les plans de relance et de résilience 19 allouent environ 13 milliards d’euros aux réseaux, couvrant les réformes et les investissements dans les infrastructures de réseau, les systèmes énergétiques intelligents, les installations de stockage de l’énergie et la transition numérique des réseaux de distribution et de transport.

L’insuffisance des investissements dans les réseaux de distribution et le stockage entravant déjà les efforts des citoyens et des entreprises, il semble nécessaire d’adopter une nouvelle approche visant à recenser et à soutenir les projets de réseaux locaux pour éviter les lacunes à l’avenir.

Action nº 1: la Commission, les États membres et les gestionnaires de réseaux de transport (GRT) renforceront leur soutien à la préparation des PIC et des PIM, à l’accélération de leur mise en œuvre et à leur financement

Pour accélérer l’achèvement des PIC figurant dans la liste de l’Union, la Commission, les États membres et les promoteurs de projets donneront la priorité à la mise en œuvre des PIC et des PIM déjà recensés. En outre, le développement de nouveaux projets prioritaires doit être encouragé.

-Sur la base d’un suivi renforcé de la mise en œuvre du projet, les promoteurs du projet devraient informer les États membres et la Commission des progrès accomplis et relever les problèmes à résoudre, notamment en ce qui concerne l’octroi des permis. À cette fin, chacun des groupes de haut niveau existants devrait suivre de près les projets prioritaires, notamment au moyen de réunions ministérielles annuelles, afin d’assurer un pilotage politique et un suivi étroit de l’état d’avancement de la mise en œuvre avec la participation des pays partenaires, le cas échéant. Les groupes de haut niveau contribueront également au recensement d’éventuels projets prioritaires futurs.

-À l’avenir, la Commission évaluera également les besoins d’investissement en vue d’un futur financement public de projets d’infrastructure, tant au niveau du transport que de la distribution, en veillant à également tenir compte des infrastructures de stockage, d’hydrogène et de CO2.

II.AMÉLIORER LA PLANIFICATION À LONG TERME DU RÉSEAU EN VUE D’AUGMENTER LA PART DES ÉNERGIES RENOUVELABLES ET D’ACCROÎTRE L’ÉLECTRIFICATION

L’évolution rapide du paysage énergétique nécessite une planification dynamique et globale à long terme du réseau de transport d’électricité afin de garantir l’intégration des évaluations en mer et à terre ainsi que des différents secteurs, y compris l’hydrogène, l’infrastructure de recharge pour le secteur des transports, le chauffage et le refroidissement, le dioxyde de carbone, les processus industriels électrifiés et le gaz.

La visibilité à long terme des besoins en matière de réseau est également insuffisante, en particulier au niveau du GRD, où ces besoins augmentent. En outre, pour que le réseau électrique soit à l’épreuve du temps, il faut mettre davantage l’accent sur la coordination de la planification du réseau et l’échange de données entre les GRT, les GRD, les producteurs, les agrégateurs, les exploitants de points de recharge, les exploitants d’infrastructures d’hydrogène et les administrations qui pilotent le déploiement des pompes à chaleur, afin d’avoir une compréhension commune des besoins futurs du réseau.

Au-delà des nouvelles charges nécessaires à l’électromobilité, l’intégration de la recharge intelligente et bidirectionnelle a une incidence substantielle sur les réseaux électriques. Cela nécessite la transposition en temps utile de la directive RED révisée, la mise en œuvre du règlement récemment adopté sur le déploiement d’une infrastructure pour carburants alternatifs («règlement AFIR») et l’adoption d’un nouveau code de réseau sur la flexibilité de la demande 20 . La Commission, après consultation de toutes les parties prenantes 21 , renforcera ses travaux en vue de proposer les solutions politiques, réglementaires et de normalisation nécessaires à la mise en place d’un système de recharge intelligent et bidirectionnel en Europe.

Action nº 2: le REGRT-E améliorera la planification descendante à l’horizon 2050 en intégrant le recensement des besoins des systèmes en mer et à terre et en tenant compte de l’hydrogène

Le développement des infrastructures de transport transfrontières s’appuie sur une décennie d’expérience en matière de planification du réseau paneuropéen dans le cadre des plans décennaux de développement du réseau (TYNDP). Le règlement RTE-E révisé adopté en 2022 est allé encore plus loin en faisant de l’orientation à long terme fixée par les États membres sur les ambitions régionales en matière d’activités en mer à l’horizon 2050 le point de départ de l’exercice de planification du réseau en mer, comblant ainsi le fossé entre les attentes politiques et le développement du réseau. Cette logique stratégique à long terme, actuellement mise en œuvre dans les premiers plans de développement du réseau en mer prévus pour janvier 2024, devrait être étendue au reste du réseau européen, l’objectif étant de réunir la planification des réseaux en mer et à terre dans un cadre commun à l’occasion du prochain processus TYNDP.

À cet égard, la Commission travaillera, en étroite collaboration avec le REGRT-E, à la poursuite du développement du TYNDP, à partir du premier trimestre 2024 après la publication des premiers plans de développement du réseau en mer. En outre, pour assurer une planification intégrée des systèmes énergétiques, le transport de l’hydrogène devrait être mieux pris en compte, afin de fournir des prévisions solides concernant les besoins en infrastructures pour l’hydrogène, sur la base des stratégies des États membres en matière d’hydrogène, lorsqu’elles existent, y compris pour la production d’hydrogène en mer et son transport ultérieur jusqu’au point de demande. À cette fin, les parties prenantes concernées du secteur de l’hydrogène devraient être plus étroitement associées à la préparation des futurs plans de développement du réseau en mer. Le REGRT-E devrait continuer à renforcer les synergies entre les différents vecteurs énergétiques dans le TYNDP, en garantissant la mobilisation des parties prenantes concernées dans les secteurs de la distribution, du stockage, de l’hydrogène, du CO2 et du gaz, de manière à progressivement intégrer la planification du système énergétique intégré une fois que ces secteurs auront atteint une maturité suffisante.

Enfin, au niveau national, les autorités de régulation nationales (ARN) devraient veiller à ce que les gestionnaires de réseau évaluent davantage les besoins de flexibilité de leurs systèmes énergétiques lors de la planification des réseaux de transport, y compris le potentiel de stockage de l’énergie 22 . Cela devrait se faire conformément au cadre législatif révisé de l’organisation du marché de l’électricité qui sera prochainement mis en place.

Les GRT et les États membres devraient veiller à ce que suffisamment de projets de transport d’électricité soient conçus, planifiés et développés pour répondre aux besoins d’infrastructure recensés dans l’UE pour 2030, 2040 et 2050, en tenant compte des plans nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat (PNEC). Lorsque les besoins de développement du réseau sont recensés mais qu’il n’y a pas de projets concrets pour y répondre, les États membres et leurs autorités de régulation devraient encourager les GRT à élaborer de nouveaux concepts de projets.

Action nº 3: l’entité des GRD de l’Union soutiendra la planification du réseau des GRD en cartographiant les plans de développement de la distribution existants et leurs caractéristiques

Des plans de développement du réseau de distribution (PDR) fiables, complets, prospectifs et transparents seront essentiels pour intégrer les énergies renouvelables et la demande flexible et réduire les futurs retards dans les demandes de raccordement. Les GRD 23 sont déjà légalement mandatés par la directive sur le marché intérieur de l’électricité pour élaborer des PDR bisannuels sur 5 à 10 ans et les soumettre à leurs ARN après consultation de tous les utilisateurs du réseau concernés. En outre, l’entité des GRD de l’Union est dotée de tâches consacrées dans le règlement sur le marché intérieur de l’électricité. Celles-ci visent à favoriser la planification des réseaux de distribution en coordination avec la planification des réseaux de transport et à coopérer avec le REGRT-E et à adopter de bonnes pratiques en matière de planification coordonnée des réseaux de transport et de distribution, y compris l’échange de données entre les opérateurs pour la planification du réseau. Dans l’UE, quelque 2 560 GRD couvrent 10 millions de kilomètres de réseaux de distribution 24 , avec un large éventail de tailles d’entreprises et des disparités dans les concentrations nationales. Les petits GRD peuvent être confrontés à des défis supplémentaires en raison de leurs ressources limitées. Plus de 900 GRD — petits, moyens et grands — sont membres de l’entité des GRD de l’Union.

