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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

1.            INTRODUCTION

Au cours des deux dernières décennies, la politique énergétique de l’Europe a systématiquement visé trois objectifs principaux: des prix abordables et compétitifs, un système durable du point de vue de l'environnement et la sécurité d'approvisionnement pour tous. Une bonne intégration du marché intérieur de l’énergie constitue un préalable essentiel pour atteindre ces objectifs d’une manière efficace par rapport aux coûts.

En 2011, les chefs d’État et de gouvernement, reconnaissant l’importance que revêt l'existence d'un marché intérieur de l’énergie, ont clairement fixé à 2014 la date butoir pour l'achèvement de ce marché et souligné qu’aucun État membre de l’UE ne devrait rester à l'écart des réseaux européens de gaz et d’électricité après 2015[1]. Ces objectifs ont souvent été réaffirmés depuis lors et expressément approuvés par l’ensemble des principales parties prenantes, des organisations patronales jusqu'aux associations de consommateurs[2]. L’importance primordiale du secteur de l’énergie pour la compétitivité de l’Europe, le bien‑être de ses citoyens et l’indépendance de son économie signifie que l’UE ne peut pas se permettre d’échouer.[3]

En novembre 2012, la Commission a présenté un compte rendu complet de l’état du marché intérieur de l’énergie, dressant un bilan de ce qui avait été accompli et esquissant pour l'avenir trois grands défis sur lesquels se concentrer[4]. Ces défis, et les actions correspondantes, avaient trait, premièrement, à la nécessité de transposer et de faire appliquer la législation existante ainsi que d'agir en conformité avec ses dispositions; deuxièmement, à la nécessité de préparer nos systèmes énergétiques à une société à faible intensité de carbone; et troisièmement, à placer le consommateur au centre des préoccupations en tant que maillon essentiel de la nécessaire transition, ainsi que bénéficiaire final des efforts de libéralisation. Aujourd'hui, l'heure est venue de faire le bilan des progrès accomplis pour relever ces défis et d'épingler les lacunes des actions menées jusqu'à présent.

En janvier 2014, la Commission a publié un rapport sur les «prix et coûts de l’énergie en Europe», qui fait le constat que les prix de gros de l’électricité ont baissé de manière significative dans l’Union tandis que ceux du gaz sont restés globalement stables depuis 2008[5]. Par contre, les prix au détail de l’énergie ont enregistré une hausse significative en Europe entre 2008 et 2012, en raison notamment de l’augmentation des taxes et prélèvements y afférents, qui représentent une part importante de la facture énergétique de détail[6]. De surcroît, ces prix divergent fortement entre les États membres, ce qui montre bien l'importance de procéder à une évaluation approfondie de leurs interventions et souligne le potentiel et la nécessité d’une plus grande coordination des politiques[7].

La nécessité d'une coordination des politiques à un stade précoce a en outre incité la Commission à proposer, en janvier de cette année, un nouveau cadre d’action en matière de climat et d’énergie pour la période allant jusqu’en 2030. Un marché intérieur de l’énergie compétitif et intégré constitue un élément important de ce cadre en ce qu'il crée, dans de bonnes conditions de coût-efficacité, un environnement propice à la réalisation d'objectifs ambitieux en matière de politique énergétique et climatique, et contribue par là à empêcher que les prix de l’énergie pour les entreprises et les ménages ne soient faussés et à préserver la nécessaire confiance des investisseurs.

Tout récemment, la crise en Ukraine, avec tous les risques qu'elle fait planer sur la sécurité de l’approvisionnement, a montré une fois de plus tout ce que l’UE a à gagner de marchés de l’énergie bien intégrés et interconnectés, disposant de sources d’approvisionnement diversifiées et solidaires en période de crise. Nous devons continuer à mettre l’accent tout à la fois sur la diversification des sources d’approvisionnement en gaz, sur la construction des liaisons manquantes pour raccorder les régions isolées, sur le développement de nos propres ressources énergétiques à faible intensité de carbone et une intégration ‑ sûre et fiable ‑ des énergies renouvelables, sur la création de plateformes de négociation liquides et la suppression des entraves administratives inutiles, sur l'accroissement des investissements dans des réseaux intelligents, ainsi que sur la responsabilisation des consommateurs et sur l’égalité d'application de la législation commune de l’énergie dans toute l’Union. Une coopération régionale est indispensable pour atteindre ces objectifs; ainsi que l'ont montré les crises récentes, agir seul n’est plus une option pour les États membres.

La présente communication souligne que l’UE avance dans la bonne direction. Toutefois, même si nous sommes sur la bonne voie, il est clair que la tâche est loin d'être achevée et qu'un certain nombre de lacunes empêchent le bon fonctionnement du marché. 

2.            L’INTÉGRATION DU MARCHÉ PROGRESSE ET DONNE DES RÉSULTATS CONCRETS

Il ne fait guère de doute que le bon fonctionnement du marché transfrontière de l’énergie est le seul moyen réaliste pour préserver à l’avenir la bonne santé et l'efficience du secteur de l’énergie dans l’UE. Une étude récente commandée par la Commission estime que les retombées économiques nettes de l’achèvement du marché intérieur seraient de l’ordre de 16 à 40 milliards d’euros par an.[8]

2.1         Un marché intégré est indispensable à une décarbonisation efficace et économiquement rationnelle de nos systèmes énergétiques

À l'heure actuelle, 23,5 % de l’électricité produite dans l’Union et 14 % de la consommation finale d’énergie dans tous les secteurs proviennent d’une source d’énergie renouvelable. L’Union européenne est donc en bonne voie pour atteindre son objectif, qui est de tirer 20 % de l'énergie qu'elle consomme de sources renouvelables d’ici 2020, même si des efforts supplémentaires seront nécessaires pour y parvenir. Ces résultats encouragent aussi à poursuivre dans cette voie en se fixant un objectif encore plus ambitieux pour 2030.[9] La Commission a proposé de fixer à au moins 27 % pour l'ensemble de l'UE cette proportion de sources d'énergie renouvelables[10].

À mesure qu'elle augmente, la pénétration des énergies renouvelables soulève également des difficultés. La variabilité et la prévisibilité limitée des énergies solaire et éolienne rendent encore plus nécessaire de stabiliser le réseau. Une bonne intégration des marchés est sans nul doute le meilleur moyen de relever ce défi.[11] Elle permet en effet de relier des zones dont les bouquets énergétiques sont complémentaires et donc de renforcer la résistance du système aux variations de l’offre et de la demande. Le couplage des marchés allemand et français de l’électricité en fournit un exemple éloquent: les flux continus entre les deux côtés de la frontière permettent en effet à l’Allemagne de préserver la stabilité de son système lorsque l'énergie éolienne et l'énergie solaire sont abondantes tout en aidant la France à assurer ses livraisons pendant les périodes de pic de la demande.

