COMMISSION EUROPÉENNE

Bruxelles, le 14.10.2020

COM(2020) 950 final

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

Rapport 2020 sur l’état de l’union de l’énergie en vertu du règlement (UE) 2018/1999 sur la gouvernance de l'union de l'énergie et de l'action pour le climat

1.Introduction

Depuis le début de la crise de la COVID-19, la Commission européenne met tout en œuvre pour aider l’Europe dans la période extraordinairement difficile qu’elle traverse. Le rapport sur l’état de l’union de l’énergie de 2020 tient donc compte du défi que représente la reprise. Dans le contexte du plan de relance de l’UE, notre objectif est de mieux reconstruire notre économie en intégrant au processus les transitions verte et numérique. Les politiques en matière d’énergie, de climat et d’environnement seront essentielles pour orienter la reprise et la résilience de l’économie de l’Union européenne vers une croissance durable.

Le présent rapport s’inscrit dans le contexte de l’ambition renouvelée de l’UE dans le cadre du pacte vert pour l’Europe. Avec le pacte vert, l’Europe se dote d’une nouvelle stratégie de croissance qui ambitionne de transformer l’UE en une société équitable et prospère et qui combine des politiques visant à lutter contre le changement climatique, à protéger et restaurer la biodiversité, à éliminer la pollution, à évoluer vers une économie circulaire et à garantir que personne ne soit laissé pour compte dans la transition verte.

Au cours des dix premiers mois de son mandat, la Commission actuelle a proposé une loi européenne sur le climat 1 qui inscrira l’objectif de neutralité climatique de l’UE à l’horizon 2050 dans la législation, assurera la prévisibilité et rendra irréversible la transition vers une économie climatiquement neutre. Elle a fait du pacte vert un plan d’investissement et de réforme pour l’Europe qui présente un double avantage, car les réformes et les investissements nécessaires à la transition verte peuvent également stimuler la reprise. Afin de lancer le processus visant à orienter le cadre politique et réglementaire de l’Europe en fonction de l’ambition renouvelée de l’UE, la Commission a présenté de nouvelles stratégies qui permettront de mieux se préparer aux défis à venir, par exemple en intégrant les systèmes énergétiques et en augmentant l’utilisation de l’hydrogène.

Les États membres ont travaillé sans relâche avec la Commission pour finaliser les plans nationaux en matière d’énergie et de climat. Des évaluations détaillées de ces 27 plans nationaux et des orientations connexes sur leur mise en œuvre dans un contexte de relance complètent le présent rapport. L’évaluation des plans nationaux à l’échelle de l’UE a, quant à elle, déjà été présentée en septembre de cette année 2 .

Les progrès accomplis soulignent la détermination de l’UE à jouer un rôle de premier plan sur la scène internationale dans la lutte contre le changement climatique et la dégradation de l’environnement et dans l’accélération de la transition vers une énergie propre. Il s’agit d’un processus continu. L’UE a certes déjà accompli des progrès significatifs dans le découplage de la croissance économique et des émissions de gaz à effet de serre, mais il est nécessaire d’agir davantage au sein de l’Union et sur la scène internationale, pour que l’Europe atteigne la neutralité climatique d’ici à 2050 tout en saisissant les opportunités offertes par la transition vers les énergies propres.

La Commission a donc proposé de renforcer l’ambition climatique de l’Europe à l’horizon 2030 3 en réduisant les émissions de gaz à effet de serre d’au moins 55 %. Cet objectif accru pour 2030 est ambitieux, mais réalisable et surtout bénéfique pour l’Europe. Il nécessitera des changements dans notre législation. À cette fin, la Commission a l’intention de présenter à la mi-2021 des propositions visant à réviser les principaux actes législatifs relatifs au climat et à l’énergie. Parallèlement, les États membres doivent mettre leurs plans nationaux pleinement en œuvre et les actualiser en 2023 à la lumière des objectifs plus ambitieux que se fixe l’UE en matière de climat et d’énergie à l’horizon 2030.

Le rapport sur l’état de l’union de l’énergie de 2020 présente les nombreuses initiatives que l’UE et ses États membres ont prises au cours des derniers mois afin de façonner une meilleure Europe 4 . Il s’agit du premier rapport publié au titre du cadre de gouvernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climat 5 . Il est accompagné de plusieurs rapports thématiques (voir encadré 1) et d’une recommandation de la Commission sur la précarité énergétique 6 ; il donne également un aperçu de l’état d’avancement de l’union de l’énergie dans le contexte plus large des objectifs de l’UE en matière d’action pour le climat et de durabilité

2.L’Union de l’énergie — Une base solide

2.1.Décarbonation

Émissions de gaz à effet de serre

L’UE s’est fixé comme ambition de faire de l’Europe le premier continent neutre sur le plan climatique d’ici à 2050 7 , et la Commission a proposé une loi européenne sur le climat pour ancrer cet objectif dans la législation et donner à l’UE les moyens de rester sur la voie qui permettra d’atteindre ce but.