Cette action complète et soutient les travaux initiaux sur les exigences juridiques. L’entité des GRD de l’Union devrait, d’ici à la mi-2024, examiner les études de cas et les bonnes pratiques et publier des recommandations en vue d’améliorer la planification des réseaux de distribution 25 , en étroite coordination avec le REGRT-E et les GRT, ainsi que les représentants pertinents des utilisateurs du réseau, tels que les énergies renouvelables, l’électromobilité ou le chauffage et le refroidissement, en tenant compte des incertitudes qui affectent le plus les activités des GRD, et de la taille hétérogène de ces derniers 26 . Des échanges transparents et réguliers avec les parties prenantes des secteurs des énergies renouvelables, de l’électromobilité, du chauffage et du refroidissement, des consommateurs et des représentants régionaux de la société civile seront essentiels pour la préparation des PDR. Par exemple, les plans des entreprises nationales, municipales et privées concernant l’infrastructure de recharge des VE, l’approvisionnement en électricité à quai dans les ports maritimes, le déploiement des pompes à chaleur ou du chauffage urbain auront une incidence considérable sur la nécessité de renforcer les réseaux de distribution d’électricité, laquelle ouvre, à son tour, des perspectives de nouveaux marchés de flexibilité, et devront être intégrés dans la planification du réseau, afin de garantir que le développement nécessaire du réseau est rapidement mené.

Un partage adéquat des données aidera également les GRD à planifier les besoins du réseau afin de réduire les délais de raccordement à celui-ci. À cette fin, les utilisateurs du réseau devraient fournir des données sur leurs capacités de production respectives et les emplacements des projets afin d’aider les GRD à comprendre les nouveaux schémas de flux d’énergie au sein de leurs réseaux. En outre, les ARN, en coopération avec l’ACER et le CEER, devraient, d’ici au quatrième trimestre 2024, fournir des orientations aux GRD en matière de planification et favoriser la cohérence entre les plans 27 . La Commission, avec l’entité des GRD de l’Union, renforcera également, à partir de 2024, son soutien à l’élaboration et à la soumission de PIC portant sur les réseaux intelligents.

Le principal facteur de décision en matière de plans d’investissement est donc la mise en place de plans de développement du réseau complets. En complément, les plans nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat peuvent se révéler être des outils efficaces pour soutenir le développement des réseaux de distribution, notamment au moyen de réformes à mener par les États membres. La Commission inclura des actions liées au réseau dans le processus itératif avec les États membres portant sur leurs plans nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat.

III.INTRODUIRE DES INCITATIONS RÉGLEMENTAIRES POUR LE DÉVELOPPPEMENT DE RÉSEAUX TOURNÉS VERS L’AVENIR

Le cadre réglementaire est l’un des principaux facteurs qui influencent le niveau et l’efficacité des investissements dans le développement des réseaux. Les réseaux sont généralement des actifs réglementés et les investissements sont payés par l’ensemble des consommateurs, par l’intermédiaire des tarifs de réseau. L’augmentation des coûts de développement des systèmes énergétiques entraînera donc normalement une augmentation des tarifs de réseau, et donc des prix à la consommation, même si les prix finals à la consommation doivent rester abordables. En outre, le fait de limiter le développement des projets à ceux qui sont basés sur les besoins actuels du système peut augmenter les coûts futurs du système et, partant, les coûts pour les consommateurs. Il est donc important que les parties concernées s’accordent sur la nécessité de réaliser des investissements anticipatifs.

Les énergies renouvelables en mer, en particulier, apporteront d’énormes avantages à la société, qui s’étendront probablement au-delà des frontières des États membres d’accueil. Cela rend complexe la recherche d’un accord sur le partage approprié des coûts, y compris pour les interconnexions hybrides.

La mise en place d’incitations réglementaires appropriées commence par l’établissement d’un cadre réglementaire favorable qui apporte une certitude en matière d’investissement. Il faut pour cela un accord rapide sur la réforme de l’organisation du marché de l’électricité, avec ses dispositions reconnaissant l’importance des investissements anticipatifs, une garantie d’accès au réseau de transport pour les énergies renouvelables en mer et la prise en compte des dépenses en capital et des dépenses d’exploitation dans les tarifs du réseau.

Toutefois, une révision aussi importante des méthodes de tarification nécessite un juste équilibre entre, d’une part, l’anticipation des besoins futurs en infrastructures, l’acceptation d’un degré d’incertitude plus élevé quant au fait qu’un actif d’infrastructure pourrait ne pas être pleinement utilisé dès sa mise en service et la possibilité de recouvrer rapidement les coûts correspondants et, d’autre part, le caractère abordable pour les consommateurs qui supportent les coûts à travers les tarifs de réseau. Les pertes de bien-être socio-économique liées au report des mises à niveau du réseau nécessaires pour connecter les énergies renouvelables et la demande flexible dépasseront souvent le coût initial supplémentaire des investissements anticipatifs. Par ailleurs, compte tenu de la longue durée de vie des actifs de réseau, d’importantes réductions de coûts peuvent se produire dans le futur lorsque les investissements d’aujourd’hui sont réalisés en tenant déjà compte des besoins à venir.

Action nº 4: la Commission proposera des principes directeurs définissant les conditions dans lesquelles des investissements anticipatifs dans les projets de réseau devraient être accordés

La proposition de réforme de l’organisation du marché de l’électricité présentée par la Commission indique clairement que des investissements anticipatifs devraient être effectués pour les projets de réseau concernés. Leur utilisation devrait cependant rester proportionnelle aux besoins.

Les investissements anticipatifs peuvent être utiles, par exemple, pour investir dans des réseaux en mer à l’épreuve du temps, qui permettent l’expansion future des réseaux maillés en mer; pour les zones à fort potentiel photovoltaïque terrestre inexploité, telles que les zones d’accélération des énergies renouvelables définies dans le cadre de la directive RED; pour les raccordements au réseau des ports en vue de la fourniture d’électricité à terre, ou pour la mise en place de réseaux intelligents qui soutiennent les plans nationaux d’infrastructures de recharge des véhicules électriques ou les plans municipaux pour le déploiement des pompes à chaleur.

En complément des travaux sur les investissements anticipatifs menés par le forum de Copenhague 28 , la Commission, avec le soutien de l’ACER, du REGRT-E et de l’entité des GRD de l’Union et en consultation avec les parties prenantes concernées du côté de l’offre et de la demande d’électricité, proposera d’ici au premier trimestre 2025 des orientations définissant les conditions dans lesquelles l’approbation des investissements anticipatifs devrait normalement être attendue, en tenant compte des différents niveaux de certitude de développement des projets et des moyens de répondre à ces différents niveaux, par exemple par l’octroi conditionnel des investissements anticipatifs.

Action nº 5: la Commission publiera des orientations sur le partage transfrontière des coûts pour les projets en mer

Les réseaux en mer seront composés de projets de transmission radiale et hybride évoluant vers un futur réseau maillé. Le raccordement des îlots énergétiques et d’autres grands projets en mer apportera d’importants avantages à la société, qui s’étendront probablement au-delà des frontières des pays d’accueil. Cela pose des problèmes pour convenir d’un partage approprié des coûts, en tenant compte des avantages pour les consommateurs et les producteurs, mais aussi de l’incertitude inhérente aux investissements futurs et à leur calendrier. Les projets hybrides qui interconnectent différents pays tout en raccordant les énergies renouvelables en mer seront confrontés à des particularités supplémentaires. Il faudra également renforcer les infrastructures de transport des régions côtières vers les régions enclavées d’Europe afin de débloquer un plus grand nombre de projets éoliens terrestres et marins.

Compte tenu des besoins en matière de développement des réseaux en mer, les États membres et les autorités de régulation devraient engager des discussions sur les principes de collaboration — y compris en ce qui concerne les coûts — dès le stade du recensement des besoins du réseau afin d’accélérer l’émergence de nouveaux projets transfrontières. Le REGRT-E devrait continuer à développer des outils de modélisation efficaces pour mieux prendre en compte les besoins des États membres en matière d’informations pertinentes pour lancer ces échanges. En outre, les approches actuelles en matière de répartition des coûts devraient prendre en compte de nouvelles complexités, telles que les projets hybrides en mer. La Commission abordera ces défis dans un document d’orientation visant à soutenir les États membres et les ARN dans ces activités d’ici à juin 2024. Des réunions spécifiques avec les États membres aux niveaux politique et technique orienteront les travaux sur le partage des coûts. En outre, la Commission organisera une série de réunions avec les États membres afin d’échanger des idées et de les aider à trouver des accords sur des projets particuliers.

IV.INCITER À UNE MEILLEURE UTILISATION DES RÉSEAUX

Les files d’attente pour les raccordements au réseau entraînent de longs retards dans la mise en service des énergies renouvelables. Elles sont souvent la conséquence d’une information insuffisante des promoteurs de projets, mais aussi des modalités de la procédure d’autorisation. Par conséquent, fournir de la visibilité sur les capacités de réseau disponibles permet d’orienter les demandes de raccordement vers l’endroit où elles peuvent être traitées le plus facilement. De nombreux gestionnaires de réseau ont mis à disposition des cartes des capacités d’hébergement du réseau, mais avec une clarté et une qualité variables 29 . Par ailleurs, certaines administrations ont mis au point des méthodes pratiques pour hiérarchiser les demandes ou décourager les demandes abusives, contribuant ainsi à réduire l’arriéré et les délais d’attente.