Le commerce de l’électricité entre la plupart des États membres de l’UE a augmenté, de même que l’utilisation des interconnexions. En effet, la part des importations dans le total d’électricité disponible à la consommation finale s'est accrue dans 23 États membres entre 2008 et 2012. Malgré cela, ces échanges sont loin d’avoir atteint leur niveau potentiel. Développer davantage ce commerce exige de renforcer la connexion physique de nos marchés, qui demeure insuffisante dans de nombreuses régions de l’UE. Cela oblige également à lever les obstacles au commerce transfrontière qui subsistent, tels que les dernières restrictions limitant les exportations ou les exigences disproportionnées en matière de licences.

Des marchés qui fonctionnent bien peuvent en outre promouvoir et récompenser la flexibilité et l’efficacité énergétique. En effet, si les prix reflètent l’équilibre entre l’offre et la demande et si les consommateurs ont la possibilité d’adapter leur schéma de consommation aux signaux de prix (effacement de consommation), il devient moins coûteux au total d'assurer la sécurité des approvisionnements énergétiques puisqu'il est moins nécessaire de recourir à des capacités de production et de transport supplémentaires onéreuses en période de pointe.

2.2         Un marché intérieur de l'énergie bien connecté est d'une importance primordiale pour la sécurité de l'approvisionnement énergétique

Par rapport à d’autres régions du monde, l’Europe bénéficie traditionnellement d’une sécurité d’approvisionnement en électricité très élevée grâce, entre autres, à la fiabilité de ses réseaux. Comme indiqué plus haut, conserver ce même niveau de stabilité devient plus difficile du fait de la part croissante des énergies renouvelables variables dans le bouquet énergétique. Les réseaux de transport d’électricité de l’Europe doivent être mieux reliés entre eux, et les opérateurs doivent coopérer plus étroitement afin de maintenir le système en équilibre pendant toute la journée. Un plus grand espace connecté permettra de mieux contrebalancer la variabilité des sources d’énergie renouvelables. À cet égard, l’Europe doit continuer de parer aux conséquences des flux d’énergie non concertés («flux de bouclage») sur l’intégration du marché transfrontière, qui posent encore problème dans certaines régions d’Europe centrale et orientale.

En ce qui concerne le gaz, il est encore plus évident qu’un marché intérieur compétitif et intégré est fondamental pour assurer à l’Europe un niveau élevé de sécurité d’approvisionnement. La crise en Ukraine de cette année a replacé la question de la sécurité et de la dépendance énergétiques au rang des priorités de l’UE. Faisant suite aux conclusions du Conseil européen du 21 mars 2014, la Commission a présenté une étude approfondie et un plan global de réduction de la dépendance énergétique de l’UE[12]. Mettre fin à l’isolement des États membres qui aujourd’hui sont entièrement tributaires d’un seul fournisseur extérieur reste aussi une priorité à cet égard.

Globalement, la situation en matière de sécurité d’approvisionnement en gaz en Europe s’est considérablement améliorée au cours des cinq dernières années. La solidité de cette sécurité a déjà été testée. Alors que les mois de février 2012 et mars 2013 ont été beaucoup plus froids que prévu, les marchés ont continué de bien fonctionner, acheminant le gaz là où il était le plus demandé et empêchant l'apparition de pénuries partout en Europe. Même si une rupture majeure de l’approvisionnement devait survenir, l’Europe est aujourd’hui dans une situation bien meilleure qu’il y a cinq ans. Depuis l’adoption du règlement sur la sécurité de l’approvisionnement[13], les États membres ont accru leurs efforts et investi dans des réseaux plus souples de gazoducs, de plus grandes capacités de stockage, une meilleure préparation aux situations d’urgence ainsi que des plans d’intervention et une coordination renforcés.

Le niveau de sécurité de l’approvisionnement en gaz de l’Europe va encore s'élever, sous l'effet par exemple de l’ouverture du «corridor sud», qui permettra l'acheminement du gaz d’Azerbaïdjan sur les marchés européens, et de la construction de certains maillons manquants ainsi que de terminaux GNL, notamment en région baltique et en Pologne. Ces investissements démontrent qu’un marché intégré de 500 millions de consommateurs, avec une consommation annuelle de 480 milliards de m³, reste un lieu attrayant pour les investisseurs comme pour les producteurs de gaz. Malgré cela, les investissements ne suffisent pas pour garantir un niveau adéquat de sécurité d’approvisionnement ni aujourd’hui ni à l’avenir. Pour garantir l'approvisionnement, le marché du gaz de l’UE doit être un lieu où les acteurs du marché peuvent avoir confiance dans le fait qu’ils seront traités de manière équitable sur la base d’un cadre juridique transparent et stable. Pour pouvoir continuer à bénéficier de la sécurité d’approvisionnement élevée à laquelle l’UE est habituée et contenir les coûts, les États membres doivent s'engager véritablement en faveur du marché intérieur, en en faisant respecter le cadre juridique[14] et en encourageant les investissements adéquats.

2.3         Des marchés concurrentiels sont la garantie de prix compétitifs et d'une réduction des coûts systémiques

Le renforcement de la concurrence sur le marché de gros a eu un impact significatif sur les prix. Les prix de gros ont considérablement diminué dans le secteur de l’électricité, entre 35 % et 45 % au cours de la période comprise entre 2008 et 2012[15], tandis qu'ils restaient stables pour le gaz. Les interconnexions sont utilisées de manière plus efficace, et une réglementation améliorée permet de choisir la solution offrant le meilleur rapport coût‑efficacité quand il s'agit de décider quelles centrales électriques doivent produire à quel moment. De plus, les coûts systémiques sont nettement inférieurs dans un marché intégré[16].

En ce qui concerne le gaz, la diversification des sources d’approvisionnement, en particulier dans la partie occidentale du continent, a permis à l’Europe de profiter des bas prix d’importation du gaz naturel liquéfié (GNL) entre 2007 et 2010. Plusieurs contrats à long terme ont été en partie renégociés, et à des degrés divers, avec les fournisseurs traditionnels de l’Europe, en particulier dans les zones où existent d'autres possibilités d’approvisionnement. Ces renégociations ont contribué à leur tour à réduire l’importance du lien, aujourd'hui dépassé, avec les prix du pétrole dans les contrats de fourniture de gaz.

Bien que les prix du GNL aient augmenté en raison de la hausse de la demande asiatique qui a suivi l'accident de Fukushima, les prix sur les plateformes de négoce du gaz en Europe sont restés sous contrôle. Et alors que les éléments essentiels au fonctionnement d'une telle plateforme n'étaient disponibles jusqu’à présent que dans le nord-ouest de l'Europe, on assiste depuis deux ans à une évolution positive importante, en Italie par exemple, ainsi qu'en Pologne et en République tchèque. Des places de marché transparentes et bien organisées qui fonctionnent selon le même ensemble de règles simples et harmonisées dans toute l’Europe facilitent grandement le commerce et le transport transfrontières de gaz pour les vendeurs.