L’UE a déjà dépassé son objectif consistant à réduire, d'ici à 2020, les émissions de gaz à effet de serre de 20 % par rapport aux niveaux de 1990, conformément à l’engagement pris au titre de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques. Les émissions totales de gaz à effet de serre de l’UE-27 se situent à leur niveau le plus bas depuis 1990. Cette diminution significative des émissions est principalement due à la baisse des émissions liées à l’approvisionnement énergétique. Il en résulte un net recul des émissions provenant des activités couvertes par le système d’échange de quotas d’émission de l’UE (SEQE-UE), alors que les émissions provenant des activités non couvertes par le SEQE-UE sont généralement stables depuis plusieurs années.

Parallèlement, les émissions de l’aviation internationale 8 ont continué d’augmenter au cours des cinq dernières années (jusqu’à l’éclatement de la crise de la COVID-19). Après une diminution des émissions observée entre 2007 et 2013, les émissions globales du secteur des transports ont également augmenté au cours de chacune des cinq dernières années.

L’intensité moyenne en gaz à effet de serre des carburants fournis dans l’UE s’est améliorée depuis 2010, mais il y a lieu de prendre des mesures supplémentaires pour que l’objectif de réduction de 6 % fixé par la directive concernant la qualité des carburants puisse être atteint en 2020.

Au cours des cinq dernières années, les émissions des installations fixes exerçant des activités couvertes par le SEQE-UE ont considérablement diminué. Cette situation résulte plus particulièrement des changements dans les carburants utilisés pour produire l’électricité, notamment un recours croissant aux sources d’énergie renouvelables. En 2019, la baisse des émissions globales des secteurs de l’industrie et de l’électricité couvertes par le SEQE-UE s’est poursuivie (de 9,1 % par rapport à 2018). Le secteur de l’électricité a été le principal moteur de cette tendance, avec une diminution substantielle des émissions de gaz à effet de serre de près de 15 %. Les émissions du secteur industriel ont diminué de 2 %, soit leur plus forte baisse à ce jour dans la phase 3 du SEQE-UE (2013-2020). Les émissions du secteur de l’aviation dans l’Espace économique européen ont augmenté de façon modeste de près de 1 %.

La réserve de stabilité du marché, qui est devenue opérationnelle en janvier 2019, a considérablement réduit l’excédent de quotas d’émissions. L’indicateur d’excédent de quotas sur le marché du carbone 9 , publié en mai 2020 pour la quatrième fois, a montré que l’excédent avait diminué pour s’établir à environ 1,39 milliard de quotas. Sur la base de l’excédent et de la législation révisée pour la phase 4 du SEQE-UE (2021-2030), le nombre de quotas mis aux enchères a été réduit d’environ 375 millions en 2020. Les volumes mis aux enchères en 2021 seront réduits en vertu de la même base juridique. La réserve de stabilité du marché sera réexaminée pour la première fois en 2021 dans le contexte plus large de la révision du SEQE-UE afin d’atteindre l’objectif proposé de réduction des émissions de gaz à effet de serre d’au moins 55 %.

À l’exception d’une baisse temporaire des prix résultant de la crise de la COVID-19 au début de 2020, le signal du prix du carbone est resté stable à environ 24 euros 10  en moyenne entre janvier 2019 et juin 2020. Les recettes totales générées par le SEQE-UE grâce aux enchères entre 2012 et le 30 juin 2020 ont dépassé les 57 milliards d’euros.

La Commission publiera bientôt un ensemble de rapports sur le climat dans le prolongement de ce rapport 11 . Cette série de rapports contiendra des informations détaillées sur les émissions de gaz à effet de serre, sur le marché du carbone de l’UE et sur la qualité des carburants.

Énergies renouvelables

Dans l’ensemble, l’UE est en bonne voie pour atteindre les objectifs de 2020 en matière d’énergies renouvelables, mais des progrès plus importants doivent encore être accomplis dans certains États membres 12 . En 2018, la part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie dans l’UE est passée à 18 % 13 . En 2018, douze États membres ont dépassé leurs objectifs nationaux contraignants pour 2020, tandis que cinq États membres sont restés en deçà des trajectoires indicatives fixées pour atteindre les objectifs au cours de la période de 2017-2018.