Pour améliorer l’utilisation des réseaux existants, il y a lieu de remédier au manque de sensibilisation des promoteurs de projets à l’évolution rapide des technologies pour des réseaux intelligents et efficaces, y compris les technologies mises en avant par Horizon Europe, leur degré d’utilisation à travers l’Europe et les avantages déjà apportés à d’autres projets.

Enfin, les incitations favorisant l’adoption de réseaux intelligents, l’efficacité des réseaux et les technologies innovantes sont insuffisantes en raison des structures tarifaires en vigueur, qui mettent l’accent sur les dépenses en capital. La compensation insuffisante des dépenses d’exploitation, jusqu’à présent largement liées aux coûts des ressources humaines, ne reflète pas de manière adéquate les coûts croissants de la transition numérique, du traitement des données ou de l’acquisition de flexibilité.

Action nº 6: le REGRT-E et l’entité des GRD de l’Union se mettront d’accord sur des définitions harmonisées de la capacité d’hébergement du réseau disponible pour les gestionnaires de réseau et établiront une vue d’ensemble à l’échelle de l’UE

Les gestionnaires de réseau devraient fournir des informations transparentes, compréhensibles, granulaires et régulièrement mises à jour sur les capacités d’hébergement du réseau et les volumes de demandes de raccordement, conformément à la proposition de la Commission concernant la révision de l’organisation du marché de l’électricité. Les autorités de régulation devraient établir des cadres pour les accords de raccordement non fermes, le cas échéant.

À compter de la publication du présent plan d’action, le REGRT-E et l’entité des GRD de l’Union, en coopération avec la Commission et les autorités de régulation, devraient travailler à l’harmonisation des définitions relatives aux capacités d’hébergement du réseau disponibles. Cela devrait permettre d’obtenir une vue d’ensemble, à l’échelle de l’UE, des capacités d’hébergement du réseau disponibles 30 pour le raccordement de nouveaux utilisateurs du réseau, ainsi que des informations sur les volumes de demandes de raccordement en cours de traitement. Cette vue d’ensemble devrait prendre en compte les cartographies des capacités déjà réalisées par les GRT et les GRD, le cas échéant. D’ici à la mi-2025, le REGRT-E et l’entité des GRD de l’Union devraient établir une vue d’ensemble paneuropéenne de nature à donner de la visibilité aux promoteurs de projets lors de la conceptualisation de leurs projets, tels que les nouveaux projets en matière d’énergie renouvelable ou d’infrastructures de recharge de véhicules électriques, et les aider à estimer le risque de retards dans l’approbation des demandes de raccordement et, partant, à prévoir plus clairement le moment où leurs projets pourront commencer à générer des recettes. Cela profitera aux nouveaux projets concernant les énergies renouvelables et la demande flexible, comme le stockage ou les véhicules électriques. Certains opérateurs de systèmes fournissent déjà cette visibilité au niveau local. En outre, le REGRT-E et l’entité des GRD de l’Union devraient aider les gestionnaires de réseau à numériser et à rationaliser les procédures pour les demandes de raccordement au réseau, par exemple en publiant des orientations et des recommandations, au plus tard d’ici à la mi-2025.

Cette vue d’ensemble peut aider les ARN à comprendre où, dans le réseau, les raccordements flexibles (non fermes) pourraient être bénéfiques pour le système jusqu’à ce que le développement nécessaire du réseau ait lieu. Lorsque le développement du réseau est la solution structurelle au problème de capacité, les cadres de raccordement non fermes devraient être conçus de manière à ce que les gestionnaires de réseau ne retardent pas le développement du réseau. Dans d’autres cas, lorsque le développement du réseau n’est pas une solution économique, les raccordements non fermes pourraient être considérés comme une solution à long terme 31 .

Les ARN devraient également fournir un cadre clair pour décourager les demandes de raccordement qui ne sont pas étayées par un projet solide et qui ne font pas l’objet d’un engagement suffisant de la part d’un promoteur, ou les demandes de surcapacités au-delà de ce qui est nécessaire pour le projet, afin d’éviter que des capacités de raccordement ne soient réservées pour des projets moins susceptibles de se concrétiser ou dont le principal plan d’affaires consiste à vendre le droit de raccordement, lorsque cette possibilité est autorisée. Ainsi, les projets de production qui sont financièrement liés ou qui paient les coûts de raccordement au réseau au moment de la demande sont moins susceptibles de ne pas aboutir.

Action nº 7: le REGRT-E et l’entité des GRD de l’Union favoriseront l’adoption de réseaux intelligents, l’efficacité des réseaux et les technologies innovantes

Des technologies commerciales susceptibles d’améliorer considérablement le fonctionnement des réseaux électriques sont disponibles mais elles ne sont pas suffisamment utilisées 32 . Pourtant, ces technologies peuvent entraîner une baisse des coûts pour les consommateurs en réduisant les pertes de réseau 33 . Le fait de connaître la réserve existante de projets pour lesquels ces technologies ont déjà fait leurs preuves, ainsi que les avantages quantifiés qu’elles ont apportés, peut fournir des arguments clairs aux promoteurs de projets qui envisagent de les utiliser. Par conséquent, il convient d’accroître la visibilité des actifs technologiques disponibles pour un déploiement rapide ainsi que des solutions innovantes pour les réseaux intelligents et une meilleure efficacité du réseau, telles que les lignes dynamiques (DLR), les câbles supraconducteurs à haute température (HTS), les compensateurs synchrones statiques (STATCOM), les convertisseurs de source de tension (VSC) dans les systèmes HTCC, les disjoncteurs HTCC ou les transformateurs déphaseurs (PST) 34 .

Le REGRT-E et l’entité des GRD de l’Union devraient mettre à jour conjointement la Technopedia 35 , en clarifiant ces éléments et en veillant à y inclure les technologies utilisées dans les projets pilotes en Europe relatifs aux réseaux électriques intelligents et à l’amélioration de l’efficacité des réseaux, y compris les technologies développées dans le cadre des programmes Horizon Europe ou Horizon2020. La Technopedia devrait fournir des informations sur les cas d’utilisation et les avantages et être mise à jour d’ici à la fin 2024 et au moins une fois par an, afin que les promoteurs puissent les prendre en compte de manière appropriée dans la conceptualisation de leurs projets respectifs, et que les autorités de régulation puissent encourager leur utilisation auprès des promoteurs. Les mises à jour devraient être diffusées lors des futurs sommets sur les réseaux électriques intelligents (Smart Electricity Grid Summits) organisés avec le soutien de la Commission et de l’entité des GRD de l’Union.

Afin de favoriser davantage les réseaux intelligents, l’efficacité des réseaux et les technologies innovantes, la Commission facilitera l’application des prochains codes de réseau en ce qui concerne la participation des ressources énergétiques décentralisées aux marchés.

Action nº 8: l’ACER, dans son prochain rapport sur les tarifs, recommandera de bonnes pratiques relatives à la promotion des réseaux intelligents et des technologies d’efficacité des réseaux à travers l’élaboration des tarifs, en mettant l’accent sur la prise en compte des dépenses d’exploitation, en plus des dépenses en capital, et sur le partage des bénéfices

Les réseaux sont généralement financés par les tarifs de réseau, auxquels s’ajoutent des revenus de congestion pour les projets de transmission transfrontières. Les tarifs des réseaux de transport et de distribution devraient être régulièrement mis à jour, à la lumière des dépenses d’exploitation et des dépenses en capital, afin de tenir compte de l’évolution du système énergétique vers la décarbonation et du rôle de plus en plus actif des GRD. Il est en effet nécessaire de répondre à l’augmentation des coûts opérationnels dans le déploiement et l’exploitation de nos réseaux, y compris pour la sécurité physique et la cybersécurité. Les exigences d’efficacité incitent les opérateurs de réseaux à réduire les coûts et à travailler plus efficacement 36 . Les ARN devraient revoir régulièrement leurs méthodes de fixation des tarifs de réseau, y compris la manière dont elles définissent les incitations à long terme, soutiennent le déplacement des pics de demande et encouragent le déploiement de technologies qui augmentent l’efficacité et l’exploitabilité des réseaux (voir l’action précédente), par exemple au moyen de systèmes de rémunération basés sur les résultats ou les performances. Les tarifs de réseau doivent donc évoluer avec le système énergétique. Des stratégies innovantes telles que le partage des bénéfices 37 peuvent contribuer à la résilience du système énergétique à des prix abordables. Certains États membres introduisent de nouvelles pratiques. Ainsi, l’ARN italienne 38 passe d’une régulation basée sur les intrants à des primes pour augmenter la capacité de transfert et à des incitations à l’efficacité des dépenses en capital, et prend en compte à la fois les dépenses d’exploitation et les dépenses en capital en 2024. L’ACER devrait soutenir davantage les ARN en recommandant de bonnes pratiques dans le prochain rapport sur les tarifs 39  prévu pour janvier 2025, sur la base de consultations approfondies avec toutes les parties prenantes concernées, et soutenir ensuite les ARN dans leur mise en œuvre.

