Table des Matières

I.

INTRODUCTION

2

I.a.

Politique de l’Union et règlement sur les réseaux transeuropéens d’énergie (RTE-E)

2

I.b.

Pourquoi des cadres d’investissement collaboratifs sont-ils nécessaires?

2

I.c.

Champ d’application des présentes orientations

3

II.

EXERCICES D’ANALYSE COÛTS-AVANTAGES DES BASSINS MARITIMES

4

II.a.

Analyse coûts-avantages des bassins maritimes comme fondement du partage des coûts

4

i.

Scénarios et analyses de sensibilité

5

ii.

Scénario contrefactuel

5

iii.

Réseau de référence

6

iv.

Configuration des zones de dépôt des offres

6

v.

Renforcements du réseau terrestre

6

vi.

Modélisation des coûts et avantages

6

vii.

Granularités temporelles et géographiques

7

viii.

Résultats de l’analyse coûts-avantages des bassins maritimes

7

II.b.

Partage transfrontière des coûts non contraignants des bassins maritimes

7

i.

Coûts à inclure dans le partage transfrontière des coûts des bassins maritimes

7

ii.

Seuil de signification pour les bénéficiaires positifs nets

8

iii.

Résultats du partage transfrontière des coûts des bassins maritimes

8

III.

RECOMMANDATIONS POUR LES ÉVALUATIONS SPÉCIFIQUES AUX PROJETS

8

III.a.

Analyse coûts-avantages spécifique du projet

8

i.

Processus de mise en place d’une analyse coûts-avantages spécifique du projet

8

ii.

Scénarios et analyses de sensibilité pour les analyses coûts-avantages spécifiques aux projets

9

iii.

Scénarios contrefactuels pour les analyses coûts-avantages spécifiques des projets

9

iv.

Configuration des zones de dépôt des offres

10

III.b.

Répartition transfrontière des coûts spécifiques aux projets

10

i.

Seuil de signification pour les bénéficiaires positifs nets

10

ii.

Contributions des États membres n’accueillant pas les projets

10

III.c.

Autres instruments allant au-delà des répartitions transfrontières des coûts spécifiques aux projets

11

i.

Outils facilitant la pleine utilisation de l’outil de répartition transfrontière des coûts spécifiques aux projets pour les projets de transport

11

ii.

Outils pour combler un déficit de financement persistant

12

I.   INTRODUCTION

I.a.   Politique de l’Union et règlement sur les réseaux transeuropéens d’énergie (RTE-E)

Le plan REPowerEU de la Commission, qui vise à réduire rapidement la dépendance de l'UE à l'égard des combustibles fossiles russes, repose sur l'accélération de la transition énergétique et l'union des forces pour mettre en place un système énergétique plus résilient (1). De manière tout à fait cohérente, l’Union a révisé la directive sur les énergies renouvelables (2) et a porté l’objectif global de l’Union en matière d’énergies renouvelables à au moins 42,5 % d’ici à 2030. Les énergies renouvelables en mer joueront un rôle essentiel dans la réalisation de ces objectifs. Elles contribueront grandement à la réalisation des objectifs de l’Union en matière d’énergies renouvelables, elles sont destinées à devenir un pilier central de son futur bouquet électrique et elles sont nécessaires pour progresser vers un système électrique entièrement décarboné d’ici à 2040 (3). Les énergies renouvelables en mer augmenteront également la production intérieure d’énergie de l’Union, réduisant ainsi sa dépendance à l’égard des combustibles fossiles. Elles permettront de proposer des prix de l’électricité compétitifs, comme l’ont déjà démontré les résultats récents des enchères, ce qui soutiendra la compétitivité industrielle de l’Europe et contribuera à des prix abordables pour les consommateurs. Avec une chaîne d’approvisionnement aujourd'hui principalement intérieure et une demande croissante, elles ouvriront de nouvelles possibilités de créer des emplois de qualité et de relever les défis locaux en matière de chômage dans l’Union.

Un premier élément livrable prévu par le règlement RTE-E (UE) 2022/869 a été achevé en 2023, lorsque les États membres se sont accordés, au niveau régional, sur des objectifs cumulés en mer d’environ 111 GW d’ici à 2030 et de 317 GW d’ici à 2050 (4), ce qui représente une augmentation significative par rapport à la capacité installée de 19,38 GW dans l’Union en 2023. Il est probable que les avantages des énormes capacités de production qui seront mises en place s’étendront au-delà des frontières des États membres qui accueillent physiquement les projets. De nouveaux projets transfrontières, en particulier des interconnexions hybrides (des lignes de transport qui relient les énergies renouvelables en mer et interconnectent les États membres) seront donc nécessaires. Il s’agissait de l’une des conclusions de la première édition des plans de développement du réseau en mer, élaborée et publiée par le REGRT-E pour chacun des cinq bassins maritimes de l’Union en janvier 2024, qui constitue un deuxième élément livrable en vertu du règlement RTE-E s’appuyant sur les accords régionaux entre les États membres. Des projets d’infrastructure spécifiques compatibles avec les besoins recensés dans les plans de développement du réseau en mer peuvent ensuite être envisagés dans le cadre des plans décennaux de développement du réseau (TYNDP) et pris en compte dans les plans nationaux en matière d’énergie et de climat (PNEC). Une troisième exigence consécutive du règlement RTE-E impose à la Commission d’élaborer des orientations sur les analyses coûts-avantages et le partage transfrontière des coûts pour l’élaboration des plans de développement du réseau en mer pour chaque bassin maritime, faisant l’objet du présent document. Enfin, le règlement RTE-E impose au REGRT-E de présenter les résultats de l’application de ces orientations pour la première fois d'ici au 24 juin 2025. Les accords régionaux, les plans de développement du réseau en mer et les résultats de l’application des orientations en matière de partage des coûts doivent ensuite être mis à jour tous les deux ans. Dans certains domaines abordés dans les présentes orientations relatives au partage des coûts, la pleine application de leurs principes peut nécessiter une évolution des plans de développement du réseau en mer. La première version de l’exercice d’application du partage des coûts que doit réaliser le REGRT-E peut donc nécessiter certaines simplifications.

I.b.   Pourquoi des cadres d’investissement collaboratifs sont-ils nécessaires?

La nécessité d’un partage transfrontière des coûts pour l’élaboration des plans de développement du réseau en mer découle de plusieurs particularités propres aux projets en mer, auxquels il convient d'accorder une attention particulière.

Premièrement, un niveau important de participation des États membres est requis pour le déploiement d’un projet dans leur espace maritime en raison de leur taille, de la présence d’autres activités en mer et d’éventuelles incidences transfrontières. Les États membres participent au développement des énergies renouvelables en mer en préparant des études préliminaires sur la surface des fonds marins et l’environnement marin, des évaluations environnementales stratégiques, des plans issus de la planification de l’espace maritime qui sélectionnnt des zones appropriées, des ventes aux enchères d’énergies renouvelables, des baux sur les fonds marins et en fixant des objectifs politiques pour les énergies renouvelables en mer. Puisque les mesures prises par un État membre peuvent avoir une incidence sur ses voisins, la coopération intergouvernementale est essentielle. Cela implique une forte collaboration régionale entre les États membres lors des différentes étapes du déploiement des énergies renouvelables en mer, y compris en ce qui concerne le partage des coûts et des avantages.

Deuxièmement, les accords régionaux conclus par les États membres en vue de l’objectif d’environ 317 GW d’ici à 2050 sont ambitieux, réalistes et nécessaires pour décarboner le secteur européen de l’électricité d’ici à 2040. Ils contiennent des répartitions par État membre décrivant la manière d’atteindre les objectifs combinés. Toutefois, une partie de ces répartitions nationales des objectifs régionaux peut ne pas être réalisable si les conditions propices ne sont pas réunies. Elles sont établies en veillant à ce que le potentiel d’énergies renouvelables en mer soutenu par des objectifs politiques puisse effectivement répondre à la demande dans la région, au niveau national (fourniture d’électricité à la demande traditionnelle, électrifiée et nouvelle), à la demande transfrontière (commerce d’électricité au moyen d’interconnexions hybrides et terrestres) et à la demande en matière de conversion vers d’autres vecteurs énergétiques (tels que l’hydrogène et l’ammoniac, pour une utilisation nationale ou l’exportation).