Les plateformes de négoce et bourses d'électricité ne favorisent pas seulement le commerce, elles fournissent aussi des informations importantes sur la valeur du produit vendu. Qu'il s'agisse de gaz ou d’électricité, le prix sur la plateforme ou à la bourse d'électricité indique à quel endroit la demande est forte et l’offre faible, ou vice-versa. À court terme, ces signaux de prix permettent une répartition économiquement rationnelle des livraisons de gaz et d'électricité. En conséquence, l'infrastructure transfrontière est utilisée aujourd’hui d’une façon beaucoup plus efficiente qu’auparavant et les erreurs d'aiguillage sur le plan économique ne se produisent pratiquement plus.[17] À plus long terme, ces signaux de prix sont essentiels pour savoir s'il est censé d'investir dans de nouvelles interconnexions ou capacités de production.[18]

En d’autres termes, les signaux de prix contribuent à une utilisation optimale des infrastructures existantes et orientent l'investissement vers les projets les plus rationnels économiquement pour l’avenir, permettant de contenir les prix de gros aujourd’hui et, en même temps, de conserver un système énergétique qui ne coûte pas trop cher pendant que se poursuivent la modernisation et la «décarbonisation» du secteur de l’énergie.

Cependant, bien que l’évolution des prix sur les marchés de gros soit encourageante, les consommateurs n'en tirent pas directement profit. Une partie importante et croissante[19] des factures d’énergie de détail dans l’UE consiste en taxes et prélèvements supplémentaires. Dans la plupart des régions d’Europe, les marchés de détail restent organisés sur le mode de flux d’énergie unidirectionnels circulant entre une production centralisée de grande capacité et une multitude de consommateurs individuels. Mais à mesure que les nouvelles technologies telles que les compteurs intelligents, la domotique et la production à petite échelle deviennent accessibles à tous, il devient possible, et nécessaire, de permettre aux consommateurs de prendre en main leur facture énergétique, tout en facilitant l’intégration des énergies renouvelables dans le réseau de distribution et en accroissant son efficacité.[20]

3.            L’INTÉGRATION DU MARCHÉ NÉCESSITE DAVANTAGE DE RÉSEAUX ET DES RÈGLES TRANSPARENTES, SIMPLES ET SOLIDES

Bien que des progrès importants aient été accomplis, il reste encore beaucoup à faire. Pour que le gaz et l'électricité puissent être échangés et transportés sans heurts d'un État membre à l'autre, il faut, d'une part, des câbles et des pipelines (le «matériel») et, d’autre part, un cadre réglementaire clair, appliqué par tous (le «logiciel»). Or, les réseaux de transport, ainsi que les cadres réglementaires, se sont développés au niveau national dans la perspective, compréhensible, d'une optimisation du système national. Ces réseaux et ces cadres doivent à présent fusionner et se fondre dans des systèmes régionaux et à l'échelle de l'Union.

3.1         Sur le matériel: investir dans les réseaux du futur

Sans le matériel, le logiciel ne donne rien, et les marchés de l’énergie ne peuvent fonctionner que s’ils sont bien connectés. Ces dernières années ont vu progresser la réalisation d’investissements, notamment dans les infrastructures de transport et plus particulièrement dans les pays disposant d'un cadre réglementaire stable[21]. Un système énergétique dans lequel les États membres s'efforcent d’être autosuffisants au niveau de leur production de gaz et d’électricité n’est plus pertinent ni efficace.

3.1.1     Des progrès sensibles

Grâce à l’application rigoureuse des dispositions du troisième paquet «énergie», notamment des règles de dissociation et de celles prévoyant l’élaboration de plans de développement de réseau à 10 ans, les conditions qui règnent aujourd’hui en matière d'investissement font que les lignes qui sont en cours de construction sont aussi celles qui sont le plus nécessaires. Ce troisième train de législation a rendu moins facile et moins tentant pour les opérateurs de revenir à un comportement discriminatoire ou de suspendre la réalisation d’infrastructures importantes. Aujourd’hui, 96 des quelque 100 gestionnaires de réseau de transport (GRT) en Europe sont certifiés comme se conformant à l’un des modèles de dissociation du troisième paquet «énergie»[22]. La Commission continuera de suivre la situation et en même temps de s'assurer que les règles de concurrence de l’UE sont respectées. 

Les infrastructures énergétiques stratégiques requièrent davantage d'investissements, et l’Europe peut apporter son aide aux réalisations importantes, tant sur le plan financier que sur le plan administratif. Ainsi, la Commission a proposé, en mai 2014, d’étendre l’objectif d’interconnexion qui est actuellement de 10 % à 15 % d’ici 2030.[23] Pour l'instant, le niveau moyen d’interconnexion s'établit à 8 % environ. En outre, en octobre 2013, la Commission a adopté une première liste de 248 projets d’intérêt commun («PIC») de l’Union, qui doivent être réalisés d'urgence pour renforcer encore l’intégration du marché. Les trois quarts de ces projets devraient être achevés d’ici à 2020.

La désignation en tant que projet d’intérêt commun permet de bénéficier de procédures plus rapides et efficaces de délivrance des autorisations. Par ailleurs, un tel projet peut obtenir un concours financier de l’Union européenne dans le cadre du «mécanisme pour l’interconnexion en Europe». Un montant de 5,85 milliards d’euros a été affecté aux infrastructures énergétiques[24],[25].

Le programme énergétique européen pour la relance (PEER) de 2010 et sa mise en œuvre ont déjà montré que le consensus politique et des financements ciblés de l’UE peuvent faire une vraie différence, en accélérant la réalisation de projets d’infrastructures essentiels, et stimuler ainsi non seulement les marchés de l’énergie mais aussi l’activité en général. Ce programme a permis la réalisation de plusieurs projets de capacité rebours en Europe centrale et orientale, par exemple entre l’Allemagne et la Pologne, ce qui a rendu le système gazier européen plus résistant à d'éventuels chocs d’approvisionnement.

En outre, de nombreux maillons manquants ont déjà été ajoutés, comme le câblage électrique entre l’Estonie et la Finlande ou entre le Royaume-Uni et l’Irlande. D’autres projets très importants sont en cours de réalisation, tels que les terminaux GNL en Pologne et en Lituanie, l’interconnexion électrique entre la Suède et la Lituanie ou l’interconnecteur gazier à la frontière hongro-slovaque.

3.1.2 Il est urgent de construire de nouvelles infrastructures

Pour préparer nos réseaux de gaz et d’électricité à affronter l’avenir, nous devons renforcer les infrastructures de transport existantes (gazoducs et câblage électrique) à l'intérieur des différents marchés et entre les marchés. Dans le secteur du gaz, les investissements doivent avoir pour objet principal et prioritaire de mettre fin à l’isolement des États baltes et de diversifier les sources d’approvisionnement dans de nombreux États membres d'Europe centrale et d'Europe du Sud-Est.