Graphique 1. Parts réelles des sources d’énergie renouvelables (SER) en 2017 et 2018 par rapport aux trajectoires indicatives fixées dans la directive sur les énergies renouvelables (DER) et dans les plans d’action nationaux en matière d’énergies renouvelables (PANER) 14

Le rapport sur les progrès accomplis dans le secteur des énergies renouvelables 15 prévoit qu’en 2020, la part des énergies renouvelables atteindra 22,8 % à 23,1 % de la consommation finale brute d’énergie de l’UE. Les investissements dans les énergies renouvelables sont de plus en plus influencés par les décisions du marché. Les États membres soutiennent de plus en plus les énergies renouvelables au moyen d’appels d’offres et veillent à ce que les installations d’énergie renouvelable soient intégrées dans le marché de l’électricité, comme l’exigent les règles relatives aux aides d’État 16 et au marché intérieur de l’énergie. Si la plupart des États membres atteindront leurs objectifs, trois États membres courent un risque sérieux et deux États membres, un risque modéré de ne pas les atteindre. Cette analyse tient compte de l’incidence probable de la COVID-19 sur l’augmentation de la part des énergies renouvelables dans la consommation, cette dernière ayant baissé durant la crise.

Les États membres sont encouragés à étudier toutes les possibilités d’utiliser les mécanismes de coopération, dont les transferts statistiques, pour faire en sorte d’atteindre leurs objectifs nationaux contraignants pour 2020. La Commission est prête à soutenir le processus et le dialogue entre les États membres en vue de conclure des accords statistiques, notamment par l’intermédiaire de la plateforme de l’Union pour le développement des énergies renouvelables 17 , qui est en cours de préparation.

Au-delà de 2020, tous les efforts devraient porter sur la réalisation des contributions nationales à l’objectif de 2030. Il s’agit notamment de recourir à la stratégie annuelle 2021 pour une croissance durable et à son initiative phare européenne «Monter en puissance» 18 afin de promouvoir des technologies propres résistant à l’épreuve du temps et d’accélérer le développement et l’utilisation des énergies renouvelables dans le cadre de nos efforts visant à surmonter les effets de la crise de la COVID-19 19 . Le déploiement des énergies renouvelables présente de nombreux avantages, notamment: la réduction des émissions, le renforcement de l’indépendance énergétique, la création d’emplois et de croissance et la réduction de la pollution, tout en maintenant la position de premier plan de l’UE dans le secteur au niveau mondial. Afin d’aider à la réalisation des contributions nationales, le mécanisme de financement des énergies renouvelables de l’UE 20 , récemment adopté, permet aux États membres d’investir dans des projets d’énergies renouvelables en échange d’une attribution statistique à l’État membre participant. Le déploiement accéléré des énergies renouvelables sera étayé par la révision des lignes directrices applicables en matière d’aides d’État, en particulier les lignes directrices concernant les aides d’État à l’environnement et à l’énergie, dans le but de refléter les objectifs du pacte vert.

2.2.Efficacité énergétique

Les États membres doivent intensifier leurs efforts pour accroître l’efficacité énergétique. L’union de l’énergie a reconnu le rôle clé de l’efficacité énergétique dans la réalisation de tous les objectifs climatiques et énergétiques et a inscrit le principe de «l’efficacité énergétique d’abord» dans la législation 21 . En 2018, la consommation d’énergie finale dans l’UE a diminué de 5,9 % par rapport à 2005 pour atteindre 1 124 millions de tonnes d’équivalent pétrole (Mtep). Cela représente un excédent de 3,5 % par rapport à l’objectif de consommation finale d’énergie de 1 086 Mtep en 2020 22 et une augmentation de 0,2 % par rapport à 2017. La consommation d’énergie primaire dans l’UE a diminué de 9,8 %, pour atteindre 1 552 Mtep contre 1 721 Mtep en 2005, soit 4,6 % de plus que l’objectif de 2020, fixé à 1 483 Mtep. Après trois années d’augmentation, une baisse en glissement annuel de 0,6 % a été enregistrée en 2018 23 . La croissance de l’activité économique a continué à doper la consommation d’énergie en 2018 à tel point que les nouvelles politiques et mesures mises en œuvre par les États membres n’ont pas suffi à réduire la consommation d’énergie et à la remettre sur la bonne voie pour que l’objectif de 2020 soit atteint. Les emplois directs dans le secteur de l’efficacité énergétique ont augmenté régulièrement, passant de 244 000 en 2000 à 964 000 en 2017, et leur croissance a dépassé celle du reste de l’économie, avec une croissance annuelle moyenne qui atteint 17,4 % alors qu’elle n’est que de 0,5 % dans les autres secteurs économiques 24 .

Des données partielles pour 2020 indiquent que la crise de la COVID-19 a eu des répercussions significatives sur la demande énergétique. Même si cela pouvait aider à atteindre les objectifs d’efficacité énergétique en 2020, la réduction de la consommation d’énergie enregistrée ne serait pas structurelle. Des effets de rebond sont attendus dès la reprise de l’économie.