Une coordination adéquate de la planification au niveau des régions et de l’Union devrait permettre d’aborder certains de ces domaines, en particulier grâce aux évolutions futures des plans de développement du réseau en mer. Néanmoins, certaines des conditions propices dépendent fortement des stratégies et politiques nationales et locales, notamment dans les domaines de l’industrie (par exemple, la décarbonation des industries à forte intensité énergétique), du numérique (par exemple, les centres de données) et de l’énergie (par exemple, les interconnexions et l’hydrogène). Sans ces considérations axées sur la demande, le déploiement des objectifs régionaux en mer pourrait en effet s’avérer irréalisable: lorsque la production ne peut pas répondre efficacement à la demande, les avantages pour un État membre désireux d’accueillir d’autres projets d’énergies renouvelables en mer peuvent, à terme, être inférieurs aux coûts de déploiement. Dans le même temps, il est essentiel d’exploiter pleinement les ressources renouvelables en mer locales de l’Europe pour décarboner l’Europe et ses régions. Pour ce faire, les États membres de chaque région doivent parvenir à une compréhension commune des conséquences du développement de leurs ambitions régionales en mer, des risques et des conséquences de la non-réalisation d’une partie de celles-ci, ainsi que des coûts associés et des avantages manqués.

L’accessibilité du réseau électrique constitue une troisième particularité pertinente. Le raccordement des parcs éoliens en mer nécessitera généralement d’importants investissements nouveaux dans les réseaux électriques, étant donné que, contrairement à la situation à terre, il n’existe pas encore de réseaux maillés en mer. À cet égard, les projets hybrides joueront un rôle fondamental dans la mesure où ils permettent de déployer davantage de capacités en matière d’énergies renouvelables, d’accroître la sécurité régionale de l’approvisionnement et de contrôler les prix. En outre, une interconnexion hybride peut accroître l’utilisation des installations de transport, et donc leur valeur, par rapport à un parc éolien connecté radialement (c’est-à-dire connecté par une ligne directe à terre), étant donné que le parc éolien a accès à un marché supplémentaire et que l’hybride peut continuer à «jouer le rôle» d’interconnexion en période de faible vent.

Un réseau énergétique bien planifié pour les énergies renouvelables en mer, qui utilise de manière optimale l’espace maritime et terrestre et favorise l’interconnexion, réduira également les incidences sur l’environnement et les coûts d’investissement dans le réseau pour connecter la même quantité de capacités renouvelables. Les discussions sur le partage des coûts devraient donc se fonder sur une planification et des analyses coûts-avantages qui quantifient de manière appropriée la valeur des hybrides et leur double rôle en tant que ligne de connexion permettant l’intégration de nouvelles énergies renouvelables en mer, d’une part, et d’interconnexion, d’autre part.

Compte tenu de la complexité des projets énergétiques en mer, la prise en compte de ces trois particularités en temps utile nécessite une coopération renforcée au niveau régional, la mise en place de nouveaux projets transfrontières et un système équitable de répartition des coûts d’investissement reflétant la répartition des avantages. Il est donc nécessaire d’élaborer des cadres d’investissement collaboratifs qui permettent aux États membres d’atteindre leurs objectifs combinés, garantissant ainsi la mise en place des conditions propices nécessaires.

I.c.   Champ d’application des présentes orientations

La concrétisation des énormes avantages qu’apporteront les énergies renouvelables en mer suppose de relever le défi consistant à parvenir à un consensus sur la répartition équitable des coûts. Dans le cas d’un projet transfrontière, cela est généralement convenu dans le cadre de négociations bilatérales. L’accord éventuel sur la répartition des coûts pour les projets en mer devrait en effet rester propre à chaque projet, pour lequel des informations détaillées sont disponibles. Néanmoins, le déploiement de plus de 300 GW au cours des vingt-cinq prochaines années, objectif que les États membres s’efforcent d’atteindre, nécessite de compléter l’approche ascendante propre à chaque projet par des évaluations de haut niveau par bassin maritime afin de soutenir le lancement en temps utile des discussions, de recenser et d’associer les parties concernées et de comprendre les conséquences en termes de coûts de réalisation des plans régionaux.

Des cadres d’investissement collaboratifs pour les projets en mer présentant une incidence transfrontière sont nécessaires pour garantir que les ambitions régionales ne soient pas compromises. Les présentes orientations visent à aider les États membres et les autorités de régulation à engager des dialogues sur les principes de collaboration dès le début pour le recensement des besoins du réseau, à accélérer l’émergence de nouveaux projets transfrontières et à encourager la mise en œuvre d’accords politiques. Des informations régionales précoces fondées sur des principes communs aideront les États membres à s’entendre pour explorer des projets énergétiques transfrontières en mer et investir dans ces projets, à savoir des interconnexions hybrides et des projets communs en matière d’énergies renouvelables en mer.

Les présentes orientations définissent un cadre pour les nouveaux exercices d’analyse coûts-avantages des bassins maritimes et de partage transfrontière des coûts qui évaluent les conséquences de l’élaboration d’un plan de développement du réseau en mer. Elles s’appuient sur les plans de développement du réseau en mer et les compléteront à l’avenir, en les modifiant au fil du temps pour tenir compte des évolutions futures de la planification, y compris de l’intégration transversale de vecteurs avec les systèmes hydrogène, en améliorant la reconnaissance des avantages des hybrides, les besoins de renforcement du réseau terrestre et de toute autre évolution future pertinente. Bien que les présentes orientations contiennent les principes qui pourraient s’appliquer en grande partie aux évolutions des plans de développement du réseau en mer, elles peuvent être mises à jour si cela est jugé nécessaire, conformément à l’article 15, paragraphe 1, du règlement RTE-E. Outre le soutien apporté aux discussions sur le partage des coûts, les exercices d’analyse coûts-avantages et de partage transfrontière des coûts des bassins maritimes aideront, à partir de 2026, les États membres à réviser leurs objectifs régionaux en matière d’énergies renouvelables en mer. Il est également important de souligner que le partage transfrontière des coûts des bassins maritimes n’a pas d’incidence contraignante sur les décisions de répartition transfrontière des coûts spécifiques à chaque projet, qui restent le principal outil pour mener des négociations réelles de partage des investissements pour les projets d’intérêt commun (PIC) et les projets d’intérêt mutuel (PIM), ainsi que pour les projets communs de production d’énergie renouvelable.

Les orientations se penchent également sur les particularités des analyses coûts-avantages spécifiques aux projets et des approches de partage des coûts. Elles formulent des recommandations complétant les orientations de la Commission relatives au partage des coûts et des avantages dans le cadre des projets de coopération dans le domaine des énergies renouvelables (5), ainsi que les recommandations de l’ACER sur les bonnes pratiques quant au traitement à réserver aux demandes d’investissement (y compris les répartitions transfrontières des coûts) pour des PIC (6). Conformément à l’article 16, paragraphe 11, du règlement RTE-E, l’ACER devrait veiller à ce que les principes énoncés dans les présentes orientations de la Commission soient systématiquement pris en considération lors de toute future mise à jour de ses recommandations. Enfin, les orientations étudient les nouveaux outils d’investissement collaboratifs potentiels pour les projets énergétiques en mer présentant une incidence transfrontière, tant pour les installations de transport que pour les actifs de production.

II.   EXERCICES D’ANALYSE COÛTS-AVANTAGES DES BASSINS MARITIMES

Le REGRT-E est tenu de réaliser des évaluations des coûts-avantages et du partage des coûts pour chacun des cinq corridors prioritaires de réseaux en mer du RTE-E sur la base des plans de développement du réseau en mer déjà mis au point, c’est-à-dire pour les États membres qui souscrivent à des ambitions en matière d’énergies renouvelables en mer. L’analyse coûts-avantages des bassins maritimes et le partage transfrontière des coûts des bassins maritimes doivent donc inclure les États membres concernés pour chaque corridor prioritaire de réseau en mer en question, à savoir:

—	Corridor des réseaux énergétiques des mers septentrionales (REMS) BE, DE, DK, FR, IE, LU, NL, SE

—	Corridor des réseaux en mer du plan d’interconnexion des marchés énergétiques de la région de la Baltique (PIMERB): DE, DK, EE, FI, LV, LT, PL, SE

—	Réseaux dans les mers méridionales et occidentales: EL, ES, FR, IT, MT, PT

—	Réseaux dans les mers méridionales et orientales: BG, CY, EL, HR, IT, RO, SI

—	Réseaux en mer dans l’Atlantique: ES, FR, IE, PT

La portée géographique des exercices couvre donc les États membres concernés des bassins maritimes respectifs. S’il existe un intérêt à cela, dans des circonstances exceptionnelles et si cela est dûment justifié, d’autres États membres, y compris les États enclavés, ou des pays tiers pourraient être inclus dans les exercices, ce qui devrait être évalué au cas par cas.