Parmi les marchés souffrant de capacités de transport d’électricité insuffisantes au niveau interne figurent l’Allemagne et les connexions entre les États baltes. Par ailleurs, l'amélioration de la connexion des réseaux électriques de la péninsule ibérique, de la région de la mer Baltique et de l’Irlande et du Royaume-Uni avec le continent reste une priorité. La construction d’un réseau électrique intégré dans les mers septentrionales, ainsi que d'autoroutes de l’électricité permettant d'intégrer dans le réseau électrique, d'une manière optimale au regard des coûts, l'importante production d'énergie renouvelable de l’UE en mer et sur terre, constitue un autre défi de taille. En outre, pour que les réseaux de transport d’électricité puissent faire face aux défis de demain, il faut les rendre «intelligents». En ce qui concerne plus particulièrement la distribution, les investissements dans les compteurs intelligents et la production locale doivent s’accompagner d’investissements qui permettent aux GRD de gérer le réseau de manière plus intelligente et plus efficiente. Les réseaux intelligents offrent également au secteur privé une occasion unique de développer des solutions techniques et des produits innovants de réseautique ou de domotique: c’est traditionnellement un point fort des entreprises de l’UE.

Étant donné que le gros des investissements à réaliser dans les réseaux électriques ne proviendra pas de fonds publics, il convient d'améliorer encore le climat d’investissement. Aussi, l’accès au financement demeure un problème persistant pour le développement des infrastructures dans l’UE. Les investissements dans les infrastructures énergétiques s'effectuent sous la forme de projets à forte intensité de capital, qui exigent un environnement réglementaire stable et prévisible. Les investisseurs restant peu enclins au risque, l’absence de cadre réglementaire stable peut ébranler leur confiance. Les travaux en cours en vue d'élaborer des règles communes à l'échelon de l'UE pour la tarification du transport de gaz, ainsi que l'habitude qu'ont prise les ARN et la Commission d'établir des régimes individualisés pour de nouveaux projets de grande envergure, comme le gazoduc transadriatique (TAP) ou Eleclink, vont dans la bonne direction mais demandent à être développés.

Les États membres doivent mettre en œuvre le règlement RTE-E pour désigner et réaliser les projets d’intérêt commun les plus importants. Les retards actuels dans cette mise en œuvre, notamment dans la désignation de points de contact uniques pour l’octroi des autorisations, sont inacceptables. Outre la construction de nouvelles infrastructures, il faut que les infrastructures existantes soient utilisées de manière efficiente et dans le souci d'assurer la sécurité d’approvisionnement. Sur ce point, la Commission n'ignore pas que les taux d’utilisation pour les terminaux GNL ont fortement baissé au cours des dernières années et des derniers mois, mettant le secteur en difficulté. Quant à l’exploitation commerciale des installations de stockage de gaz, elle semble elle aussi suivre une courbe descendante, alors même que les niveaux de stockage enregistrés en août 2014 atteignent des records. Les aléas du marché exposent indubitablement les gestionnaires d'installations de stockage et de GNL à des risques commerciaux accrus. Une évaluation des effets potentiels de cette évolution sur la sécurité d’approvisionnement à long terme s'impose.

3.2         Sur le «logiciel»: il faut des règles transparentes, simples et robustes

À l'heure où les marchés de gros de l’électricité et du gaz tendent à dépasser les frontières nationales et où les entreprises du secteur énergétique étendent leur champ d'action au-delà de leur marché d'origine, l’intégration du marché ne doit pas être freinée par une réglementation et une surveillance réglementaire focalisées sur le marché national. La multiplicité des régimes nationaux et la fréquence des modifications apportées au cadre réglementaire dans certains États membres ont créé des coûts administratifs et des coûts de transaction inutiles, sans offrir d'assise solide aux investissements nécessaires.

Le troisième paquet «énergie» prévoit la mise en place d’un cadre juridique harmonisé au niveau européen, qui commence à prendre forme grâce aux efforts de coopération déployés à l'échelon européen par les administrations nationales, les autorités de régulation de l’énergie [sous l’égide de l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER)] et les gestionnaires de réseau [associés au sein des réseaux européens des gestionnaires de réseau de transport pour le gaz et l’électricité (ci-après dénommés les «REGRT»)].

Ces règles européennes contraignantes, dénommées codes de réseau, sont élaborées, adoptées et de plus en plus largement appliquées pour assurer le fonctionnement pratique au jour le jour des marchés de gros du gaz et de l’électricité. Elles ne produisent peut-être pas d'effets aussi immédiatement perceptibles qu’une nouvelle interconnexion, mais elles constituent une avancée fondamentale pour favoriser les échanges transfrontières de gaz et d’électricité. Les progrès réalisés présentent toutefois des divergences entre les secteurs du gaz et de l’électricité ainsi qu’entre les régions, et de nouveaux défis se dessinent.

3.2.1 De grands progrès ont déjà été réalisés mais un certain nombre de défis subsistent

Pour que le marché puisse prendre son essor, il est impératif que tous les acteurs du marché aient accès aux infrastructures de gaz et d’électricité existantes sur une base non discriminatoire et à un tarif équitable. La priorité a donc été donnée à l’attribution des capacités et à la gestion de la congestion des réseaux, et notamment des interconnexions. Des projets pilotes et une mise en œuvre précoce au niveau régional ont montré la voie à suivre.

Un excellent exemple de cette coopération régionale réside dans la création, en février 2014, par les gestionnaires de réseau d'électricité et les bourses d’électricité de quatorze États membres[26], d'un mécanisme appelé «couplage du marché à un jour», qui gère les flux transfrontières d’électricité de manière optimale en lissant les différences de prix depuis les États baltes jusqu'à la péninsule ibérique[27]. Depuis mai 2014, le marché du sud-ouest de l’Europe, à savoir l’Espagne et le Portugal, est également couplé à celui de l’Europe du Nord-Ouest. La Hongrie, la Slovaquie et la République tchèque ont quant à elles procédé au couplage de leurs marchés, qu'elles ambitionnent de coupler à terme au vaste marché de l’ouest. Une conception du marché qui tienne mieux compte des goulets d’étranglement physiques réels permettrait d’améliorer encore les signaux d’investissement et l'efficacité opérationnelle. Dans le secteur du gaz, un exemple de même portée réside dans la mise en place de la plateforme PRISMA en 2013, sur laquelle les capacités d’interconnexion des réseaux de 28 GRT assurant le transport de 70 % du gaz européen sont mises aux enchères d’une façon transparente et uniforme[28].

Pour le gaz, les règles sont désormais officialisées par un premier ensemble de codes de réseau juridiquement contraignants. En ce qui concerne l’électricité, l’adoption d'une première série de codes devrait intervenir dans le courant de cette année. Il faudra ensuite s'attacher à faciliter les échanges à court terme et à développer les marchés des services auxiliaires en vue de permettre la participation de nouveaux acteurs, notamment des producteurs d’énergie renouvelable. Dès lors que nos systèmes énergétiques doivent devenir plus souples pour intégrer l’énergie solaire et éolienne, il importe de développer des marchés à court terme permettant aux acheteurs et aux vendeurs d'adapter leurs achats de gaz et d’électricité de manière continue et en temps réel au cours d'une même journée, de manière à pouvoir acheter à bref délai ou vendre des excédents imprévus. À cet effet, l’évolution des interactions entre GRT et GRD, à mesure que les réseaux d’électricité deviennent plus intelligents, est un élément dont il faut tenir compte. Les marchés d’équilibrage transfrontières jouent également un rôle essentiel pour le partage efficace des ressources d’équilibrage entre les pays de manière à accroître la sécurité d’approvisionnement et à réduire les coûts d’équilibrage pour le système. Dans le secteur du gaz, un code de réseau a été adopté, qui harmonise au niveau de l’UE les responsabilités et les droits des différents acteurs et régit les échanges sur les marchés d’équilibrage. Dans le secteur de l’électricité, une première série de règles minimales est en préparation pour unifier les multiples régimes d’équilibrage nationaux.