Par conséquent, il est de la plus haute importance de consentir des efforts durables supplémentaires pour atteindre les objectifs d’efficacité énergétique à l’horizon 2030, y compris dans le contexte de la stratégie annuelle 2021 pour une croissance durable et de son initiative phare européenne «Rénover» 25 . L’initiative phare vise à améliorer l’efficacité énergétique et l’efficacité des ressources des bâtiments publics et privés et à stimuler le développement numérique grâce à des modes de vie et des compteurs intelligents, ce qui devrait aider à surmonter la crise due à la COVID-19. La Commission élabore actuellement des orientations supplémentaires et ancre le principe de «l’efficacité énergétique d’abord» dans toutes les propositions politiques pertinentes telles que la stratégie de l’UE sur l’intégration du système énergétique, l’initiative «vague de rénovation» et la prochaine révision des réseaux transeuropéens d’énergie. Les États membres doivent également envisager des mesures d’efficacité énergétique dans les décisions de planification, de politique et d’investissement dans l’ensemble de l’économie.

Graphique 2. Efficacité énergétique — Progrès accomplis dans la réalisation des objectifs de 2020 26 (en Mtep)

2.3.Sécurité énergétique

La demande d’énergie a été soumise à une pression considérable pendant la crise de la COVID-19 car les écarts par rapport aux schémas de consommation normaux ont été importants sur cette période, mais il est apparu que les États membres étaient bien préparés de sorte que la continuité des opérations essentielles a pu être garantie. Le cadre législatif de l’union de l’énergie régissant la sécurité énergétique, en particulier le règlement sur la préparation aux risques dans le secteur de l’électricité et le règlement sur la sécurité de l’approvisionnement en gaz, a joué un rôle déterminant dans la gestion des effets de la crise dans le secteur de l’énergie.

En juin 2020, en pleine pandémie de COVID-19, la Commission a publié les bonnes pratiques et les enseignements tirés pour le secteur de l’énergie. Les groupes d’experts créés par la législation européenne 27 ont joué un rôle clé pour faciliter la coordination transfrontalière, parallèlement à la coopération et au partage d’informations approfondis entre les États membres, les gestionnaires de réseau et les agents concernés du secteur de l’énergie. À titre de suivi, la Commission évalue actuellement les vulnérabilités potentielles et les options d’amélioration de la résilience des chaînes d’approvisionnement critiques pour les technologies énergétiques.

La stratégie de l’UE sur l’union de la sécurité 28 comprend une proposition visant à renforcer la résilience et la cybersécurité des infrastructures énergétiques essentielles, dont l’importance a été mise en évidence par la pandémie. La Commission a également commencé à travailler sur un code de réseau pour garantir la cybersécurité des flux d’électricité transfrontaliers 29 .

Dans le secteur de l’électricité, la mise en œuvre du règlement sur la préparation aux risques 30 garantit que les États membres disposent d’outils leur permettant de coopérer entre eux afin de prévenir les crises électriques, de s’y préparer et d’en atténuer les effets. Deux nouvelles méthodologies 31 ont, par ailleurs, permis au Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité (REGRT-E) de définir, pour la première fois, les scénarios régionaux de crise dans le secteur de l’électricité qui sont les plus pertinents et de réaliser la première évaluation de l’adéquation saisonnière pour l’été précédent sur la base d’une nouvelle approche méthodologique (les perspectives d’été 2020). C’est sur cette base que seront établis les scénarios nationaux et les plans de préparation aux risques des États membres. La Commission a également adopté une recommandation sur la compensation équitable 32 pour les États membres lorsqu’ils se prêtent mutuellement assistance afin de prévenir et de gérer les crises.

Les infrastructures sont essentielles au fonctionnement correct et efficace d’un marché. L’UE a donc fixé des objectifs en matière de capacité d’interconnexion électrique. Huit États membres 33 n’ont pas encore atteint l’objectif de 10 % d’interconnexion pour 2020 34 . Les projets d’intérêt commun peuvent également stimuler les efforts de décarbonation des États membres et jeter les bases des marchés pilotes pour l’hydrogène en Europe. Il peut s’agir du soutien apporté par le mécanisme pour l’interconnexion en Europe et des actions menées dans le cadre de l’initiative «Monter en puissance» de la facilité pour la reprise et la résilience visant à intégrer les technologies propres et les énergies renouvelables grâce à des réseaux modernisés et à une meilleure interconnectivité.

Des efforts sont également déployés pour faire en sorte que les interconnexions et les plateformes numériques opérationnelles existantes soient totalement utilisées. La mise en œuvre des dispositions relatives à l’organisation du marché intérieur de l’électricité et, en particulier, le déploiement du couplage des marchés a permis d’accroître considérablement l’efficacité des échanges d’électricité en Europe 35 , 36 .

En ce qui concerne la sécurité de l’approvisionnement en gaz, les États membres ont préparé des plans d’action préventifs et des plans d’urgence 37 , 38 . Ceux-ci contiennent des mesures visant à atténuer les effets d’une rupture d’approvisionnement en gaz et les risques reconnus aux niveaux national et régional.