II.a.   Analyse coûts-avantages des bassins maritimes comme fondement du partage des coûts

Une analyse coûts-avantages aide les décideurs à comprendre les résultats escomptés de la réalisation d’un plan ou d’un projet, ce qui permet d’étayer les discussions entre les parties concernées. L’analyse coûts-avantages des bassins maritimes renvoie à la détermination des coûts et des avantages liés à la réalisation d’un plan de développement du réseau en mer, et informe les États membres des conséquences de leurs ambitions en matière d’énergies renouvelables en mer.

i.   Scénarios et analyses de sensibilité

Chaque analyse coûts-avantages des bassins maritimes doit être réalisée à l’aide des scénarios communs les plus récents préparés dans le cadre du plan décennal de développement du réseau (TYNDP), conformément à l’article 12 du règlement RTE-E. L’utilisation de plusieurs scénarios permet de tenir compte des différents futurs possibles, tels qu’une éventuelle augmentation de la demande due à des attentes différentes dans le domaine, par exemple, de l’électromobilité ou des centres de données, ou la disponibilité de la flexibilité. Tous les scénarios de TYNDP doivent tenir compte des objectifs régionaux des États membres en matière d’énergies renouvelables en mer, tandis que les différents scénarios pourraient envisager des valeurs différentes dans les fourchettes indiquées dans les accords.

Les incertitudes devraient avant tout être traitées en utilisant les différents scénarios communs du TYNDP et non pas au moyen d’analyses de sensibilité. La robustesse accrue, au niveau des plans, de vastes champs d’application géographiques et temporels, résultera principalement de l’introduction de plusieurs scénarios. Les sensibilités aux variables individuelles peuvent être pertinentes au niveau des projets.

ii.   Scénario contrefactuel

Le scénario contrefactuel est l’alternative par rapport à laquelle les avantages et les coûts de la réalisation du plan de développement du réseau en mer sont comparés, c’est-à-dire quelle autre évolution réaliste pourrait se produire en lieu et place de celle présentée dans le plan de développement du réseau en mer. Cela permet de déterminer la valeur ajoutée apportée par la réalisation du plan de développement du réseau en mer et les possibilités de coopération qu’il définit. Pour chaque analyse coûts-avantages des bassins maritimes, les scénarios contrefactuels devraient examiner la mesure dans laquelle la totalité des objectifs régionaux en matière d’énergies renouvelables en mer peut de manière réaliste être déployée sans coopération. Par exemple, certains parcs éoliens connectés radialement deviendront probablement trop coûteux pour les sites au-delà d’une certaine distance, ce qui nécessitera des hybrides pour les rendre intéressants sur le plan commercial. Dans de tels cas, l’alternative réaliste à un projet hybride donné peut ne pas être un projet radial, mais aucun projet du tout. De même, l’intérêt qu’a un État membre accueillant des projets à mettre aux enchères de la production en mer supplémentaire peut diminuer en l’absence de création de nouvelles interconnexions terrestres qui garantissent que l’électricité ajoutée peut atteindre de grands centres de demande. Le scénario contrefactuel devrait alors tabler sur une diminution partielle des capacités de production en mer à déployer.

La détermination d’un tel développement alternatif réaliste, à savoir le scénario contrefactuel, n’est toutefois pas simple. Lorsqu’ils définissent leurs objectifs régionaux en mer, les États membres accordent une attention particulière aux contraintes telles que le potentiel d’énergie éolienne en mer disponible, l’espace maritime disponible, la présence de zones protégées sur le plan environnemental, le soutien du public, etc. Les plans de développement du réseau en mer définissent ensuite les infrastructures de transport transfrontières (et radiales) nécessaires pour permettre la concrétisation de leurs ambitions. Le scénario contrefactuel doit tenir compte du fait qu’en l’absence de coopération, telle que supposée dans le plan de développement du réseau en mer, ces contraintes restreindront encore davantage la capacité en mer qui peut être déployée. Plus particulièrement, les contraintes en matière de demande, qu’elles soient nationales ou transfrontières, sont essentielles pour quantifier la part du scénario factuel qui n’est pas réaliste en l’absence de nouveaux projets transfrontières. Au-delà d’un certain niveau de déploiement de la production en mer, en l’absence de coopération, la valeur marginale des nouveaux parcs éoliens en mer peut être limitée compte tenu des attentes en matière de demande intérieure dans l’État membre de déploiement ainsi que des possibilités d’échanges disponibles utilisant les infrastructures énergétiques transfrontières existantes.

Puisque les États membres sont chargés de déterminer l’ambition, la localisation et la mise aux enchères des énergies renouvelables en mer, ils joueront également un rôle clé dans l’évaluation des conséquences en ce qui concerne la réalisation des ambitions régionales en mer en l’absence de nouvelles infrastructures transfrontières telles qu’elles ont été définies dans le plan de développement du réseau en mer optimisé. Par conséquent, pour le scénario contrefactuel, les États membres devraient également fournir des informations concernant leurs attentes relatives aux objectifs en mer réalisables dans des conditions d’exportation limitées, tout en restant ambitieux et en s’efforçant d’adopter une approche cohérente dans chaque région. Le scénario contrefactuel devrait reposer sur des projets connectés radialement jusqu’au niveau de production considéré comme réaliste et partir d’une hypothèse selon laquelle il n’y aurait aucun projet au-delà de ce seuil.

Un tel exercice devrait être d’une grande utilité pour les États membres, car il permet non seulement de veiller à ce que l’analyse coûts-avantages des bassins maritimes soit évaluée au moyen d’un scénario contrefactuel approprié, mais aussi de comprendre à quel point leurs ambitions en matière d’énergies renouvelables en mer dépendent d’une coopération politique régionale fructueuse. En outre, comme c’est le cas pour les objectifs régionaux en mer, la détermination de la partie irréalisable de ces objectifs peut avoir des conséquences transfrontières et devrait donc idéalement être menée au niveau régional sur la base d’évaluations nationales et de principes communément acceptés. Les groupes à haut niveau (7) ou les groupes régionaux du RTE-E pourraient servir de forums pour soutenir ce processus. Compte tenu des contraintes de temps, des simplifications du scénario contrefactuel seront nécessaires pour la première édition de l’analyse coûts-avantages des bassins maritimes.

iii.   Réseau de référence

Le réseau de référence correspond au réseau de base qui devrait être en place à l’horizon temporel particulier visé par l’analyse coûts-avantages des bassins maritimes. Les coûts et les avantages sont modélisés pour le scénario factuel (plan de développement du réseau en mer) et contrefactuel, en considérant ce réseau de référence comme le réseau auquel le scénario factuel ou contrefactuel est ajouté ou retiré. Le réseau de référence utilisé pour toutes les analyses coûts-avantages des bassins maritimes devrait correspondre, pour chaque horizon temporel respectif, au modèle utilisé à l’échelle de l’Union pour les analyses coûts-avantages spécifiques du projet de TYNDP, en veillant à la cohérence avec les évaluations à l’échelle du système du TYNDP ainsi qu’à la prise en compte d’autres projets et besoins des bassins maritimes.

iv.   Configuration des zones de dépôt des offres

La configuration des zones de dépôt des offres peut avoir une incidence sur la répartition des avantages entre les États membres. Pour les besoins des interconnexions hybrides recensés dans les plans de développement du réseau en mer, l’analyse coûts-avantages des bassins maritimes devrait utiliser une configuration des zones de dépôt des offres en mer pour la production connectée, étant donné que cela reflète mieux les conditions de réseau dans le cadre des processus de calcul et d’attribution de la capacité (8).

v.   Renforcements du réseau terrestre

La réalisation des plans de développement du réseau en mer nécessitera des renforcements importants du réseau terrestre, ce qui entraînera des coûts correspondants mais aussi des avantages tels qu’une réduction des délestages. L’analyse coûts-avantages des bassins maritimes devrait inclure des évaluations du renforcement du réseau terrestre pour les États membres relevant du champ d’application de chaque bassin maritime. Le recensement des renforcements nécessaires à la réalisation des plans de développement du réseau en mer pose un problème de modélisation, étant donné qu’un renforcement du réseau terrestre identifié dans le plan de développement du réseau en mer pourrait également être nécessaire pour un autre besoin du réseau terrestre. Néanmoins, le fait d’exclure les coûts et les avantages des besoins de renforcement du réseau terrestre donnerait aux États membres un aperçu limité des conséquences de la mise au point des plans de développement du réseau en mer et pourrait constituer un facteur déterminant pour confirmer l’intérêt de leur déploiement, étant donné qu’il s’agit de garantir que l’électricité produite à partir d’énergies renouvelables en mer atteindra effectivement la demande. En cas de chevauchement des besoins de renforcement du réseau terrestre entre les besoins découlant de l’intégration des énergies renouvelables en mer et ceux liés à d’autres besoins terrestres, il convient de ne prendre en considération que la partie des besoins de renforcement du réseau terrestre qui peut être clairement établie comme étant nécessaire uniquement en raison des besoins en mer. Il convient également de tenir compte du fait qu’un déploiement plus faible des énergies renouvelables en mer en raison d’une coopération moindre entraînerait un besoin encore plus important d’énergies renouvelables terrestres, ce qui pourrait également entraîner une hausse des besoins de renforcement du réseau terrestre.