L'amélioration des règles d’exploitation pour les réseaux de gaz et d’électricité est en cours. Il s'agit de normaliser les protocoles d'interaction entre GRT, tant dans des conditions normales qu'en cas de pressions sur le système et en situation d’urgence. L’objectif consiste à simplifier les processus et à les rendre plus robustes. Lorsque le système fonctionnera, il apportera davantage de sécurité aux consommateurs et donnera de meilleures assurances aux investisseurs. Un défi important, mais souvent sous-estimé, pour assurer la sûreté et la sécurité d'approvisionnement en gaz des citoyens et des entreprises de l’UE à long terme tient à la fluctuation des qualités de gaz en raison de l'arrivée de nouveaux fournisseurs et de la structure variable des flux. Les États membres devraient continuer à analyser et à communiquer scrupuleusement l’évolution des qualités de gaz.

Enfin, la transparence a été considérablement améliorée à de nombreux égards. La surveillance réglementaire visant à garantir l’intégrité des marchés et à éviter les abus de marché a été renforcée grâce à l’application des règles établies par le règlement REMIT de 2011[29]. Le REGRT-E mettra en place d’ici au début de 2015 une plateforme centrale pour la transparence des informations, sur laquelle seront publiées les données relatives aux marchés de l’électricité[30]. Les acteurs du marché et les investisseurs ont besoin de ces données pour prendre leurs décisions en matière d'échanges à court terme et d’investissement à long terme. Il est de la plus haute importance que les autorités de régulation et l’ACER surveillent étroitement les échanges car les consommateurs et les décideurs doivent avoir l'assurance que les prix ne sont pas manipulés à l’avantage de certains mais au détriment des consommateurs. Au Royaume-Uni, l’enquête annoncée par l'Ofgem, l'autorité de régulation de l’énergie, est un bon exemple[31]. Il importe que l’ACER et les ARN disposent des ressources nécessaires pour mener à bien efficacement ces nouvelles tâches importantes, en étroite coopération avec les autorités de surveillance des marchés financiers et les autorités de la concurrence.

3.2.2 Il est nécessaire d'adopter de nouveaux codes de réseau et d'en améliorer la mise en œuvre

Il faut poursuivre et amplifier les travaux devant aboutir à un cadre pour l’utilisation efficiente et le développement des capacités dans les gazoducs et les réseaux électriques.

Les tarifs de réseau sont une question délicate, tant pour le gaz que pour l’électricité. La composition des tarifs doit être transparente et s’appuyer sur des règles européennes communes afin que les utilisateurs des réseaux puissent être sûrs qu’ils paient un prix équitable quel que soit le pays dans lequel ils opèrent. Les tarifs exercent également un important effet de répartition: entre producteurs/fournisseurs et clients, à l'échelon transnational. Le marché intérieur de l’énergie ne se réalisera pas si la question est traitée sur une base purement nationale et si les effets transfrontières ne sont pas pleinement pris en compte. L'élaboration des codes de réseau sur ce point en est à ses débuts, mais leur achèvement et leur adoption devront intervenir au cours des deux prochaines années.

Lorsque les parties prenantes et les décideurs politiques se seront accordés sur les règles les plus urgentes de régulation du marché, il faudra recentrer les efforts sur leur mise en œuvre et leur application rigoureuse dans la pratique. À cette fin, la coopération pleine et entière de tous les acteurs concernés est indispensable. Les REGRT devraient jouer pleinement leur rôle dans le suivi de la mise en œuvre des codes de réseau, une tâche qui leur est dévolue en vertu du troisième paquet «énergie» mais qu’ils sont jusqu’à présent réticents à assumer. L'ACER est encouragée, elle aussi, à mettre l’accent sur la mise en œuvre, comme elle a commencé à le faire avec le rapport sur la gestion de la congestion dans le secteur du gaz publié en mars 2014 et dans ses rapports annuels de suivi du marché.

3.2.3 Les réseaux intelligents doivent profiter aussi bien au système énergétique qu'aux ménages et aux PME

Une exploitation optimale des nouvelles technologies suppose l'élimination des barrières entre les marchés de gros et de détail. Pour que les consommateurs de toute taille, y compris les ménages et les PME, puissent profiter de l'adaptation de la consommation et de la production en fonction des signaux de prix du marché de gros, ils doivent être en mesure de faire jouer leur flexibilité sur le marché, directement ou indirectement, mais en disposant toujours de la liberté de choix[32]. En Suède, ce principe est déjà devenu réalité, et les consommateurs sont de plus en plus nombreux à opter pour des contrats d’électricité à tarification dynamique[33].

L’exploitation des réseaux de distribution commencera à intégrer certaines des complexités auxquelles seuls les gestionnaires de réseau de transport ont dû faire face par le passé. Autrement dit, les GRD devraient investir intelligemment, et pas uniquement dans le câblage, et remédier aux contraintes de réseau locales en recourant à des marchés où la flexibilité se négocie d'une manière transparente et dans des conditions équitables pour tous ceux qui la proposent. Par ailleurs, des incitations appropriées devront être assurées aux GRD par la régulation des tarifs[34].

Le trafic de données augmentera considérablement dans les réseaux intelligents. Les consommateurs sont déjà légalement en droit de décider qui a accès à leurs relevés de consommation[35], mais l'ARN ou l’État membre doit définir des processus précis de gestion des données afin de garantir le respect de la vie privée, la sécurité et un accès non discriminatoire. Les compteurs intelligents produiront des relevés de consommation détaillés et vérifiés qui serviront à établir la facture du consommateur final. Les relevés de consommation en temps réel établis pour la maison, les appareils intelligents ou la voiture électrique ne demandent pas de vérification par le GRD: pour créer un marché concurrentiel de services énergétiques innovants, ils doivent être directement accessibles au consommateur ou, avec l'accord de ce dernier, à tout tiers[36].

Différents projets pilotes dressent un tableau mitigé de l’intérêt des consommateurs pour les services innovants, et la baisse des prix des panneaux solaires ou des accumulateurs est difficile à prévoir, mais il est clair que l’intégration des énergies renouvelables et la recherche de l’efficacité énergétique transformeront les modes de production, de transport et de consommation de l’électricité. Le cadre réglementaire doit tenir compte de cette transformation et permettre aux consommateurs de maîtriser leurs factures énergétiques de façon à accroître l’efficacité énergétique à l'échelle du système.