La Commission continue d’aider les États membres à mettre en œuvre le principe de solidarité 39 ; il s’agit également d’assurer la continuité de l’approvisionnement en gaz des consommateurs les plus vulnérables, y compris dans des situations de crise gazière grave.

La Commission a évalué l’expérience acquise avec la législation actuelle sur la sécurité des opérations pétrolières et gazières en mer et présentera son rapport au Parlement européen et au Conseil cet automne.

Concernant la sûreté et la sécurité nucléaires, l’UE dispose d’un cadre global qui couvre l’ensemble du cycle de vie nucléaire, notamment la gestion responsable et sûre du combustible usé et des déchets radioactifs 40 . La Commission a continué à suivre attentivement la mise en œuvre de ce cadre dans les États membres. L’UE a également continué à promouvoir des niveaux élevés de sûreté nucléaire en dehors de l’UE, en particulier dans les pays voisins qui exploitent des centrales nucléaires ou prévoient d’en construire. Cela inclut un soutien à la réalisation de tests de résistance et un suivi afin de promouvoir une mise en œuvre correcte et transparente des recommandations. Le Conseil européen a souligné en particulier l’importance de garantir la sûreté nucléaire et environnementale de la centrale nucléaire biélorusse d’Ostrovets.

2.4.Marchés intérieurs de l’énergie

Un marché intérieur de l’énergie pleinement intégré et performant est le moyen le plus efficace pour faire en sorte que les prix de l’énergie soient abordables, que les signaux de prix nécessaires pour les investissements dans l’énergie verte soient présents, que les approvisionnements en énergie soient garantis et que la transition vers la neutralité climatique soit la moins coûteuse possible. Des initiatives importantes ont renforcé les marchés intérieurs de l’électricité et du gaz. Malgré les progrès accomplis, il faudra réaliser des efforts supplémentaires pour renforcer l’intégration des marchés de l’électricité et du gaz.

Concernant l’électricité, le paquet «Une énergie propre pour tous les Européens», et en particulier les nouvelles règles d’organisation du marché de l’électricité adoptées en 2019 41 , a ouvert la voie à une meilleure adaptation aux nouvelles réalités des marchés de l’énergie, dominés par la production d’énergie d’origine renouvelable. Ces règles ont créé de meilleures conditions pour favoriser la participation des consommateurs aux marchés de l’énergie, ainsi que des conditions de concurrence équitables pour les nouveaux arrivants sur le marché. Les actes d’exécution prévus en matière d’interopérabilité des données devraient contribuer à rendre cette démarche opérationnelle et aider les clients, ainsi que les nouveaux fournisseurs de services, à participer plus activement au marché. Le règlement sur l’électricité 42 vise à poursuivre l’intégration des marchés de l’électricité en renforçant notamment les règles relatives à l’utilisation maximale des interconnexions électriques. Ces règles favoriseront les échanges transfrontaliers, ce qui permettra une utilisation plus efficace des ressources énergétiques dans l’ensemble de l’UE. La mise en œuvre d’une série complète de règlements techniques de l’UE (codes de réseau) progresse et les résultats sont positifs 43 .

Depuis 2016, les prix de détail totaux de l’électricité convergent entre les États membres, mais il subsiste des écarts importants. Ainsi, en 2019, les prix de l’électricité pour les consommateurs résidentiels allaient de 98 euros/MWh en Bulgarie à 295 euros/MWh au Danemark. Le prix moyen pour l’UE était de 216 euros/MWh. Dans l’ensemble, les prix de détail sont toujours dominés par des éléments qui ne résultent pas de la concurrence, mais qui sont fixés par les régulateurs (par exemple, les redevances de réseau et les taxes/prélèvements réglementés).

Graphique 3. Prix de l’électricité pour les consommateurs résidentiels dans l’UE en 2019 (bande DC) 44

Au niveau du commerce de gros, les opérateurs historiques occupent toujours une position dominante dans une majorité d’États membres plus de vingt ans après le début de la libéralisation du marché. Dans certains pays, ils détiennent même des parts de marché supérieures à 80 %, se rapprochant ainsi d’une situation de monopole. La tendance à réglementer les prix dans ces pays est souvent apparue comme un obstacle supplémentaire à l’entrée sur le marché de nouveaux venus désireux d’entrer en concurrence avec les opérateurs historiques établis. 45 .