Comme le prévoit le règlement sur l’électricité, les méthodes de fixation des tarifs doivent fournir des incitations appropriées, y compris à long terme, en garantissant la prise en compte des coûts, qui est renforcée par un examen minutieux de la répartition des coûts entre les producteurs et les consommateurs. Ce point est d’autant plus important que le développement du réseau est de plus en plus motivé par la nécessité de raccorder des zones où des énergies renouvelables peuvent être produites, une tendance qui devrait être prise en considération au niveau approprié de redevances d’injection et de raccordement pour couvrir les coûts correspondants.

V.AMÉLIORER L’ACCÈS AU FINANCEMENT

Pour financer les renforcements et adaptations nécessaires du réseau, il faudra mobiliser des ressources considérables, près de 500 milliards, dans un contexte où les ressources publiques sont limitées et où l’inflation et la hausse des taux d’intérêt pèsent sur les projets. Des problèmes émergent également en ce qui concerne la notation de crédit et l’accès au capital pour les promoteurs de projets. Les gestionnaires de réseau, tant au niveau du transport que de la distribution, sont confrontés à une augmentation sans précédent du volume des dépenses en capital. Par exemple, l’ampleur et l’extension rapide du programme d’investissement d’une entreprise peuvent affecter sa notation de crédit, avec des conséquences négatives sur l’accès au financement. Tous ces éléments requièrent un nouvel effort pour recenser des produits et des instruments de financement sur mesure afin de soutenir les investissements dans le réseau.

Action nº 9: la Commission recensera des modèles de financement adaptés et renforcera le dialogue pour lever les obstacles au financement privé

S’appuyant sur le dialogue avec les investisseurs sur l’énergie, la Commission lancera d’ici à la fin 2023 un processus renforcé avec les investisseurs (y compris les fonds de pension), les agences de crédit, les institutions financières, les autorités de régulation et les gestionnaires de réseau afin de recenser et d’éliminer les obstacles au financement, y compris par des prêts bancaires, des instruments fondés sur le marché (capitaux empruntés et fonds propres), des garanties et des financements mixtes. Compte tenu des spécificités des modèles d’affaires des gestionnaires de réseau, la Commission, avec le soutien des parties prenantes concernées, devrait explorer les instruments de financement afin de fournir les solutions les plus appropriées pour répondre aux besoins d’investissement, y compris les garanties ou les mécanismes de financement similaires qui catalysent le financement privé.

La Commission et la BEI étudieront plus avant la nécessité de disposer d’outils et d’instruments de financement pour soutenir les investissements dans le réseau dans son ensemble, dans le cadre d’InvestEU. 

La Commission assurera la coordination et les synergies entre ces travaux et les travaux pertinents sur l’accès au financement tels que définis dans le plan d’action en matière d’énergie éolienne (action nº 8) et d’autres technologies renouvelables afin d’assurer une intégration cohérente du futur système électrique.

Action nº 10: la Commission accroîtra la visibilité sur les possibilités offertes par les programmes de financement de l’UE en faveur des réseaux intelligents et de la modernisation des réseaux de distribution

Les réseaux de distribution sont éligibles à un financement au titre de différents instruments de financement de l’UE. Les principales sources de financement sont les fonds régionaux (FEDER), les fonds de cohésion (FC) et la facilité pour la reprise et la résilience (FRR), dont sa composante REPowerEU. Le FEDER et les FC peuvent cofinancer le développement de systèmes énergétiques intelligents, de réseaux et de projets de stockage. Dans leurs programmes opérationnels pour la période 2021-2027, les États membres n’ont jusqu’à présent alloué qu’un total de 4,7 milliards d’euros, pour des investissements de 6 milliards d’euros. Les montants alloués varient fortement d’un État membre à l’autre, d’autant plus que certains États membres ont utilisé la FRR pour soutenir ces investissements. Le Fonds pour la modernisation, financé par une partie des recettes du système d’échange de quotas d’émission de l’UE 40 , et la FRR peuvent contribuer à répondre à une partie des besoins d’investissement.

En modifiant leurs programmes opérationnels pour les fonds régionaux et de cohésion, les États membres ayant un grand besoin de moderniser leurs réseaux de distribution et de déployer des réseaux intelligents locaux devraient examiner les options disponibles pour augmenter les ressources allouées à ce secteur. La Commission lancera à partir du premier trimestre 2024 un processus de collaboration avec les États membres sur les possibilités de financement des réseaux de distribution, notamment dans le cadre d’une réunion de haut niveau dédiée. La Commission proposera également une assistance technique spécifique dans le cadre de l’instrument d’appui technique pour aider les entreprises à préparer leurs demandes de financement et collaborera avec l’entité des GRD de l’Union pour sensibiliser ses membres à cette action.

VI.ACCÉLÉRER LE DÉPLOIEMENT AU MOYEN DE PROCÉDURES D’OCTROI DE PERMIS PLUS RAPIDES ET GRÂCE À L’ENGAGEMENT DU PUBLIC

Les projets d’infrastructure sont soumis à des procédures d’autorisation complexes et longues, car ils couvrent de longues distances et traversent très souvent plusieurs juridictions. Cela implique de se frayer un chemin à travers différentes procédures d’autorisation dans plusieurs langues, avec des configurations et des délais variables. Certains de ces problèmes sont liés à des contraintes en matière de personnel et de numérisation des autorités compétentes. Le processus d’obtention des permis environnementaux nécessaires pour les projets transfrontières est parfois difficile, en particulier pour les projets qui traversent des zones naturelles protégées ou les habitats de certaines espèces, notamment lorsque les connaissances sur les habitats protégés et les espèces présentes ne sont pas complètes. En outre, la mise en œuvre des projets d’infrastructure se heurte souvent à des préoccupations publiques importantes qui, dans le pire des cas, peuvent donner lieu à de longues procédures judiciaires. Les exigences législatives minimales ne sont souvent pas suffisantes pour répondre aux préoccupations des communautés locales touchées par la construction d’un projet dans leur voisinage, et l’ambition d’associer le public devrait aller au-delà de ce qui est strictement requis.

Le règlement RTE-E et, plus récemment, le règlement d’urgence du Conseil (UE) 2022/2577 offrent des solutions à ces problèmes, mais ils ne sont pas encore suffisamment pris en compte.

Action nº 11: la Commission soutiendra l’accélération de l’octroi des permis en fournissant des conseils et une assistance technique sur la manière de mettre en œuvre les outils législatifs existants et les États membres mettront en œuvre des mesures d’accélération

Les États membres peuvent recourir aux dispositions volontaires prévues par le règlement d’urgence du Conseil 41  (article 6) et sont encouragés à transposer rapidement la directive révisée sur les énergies renouvelables (RED) afin d’accélérer le développement des réseaux de transport et de distribution nécessaires à l’intégration des énergies renouvelables dans le système. Le développement du réseau est de plus en plus motivé par la nécessité d’intégrer de grandes quantités d’énergies renouvelables dans le système, et il pourrait donc y avoir un potentiel important pour que les États membres désignent des zones d’infrastructure dédiées conformément au règlement et à la directive respectivement.

La plateforme des autorités nationales compétentes en matière d’octroi de permis, créée en 2022, s’est révélée être un forum utile pour échanger les bonnes pratiques et fournir des éclaircissements et une aide à l’orientation. Les travaux de la plateforme seront intensifiés. Ainsi, une réunion ministérielle spécifique sera organisée afin de garantir un soutien politique pour traiter les problèmes de permis relevés. Pour plus de soutien, la Commission mènera une étude en 2024 pour évaluer la mise en œuvre des dispositions du règlement RTE-E en matière d’octroi de permis. Cela permettra notamment d’établir et de diffuser les bonnes pratiques. Sur la base des résultats de l’étude, les États membres devraient recenser les mesures spécifiques à prendre pour accélérer leurs régimes d’octroi des permis. La Commission soutiendra cette évaluation et sa mise en œuvre par l’intermédiaire de la plateforme des autorités nationales compétentes chargées de l’octroi des permis.

La Commission collaborera avec les ministères concernés et les autorités chargées de délivrer les permis, notamment dans le cadre de la Convention des maires, afin de diffuser et de soutenir l’application des dispositions de la directive RED III et du règlement d’urgence du Conseil, ainsi que de la directive RED révisée, en ce qui concerne les réseaux de distribution. En outre, la plateforme des autorités nationales compétentes poursuivra les échanges sur les particularités des réseaux électriques intelligents en matière d’autorisation, dans le but de simplifier leurs procédures respectives.