4.            MISE EN ŒUVRE ET INTÉGRATION ACCRUE PAR L’INTÉGRATION RÉGIONALE

Les chefs d’État et de gouvernement s'étant accordés sur l’importance que revêt la réalisation du marché intérieur de l’énergie en 2014, la Commission a publié un plan d’action relatif à l’achèvement du marché intérieur de l’énergie, qui prévoit 22 actions concrètes à réaliser dans les domaines du contrôle de l'application de la législation en vigueur, du fonctionnement du marché de détail et de la transition des systèmes énergétiques[37].

4.1         Progrès réalisés dans le contrôle de l'application des règles et la bonne conception de l'intervention publique

En ce qui concerne l’application de la législation, les procédures d’infraction pour transposition partielle des directives du troisième paquet «énergie» que la Commission a engagées depuis 2011 ont porté leurs fruits en incitant les États membres à mettre en place des dispositions nationales transposant intégralement la directive[38]. La Commission concentre à présent son attention sur les contrôles de non-conformité afin de vérifier si les mesures notifiées par les États membres transposent correctement le troisième paquet.

Des progrès ont également été observés dans la lutte contre le risque d'adoption de mesures nationales non coordonnées et contre-productives qui porteraient préjudice au marché intérieur. Dans la communication précitée sur l’intervention publique et dans les lignes directrices concernant les aides d’État en faveur de l’énergie et l’environnement, la Commission a fourni des orientations aux États membres afin que leurs interventions soient nécessaires et proportionnées, en insistant sur leur rôle essentiel pour assurer la réussite du marché intérieur et éviter de lui nuire, que ce soit délibérément ou involontairement. Lorsque des interventions se justifient, notamment pour la promotion des sources d’énergie renouvelables, elles doivent être conçues de manière à favoriser l’intégration du marché.

Les États membres qui disposent déjà de mécanismes portant sur les capacités (par exemple, la Grèce et l'Irlande) commencent aujourd'hui à les modifier pour les mettre en conformité avec les orientations fournies par la Commission. La coopération entre la Commission, les gouvernements des États membres, les autorités de régulation et les gestionnaires de réseau de transport restera importante sur ce sujet complexe, notamment pour étudier les moyens de valoriser au mieux une approche intégrée. À l’heure actuelle, plusieurs États membres, parmi lesquels la France et l'Italie, envisagent de mettre en œuvre des mécanismes portant sur les capacités, tandis que d’autres, dont l'Allemagne, envisagent de mettre au point des mécanismes de secours. Si des mesures bien conçues peuvent apporter une solution proportionnée et efficace à des problèmes réels de production insuffisante, des régimes mal conçus grèveront inutilement la facture du consommateur, risqueront de compromettre les investissements dans l’efficacité énergétique et les nouvelles interconnexions et porteront préjudice à notre politique de «décarbonisation».

Dans ses documents d’orientation, la Commission a souligné l’importance d’une analyse approfondie et objective afin d’examiner toutes les causes possibles des problèmes de sécurité d’approvisionnement et toutes les solutions envisageables pour y remédier. La coopération régionale est essentielle à cet égard afin de ne pas négliger d’éventuelles solutions transfrontières qui pourraient se révéler plus efficaces et moins coûteuses. La Commission observe que les États membres possédant des frontières communes, comme la France et l’Espagne, le Royaume-Uni et l’Irlande, la Belgique et les Pays-Bas, ou les pays baltes possèdent souvent des bouquets énergétiques complémentaires présentant un excédent de capacités dans un pays et des déficits potentiels dans l’autre. Une meilleure intégration de ces marchés et la recherche de solutions communes pourraient se révéler avantageuses et profiter à tous. La volonté politique des pays concernés est toutefois une condition préalable pour que ces solutions communes fonctionnent.

La Commission demande qu'au minimum les mécanismes portant sur les capacités s'ouvrent à des capacités étrangères pouvant contribuer de manière efficace au respect des critères de sécurité d'approvisionnement dans l’État membre concerné. Une deuxième condition est que les mécanismes portant sur les capacités encouragent et récompensent les solutions axées sur la demande dans la même mesure que les solutions axées sur la production. La flexibilité de la production et de la demande doit être encouragée afin que les mécanismes portant sur les capacités complètent à cet égard l’incitation résultant de la tarification variable de l’électricité sur les marchés à un jour, intrajournalier et d’équilibrage.

La Commission réalise actuellement des études détaillées sur la mise au point d’une analyse de l'adéquation des capacités de production et du système énergétique en Europe. Cette analyse permettra de définir des critères d’adéquation appropriés pour un fonctionnement efficace du marché intérieur de l’énergie. Ces travaux s'effectueront avec la participation du REGRT pour l'électricité, de l’ACER et des autorités des États membres, notamment par l’intermédiaire du groupe de coordination pour l’électricité. Les résultats de ces études fourniront une base objective pour la poursuite des travaux de la Commission.

Tout porte à croire, par ailleurs, qu'une amélioration de la coopération et de l’échange de données ne suffira pas, à elle seule, à résoudre les problèmes de congestion à l'échelle régionale ni à répondre en temps réel à des perturbations touchant l'ensemble du système. Les initiatives volontaires des GRT régionaux qui sont nées de ce constat constitueront une source d’informations précieuse sur l’efficacité de centres de contrôle régionaux disposant de pouvoirs de décision bien définis sur des questions opérationnelles spécifiques.

4.2         Nécessité d’une approche régionale

L’ACER et les REGRT ont joué un rôle déterminant dans les progrès réalisés pour créer un marché intérieur de l’énergie viable. La Commission a récemment effectué une évaluation des premières années de fonctionnement de l’ACER et a conclu que l’Agence est devenue une institution crédible et respectée, qui joue un rôle de premier plan dans le domaine de la régulation au niveau de l’UE et qui met l’accent sur les bonnes priorités[39]. Mais la coopération entre l’ACER et les REGRT devra s'intensifier à mesure que l’intégration des marchés et le caractère transfrontière des questions de régulation se renforceront. Le cadre institutionnel doit permettre de répondre efficacement aux questions de régulation qui se posent dans la pratique.

Pour que l’ACER et les REGRT puissent fonctionner de manière efficace, la participation active de leurs membres est essentielle. Une grande majorité des autorités de régulation nationales participent aux travaux et à la conduite des groupes de travail de l'ACER. La Commission est préoccupée par la réduction des effectifs et des budgets des autorités de régulation de plusieurs États membres, d’autant que leur champ d'activité s'est étendu ces dernières années. Bien qu'il ne faille pas compromettre la mise en œuvre des recommandations budgétaires dans le cadre du pacte de stabilité et de croissance, les autorités de régulation de certains pays souffrent d'un manque structurel de ressources[40]. Il est également inquiétant que, dans un petit nombre de pays, l’indépendance des autorités de régulation et la répartition obligatoire des pouvoirs ne soient pas encore complètement établies.