Ces dix dernières années, les prix de détail de l’électricité ont dépassé l’inflation. Les prix de l’électricité pour les consommateurs industriels ont toutefois augmenté en deçà des indices des prix à la production industrielle, et ont même baissé pour les grands consommateurs. Ces dernières années, les redevances de réseau ainsi que les taxes et prélèvements sont restés stables ou n’ont augmenté que légèrement. On observe en outre un allégement de la pression exercée sur les prix par les taxes sur les énergies renouvelables, parallèlement à l’utilisation plus large d’instruments fondés sur le marché qui encouragent les énergies renouvelables et à la suppression progressive des anciens régimes d’aide. En conséquence, les prix pour l’utilisateur final se sont formés principalement en fonction des variations dans les coûts de production et d’approvisionnement. Ces variations n’ont toutefois pas été assez importantes pour fournir des signaux de marché suffisants. Cela s’explique, entre autres, par le fait que la composante réglementée du prix pour les utilisateurs finaux constituait encore une part relativement importante de celui-ci. Par conséquent, la perte de parts de marché par les principaux détaillants d’électricité dans l’UE et la baisse de la concentration du marché de détail de l’électricité qui en a résulté ne se sont pas toujours traduites pleinement par des signaux de prix suffisamment efficaces.

L’effet combiné de l’ensemble des taxes et prélèvements sur le prix final de l’énergie est significatif, en particulier pour l’électricité. Comme le souligne la stratégie de l’UE pour l’intégration du système énergétique 46 , cela peut créer des distorsions favorables à l’utilisation de vecteurs énergétiques spécifiques. Les États membres pourraient étudier l’impact des taxes et prélèvements sur les prix finaux de l’énergie afin de s’assurer que les réformes et les modifications des signaux de prix conduisent à une transition énergétique propre et équitable, conformément aux objectifs du pacte vert. Afin de garantir une transition verte également équitable sur le plan social, il y aura lieu de tenir compte des effets distributifs des prix finaux de l’énergie et des problématiques associées liées à la précarité énergétique.

La directive sur la taxation de l’énergie 47 n’atteint plus son objectif principal lié au bon fonctionnement du marché intérieur. Les taux minima de taxation ont perdu leur effet et des taux nationaux différents sont appliqués en combinaison avec un large éventail d’exonérations de taxation. Ces exonérations et réductions sont, de facto, des formes de subventions en faveur des combustibles fossiles et ne sont pas conformes aux objectifs du pacte vert pour l’Europe. La révision de la directive vise à remédier à ces lacunes.

Le marché intérieur s'est bien développé dans le domaine du gaz. L’augmentation des volumes échangés sur les plateformes de gaz naturel s’est poursuivie en 2020, avec des volumes échangés sur les plateformes gazières européennes qui ont enregistré une hausse en glissement annuel de 32 % au cours du premier trimestre de 2020 (jusqu’à 5 010 TWh). La connectivité et l’accès aux différentes sources de gaz continuent également de s’améliorer. Seuls trois marchés de l’UE ont eu accès à moins de trois sources d’approvisionnement. La convergence des prix s’est améliorée ces dernières années et c’est dans le nord-ouest de l’Europe qu’elle était la plus forte. Cependant, elle a diminué au niveau européen en 2019, et on a observé des écarts de prix plus importants entre les marchés pendant un plus grand nombre de jours au cours de l’année.

Dans l’ensemble, les prix de détail du gaz ont augmenté en 2019 par rapport à 2018. Toutefois, comme ils suivent l’évolution des prix de gros avec un léger décalage dans le temps, ils devraient de nouveau baisser dans un avenir proche. Les prix du gaz pour les consommateurs résidentiels ont varié entre 33 euros/MWh en Hongrie et 116 euros/MWh en Suède. Le prix moyen dans l’UE était de 68 euros/MWh. Ce sont les consommateurs luxembourgeois qui ont payé le moins de taxes et de prélèvements. Au Danemark, la part des coûts de production et d’approvisionnement était la plus faible, tandis que la part des taxes et des prélèvements était la plus élevée. Comme pour les marchés de l’électricité, les taxes et prélèvements ainsi que les redevances de réseau sont restés stables ou ont légèrement augmenté, de sorte que les prix ont été fonction de l’évolution des coûts de production et d’approvisionnement.

Graphique 4. Prix du gaz pour les consommateurs résidentiels en 2019 (tranche D2) 48

La facture des importations d’énergie de l’UE met en évidence une dépendance à l’égard des importations de combustibles fossiles et son exposition à la volatilité des marchés internationaux. La facture des importations a augmenté entre 2016 et 2018 pour atteindre plus de 330 milliards d’euros par an. La tendance à la baisse par rapport au pic le plus élevé de 2013 (400 milliards d’euros) est ainsi inversée. L’incidence de la pandémie de COVID-19 sur les prix de l’énergie réduira la facture des importations d’énergie en 2020. Les prix devraient augmenter à mesure que l’économie se redressera, mais ne retrouveront peut-être pas leur niveau de 2019 avant 2021.