Au plus tard à la mi-2025, à la lumière des obstacles à l’obtention de permis rencontrés par les projets d’infrastructures énergétiques, la Commission fournira des orientations sur la désignation de zones d’infrastructures dédiées pour les projets de réseau nécessaires à l’intégration des énergies renouvelables, comme le prévoit la directive RED révisée. Si nécessaire, la Commission mettra à jour, d’ici au quatrième trimestre 2024, les orientations existantes sur la simplification des évaluations des incidences sur l’environnement pour les PIC 42 et les PMI et les orientations sur les infrastructures de transport d’énergie et la législation de l’UE sur la conservation de la nature 43 , afin de les adapter aux cadres législatifs révisés du règlement RTE-E et de la directive RED et à leurs dispositions relatives à la simplification de l’octroi des permis.

Enfin, à partir de 2024, la Commission soutiendra la numérisation des procédures d’octroi de permis pour les projets de réseau au moyen de l’instrument d’appui technique (IAT). Le règlement établissant un instrument d’appui technique 44 prévoit que les États membres peuvent bénéficier, dans le cadre de projets autonomes ou multinationaux, d’une expertise technique pour accélérer l’octroi des permis. Les États membres sont encouragés à utiliser l’IAT fourni par la Commission pour améliorer leurs systèmes de traitement des demandes de permis et de procédure de raccordement, par exemple par la numérisation. En outre, comme annoncé dans le plan d’action de l’UE en matière d’énergie éolienne 45 , la Commission lancera d’ici à la fin de l’année un outil en ligne dédié pour aider les États membres, notamment en fournissant des réponses aux questions pratiques fréquemment posées par les États membres concernant la mise en œuvre des dispositions révisées en matière d’octroi des permis.

Action nº 12: la Commission lancera un pacte de mobilisation pour une participation précoce, régulière et significative des parties prenantes et un soutien réglementaire

Quantifier et monétiser la prévention des conflits et des retards peut se révéler difficile dans un cadre réglementaire complexe pour la construction d’infrastructures qui relève de plusieurs juridictions et compétences. Si les bonnes pratiques sont encouragées et partagées par les promoteurs de projets, il y a lieu de renforcer le cadre de participation des parties prenantes en vue de parvenir à un effort régulier et collectif pour atténuer l’incidence des projets sur les communautés et la nature, tout en redistribuant les bénéfices aux communautés et en renforçant la protection de la nature.

Pour répondre à l’opposition potentielle du public et garantir les normes les plus élevées en matière de participation des parties prenantes, la Commission lancera, à l’occasion de l’édition 2023 des Journées de l’énergie PIC, un pacte de mobilisation regroupant les États membres, les ARN, les gestionnaires de réseau et la société civile en vue d’une participation précoce, régulière et significative des parties prenantes et d’un soutien réglementaire adéquat (voir l’annexe II).

VII.RENFORCER LES CHAÎNES D’APPROVISIONNEMENT DES RÉSEAUX

L’industrie de l’UE est un chef de file mondial dans la fabrication de composants pour les systèmes électriques, tels que les câbles et les sous-stations HTCC, qui sont des éléments essentiels pour concrétiser les ambitions de l’UE en mer.

Néanmoins, les promoteurs de projets de réseau signalent des délais d’acquisition de composants de réseau spécifiques de plus en plus longs, parfois de plusieurs années, même pour les projets d’intérêt commun les plus urgents, notamment en raison de l’insuffisance de l’offre de certains composants ou de l’augmentation des prix des matières premières. Dans le même temps, les fabricants de l’UE sont confrontés à des obstacles qui les empêchent de bénéficier d’économies d’échelle en raison des divergences dans les spécificités des produits. Par ailleurs, la forte croissance de la demande mondiale de technologies pour les réseaux électriques pourrait encore allonger les délais. Par conséquent, la capacité de production de l’UE devrait augmenter de manière significative, tandis que le partenariat de l’UE renforcera encore les chaînes de valeur.

L’intensification de la concurrence mondiale sur le marché des câbles et systèmes HTCC et CVC, qui sont encore principalement fournis au niveau local en Europe, est très positive, pour peu que des conditions de concurrence équitables soient en place. Pour favoriser la résilience du système énergétique, il convient de veiller attentivement à ce que les règles du jeu restent équitables et ne laissent aucune place aux pratiques commerciales déloyales.

En outre, il faut veiller à ce que des risques de sécurité n’apparaissent pas. Le fait de s’appuyer sur des fournisseurs de pays tiers, en particulier de pays non alignés sur les valeurs et les positions de l’UE, pour répondre aux besoins de l’UE en matière d’infrastructures énergétiques critiques peut toutefois présenter des risques pour la sécurité 46  — à la fois directement au regard de la cybersécurité 47 et par l’instrumentalisation potentielle de ces dépendances à l’égard de la chaîne d’approvisionnement.

La dépendance à l’égard de fournisseurs de pays tiers à haut risque pour des composants critiques peut créer des cyber-vulnérabilités sur le réseau, y compris dans les interconnexions avec les pays tiers. La directive sur la sécurité des réseaux et des systèmes d’information (directive NIS 2) 48 exige que les entités du secteur de l’énergie prennent des mesures de sécurité concernant leurs chaînes d’approvisionnement dans le cadre des mesures de gestion des risques liés à la cybersécurité. Le futur règlement sur la cyberrésilience, actuellement en cours de négociation par les colégislateurs, renforcera considérablement la sécurité de la chaîne d’approvisionnement en exigeant que la cybersécurité soit intégrée dès la conception dans les produits matériels et logiciels dotés de fonctions numériques qui accèdent au marché de l’UE, ainsi qu’en prévoyant l’obligation pour les fabricants de garantir la conformité aux exigences de cybersécurité tout au long du cycle de vie du produit.

En outre, les gestionnaires de réseau de l’UE ont du mal à obtenir un accès suffisant aux matières premières, telles que le cuivre ou l’acier. Compte tenu des objectifs de déploiement ambitieux, le renforcement des capacités de production nationales et la diversification des approvisionnements en matières premières et en composants clés devront être poursuivis au niveau local et au moyen d’accords ou de partenariats de l’UE avec des pays tiers fiables, respectivement. La législation sur les matières premières critiques contribuera à faire en sorte que l’Europe atteigne ces objectifs, notamment grâce à la production intérieure et aux partenariats stratégiques. La Commission travaille à la sécurisation de l’accès aux matières premières critiques et stratégiques. Les accords de libre-échange et autres accords bilatéraux, couvrant les chaînes d’approvisionnement en énergie, en matières premières et en technologies propres, ainsi que la stratégie «Global Gateway», contribueront également à atteindre cet objectif.

Il convient également de souligner que les projets d’interconnexion électrique avec des pays tiers, tels que les PIM, qui visent à exporter des quantités importantes d’électricité renouvelable vers l’UE ne devraient pas créer de nouvelles dépendances dans le domaine de la sécurité de l’approvisionnement énergétique.

Enfin, le manque de travailleurs qualifiés affecte les besoins croissants en personnel des gestionnaires de systèmes de transport et de distribution, des fabricants de câbles HTCC et d’autres fournisseurs de systèmes électriques. Il serait notamment nécessaire d’acquérir des compétences numériques et technologiques plus avancées, telles que l’automatisation, le contrôle, les mégadonnées et l’analyse avancée, afin de détecter et de maîtriser les défis liés aux réseaux et de développer les technologies nécessaires 49 .

Les besoins importants susmentionnés en matière de chaînes d’approvisionnement résilientes et efficaces pour la fabrication des réseaux ont été pris en compte dans la proposition de règlement pour une industrie «zéro net» (les technologies de réseau sont proposées parmi les technologies «zéro net» stratégiques et les académies de l’industrie «zéro net» s’attaquent aux défis en matière de compétences) et dans le plan d’action européen en matière d’énergie éolienne (accroître la certitude quant à la demande du réseau en mettant en place une plateforme numérique européenne pour la planification des enchères de l’énergie éolienne et les engagements nationaux). L’adoption et la mise en œuvre rapides du règlement pour une industrie «zéro net» permettront de soutenir une chaîne d’approvisionnement résiliente, notamment en accélérant l’octroi de permis pour les nouvelles capacités de production de technologies «zéro net», en augmentant la main-d’œuvre qualifiée et en lançant des appels d’offres publics et des ventes aux enchères bien conçus.