Le REGRT-E devrait fournir des informations transparentes sur les hypothèses formulées pour distinguer les besoins de renforcement liés aux capacités de production en mer. Le cas échéant, le REGRT-E devrait demander des orientations aux groupes à haut niveau ou aux groupes régionaux du RTE-E.

vi.   Modélisation des coûts et avantages

Les incidences évaluées dans le cadre de l’analyse coûts-avantages des bassins maritimes devraient inclure au moins les avantages du TYNDP suivants: bien-être socio-économique, variation du CO2, émissions autres que de CO2 (y compris de polluants atmosphériques), adéquation du système et intégration des énergies renouvelables. Dans la mesure du possible, il convient également d’évaluer les incidences sur la biodiversité et d’autres externalités environnementales pertinentes (par exemple, d’autres pollutions). Dans ce dernier cas, le déploiement des énergies renouvelables en mer est un avantage évident du développement d’infrastructures de transport hybrides et radiales en mer. Les lignes de transport hybrides présenteront également des avantages en ce qui concerne l’intégration des énergies renouvelables terrestres, compte tenu de leur rôle en tant qu’interconnexions. Par ailleurs, l’évaluation du scénario contrefactuel tel que décrit précédemment permet de quantifier les avantages de la production en mer qui, sinon, ne seraient pas réalisés.

Les coûts devraient principalement se baser, dans la mesure du possible, sur les dépenses en capital (CAPEX). Seuls les coûts de transport doivent être inclus, et non la production, dont les coûts sont déterminés par des considérations commerciales et ne sont découverts que dans le cadre d’appels d’offres spécifiques au projet, tandis que les avantages pertinents sont pris en compte comme décrits ci-dessus. Le REGRT-E ne devrait pas estimer l’évolution actuelle et future des coûts d’investissement dans les parcs éoliens en mer. Tous les actifs de transport recensés dans le plan de développement du réseau en mer devraient faire l’objet d’une évaluation dans le cadre de l’analyse coûts-avantages des bassins maritimes. Les dépenses d’exploitation (OPEX) peuvent représenter une part importante du coût total de la réalisation des plans de développement du réseau en mer, mais ils sont souvent liés à des conceptions spécifiques à un projet, comme les pertes de réseau ou la maintenance, et peuvent être difficiles à évaluer de manière adéquate au niveau des bassins maritimes. Les besoins en réserve d’équilibrage peuvent également être influencés par le déploiement des énergies renouvelables en mer, mais les analyses coûts-avantages des bassins maritimes ne sont peut-être pas adaptées à de telles évaluations. À cet égard, les gestionnaires de réseau de transport (GRT) pourraient envisager de demander aux centres de coordination régionaux de procéder à des évaluations spécifiques tenant compte de la production en mer dans le cadre de leurs missions relatives au dimensionnement et à la passation de marchés au niveau régional. Le REGRT-E devrait évaluer quelles OPEX pourraient être solidement intégrées dans les analyses coûts-avantages des bassins maritimes. Lorsqu’ils coopèrent sur un projet transfrontière concret, les États membres peuvent souhaiter inclure dans l’analyse des coûts-avantages spécifique du projet concerné toute dépense OPEX pertinente au-delà de celles prises en charge par le REGRT-E au niveau du bassin maritime.

vii.   Granularités temporelles et géographiques

Les niveaux de risque associés à la réalisation des plans de développement du réseau en mer augmentent au fil du temps, par exemple les résultats de la planification peuvent changer à mesure que d’autres évolutions surviennent dans le pays, ou d’autres projets peuvent être recensés. Une telle complexité en matière de risque temporel nécessite donc une distinction temporelle. L’analyse coûts-avantages des bassins maritimes devrait être réalisée pour 2040 et 2050. Compte tenu du temps nécessaire à l’élaboration d’un projet énergétique en mer et de la date à laquelle les premières analyses coûts-avantages des bassins maritimes seront publiées, il n’y a pas lieu de réaliser les évaluations à l’horizon 2030, car elles ne fourniraient aucune information utile aux États membres.

Les résultats de l’analyse coûts-avantages des bassins maritimes devraient être déterminés individuellement par État membre et de manière agrégée par bassin maritime. Cela fournit aux États membres d’une région les outils leur permettant de déterminer les bénéficiaires nets de la mise en œuvre des plans de développement du réseau en mer et, ensuite, de lancer des conceptualisations de projets qui associent des États membres sans se limiter à ceux qui accueillent physiquement les projets. Cela leur permet également de discuter ensemble de toutes les implications à haut niveau de la réalisation d’un plan de développement du réseau en mer. Par la suite, lors de discussions spécifiques au projet, il peut être estimé que certains des États membres que les résultats de l’analyse coûts-avantages des bassins maritimes avaient initialement pris en considération ne bénéficient en réalité pas du projet en question (et pourraient bénéficier d’autres projets du plan de développement du réseau en mer). Dans le même temps, les États membres qui en bénéficient peuvent être recensés et inclus dans le processus à un stade précoce, réduisant ainsi les risques d’échec d’une participation tardive à un processus de répartition des coûts spécifique à un projet.

viii.   Résultats de l’analyse coûts-avantages des bassins maritimes

Les GRT et les autorités nationales de régulation (ARN) concernés, l’ACER et la Commission devraient être associés de manière appropriée aux exercices d’analyse coûts-avantages des bassins maritimes du REGRT-E. Le REGRT-E devrait présenter ses résultats aux corridors prioritaires de réseaux en mer du RTE-E, dans le cadre des groupes régionaux ou, le cas échéant, des groupes à haut niveau correspondants. Les résultats devraient être fournis en euros pour un scénario de TYNDP basé sur la meilleure estimation, montrant les plages d’incertitude qui tiennent compte des autres scénarios communs du TYNDP. L’analyse coûts-avantages des bassins maritimes devrait identifier les États membres pour lesquels l’incidence nette est positive et ceux pour lesquels l’incidence nette est négative. Elle devrait également comprendre un résumé de tous les besoins en infrastructures nécessaires à la mise en place d’un plan de développement du réseau en mer et, dans la mesure du possible, de leur incidence sur les résultats de cette analyse.

Afin de faciliter davantage les discussions régionales, les ARN d’une région devraient évaluer l’exercice d’analyse coûts-avantages des bassins maritimes réalisé par le REGRT-E et, le cas échéant, apporter un appui à ses résultats. Cela peut contribuer à obtenir le soutien et l’engagement réglementaires en amont, en réduisant les frictions et le temps consacré aux étapes spécifiques du projet. En outre, l’ACER devrait envisager de formuler un avis sur toutes les analyses coûts-avantages des bassins maritimes.

Lorsqu’une analyse coûts-avantages des bassins maritimes donne des résultats positifs pour certains besoins en infrastructures transfrontières, il convient de les étudier plus en détail. Dès lors, il faut s’attendre à ce que des évaluations spécifiques aux projets soient incluses dans les plans d’investissement régionaux (c’est-à-dire les études de projet) ou dans le TYNDP.

II.b.   Partage transfrontière des coûts non contraignants des bassins maritimes

Le partage transfrontière des coûts des bassins maritimes devrait fournir des informations sur les considérations relatives au partage des coûts, au niveau régional, sur la base des coûts et des avantages de la réalisation des plans de développement du réseau en mer. Le résultat de cet exercice est informatif et indicatif, il n’aboutit pas à une répartition réelle des coûts.

i.   Coûts à inclure dans le partage transfrontière des coûts des bassins maritimes

La prise en compte de tous les besoins de réseau nécessaires pour réaliser les ambitions régionales en mer dans le cadre de l’analyse coûts-avantages des bassins maritimes permet aux États membres (ainsi qu’aux GRT et à la chaîne d’approvisionnement) d’extraire les informations nécessaires concernant les besoins de coopération, les quantités d’équipements, les indications sur les avantages du recours à des projets de transport transfrontière afin de rendre possibles la réalisation des potentiels en mer autrement irréalisables, ainsi que d’autres informations pertinentes pour d’éventuelles révisions des objectifs régionaux en mer.