L'approche régionale est décisive et le restera à l’avenir pour l’intégration du marché européen de l’énergie. Elle permet d'obtenir des résultats immédiats et peut stimuler les échanges transfrontières, renforcer la sécurité d’approvisionnement et faciliter l’intégration des sources d’énergie renouvelables. Dans bien des cas, une coopération à l'échelle d'un groupe restreint plutôt qu'à l'échelle de l’UE peut se révéler plus rapide et plus efficace pour résoudre les difficultés particulières de la région concernée[41].

Les initiatives régionales offrent une base solide à la mise en œuvre du marché intérieur de l’énergie en produisant des résultats concrets et directement visibles. Ceux-ci peuvent prendre la forme d’une expansion des infrastructures de réseau transfrontières, comme dans le cas de l'initiative de réseau énergétique offshore des pays des mers du Nord, qui vise à mettre en place un réseau de transport à haute tension interconnecté dans les mers septentrionales pour relier plus efficacement les marchés et faciliter l’intégration des parcs éoliens en mer dans des conditions sûres. Un autre exemple réside dans le plan d’interconnexion des marchés énergétiques de la région de la Baltique (PIMERB), qui vise à mettre fin à l’isolement de la région de la mer Baltique et à l’intégrer pleinement dans les marchés énergétiques de l’UE, augmentant ainsi la sécurité de l’approvisionnement en gaz. La coopération en Europe centrale et du Sud-Est est également importante pour créer davantage de possibilités d’approvisionnement en gaz dans la région et réduire la dépendance à l’égard d’une source d’approvisionnement unique. La coopération entre la Grèce, l’Italie et l’Albanie, soutenue par la Commission, a permis, par exemple, de mettre en place un cadre réglementaire approprié pour le gazoduc transadriatique (TAP), qui permettra de mettre à la disposition du marché de l'UE de nouvelles sources de gaz en provenance de la région de la mer Caspienne.

Les initiatives régionales s'avèrent également précieuses pour la mise en œuvre (précoce) des codes de réseau. Pour s'en convaincre, il suffit de se reporter aux exemples mentionnés au point 3.2.1 relatifs à l’initiative de couplage des marchés de l’électricité et à la plateforme d'enchères PRISMA pour les capacités des gazoducs. L’intégration du marché progresse donc du nord au sud et de l’ouest à l’est, fondée sur des projets concrets entamés au niveau régional.

Pour la suite, il convient de poursuivre l’intégration des marchés régionaux, considérée comme une étape décisive vers la consolidation, à terme, d’un marché unique de l’énergie dans l’ensemble de l’UE[42]. Une attention particulière devrait donc être accordée à l’amélioration de la coordination des différents processus régionaux pour en assurer, en définitive, la convergence et l'intégration.

4.3         Redoubler d'effort

Ainsi qu'il est démontré au point 3 de la présente communication, de nets progrès ont été réalisés dans la mise en place du cadre réglementaire qui sous-tend le marché, mais il faut redoubler d'effort, notamment pour finaliser les codes de réseau pour l’électricité et pour veiller à ce qu'ils soient mis en œuvre correctement et en temps utile dans l’ensemble de l’UE.

L'essentiel du plan d’action de 2012 a été mis en œuvre ou est en bonne voie, permettant à l’UE de faire de grands progrès vers l’achèvement du marché intérieur de l’énergie, tel qu’il était envisagé au moment de l’adoption du troisième paquet «énergie». En aucun cas, cependant, nous ne devons nous reposer sur nos lauriers. Même quand toutes les règles seront en place, le suivi et le contrôle de leur application et du respect de l’égalité des conditions de concurrence pour toutes les parties prenantes demanderont un effort constant aux autorités nationales et à l’échelle de l’UE. Une mise en œuvre cohérente et correcte des règles applicables au réseau de distribution, en particulier celles du troisième paquet «énergie» et de la directive relative à l’efficacité énergétique, compte tenu de l’évolution des technologies, est nécessaire pour faire en sorte qu’une gestion plus intelligente produise des retombées positives pour les consommateurs et le système énergétique dans son ensemble.

Au-delà du plan d’action de 2012, la Commission est d’avis que des gains supplémentaires pourraient être réalisés en approfondissant l’intégration du marché intérieur de l’énergie. La proposition de la Commission concernant un nouveau cadre pour les politiques en matière de climat et d'énergie à l'horizon 2030, ainsi que la stratégie européenne relative à la sécurité énergétique, font apparaître clairement que la poursuite de l’intégration des marchés de l’énergie sera une condition préalable à la réalisation de nos objectifs à moyen ou à long terme. 

[1] Conclusions du Conseil européen du 4 février 2011 (en anglais): https://www.consilium.europa.eu/uedocs/cms_data/docs/pressdata/en/trans/119253.pdf

[2] Voir, par exemple, les documents de position de l’IFIEC (http://www.ifieceurope.org/docs/20140225%20IE_Manifesto.pdf), d'Eurogas (http://www.eurogas.org/uploads/media/Internal_market_13PP011_-_Eurogas_Position_Paper_on_the_Internal_Energy_Market_-_24.01.13.pdf), d'Eurelectric (http://www.eurelectric.org/news/2012/achieving-the-internal-energy-market-by-2014-must-remain-key-priority,-eurelectric-urges/) et du BEUC (http://www.beuc.eu/publications/x2013_091_mgo_memorandum-greek_presidency.pdf).

[3] Conclusions du Conseil européen du 21 mars 2014: http://www.consilium.europa.eu/uedocs/cms_data/docs/pressdata/fr/ec/141768.pdf

[4] Communication de la Commission du 15 novembre 2012 intitulée: «Pour un bon fonctionnement du marché intérieur de l’énergie», http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/doc/20121115_iem_0663_fr.pdf 

[5] La concurrence a été un facteur important, mais elle n'est pas le seul qui ait contribué à cette baisse. Le nombre croissant de sources renouvelables capables de produire à des coûts marginaux nuls ainsi que la crise économique ont eux aussi joué un rôle significatif.

[6] Communication de la Commission intitulée «Prix et coûts de l’énergie en Europe» du 29 janvier 2014, http://ec.europa.eu/energy/doc/2030/20140122_communication_energy_prices.pdf

[7] La Commission a abordé cette question principalement dans sa communication de novembre 2013 relative à l’intervention publique dans le secteur de l’énergie, C(2013) 7243 final.

[8] Étude «Benefits of an Integrated European Energy Market», Booz & Company Amsterdam, page 21, http://ec.europa.eu/energy/infrastructure/studies/doc/20130902_energy_integration_benefits.pdf

[9] Communication de la Commission du 22 janvier 2014 intitulée «Un cadre d’action en matière de climat et d’énergie pour la période comprise entre 2020 et 2030», 

http://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/PDF/?uri=CELEX:52014DC0015&from=FR 

[10] COM(2014)15 final.

[11] Outre le bon fonctionnement du marché, l’introduction du système d’échange de quotas d’émission de l’UE et l'européanisation complète de la conception du marché du CO2 en 2013 facilitent la transition vers des systèmes durables, à faibles émissions de carbone et à haute efficacité énergétique.