D’autres outils d’exécution de la Commission sont à la disposition de l’industrie de l’UE afin de favoriser des conditions de concurrence équitables, de lutter contre les pratiques commerciales déloyales 50 ou de remédier aux asymétries entre l’UE et les pays tiers en matière d’ouverture du marché dans les secteurs des marchés publics (instrument international pour les marchés publics). En outre, en ce qui concerne les risques liés à la sécurité et à l’ordre public, le règlement de l’UE relatif au filtrage des investissements directs étrangers 51 permet d’évaluer les risques liés à la sécurité de ces investissements. En outre, les accords commerciaux de l’UE visent à promouvoir les investissements dans les énergies renouvelables, notamment par l’accès aux réseaux énergétiques, en vue de diversifier les sources d’approvisionnement et de permettre l’accès au marché dans les pays tiers tout en préservant la sécurité de l’approvisionnement.

Les actions ciblées supplémentaires et complémentaires prévues dans le présent plan d’action permettront d’améliorer encore les chaînes d’approvisionnement des réseaux. Des efforts d’harmonisation de la conception des produits dans l’UE permettraient aux fournisseurs de se concentrer sur la livraison de quantités, au lieu de consacrer du temps et des ressources humaines à la conception et à la fabrication sur mesure. Ces alignements permettraient non seulement d’améliorer l’accès des fournisseurs au marché intérieur, mais aussi d’accroître la concurrence, de réduire les coûts et d’augmenter la production manufacturière avec les mêmes capacités de production.

Action nº 13: le REGRT-E et l’entité des GRD de l’Union collaboreront avec les fournisseurs de technologie pour élaborer des spécifications technologiques communes et améliorer la visibilité des réserves de projets de réseau, afin de faciliter les investissements dans les capacités de production et de sécuriser les chaînes d’approvisionnement

Les normes, qui portent sur l’ensemble de la chaîne de valeur des réseaux et des équipements électriques, sont essentielles pour garantir la sûreté et la sécurité des installations électriques, sécuriser la chaîne d’approvisionnement, assurer l’interopérabilité, permettre les investissements dans le réseau électrique, réduire les coûts et, partant, accélérer le déploiement et la modernisation.

En premier lieu, les spécifications actuelles des appels d’offres des GRT aux fabricants de réseaux sont souvent très personnalisées, ce qui signifie que la chaîne d’approvisionnement doit consacrer d’importants efforts et ressources à la conception de solutions spéciales pour pratiquement chaque GRT en Europe. La collaboration entre les GRT en vue de s’accorder sur des spécifications communes dans leurs demandes permettrait de réduire les coûts, d’accélérer la réalisation des projets, d’augmenter les quantités que les fournisseurs peuvent produire avec les installations de fabrication déjà existantes et de permettre un meilleur accès des fournisseurs de l’UE à d’autres marchés en Europe. De premières tentatives d’accord sur des exigences communes ont été menées, à l’initiative du programme Horizon Europe de l’UE 52 et, dans certains cas, de certains GRT 53 , mais elles sont toujours mises en œuvre de manière divergente par les différents GRT. La nécessité de poursuivre la collaboration à cet égard et de rationaliser les spécifications a été soulignée par le REGRT-E lors des discussions menées dans le cadre de l’événement de haut niveau sur l’avenir de nos réseaux 54 .

La Commission demandera aux organismes européens de normalisation (OEN) de fournir un accord d’atelier, regroupant toutes les parties prenantes (REGRT-E, GRT et fabricants) sur les spécifications communes des produits qui devraient être approuvées d’ici à la fin de l’année 2024. Ces spécifications de produits devraient être énoncées par les GRT de toute l’UE dans leurs propres marchés publics, et les autorités de régulation devraient les encourager dans l’élaboration des tarifs. Ces travaux devraient être étroitement coordonnés avec le groupe de travail du forum de haut niveau sur la normalisation européenne sur le système électrique vert. À l’avenir, si cela est jugé nécessaire, il pourrait s’agir d’une première étape vers l’élaboration de spécifications techniques et, à terme, de normes européennes pour l’ensemble de la chaîne de valeur du réseau électrique.

En coopération avec le groupe de travail susmentionné des OEN, le forum de haut niveau recensera les lacunes en matière de normalisation et proposera une feuille de route d’ici au premier trimestre 2024. L’accent sera mis sur les questions stratégiques à la lumière des tendances actuelles du marché et des affaires, y compris les contraintes géopolitiques, l’incidence sur les entreprises européennes et la facilitation du commerce mondial.

En outre, le REGRT-E et l’entité des GRD de l’Union devraient, en collaboration avec les gestionnaires de réseau, mettre en place, d’ici au quatrième trimestre 2024, des mécanismes permettant de donner aux constructeurs une visibilité accrue dans leurs futurs plans de marchés publics concernant les équipements et les systèmes à tous les niveaux de tension. Cette action pourrait aider les fabricants de technologies de réseau à mieux préparer leurs capacités de production et leur main-d’œuvre qualifiée et/ou à planifier leurs créneaux de production afin de répondre en temps utile aux besoins d’expansion du réseau. Les goulets d’étranglement potentiels dans les chaînes d’approvisionnement en technologies pourraient ainsi être évités. Cette action devrait s’inspirer de la plateforme numérique interactive de l’UE sur laquelle sera publiée la planification des enchères des États membres, comme annoncé dans le plan d’action de l’UE en matière d’énergie éolienne.

Action nº 14: la Commission œuvrera en faveur d’exigences techniques communes pour le raccordement d’installations de production et de consommation

Les spécifications définies pour le raccordement des nouvelles installations de production et de consommation ont des répercussions importantes sur la conception de produits et les exigences y afférentes. Aujourd’hui, ces exigences techniques divergent considérablement dans toute l’Europe, ce qui oblige les fabricants à s’adapter à ces demandes au niveau local et leur complique l’accès au marché unique de l’UE. D’ici à 2025, la Commission évaluera et proposera des mesures afin de favoriser des exigences techniques communes dans les révisions des codes de réseau relatifs aux exigences pour les producteurs et le code de raccordement des installations de consommation, afin de s’assurer que les fabricants peuvent pleinement bénéficier de l’accès au marché unique.

1.CONCLUSION

Les réseaux électriques constituent une véritable réussite européenne sur le plan de l’intégration, de la coopération et du soutien mutuel. Le rôle indispensable des réseaux électriques dans la transition énergétique fait qu’il est de la plus haute importance de veiller à ce que les bonnes incitations soient mises en place et à ce que les obstacles et les risques inutiles soient réduits. La modernisation, l’expansion et l’amélioration de l’intelligence des réseaux sont indispensables, tant au niveau du transport que, de plus en plus, au niveau de la distribution, pour permettre la transition énergétique dans tous les secteurs de l’économie. Les réseaux doivent être prêts à répondre aux besoins des nouveaux systèmes, notamment en intégrant les énergies renouvelables et la demande flexible. Ces défis en matière de développement des réseaux se traduisent par d’importants besoins d’investissement qui s’élèvent à un demi-billion d’euros d’ici à 2030.

Le présent plan d’action européen pour les réseaux définit un certain nombre de mesures interdépendantes qui peuvent être mises en œuvre au cours des 18 prochains mois afin de fournir un cadre d’investissement adéquat pour les réseaux. Par exemple, une planification fiable et de qualité du réseau, associée à un cadre propice aux investissements anticipatifs dans les zones ayant des projets fermes de déploiement d’énergies renouvelables, d’électromobilité ou de pompes à chaleur, ainsi qu’à des procédures simplifiées d’octroi des permis pour ces projets de réseau, peut augmenter considérablement les capacités d’accueil du réseau pour les nouvelles énergies renouvelables et les sources de flexibilité pour le système.

Si les actions recensées doivent être lancées dans le calendrier proposé par les organisations respectives, elles ne peuvent produire leur plein effet que par une mobilisation forte et à long terme de tous les acteurs concernés, publics et privés, afin qu’ils collaborent à leur mise en œuvre. Ce n’est qu’en travaillant ensemble qu’il sera possible de maintenir l’élan et de faire en sorte que nos réseaux soient à la hauteur du défi.

C’est pourquoi la Commission mettra en place, dans le cadre du forum de Copenhague sur les infrastructures énergétiques, une plateforme spécifique, en collaboration avec les États membres, l’ACER, le REGRT-E et l’entité des GRD de l’Union, la BEI, les fabricants et les ONG, afin de suivre régulièrement les progrès et de faire rapport, lors de la réunion annuelle du forum, sur la mise en œuvre du présent plan d’action.