Précarité énergétique

Avec près de 34 millions d’Européens qui n’ont pas eu les moyens de chauffer convenablement leur logement en 2018 49 , la précarité énergétique reste un défi majeur dans l’UE. Bien que cet indicateur ait évolué favorablement en moyenne en 2010-2018, on a observé des différences importantes dans le rythme des changements à travers l’UE. En Bulgarie, en Lettonie, en Pologne, au Portugal et en Roumanie, la précarité énergétique a diminué de manière significative. En Grèce, par contre, elle a considérablement augmenté. Si les dépenses consacrées à l'énergie par les ménages européens ont diminué ces dernières années, des différences importantes persistent entre les États membres en ce qui concerne tant les dépenses absolues que la part de l’énergie dans les dépenses totales des ménages. En 2018, les ménages européens les plus pauvres consacraient encore 8,3 % de leurs dépenses totales à l’énergie (jusqu’à 15 à 22 % dans certains pays d’Europe centrale et orientale).

Des systèmes adéquats de chauffage, de refroidissement, d’éclairage et d’alimentation des appareils en énergie sont indispensables au maintien d’un niveau de vie décent et de la santé. 50 . L’UE poursuivra son action dans ce domaine, étant donné que les retombées économiques de la COVID-19 pourraient aggraver la situation, en particulier pour les plus pauvres. La plupart des États membres ont dressé le bilan de la précarité énergétique dans leurs plans nationaux en matière d’énergie et de climat, et nombre d’entre eux ont fourni des indicateurs permettant d’en analyser l’impact. Toutefois, la plupart d’entre eux n’ont pas encore adopté d'approche systématique pour y remédier. Afin de soutenir leurs efforts, la Commission a publié une recommandation sur la précarité énergétique 51 en même temps que la présente communication. Elle continue également à soutenir l’Observatoire européen de la précarité énergétique qui recueille des données, élabore des indicateurs et diffuse les meilleures pratiques pour lutter contre la précarité énergétique.

2.5.Recherche & innovation et compétitivité

Recherche et innovation

En matière de recherche et d'innovation (R&I), l’évolution des dépenses publiques et privées dans l’UE n’est pas encourageante. Les États membres dépensent un peu moins que les années précédentes en R&I sur les énergies propres, tandis que la part, en pourcentage du PIB, des investissements publics totaux de l’UE dans les activités de R&I axées sur les technologies pour les énergies propres est la plus faible des grandes économies (voir graphique 5). Cela correspond à une tendance mondiale. En effet, l’Agence internationale de l’énergie observe que les dépenses du secteur public en faveur des technologies énergétiques à faible intensité de carbone ont été plus faibles en 2019 qu’en 2012.

Graphique 5. Estimation du financement public 52 et du financement privé 53 des activités R&I dans les priorités de l’union de l’énergie DERD = dépenses des entreprises en R&D.  
Source: JRC 54 , sur la base de données provenant de l’Agence internationale de l’énergie, de Mission Innovation et d’Eurostat/OCDE

Dans le droit fil de ces résultats, l’activité globale de dépôt de brevets dans le domaine des technologies énergétiques propres est également en baisse depuis 2012 tandis que, dans les technologies à forte valeur ajoutée telles que les batteries et les applications intelligentes, les dépôts de brevets sont en hausse.

Les investissements privés estimés dans les priorités R&I de l’union de l’énergie (couvrant un certain nombre de secteurs d’activité) ont diminué ces dernières années. En outre, les investissements R&I dans les activités définies dans le plan stratégique européen pour les technologies énergétiques, convenu entre les États membres, l’industrie, la communauté de la recherche et la Commission, ne représentent que 15 % des besoins estimés jusqu’en 2030 55 . Peu d’États membres ont, par ailleurs, des objectifs nationaux qui présenteraient des trajectoires appropriées à l’horizon de 2030 et de 2050 56 . Une série d’instruments d’aide est à la disposition des États membres. Parmi ceux-ci, citons Horizon Europe, le Fonds pour l’innovation et InvestEU. L’appel lancé dans le cadre du pacte vert au titre d’Horizon 2020, doté d’un budget d’un milliard d’euros, vise à relever les principaux défis en matière d’intégration des systèmes et dans le domaine énergétique, ce qui inclut la production d’énergie en mer et sur terre, le soutien aux grands électrolyseurs et l’utilisation d’énergie propre dans les ports et les aéroports, une industrie neutre en carbone, ainsi que des bâtiments et des rénovations économes en énergie et en ressources.

Compétitivité

Le premier rapport d’avancement sur la compétitivité 57 montre que l’industrie de l’UE a su saisir l’opportunité créée par la demande accrue en technologies énergétiques propres. La compétitivité du secteur est supérieure à celle des technologies des sources d’énergie conventionnelles en ce qui concerne la valeur ajoutée, la productivité de la main-d’œuvre, la croissance de l’emploi et les taux de pénétration. En outre, en termes de PIB, le secteur de l’énergie propre gagne en importance dans l’économie de l’UE, tandis que les sources d’énergie conventionnelles en perdent.