En ce qui concerne le partage des coûts, seul un sous-ensemble des besoins en infrastructures inclus dans un plan de développement du réseau en mer et une analyse coûts-avantages des bassins maritimes devraient faire l’objet de l’exercice de partage transfrontière des coûts des bassins maritimes: ceux qui ont clairement une incidence transfrontière. Pour les besoins en infrastructures hybrides, cela inclut le réseau de transport du réseau en mer depuis les sites de production d’énergies renouvelables en mer vers deux États membres ou plus. Certains besoins en infrastructures de raccordement radial peuvent également être pertinents pour le partage des coûts. Tel serait notamment le cas s’ils font partie d’un besoin en infrastructures qui, selon un plan de développement du réseau en mer, devrait devenir hybride à un stade ultérieur. Certains renforcements du réseau terrestre seront également pertinents pour l’élaboration des plans de développement du réseau en mer et auront une incidence transfrontière évidente. Afin de garantir l’équité dans les discussions sur le partage des coûts liées à l’intégration des énergies renouvelables en mer, ces discussions devraient en principe également être incluses dans l’exercice de partage transfrontière des coûts des bassins maritimes, dans la mesure où il est possible d’établir une méthodologie appropriée, comme décrit ci-dessus.

En ne maintenant dans le champ d’application du partage transfrontière des coûts des bassins maritimes que les besoins en infrastructures qui sont clairement pertinents pour l’intégration des énergies renouvelables en mer et qui ont une importance transfrontière, les États membres d’une région peuvent déterminer lesquels sont les plus susceptibles d’être pertinents pour la conception et les négociations ultérieures sur la répartition des coûts de projets transfrontières concrets à un horizon temporel spécifique (2040 ou 2050). Cela permettra de définir bien à l’avance le champ d’application de groupes de projets potentiels à regrouper et d’obtenir l’engagement en temps utile des ARN et des GRT.

ii.   Seuil de signification pour les bénéficiaires positifs nets

Les négociations sur des projets concrets ont des conséquences directes en matière de répartition des coûts et, dès lors, la désignation de bénéficiaires positifs nets pour une répartition transfrontière des coûts spécifique à un projet nécessite d’avoir recours à des seuils de signification pour rester pragmatique. Cela garantit que les contributions modélisées de faibles ampleurs des États membres n’accueillant pas le projet n’augmentent pas de manière significative les coûts de négociation et les coûts administratifs d’un projet donné, c’est-à-dire qu’elles n’augmentent pas de manière excessive le nombre de parties concernées.

Au niveau du plan, qui est conceptuel sans conséquence contraignante en termes de coûts, ces arguments ne s’appliquent pas, tandis que le fait de ne pas recenser et de ne pas impliquer suffisamment à l’avance des parties bénéficiaires ayant des incidences positives nettes relativement plus faibles peut entraîner des coûts d’opportunité. En outre, au niveau du plan, tout seuil faible pourrait entraîner des lacunes importantes en ce qui concerne le montant total des coûts couverts, les besoins en infrastructures d’un seul État membre sur une décennie pouvant couvrir un grand nombre de projets et de coûts d’investissement. Par conséquent, il convient de n’utiliser aucun seuil de signification minimal des incidences positives nettes pour le partage transfrontière des coûts des bassins maritimes.

iii.   Résultats du partage transfrontière des coûts des bassins maritimes

Les GRT et ARN concernés, l’ACER et la Commission devraient être associés de manière appropriée aux exercices de partage transfrontière des coûts des bassins maritimes du REGRT-E, dont les résultats devraient être présentés par le REGRT-E aux corridors de réseaux prioritaires en mer du RTE-E. Le REGRT-E devrait présenter la demande du partage des coûts pour chaque État membre par bassin maritime, ventilée par décennie (2040 et 2050), en euros, sur la base d’une répartition proportionnelle à la part des avantages. Le partage transfrontière des coûts des bassins maritimes devrait également comprendre un résumé de tous les besoins en infrastructures pertinents pour le partage régional des coûts et, dans la mesure du possible, de leur incidence sur les résultats du partage transfrontière des coûts des bassins maritimes.

III.   RECOMMANDATIONS POUR LES ÉVALUATIONS SPÉCIFIQUES AUX PROJETS

III.a.   Analyse coûts-avantages spécifique du projet

i.   Processus de mise en place d’une analyse coûts-avantages spécifique du projet

Lorsqu’elles entament des discussions et des négociations sur la répartition des coûts pour des projets concrets de transport transfrontière en mer, les autorités réglementaires nationales (ARN) s’appuient sur des analyses coûts-avantages spécifiques aux projets. Cela peut également être le cas lorsque les États membres discutent de projets transfrontières communs en matière d’énergies renouvelables en mer, éventuellement pour négocier des transferts statistiques ou la mise en place d’un régime d’aide commun pour combler un déficit d’investissement. Dans les deux cas, les ARN et/ou les États membres peuvent décider de déléguer les calculs de modélisation aux GRT.

Les risques d’échec des négociations portant sur des projets transfrontières peuvent être limités lorsque le processus est convenu à l’avance par les parties concernées. Par exemple, une approche coordonnée des actifs de transport transfrontières peut consister à:

1.	établir un protocole d’accord ou un instrument similaire entre les États membres concernés

2.	établir un protocole d’accord ou un instrument similaire entre les GRT concernés

3.	ce que les ARN compétentes conviennent conjointement des hypothèses que les GRT doivent prendre en considération

4.	ce que les GRT élaborent conjointement une analyse coûts-avantages spécifique du projet

5.	ce que les ARN valident conjointement les résultats ou demandent conjointement des modifications aux GRT

L’accord conjoint sur les hypothèses à utiliser dans une analyse coûts-avantages spécifique du projet (par exemple, le nombre de scénarios et ceux à prendre en considération) et la réalisation d’une modélisation conjointe peuvent largement atténuer les désaccords ultérieurs découlant de l’utilisation d’approches et de résultats de modélisation divergents. Il convient de noter que les États membres peuvent également être associés au processus relatif aux installations de transport, conformément aux pratiques nationales, notamment en validant les hypothèses ou les résultats (par exemple, lorsque certains États membres approuvent des plans d’investissement nationaux pour les GRT sur leur territoire). La proposition de procédure coordonnée d’analyse coûts-avantages spécifique du projet devrait servir de cadre d’orientation, tout en offrant la flexibilité nécessaire. Par exemple, un groupe d’États membres peut estimer que la conclusion de protocoles d’accord pourrait prolonger plutôt que raccourcir le temps de négociation nécessaire et donc les juger inutiles ou décider que certaines mesures devraient être prises en parallèle.

En ce qui concerne les projets transfrontières de production en mer, les États membres concernés peuvent mettre en œuvre conjointement l’analyse coûts-avantages spécifique aux projets. Ils devraient d’abord convenir de l’approche à suivre pour élaborer les calculs de modélisation conjointe (par exemple, réalisation directement par eux-mêmes, délégation à leurs agences énergétiques respectives, délégation aux GRT concernés ou lancement d’appels d’offres pour des services de conseil). Ensuite, ils devraient convenir conjointement des hypothèses à utiliser (par exemple, les scénarios et l’inclusion éventuelle des renforcements du réseau terrestre dans l’évaluation) et préparer ensemble l’analyse coûts-avantage spécifique aux projets, comme convenu précédemment.

Lorsque des projets transfrontières complexes en mer peuvent intégrer à la fois un projet d’interconnexion hybride et un projet commun en matière d’énergies renouvelables en mer, les États membres et les ARN concernés devraient veiller à la cohérence des analyses coûts-avantages spécifiques des deux projets. Ils devraient, d’une part, veiller à ce que les hypothèses des deux projets soient cohérentes et évitent la double comptabilisation des coûts et des avantages. Dans le même temps, ils devraient réduire au minimum les risques de retard, en particulier lorsque les délais de prise de décision en matière d’investissement sont différents pour chacun des projets. Par exemple, la répartition finale des coûts des installations de transport peut nécessiter une décision plus précoce lorsque sa mise en service prend beaucoup plus de temps que pour le parc éolien en mer. Ils peuvent également décider d’intégrer les deux évaluations de projets dans une évaluation globale unique. Toutefois, une telle approche devrait toujours permettre d’établir une distinction entre, d’une part, les résultats propres aux infrastructures que les ARN doivent prendre en considération dans leurs décisions de partage des coûts transfrontières et, d’autre part, les informations spécifiques à la production pertinentes pour les modalités de partage des coûts et avantages des États membres en vue d’une répartition des statistiques sur les énergies renouvelables et des coûts de soutien.