ANNEXE I – LE PLAN D’ACTION EN FAVEUR DES RÉSEAUX EUROPÉENS EN BREF

CATÉGORIE	ACTIONS	CALENDRIER
Accélérer la mise en œuvre des PIC et élaborer de nouveaux projets	1.La Commission, les États membres et les GRT renforceront leur soutien à la préparation des PIC et des PIM, à l’accélération de leur mise en œuvre et à leur financement.	À partir de 2024
Améliorer la planification à long terme du réseau en vue d’augmenter la part des énergies renouvelables et d’accroître l’électrification	2.Le REGRT-E améliorera la planification descendante à l’horizon 2050 en intégrant le recensement des besoins des systèmes en mer et à terre et en tenant compte de l’hydrogène	À partir du 1er trimestre 2024
	3.L’entité des GRD de l’Union soutiendra la planification du réseau des GRD en cartographiant les plans de développement de la distribution existants et leurs caractéristiques	Mi-2024
Introduire des incitations réglementaires pour le développement de réseaux tournés vers l’avenir	4.La Commission proposera des principes directeurs définissant les conditions dans lesquelles des investissements anticipatifs dans les projets de réseau devraient être accordés	1er trimestre 2025
	5.La Commission publiera des orientations sur le partage transfrontière des coûts pour les projets en mer	Mi-2024
Inciter à une meilleure utilisation des réseaux	6.Le REGRT-E et l’entité des GRD de l’Union se mettront d’accord sur des définitions harmonisées de la capacité d’hébergement du réseau disponible pour les gestionnaires de réseau et établiront une vue d’ensemble à l’échelle de l’UE	Dès l’adoption
	7.Le REGRT-E et l’entité des GRD de l’Union favoriseront l’adoption de réseaux intelligents, l’efficacité des réseaux et les technologies innovantes	4e trimestre 2024
	8.L’ACER, dans son prochain rapport sur les tarifs, recommandera de bonnes pratiques relatives à la promotion des réseaux intelligents et des technologies d’efficacité des réseaux à travers l’élaboration des tarifs, en mettant l’accent sur la prise en compte des dépenses d’exploitation, en plus des dépenses en capital, et sur le partage des bénéfices	1er trimestre 2025
Améliorer l’accès au financement	9.La Commission recensera des modèles de financement adaptés et renforcera le dialogue pour lever les obstacles au financement	Dès l’adoption
	10.La Commission accroîtra la visibilité sur les possibilités offertes par les programmes de financement de l’UE en faveur des réseaux intelligents et de la modernisation des réseaux de distribution	À partir du 1er trimestre 2024
Accélérer le déploiement au moyen de procédures d’octroi de permis plus rapides et grâce à l’engagement du public	11.La Commission soutiendra l’accélération de l’octroi des permis en fournissant des conseils et une assistance technique sur la manière de mettre en œuvre les outils législatifs existants et les États membres mettront en œuvre des mesures d’accélération	2024-2025
	12.La Commission lancera un pacte de mobilisation pour une participation précoce, régulière et significative des parties prenantes et un soutien réglementaire	Dès l’adoption
Renforcer les chaînes d’approvisionnement des réseaux	13.Le REGRT-E et l’entité des GRD de l’Union collaboreront avec les fournisseurs de technologie pour élaborer des spécifications technologiques communes et améliorer la visibilité des réserves de projets de réseau, afin de faciliter les investissements dans les capacités de production et de sécuriser les chaînes d’approvisionnement	4e trimestre 2024
	14.La Commission œuvrera en faveur d’exigences techniques communes pour le raccordement d’installations de production et de consommation	D’ici à 2025

ANNEXE II – UN PACTE DE MOBILISATION

Garantir une participation précoce, régulière et significative des parties prenantes au développement des réseaux

La pierre angulaire de notre transition énergétique et de notre reprise économique sera un système électrique dans lequel les énergies renouvelables contribueront à environ la moitié de la production en 2030 et qui sera entièrement décarboné bien avant 2050. Nous allons pour cela déployer des capacités de production d’énergie renouvelable à un rythme beaucoup plus soutenu qu’aujourd’hui, ce qui nécessitera une infrastructure européenne intégrée et interconnectée. L’accélération du développement des réseaux électriques parallèlement à l’augmentation massive des énergies renouvelables est donc essentielle pour que l’Europe maîtrise sa sécurité énergétique et ses ambitions en matière de climat.

Aucun de ces objectifs ne peut être atteint de manière isolée ou au détriment de la protection environnementale de nos habitats les plus vulnérables. Le règlement RTE-E révisé continuera à servir de cadre d’orientation pour le recensement et l’élaboration de projets d’intérêt commun (PIC), là où cela se révèle nécessaire, le cas échéant, pour raccorder les installations de consommation et de production à travers l’Europe. Les processus décisionnels, que ce soit au stade de la sélection du label PIC ou plus tard, lors du tracé sur le terrain et de la construction, ont été renforcés afin d’être plus inclusifs, plus transparents et plus responsables vis-à-vis des opinions et des besoins des communautés affectées par la construction. Bien que les bonnes pratiques soient encouragées et partagées par les promoteurs de projets, des retards dans le développement du réseau, tant au niveau du transport que de la distribution, se produisent encore en raison du manque d’acceptation au sein des communautés affectées par les projets d’infrastructure énergétique. Quantifier et monétiser les avantages d’une mobilisation réussie des parties prenantes et de la prévention des retards peut se révéler difficile dans un cadre réglementaire pour la construction d’infrastructures qui s’avère complexe du fait du nombre de juridictions et de compétences concernées. Il est nécessaire de renforcer le cadre de participation du public en vue de parvenir à un effort collectif régulier et significatif, qui suscite la confiance et la participation au développement du réseau, atténue l’incidence des projets sur les communautés et la nature, redistribue les bénéfices et renforce la protection de la nature.

Dans sa communication «Le chaînon manquant des réseaux: un plan d’action de l’UE pour les réseaux», la Commission annonce le lancement d’un pacte de mobilisation propice à la participation précoce, régulière et significative des parties prenantes au développement des réseaux, avec les États membres, l’ACER et les autorités de régulation nationales, le REGRT-E et les gestionnaires de réseaux de transport, l’entité des GRD de l’Union et les gestionnaires de réseaux de distribution, les promoteurs de projets et la société civile, en appelant:

1.à élaborer et mettre en œuvre des campagnes de communication, au niveau national et européen, sur le rôle clé des réseaux de transport et de distribution en tant que catalyseurs de la transition énergétique;

2.à un effort conjoint de coopération, entre les autorités nationales et locales, pour assurer la bonne mise en œuvre des dispositions relatives à l’octroi des permis pour les projets de réseaux et d’énergies renouvelables et des bonnes pratiques adoptées et/ou recommandées au niveau local, national et européen;

3.à un engagement des États membres à renforcer leur participation aux forums de coopération régionale tels que les groupes de haut niveau établis afin d’accélérer la mise en œuvre des PIC, en donnant la priorité aux PIC les plus mûrs et les plus concrets. Ce travail devra impliquer les gestionnaires de réseaux de transport et les promoteurs de projets, ainsi que les régulateurs nationaux et les parties prenantes;

4.à un dialogue ouvert entre les ministères, les autorités de régulation et les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution en vue d’un soutien réglementaire adéquat pour des activités de mobilisation des parties prenantes précoces, régulières et significatives, sur la base de chapitres dédiés à la participation des parties prenantes accompagnant les plans d’investissement dans le réseau;

5.à mettre en place les conditions organisationnelles requises pour toutes les parties associées aux processus d’octroi des permis ou de mobilisation des parties prenantes, à la hauteur des besoins importants de déploiement du réseau.

La Commission travaillera en étroite collaboration avec toutes les parties adhérant au pacte de mobilisation au sein des forums de coopération appropriés liés au réseau, tels que les journées de l’énergie des PIC, le forum sur les infrastructures énergétiques (forum de Copenhague) et la plateforme des autorités nationales compétentes (plateforme ANC), afin de soutenir la mise en œuvre des quatre piliers du pacte. Dans le cadre de ces enceintes, la Commission suivra également les progrès réalisés par ces initiatives et encouragera l’échange de pratiques, ce qui incitera toutes les parties à redoubler d’efforts pour développer et maintenir des processus de mobilisation à la hauteur du défi que représente le réseau de l’UE.

La Commission invite les États membres, les autorités de régulation nationales, les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution, les promoteurs de projets et la société civile à adhérer au pacte de mobilisation et à contribuer, par leurs actions collectives, à la mise en place d’un cadre propice à la participation précoce, régulière et significative des parties prenantes au développement des réseaux. 

(1)

  https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/fr/speech_23_4377 (en anglais). 

(2)

Article 2, paragraphe 11, du règlement (UE) 2018/1999 sur la gouvernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climat.

(3)

En janvier 2023, les États membres se sont accordés, au niveau régional, sur des ambitions communes conduisant à des objectifs cumulés en mer d’environ 111 GW d’ici à 2030 et 317 GW d’ici à 2050. Ce chiffre est à comparer aux quelque 971 MW de capacité totale installée à terre et en mer en 2023 (estimations de la Commission de 971,452 MW basées sur les données par pays de la plateforme pour la transparence de l’information du REGRT-E ).

(4)

  System needs study – Opportunities for a more efficient European power system in 2030 and 2040 , TYNDP 2022, REGRT-E, mai 2023.