[12] Communication de la Commission du 28 mai 2014 intitulée «Stratégie européenne pour la sécurité énergétique», http://ec.europa.eu/transparency/regdoc/rep/1/2014/FR/1-2014-330-FR-F1-1.Pdf

[13] Règlement (UE) n° 994/2010 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, p. 1.

[14] Cela inclut notamment les règles sur les aides d’État, la législation sur l’environnement et l’engagement pris par l’UE de supprimer progressivement les subventions aux combustibles fossiles.

[15] Communication de la Commission du 29 janvier 2014 intitulée «Prix et coûts de l’énergie en Europe» (en anglais), http://ec.europa.eu/energy/doc/2030/20140122_communication_energy_prices.pdf

[16] Étude «Benefits of an Integrated European Energy Market», Booz & Company Amsterdam, page 21, http://ec.europa.eu/energy/infrastructure/studies/doc/20130902_energy_integration_benefits.pdf

[17] Voir schéma [26] du document de travail «Trends and developments in European energy markets» annexé à la présente communication, SWD […](2014) XXX.

[18] Le manque de signaux d’investissement dans une région particulière au sein d’une zone tarifaire plus vaste (correspondant généralement à un État membre) est soit le résultat d'un manque de solidité du réseau, soit le signe d’une divergence économique fondamentale entre les deux parties de la zone tarifaire. Dès lors que la solidité et la stabilité du réseau sont assurées, le lieu géographique de la production n’a en soi pas d'incidence sur la sécurité de l’approvisionnement. Il s'agit là, de fait, de l’un des avantages du marché intérieur de l'électricité. Les gestionnaires de réseau de transport (GRT) devraient pouvoir se fournir en services de soutien au système pendant une durée limitée et avec l’accord des autorités de régulation, le temps que le réseau se renforce, mais l’introduction d’un mécanisme de capacité régional au sein d’une seule zone tarifaire aurait pour effet de fausser le fonctionnement du marché.

[19] Les données relatives à la période 2008-2012 font état d’une augmentation des taxes et prélèvements. 

[20] D’après les plans des États membres pour le déploiement des systèmes intelligents de mesure, qui reposent sur l’obligation visée à l’annexe I, point 2, de la directive 2009/72/CE, 72 % de l’ensemble des consommateurs d’électricité seront équipés d'un compteur intelligent d'ici à 2020. Les panneaux solaires disposés sur les toits représentent actuellement 11,5 % environ de la capacité de production totale installée en Allemagne, et 5 % en Italie. Sources: KEMA (2014) «Integration of Renewable Energy in Europe», EPIA, pvgrid.eu, Commission.

[21] Document de travail des services de la Commission sur la mise en œuvre des projets RTE-E, du PEER et des projets d’intérêt commun, annexé à la présente communication, SWD […](2014) XXX, et document de travail des services de la Commission sur les projets d’investissement relatifs à des infrastructures énergétiques, annexé à la présente communication, SWD […](2014) XXX.

[22] Le modèle de dissociation le plus répandu est celui de la dissociation intégrale des structures de propriété. Le modèle GTI est appliqué par environ un tiers des GRT dans le secteur gazier, alors que six gestionnaires seulement ont opté pour lui en matière d’électricité. L’efficacité de ce modèle est évaluée dans un document de travail des services de la Commission joint en annexe à la présente communication, SWD […](2014) XXX.

[23] Voir la note 12 de bas de page.

[24] Document de travail des services de la Commission sur la mise en œuvre des projets RTE-E, du PEER et des projets d’intérêt commun, annexé à la présente communication, SWD […](2014) XXX.

[25] Le Fonds européen de développement régional peut également appuyer des investissements, principalement dans les régions les moins développées.

[26] Belgique, Danemark, Estonie, Finlande, France, Allemagne, Autriche, Royaume-Uni, Lettonie, Lituanie, Luxembourg, Pays-Bas, Pologne et Suède. La Norvège a rejoint le projet en tant qu'État non membre de l’UE. 

[27] Communiqué de presse (en anglais) de la Commission intitulé «Progress towards the Internal Energy Market 2014: Pilot project for EU wide electricity trade starts today» du 4 février 2014, http://europa.eu/rapid/press-release_MEX-14-0204_en.htm  

[28] Il existe d’autres exemples de mise en œuvre rapide du code de réseau portant sur l’attribution des capacités gazières, parmi lesquels la plateforme polonaise GSA et et la plateforme hongro-roumaine RBP.

[29] Règlement (UE) n° 1227/2011 concernant l'intégrité et la transparence du marché de gros de l'énergie (JO L 326 du 8.12.2011, p. 1).

[30] Au sens du règlement (UE) n° 543/2013 de la Commission.

[31] Communiqué de presse de l’Ofgem du 27 mars 2014.

[32] L’article 15, paragraphe 8, de la directive sur l’efficacité énergétique prévoit que les fournisseurs de services d'effacement de consommation doivent avoir accès aux marchés organisés dans les mêmes conditions que les fournisseurs.

[33] Selon l’ARN suédoise, la proportion de contrats à tarification variable est passée de 4 % à 38 % entre 2004 et 2014. Source: EI, 17 avril 2014.

[34] Au sens de l’article 37, paragraphe 8, de la directive 2009/72/CE.

[35] Au sens de l’annexe I, point 1 h), de la directive 2009/72/CE.

[36] L’article 4, paragraphe 12, de la directive 2014/94/UE sur le déploiement d’une infrastructure pour carburants de substitution prévoit que les consommateurs doivent pouvoir se fournir en électricité pour une voiture électrique par un contrat distinct. Cela permet de créer de nouveaux modèles d’entreprise consistant à vendre des véhicules avec un «abonnement» à l'électricité. Ce qui est possible pour une voiture est également possible pour n'importe appareil dans la maison.

[37] Ce plan d'action fait partie de la communication de novembre 2012 pour un bon fonctionnement du marché intérieur de l'énergie. Neuf de ces actions sont spécifiquement centrées sur le bon fonctonnement du marché de détail dans les différents États membres.

[38] À la date du 22 septembre 2014, seuls 2 États membres étaient encore sous le coup d'une procédure d’infraction pour transposition partielle. L’un d’eux a récemment adopté de nouvelles mesures législatives qui sont actuellement analysées par la Commission.

[39] http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/acer/doc/20140122_acer_com_evaluation.pdf

[40] Voir les rapports par pays joints à la présente communication.

[41] L’intégration régionale est une réussite jusqu’à présent. Les pays nordiques ont montré la voie dans le secteur de l’électricité, avec l’intégration précoce de leurs marchés au sein de NordPool. De même, le Forum pentalatéral de l’ouest a lancé des projets d’intégration novateurs tant dans le secteur de l’électricité que dans celui du gaz.

[42] L’UE promeut également l’intégration régionale en matière d’énergie dans le cadre de ses stratégies macrorégionales et de la coopération territoriale européenne (CTE).