Les îlots énergétiques constituent un autre type de projet complexe nécessitant des investissements importants qui peuvent avoir des conceptions de projets, des structures de propriété et des mécanismes de financement très différents. Par conséquent, le processus et les analyses pour un îlot énergétique devraient être étudiés au cas par cas, en tenant compte de ses caractéristiques.

ii.   Scénarios et analyses de sensibilité pour les analyses coûts-avantages spécifiques aux projets

Conformément à l’article 16, paragraphe 4, du règlement RTE-E, les scénarios à utiliser dans les analyses de projets devraient au moins tenir compte des scénarios communs du TYNDP. L’introduction d’autres scénarios pourrait en accroître la solidité en tenant compte des différents avenirs possibles, mais risque également de faire double emploi avec les scénarios du TYNDP, en rajoutant des délais de modélisation et éventuellement des coûts de négociation. Le règlement RTE-E fournit un cadre pour l’élaboration de scénarios communs pour le TYNDP qui garantit un niveau élevé de participation et de suivi des parties prenantes. Les parties nationales devraient donc participer activement afin que la qualité des scénarios et la confiance qui leur est accordée soient élevées, réduisant ainsi la nécessité de disposer de scénarios supplémentaires chronophages (et parfois contre-productifs).

Au lieu de scénarios supplémentaires, la réalisation d’analyses de sensibilité sur les scénarios de TYNDP peut constituer un outil efficace pour accroître encore la solidité des évaluations de projets, et ce en évaluant la manière dont la valeur du projet change lorsqu’une hypothèse clé est modifiée afin de déterminer quelles hypothèses produisent l’incidence la plus significative sur les résultats de l’analyse coûts-avantages spécifique aux projets. Si des scénarios supplémentaires allant au-delà des scénarios du TYNDP sont jugés nécessaires, par exemple pour intégrer de nouvelles informations locales mises à disposition après l’élaboration des scénarios du TYNDP, le règlement RTE-E exige qu’ils soient compatibles avec l’objectif de neutralité climatique de l’Union à l’horizon 2050 et les objectifs intermédiaires en matière d’énergie et de climat, qu’ils fassent l’objet du même niveau de consultation et de contrôle que pour les scénarios du TYNDP et qu’ils soient évalués par l’ACER.

iii.   Scénarios contrefactuels pour les analyses coûts-avantages spécifiques des projets

Lors de l’élaboration du scénario contrefactuel d’un projet en mer, les États membres et/ou les ARN, selon le cas, devraient évaluer et convenir des conséquences les plus probables d’un échec de la négociation de la répartition des coûts pour le projet. Le scénario contrefactuel convenu devrait toujours représenter l’alternative la plus réaliste pour le projet. Par exemple, lors de l’évaluation d’un projet de transport hybride, deux ARN peuvent généralement considérer que l’alternative la plus probable à la mise au point de l’hybride peut être une ligne radiale reliant le rivage le plus proche. Lorsque des écarts de prix de l’électricité relativement fréquents et importants sont observés entre les zones de dépôt des offres des pays, une interconnexion traditionnelle point à point peut rester une solution de remplacement probable.

De même, pour un projet commun de production d’énergie renouvelable en mer connecté au moyen d’un hybride, différents scénarios contrefactuels peuvent être appropriés. Pour les projets de production très importants (par exemple les projets associés à un îlot énergétique) ou pour les projets qui ne sont réalisables que si une nouvelle capacité d’interconnexion est mise en place (voir également le «scénario contrefactuel» pour les analyses coûts-avantages des bassins maritimes), il peut être raisonnable d’envisager un parc éolien en mer plus petit connecté de manière radiale, voire l’absence d’un parc éolien en mer si le coût de la connexion radiale est trop élevé.

iv.   Configuration des zones de dépôt des offres

La configuration des zones de dépôt des offres d’un projet spécifique peut avoir une incidence sur la répartition des avantages entre les États membres, ainsi qu’entre les promoteurs de réseaux de transport et les promoteurs de parcs éoliens. Par conséquent, les États membres devraient s’efforcer de déterminer le plus tôt possible la configuration des zones de dépôt des offres d’un projet, de la prendre en considération de manière adéquate dans les analyses coûts-avantage spécifiques des projets de transport et de production et d’assurer une visibilité en prévision des enchères. Pour les projets constitués de parcs éoliens en mer raccordés au moyen d’une interconnexion hybride, les États membres devraient étudier la possibilité pour les zones de dépôt des offres en mer de constituer des dispositifs plus solides pour intégrer pleinement la production dans le marché européen de l’électricité.

III.b.   Répartition transfrontière des coûts spécifiques aux projets

En complément de la recommandation de l’ACER sur le traitement des demandes d’investissement des PIC, certaines particularités des projets de transport en mer devraient être prises en considération. Les hybrides, en particulier, présentent un certain nombre de difficultés qui peuvent avoir une incidence sur les négociations sur la répartition des coûts d’investissement. Les interconnexions traditionnelles de point à point servent à arbitrer les prix par-delà les frontières, optimisant ainsi l’ensemble du système énergétique. En outre, les hybrides peuvent potentiellement intégrer des capacités très importantes en matière d’énergies renouvelables en mer et modifier fondamentalement les bouquets énergétiques d’une région. Les avantages sont plus susceptibles que dans les projets d’interconnexion électrique antérieurs d’être perçus non seulement par les États membres d’accueil, mais aussi de s’étendre au-delà des zones voisines.

Pour que les projets restent intéressants, ils devraient avoir une incidence positive nette globale sur le bien-être socio-économique, et aucun État membre ne devrait subir d’incidence négative nette. Une analyse coûts-avantages spécifique aux projets mettant en évidence une incidence négative nette sur un pays accueillant un projet en mer constitue un obstacle potentiel à son développement. La répartition transfrontière des coûts spécifiques aux projets constitue un instrument doté d’un processus structuré défini par le règlement RTE-E qui aide les ARN et les États membres à parvenir à des accords sur la répartition des coûts d’investissement. Le recours à une telle répartition est obligatoire pour les PIC et les PIM lorsque des subventions ont été demandées pour des travaux relevant du mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE), tandis que d’autres approches similaires (qui ne respectent pas strictement les exigences du règlement RTE-E) peuvent être utilisées dans d’autres cas. Même lorsque cela n’est pas obligatoire, compte tenu de l’importance des montants d’investissement et de la relative complexité d’un projet hybride, le fait d’utiliser de simples clés de partage non proportionnelles aux avantages et d’éviter les répartitions transfrontières des coûts spécifiques aux projets constitue des pratiques qui risquent de devenir inefficaces. Les répartitions transfrontières des coûts spécifiques aux projets ne sont pas (uniquement) une exigence en vue d’une éventuelle demande de financement de travaux au titre du MIE présentée par un PIC/PIM, mais plutôt un outil de négociation important assorti d’une procédure claire et de calendriers concrets qui peuvent faciliter et accélérer les négociations. Elles doivent donc être considérées comme l’un des avantages du recours au statut de PIC/PIM qui contribue à la livraison en temps utile des infrastructures transfrontières.

i.   Seuil de signification pour les bénéficiaires positifs nets

Étant donné que les répartitions transfrontières des coûts spécifiques aux projets débouchent sur une décision contraignante concernant la manière de partager les coûts, la détermination des États membres pour lesquels la mise en œuvre d’un projet entraîne une incidence positive nette significative doit rester pragmatique, sans pour autant négliger les investissements fondamentaux. Les avantages étant plus susceptibles de se propager au niveau régional, un seuil de signification plus faible pour identifier les bénéficiaires nets positifs des hybrides que pour les interconnexions traditionnelles peut être requis. Dans ce contexte, il convient d’envisager un seuil inférieur à 10 %.

ii.   Contributions des États membres n’accueillant pas les projets

La contribution d’un État membre n’accueillant pas le projet, qui est un bénéficiaire positif net, peut être nécessaire à la viabilité financière d’un projet lorsqu’il est estimé que l’incidence négative pour un État membre accueillant le projet sera négative. En principe, cet État membre bénéficiaire devrait contribuer financièrement à la réussite d’un projet et à la réalisation effective des avantages sur son territoire. En pratique, cela peut s’avérer difficile. Par exemple, le pays n’accueillant pas le projet peut être impliqué trop tard dans le processus, ce qui soulève de nouvelles questions sur les modèles réalisés et leurs résultats, il peut considérer que les avantages estimés sont trop incertains ou qu’il peut être difficile, en pratique, de réaliser une contribution financière transfrontière. En tout état de cause, lorsqu’un pays n’accueillant pas le projet n’est intégré à un projet qu’au moment où sa contribution est requise, son impression d’être partie au projet et sa volonté de contribuer peuvent s’en trouver limitées. Le partage transfrontière des coûts des bassins maritimes devrait contribuer à atténuer le risque d’un engagement en temps utile.