(5)

Rapport de la Commission Promotion de l’électromobilité au moyen de la politique immobilière , février 2023.

(6)

Voir le projet Connecting the dots, mené par Eurelectric en coopération avec E.DSO. La part des réseaux dans le coût total de la fourniture d’énergie est passée de 27 % en moyenne au cours de la décennie précédente à 37 % au cours de la décennie actuelle — voir le document de travail des services de la Commission Investment needs assessment SWD(2023) 68 final.

(7)

  Implementing the REPower EU Action Plan , SWD(2022) 230 final.

(8)

  Electricity Grids and Secure Energy Transitions , AIE, octobre 2023.

(9)

  https://www.consilium.europa.eu/fr/press/press-releases/2023/10/09/renewable-energy-council-adopts-new-rules/ . 

(10)

  Règlement (UE) 2019/943 et directive (UE) 2019/944 .

(11)

  https://www.ft.com/content/4c843612-1890-49bb-83eb-ddbe4495d6c9 . 

(12)

  Conclusions de la conférence sur l’avenir de l’Europe , proposition nº 3 relative au changement climatique, à l’énergie et aux transports, mesure nº 4 (p. 47).

(13)

  https://energy.ec.europa.eu/topics/infrastructure/energy-infrastructure-forum_en (en anglais).

(14)

  Https://energy.ec.europa.eu/topics/infrastructure/projects-common-interest/pci-energy-days_en (en anglais).

(15)

2023: https://www.pcisummit.eu/live-stream/ ; 2022: https://www.sincrogrid.eu/en/News/ArticleID/442/Recordings-of-the-Smart-Grid-PCIs-Summit . 

(16)

  https://www.entsoe.eu/eugridforum/ . 

(17)

  The European Investment Bank’s role in cross-border infrastructure projects , BEI, mai 2023.

(18)

Les PIM relieront les États membres de l’UE aux pays voisins, contribuant ainsi aux objectifs de l’Union en matière d’énergie et de climat à l’horizon 2030. Ces projets peuvent par exemple soutenir les engagements des parties contractantes de la Communauté de l’énergie en matière de décarbonation.

(19)

Sur la base des plans de relance et de résilience, y compris les chapitres RePowerEU de 21 États membres (HR, EE, EL, HU, IT, PL, RO, MT, AT, ES, SI, SK, CZ, PT, LT, LV, CY, DE, BE, BG, FI).

(20)

La directive RED révisée impose aux États membres de veiller à ce que les points de recharge électrique puissent prendre en charge des fonctionnalités de recharge intelligente et, le cas échéant, de recharge bidirectionnelle, et de mettre en place des mesures visant à garantir que les véhicules électriques (VE) et les batteries peuvent participer de manière non discriminatoire aux services de flexibilité. Le règlement AFIR fixe des objectifs de déploiement contraignants pour les infrastructures de recharge accessibles au public et exige qu’à partir de début 2024, tous les points de recharge accessibles au public, nouveaux ou rénovés, soient capables de recharger de manière intelligente. Les États membres devraient évaluer, d’ici à la fin de 2024, la contribution potentielle de la recharge bidirectionnelle à la réduction des coûts pour l’utilisateur et le système et à l’augmentation de la part de l’électricité renouvelable dans le système électrique et, le cas échéant, devraient prendre les mesures appropriées. Le futur code de réseau sur la flexibilité de la demande, actuellement en cours de rédaction, établira le cadre réglementaire pour la participation de la recharge bidirectionnelle aux services de réseau avec d’autres technologies, afin de fournir de la flexibilité dans le but d’éliminer tous les obstacles réglementaires restants. La Commission vise une adoption du code de réseau dans le courant de l’année 2025.

(21)

Tels que le forum pour des transports durables et le Groupe d’experts sur l’énergie intelligente .

(22)

C/2023/1729 Recommandation de la Commission du 14 mars 2023 relative au stockage de l’énergie .

(23)

Les petits GRD desservant moins de 100 000 clients ou les petits réseaux isolés peuvent être exemptés.

(24)

Estimation de la Commission de 2 558 GRD basée sur les données d’Eurelectric: Distribution grids in Europe, Facts and Figures 2020 , décembre 2020.

(25)

Par exemple, les données de mesure des transformateurs, des onduleurs et des consommateurs au niveau de la basse tension peuvent être utilisées comme données d’entrée dans les calculs de flux de charge, ce qui permet de calculer l’influence des nouveaux raccordements photovoltaïques sur la tension et les charges sur la base des réserves individuelles de la section correspondante du réseau, limitant ainsi la planification du développement du réseau à ce qui est réellement nécessaire ( Distribution grids: The energy transition’s backbone , Geode, mai 2023).

(26)

Voir par exemple ceux étudiés par le Distribution System Operator Observatory 2022 du JRC (chapitre 4.7), JRC, avril 2023.

(27)

  CEER Views on Electricity Distribution Network Development Plans , CEER, novembre 2021.

(28)

 https://energy.ec.europa.eu/system/files/2023-06/Conclusions%209th%20EIF_13%20June%20FINAL.pdf

(29)

  Power System of the Future: Keys to delivering capacity on the distribution grid , Eurelectric, septembre 2023.

(30)

Voir les exemples au niveau de la distribution en Espagne et en République tchèque .

(31)

  CEER Paper on Alternative Connection Agreements , CEER, mai 2023.

(32)

  The benefits of innovative grid technologies , CurrENT, décembre 2021.

(33)

Par exemple, compte tenu des niveaux de tension plus élevés (et du courant plus faible), les pertes de réseau sont moindres en termes relatifs dans les réseaux de transport que dans les réseaux de distribution: environ 0,5 % à 3 % pour le transport, contre 2 à 14 % pour la distribution. Report on Power Losses , CEER, mars 2020

(34)

Clean Energy Technology Observatory: Smart grids in the European Union , Centre commun de recherche, octobre 2023.

(35)

  https://entsoe.eu/Technopedia/ . 

(36)

  Report on regulatory frameworks for European energy networks 2022 , CEER, janvier 2023.

(37)

  Benefit-based incentive regulation to promote efficiency and innovation in addressing system needs , Florence School of Regulation, juin 2023.

(38)

  https://energy.ec.europa.eu/events/9th-energy-infrastructure-forum-2023-06-12_en . 

(39)

  https://www.acer.europa.eu/Publications/ACER_electricity_network_tariff_report.pdf . 

(40)

Le Fonds pour la modernisation utilise une partie des recettes du système d’échange de quotas d’émission de l’UE pour soutenir des investissements dans la modernisation des réseaux énergétiques des 13 États membres de l’UE aux revenus les plus faibles. Au cours de la période 2021-20230, 57 milliards d’euros seront disponibles au titre du FM, dans l’hypothèse d’un prix du SEQE-UE de 75 EUR/tCO₂.

(41)

  Règlement (UE) 2022/2577 du Conseil du 22 décembre 2022 établissant un cadre en vue d’accélérer le déploiement des énergies renouvelables , JO L 335 du 29.12.2022, p. 36.

(42)

  Streamlining environmental assessment procedures for energy infrastructure Projects of Common Interest (PCIs) , Commission européenne, 2013.

(43)

  Les infrastructures de transport d’énergie et la législation européenne sur la conservation de la nature – document d’orientation , Commission européenne, 2018.

(44)

  Règlement (UE) 2021/240 établissant un instrument d’appui technique , JO L 57 du 18.2.2021, p. 1.

(45)

COM(2023) 669 final European Wind Power Action Plan .

(46)

  Directive (UE) 2022/2557 sur la résilience des entités critiques . 

(47)

  Recommandation (UE) 2019/553 de la Commission du 3 avril 2019 relative à la cybersécurité dans le secteur de l’énergie .

(48)

  Directive (UE) 2022/2555 concernant des mesures destinées à assurer un niveau élevé commun de cybersécurité dans l’ensemble de l’Union .

(49)

  Skills needs developments, vocational education and training systems in the changing electricity sector , étude menée par le syndicat européen industriAll, la Fédération syndicale européenne des services publics (FSESP) et Eurelectric, avec le soutien de l’UE.

(50)

Voir l’ouverture récente d’une enquête concernant le commerce des câbles de fibres optiques, dans le JO C2023/891 Avis d’ouverture – Câbles de fibres optiques .

(51)

Règlement (UE) 2019/452 établissant un cadre pour le filtrage des investissements directs étrangers dans l’Union .

(52)

  https://interopera.eu/ . 

(53)

Par exemple, le programme de 2 GW de TenneT pour les réseaux en mer ( https://www.tennet.eu/about-tennet/innovations/2gw-program ).

(54)

  Conclusions de l’événement du REGRT-E «Future of our Grids», troisième séance consacrée au thème «People and procurement».