En outre, dans le cadre des négociations portant sur la répartition des investissements pour les projets transfrontières, les ARN compétentes devraient parvenir à des accords concernant la répartition transfrontière des coûts spécifiques aux projets et les demandes d’investissement. En cas d’échec, ou à leur demande, l’ACER devrait prendre une décision garantissant une résolution rapide du processus. Bien que dans certains cas la répartition transfrontière des coûts spécifiques des projets attribue des contributions à un tiers, ces cas sont peu nombreux et concernent généralement les infrastructures gazières (9).

Les contributions des États membres n’accueillant pas de projets sont possibles et, dans les cas où il existe des bénéficiaires positifs nets alors qu’un ou plusieurs des États membres accueillant des projets sont réputés avoir des incidences négatives nettes, on peut s’attendre à ce que ces contributions soient nécessaires pour de futurs projets en mer. Dans le même temps, il est essentiel de garder à l’esprit qu’une répartition transfrontière des coûts spécifiques aux projets n’est qu’un outil. Afin de garantir le succès des négociations et de réduire au minimum les frictions, en particulier lorsque les avantages dépassent les frontières nationales des États membres accueillants le projet, la répartition transfrontière des coûts spécifiques aux projets bénéficierait d’approches coordonnées dans le cadre desquelles les principes sont convenus avant le début des négociations concrètes. L’expérience en matière de partage transfrontière des coûts des bassins maritimes et de répartition transfrontière préalable des coûts spécifiques aux projets pourrait contribuer à l’élaboration de ces principes au niveau régional. En outre, des incitations collaboratives supplémentaires devraient être envisagées pour que les États membres n’accueillant pas de projet soient davantage disposés à investir dans un projet.

III.c.   Autres instruments allant au-delà des répartitions transfrontières des coûts spécifiques aux projets

La prise en compte de dispositions et d’instruments s’ajoutant aux répartitions transfrontières des coûts spécifiques aux projets devrait tenir dûment compte de la difficulté pratique de transférer des coûts d’infrastructure vers des entités réglementées dans des pays n’accueillant pas de projet. Dans le même temps, il existe des pratiques de coopération et des ambitions en mer différentes dans les différentes régions européennes. Les différences régionales peuvent donc conduire à des accords différents concernant les modalités de partage des coûts supplémentaires à utiliser. Les groupes à haut niveau pourraient s’avérer être des plateformes utiles pour déterminer si des outils et lesquels pourraient être envisagés pour des projets dans leurs régions respectives.

Deux types d’outils supplémentaires pourraient être étudiés plus avant: des outils visant à faciliter la pleine utilisation de la répartition transfrontière des coûts spécifiques aux projets et des outils permettant de combler un déficit de financement persistant.

i.   Outils facilitant la pleine utilisation de l’outil de répartition transfrontière des coûts spécifiques aux projets pour les projets de transport

Clés de répartition des recettes tirées de la congestion

Une répartition transfrontière des coûts spécifiques aux projets intervient au moment de l’adoption de la décision finale d’investissement dans un projet transfrontière. Au cours de l’exploitation de l’actif concerné, les recettes tirées de la congestion sont générées et réparties selon des méthodes et des clés de partage convenues. La répartition des recettes tirées de la congestion correspondra généralement à une clé de répartition classique 50-50 ou à d’autres clés de répartition spécifiques qui reflètent les niveaux de propriété ou d’investissement. L’utilisation de ces clés de répartition spécifiques en tant qu’outil de négociation allant au-delà des niveaux de propriété ou d’investissement peut, en général, ne pas constituer un outil très efficace pour les futurs projets hybrides en mer, étant donné que l’incertitude quant à la génération de recettes tirées de la congestion peut augmenter, notamment en raison des effets de «cannibalisation» entre projets de transport parallèles. Néanmoins, les ARN concernées pourraient souhaiter convenir de différentes clés de répartition spécifiques qui correspondent aux besoins du projet (par exemple, les dépenses OPEX attendues), lorsque cela est conforme à la réglementation et aux méthodes de l’Union.

Regroupement de projets

Le regroupement d’un ensemble de projets complémentaires et présentant des niveaux de risque similaires (par exemple, lorsqu’ils doivent être mis en service en parallèle ou dans des délais rapprochés) peut réduire considérablement les coûts de transaction d’une négociation. Un tel regroupement peut garantir que les projets interconnectés sont évalués conjointement, par exemple pour plusieurs hybrides dans la même région, ou pour les renforcements des interconnexions hybrides et à terre nécessaires pour que l’électricité produite en mer atteigne un centre de demande donné. Cela peut contribuer à réduire les incertitudes en modélisant ensemble les projets qui ont une incidence les uns sur les autres et en établissant des accords qui vont au-delà de ce cadre, ce qui pourrait réduire le besoin de transactions financières transfrontières (par exemple, au moyen d’une répartition transfrontière des coûts spécifiques aux projets) en compensant les coûts et les avantages entre les projets et en permettant des contributions «en nature» au moyen d’investissements parallèles qui profitent à toutes les parties concernées. Compte tenu de la nécessité de développer en parallèle des projets d’infrastructure importants afin de concrétiser en temps utile les ambitions en mer des États membres, le regroupement de projets pourrait devenir un outil de facilitation. Le partage transfrontière des coûts des bassins maritimes peut aider à identifier des possibilités de regroupement rationnel.

Conditionnalités ex post

Une répartition transfrontière des coûts spécifiques aux projets pourrait contenir des conditions préalablement convenues en vertu desquelles il serait possible de réaliser une certaine correction (par exemple, une modification de la clé de répartition des recettes tirées de la congestion) ou une transaction financière, c’est-à-dire si les conditions changent de manière substantielle par rapport à celles évaluées au stade de la répartition des coûts. Néanmoins, il peut s’avérer difficile, dans la pratique, de mettre en œuvre de telles conditions sans créer de nouveaux risques pour le projet, de sorte que des principes clairs doivent être établis à l’avance si cette option est utilisée.

Accords innovants en matière de planification et de propriété

Les États membres et les opérateurs dans les différentes régions pourraient explorer des approches innovantes en matière de propriété, telles que la propriété conjointe par la mise en place d’entités régionales de transport en mer chargées des activités de planification des bassins maritimes et la mise au point des projets de réseaux transfrontières en mer pertinents. D’une part, ces entités nécessiteraient un premier effort pour leur création et la définition d’accords de partage des coûts qui pourraient conduire des investissements substantiels. D’autre part, ils seraient bénéfiques à moyen terme, en réduisant les coûts de transaction ainsi que les risques d’échec des négociations, les parties concernées étant déjà propriétaires de l’entité et donc toujours engagées dans la conception et la mise au point de projets transfrontières. La propriété conjointe pourrait être soutenue par la mise en place de bases d’actifs régulés (BAR) régionales. En outre, il ne serait pas nécessaire que ces entités participent à l’exploitation du système des réseaux en mer, qui pourrait continuer de relever des GRT désignés.

D’autres structures de propriété pourraient également être envisagées afin d’encourager le développement d’infrastructures en mer. Par exemple, dans le cadre d’un ensemble de plusieurs projets, les différentes parties pourraient convenir d’une propriété croisée, suscitant ainsi l’adhésion d’un pays importateur net à l’installation de transport en mer, et inversement. Les parties concernées dans une région donnée peuvent ainsi avoir un fort intérêt à s’assurer que tous les projets pertinents sont mis en œuvre comme prévu et que les avantages sont réalisés au fur et à mesure de leur évaluation, en atténuant les risques et en créant des avantages mutuels.

La planification régionale en mer (mais pas le développement) pourrait également être renforcée, par exemple en demandant aux centres de coordination régionaux concernés d’accomplir de nouvelles tâches de planification régionale.

Harmonisation des redevances de raccordement au réseau pour la production en mer

L’existence d’approches différentes en ce qui concerne les régimes de tarification du raccordement au réseau (peu profond ou profond) pour les projets de production d’énergie renouvelable en mer peut compliquer la procédure d’appel d’offres pour les promoteurs d’énergies renouvelables, ainsi que les discussions entre les États membres et/ou les ARN relatives à la répartition transfrontière des coûts spécifiques aux projets. Un alignement des redevances de raccordement régional pourrait être envisagé pour les projets d’énergies renouvelables en mer, en tenant compte des principes de «reflet» des coûts d’infrastructure engagés et de non-discrimination en matière de redevances d’accès au réseau.

Modèles régionaux de négociation

Il serait possible d’élaborer des modèles régionaux décrivant les principes généraux à suivre pour passer d’un partage transfrontière des coûts des bassins maritimes à des évaluations et des négociations spécifiques à un projet; ces modèles devraient toutefois rester un outil de facilitation et d’information permettant d’entamer les discussions, et il conviendrait de toujours conserver une certaine flexibilité dans les négociations de projets proprement dites.

ii.   Outils pour combler un déficit de financement persistant

a)   Pour la production en mer

Produits de transfert statistique à terme pluriannuels avec affectation pour les projets en mer

Les accords sur les transferts statistiques peuvent porter sur l’année passée, l’année en cours, l’année à venir ou les années à venir (produits futurs). Les produits futurs peuvent s’avérer particulièrement intéressants pour soutenir des projets en mer en cours d’examen. L’État membre accueillant le projet peut alors obtenir un financement supplémentaire pour réaliser son projet d’énergies renouvelables en mer, en comblant les déficits de coûts de soutien i structurels qui subsistent, tandis que l’État membre acheteur peut garantir de futurs transferts statistiques et soutenir les objectifs stratégiques en mer. Les accords statistiques peuvent également contenir des conditions relatives à l’utilisation des échanges financiers de transfert statistique, par exemple en indiquant que les montants transférés doivent être utilisés pour les réseaux en mer liés au projet d’énergie renouvelable. Des exemples de telles pratiques de conditionnalité existent déjà en ce qui concerne les transferts statistiques effectués.

Aide de l’Union

Le mécanisme de financement des énergies renouvelables de l’Union donne aux États membres la possibilité d’atteindre leurs points de référence nationaux concernant les parts d’énergies renouvelables au moyen d’une coopération transfrontière. Il permet de soutenir par voie d’appels d’offres de nouveaux projets dans le domaine des énergies renouvelables dans l’Union afin de combler un écart dans la trajectoire indicative de l’Union en matière d’énergies renouvelables ou simplement d’accélérer le déploiement. Les pays contributeurs participent financièrement et volontairement au mécanisme, dans le cadre duquel le paiement est lié à de nouveaux projets dans le domaine des énergies renouvelables construits sur le territoire des États membres accueillant le projet au moyen d’un appel d’offres organisé par la Commission, ce qui réduit les coûts administratifs pour les États membres concernés (10) et accroît l’efficacité du déploiement et l’acceptation par le public grâce à des contributions financières transfrontières liées à des projets concrets dans le domaine des énergies renouvelables. Grâce au mécanisme de financement des énergies renouvelables de l’Union, il est possible de préciser le souhait de soutenir un type particulier de technologie (par exemple, les énergies renouvelables en mer) et, bien que cela n’existe pas à l’heure actuelle, des niveaux d’agrégation pourraient être intégrés (par exemple pour les différents bassins maritimes). Pour autant qu’un système similaire soit renouvelé pour les objectifs à l’horizon 2040 et au-delà, le mécanisme de financement des énergies renouvelables de l’Union pourrait s’avérer particulièrement intéressant pour les projets d’énergies renouvelables en mer qui nécessitent un appui. Les capacités de production en mer jugées irréalisables en l’absence de cadres d’investissement collaboratifs pourraient être des candidats idéaux.

En outre, jusqu’à 15 % du budget total du mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE) alloué à l’énergie peut être utilisé pour soutenir des projets transfrontières dans le domaine des énergies renouvelables, pour autant qu’ils soient appuyés par un accord de coopération conforme à la directive sur les énergies renouvelables. Outre le mécanisme de financement des énergies renouvelables de l’Union et le MIE, d’autres instruments (11) sont disponibles, notamment, mais pas exclusivement, le Fonds européen de développement régional (FEDER) et le Fonds pour la modernisation.

b)   Pour le transport en mer

Comptes d’épargne régionaux des recettes tirées de la congestion destinés aux investissements futurs

Les recettes tirées de la congestion doivent être utilisées pour atteindre les objectifs prioritaires fixés par le règlement (UE) 2019/943 sur l’électricité, qui comprennent notamment la couverture des investissements dans les réseaux permettant d’augmenter la capacité transfrontière. Les recettes tirées de la congestion générées par les échanges sur le marché sont relativement limitées par rapport aux besoins totaux d’investissement dans les infrastructures en mer, mais, au fur et à mesure du développement des réseaux en mer, les montants absolus des recettes régionales tirées de la congestion augmenteront.

Il convient d’explorer les approches régionales visant à accumuler une part des recettes tirées de la congestion sur des comptes spécifiques et à l’utiliser pour couvrir une partie des investissements nécessaires pour de nouveaux projets qui procurent des avantages plus larges à une région. Conformément à l’article 19 du règlement sur l’électricité, les recettes tirées de la congestion ne devraient pas être utilisées pour réduire les tarifs d’accès au réseau, sauf si les objectifs prioritaires ont été atteints, et les recettes restantes sont inscrites dans un poste distinct de la comptabilité interne jusqu’à ce qu’elles puissent être dépensées aux fins des objectifs prioritaires. Un compte d’épargne régional pourrait donc soutenir la mise en œuvre de ces dispositions. Il pourrait être ciblé, par exemple, pour traiter exclusivement les incidences négatives nettes pour les États membres accueillant les projets ayant le statut de PIC/PIM. Les comptes d’épargne régionaux permettraient de combler les déficits d’investissement qui restent difficiles à combler, sans dépendre exclusivement de la disponibilité des fonds de l’Union ou d’autres fonds. Cela nécessiterait une coordination étroite en matière de planification et de détermination des coûts et des avantages et des accords de partage des coûts entre les ARN (et les GRT) dans la région. Les considérations relatives aux comptes d’épargne régionaux pourraient éventuellement être associées aux évaluations sur la nécessité de renforcer la planification régionale et les modalités en matière de propriété.

Aide de l’Union

Dans les premiers plans de développement du réseau en mer, le REGRT-E estime (12) à environ 400 milliards d’EUR le total des investissements en CAPEX nécessaires pour raccorder les capacités d’énergie renouvelable en mer de l’Europe entre 2025 et 2050 (13), ce qui permettrait de fournir 1 600 TWh d’énergie propre chaque année aux consommateurs européens et de faire de l’éolien en mer la troisième source d’énergie du système énergétique européen.

Les promoteurs de projets d’infrastructures transfrontières en mer, notamment ceux ayant le statut de PIC/PIM, devraient examiner avec la Banque européenne d’investissement si des conditions de financement concurrentielles peuvent être accordées à leurs projets (14).

Enfin, le mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE) peut changer la donne pour un certain nombre de projets d’infrastructures transfrontières en mer ambitieux ayant le statut de PIC/PIM. En particulier, le MIE peut contribuer très efficacement à couvrir une partie des incidences négatives nettes perçues par un État membre accueillant un projet. Le budget alloué au MIE-E dans l’actuel cadre financier pluriannuel (CFP) s’élève à 5,84 milliards d’EUR pour la période 2021-2027, auxquels les PIC/PIM de différentes catégories d’infrastructures peuvent être éligibles, notamment les réseaux électriques, les réseaux en mer, les réseaux électriques intelligents, les réseaux gaziers intelligents, les infrastructures de CO2 et les infrastructures pour l’hydrogène, et il est donc relativement faible par rapport aux besoins recensés.

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(1)   https://energy.ec.europa.eu/topics/markets-and-consumers/actions-and-measures-energy-prices/repowereu-2-years_en (en anglais)

(2)  Directive (UE) 2023/2413.

(3)  COM(2024) 63 final.

(4)   https://energy.ec.europa.eu/news/member-states-agree-new-ambition-expanding-offshore-renewable-energy-2023-01-19_en (en anglais).

(5)   Communication de la Commission: Orientations relatives au partage des coûts et des avantages dans le cadre des projets de coopération dans le domaine des énergies renouvelables - Commission européenne (europa.eu).

(6)   https://acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Recommendations/ACER_Recommendation_02-2023_CBCA.pdf

(7)   https://energy.ec.europa.eu/topics/infrastructure/high-level-groups_en (en anglais).

(8)  SWD(2020) 273 final.

(9)  Par exemple, pour l’interconnexion électrique LT-PL LitPol Link, l’ACER a conclu qu’aucune compensation n’était requise de la part de pays n’accueillant pas le projet. En ce qui concerne l’interconnexion gazière PL-LT GIPL, l’ACER a conclu que les bénéficiaires positifs nets (LT, LV, EE) devraient indemniser PL, l’État membre accueillant le projet considéré comme subissant un effet négatif net.

(10)  Bien que cela puisse poser des problèmes pratiques dans certaines juridictions nationales, il peut être actuellement interdit de déléguer l’organisation des appels d’offres.

(11)   https://energy.ec.europa.eu/topics/renewable-energy/financing/eu-funding-offshore-renewables_en (en anglais).

(12)   https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-container/tyndp-documents/ONDP2024/web_entso-e_ONDP_PanEU_240226.pdf (en anglais).

(13)  En incluant la Norvège et la Grande-Bretagne, à l’exclusion des radiales.

(14)   https://www.eib.org/attachments/lucalli/20230107_cross_border_infrastructure_projects_en.pdf (en anglais).