L’industrie de l’UE bénéficie d’un avantage de pionnier dans les technologies de l’énergie éolienne, de l’hydrogène renouvelable et de l’énergie océanique. L’augmentation prévue de la capacité dans ces segments laisse toutefois présager une modification inévitable de sa structure.

Dans les domaines où l’UE n’a pas (ou plus) l’avantage d’être pionnière, elle doit consentir des efforts soutenus pour rattraper son retard et acquérir un avantage concurrentiel. Les accumulateurs solaires et au lithium-ion sont particulièrement intéressants compte tenu de l’augmentation prévue de la demande, de leur modularité et de leurs retombées potentielles sur d’autres applications telles que l’intégration des systèmes d’énergie solaire dans les bâtiments, les véhicules ou d’autres infrastructures.

Véritable vitrine des alliances industrielles, l’alliance pour les batteries a prouvé qu’une plus grande coordination entre les États membres, la communauté de la recherche et l’industrie peut donner aux acteurs industriels l’impulsion nécessaire pour investir dans la production de technologies propres dans l’UE. Il est temps d’étendre cette idée à d’autres technologies et domaines d’activité essentiels. S'inspirant de ce projet réussi, la Commission a lancé une alliance européenne pour un hydrogène propre et une alliance européenne pour les matières premières.

De même, d’autres technologies clés telles que les réseaux intelligents sont importantes, car elles créent de la valeur pour tout ce qui est connecté au réseau. L’industrie européenne des réseaux intelligents devrait connaître une croissance importante au cours des dix prochaines années.

Il faut consentir des efforts soutenus nécessaires pour garantir des échanges non faussés et des investissements dans les pays tiers, y compris dans les domaines où l’UE a une position favorable en ce qui concerne la compétitivité, mais est de plus en plus confrontée à des distorsions telles que des exigences de contenu locales et des procédures nationales discriminatoires. Étant donné que la grande majorité des investissements dans les technologies vertes seront réalisés en dehors de l’Union européenne, il est nécessaire de veiller à ce que l’industrie de l’UE puisse affronter la concurrence sur un pied d’égalité et exploiter le potentiel de croissance et d’emploi du pacte vert pour l’Europe.

Subventions

Il est indéniablement nécessaire d’intensifier les efforts visant à réduire les subventions liées au gaspillage de la consommation d’énergie et à promouvoir la transition énergétique. Afin d’en assurer le suivi, il est indispensable de disposer de meilleures données sur les subventions à l’énergie. Ces données restent toutefois fragmentaires, étant donné que la déclaration de données dans les plans nationaux en matière d’énergie et de climat reste largement incomplète. Le rapport sur les subventions à l’énergie dans l’UE 58 indique que les subventions énergétiques se sont élevées à 159 milliards d’euros en 2018, soit une hausse de 5 % par rapport à 2015. Plus de la moitié des subventions soutiennent la transition vers une énergie propre.

Comme le précise l’annexe sur les subventions à l’énergie, les subventions aux combustibles fossiles se sont élevées à 50 milliards d’euros dans l’UE en 2018 (soit un tiers de l’ensemble des subventions à l’énergie de l’UE) et sont restées relativement stables au cours des dix dernières années avec un pic de 53 milliards d’euros en 2012. Elles ont recommencé à augmenter à partir de 2015, progressant de 6 % jusqu’en 2018. Toutefois, certains États membres comme l’Autriche, le Danemark, l’Estonie et la Hongrie ont au contraire réduit de manière significative leurs subventions aux combustibles fossiles.

2.6.L’union de l’énergie dans la perspective plus large du pacte vert

Transition juste

Il est évident que les objectifs de l’union de l’énergie sont liés aux objectifs plus larges du pacte vert. C’est le cas de la «transition juste» et du principe consistant à s’assurer que personne n’est laissé pour compte.

À cette fin, la Commission a proposé le mécanisme pour une transition juste, qui comprend le Fonds pour une transition juste, dont le but est de couvrir les coûts économiques et sociaux de la transition climatique dans les régions les plus vulnérables et qui dépendent fortement du charbon, du lignite, du schiste bitumineux, de la tourbe et d’activités à forte intensité de carbone. Un dispositif spécifique pour une transition juste au titre d’InvestEU est disponible dans le cadre du mécanisme pour une transition juste, de même qu’une facilité de prêt au secteur public qui soutiendra également les investissements du secteur public pertinents pour une transition juste. À titre de condition préalable au déblocage de ces fonds, par exemple, pour soutenir la modernisation et la diversification de l’économie, la reconversion et le renforcement des compétences 59 ou des investissements à petite échelle dans la transition en faveur d’une énergie propre, les États membres doivent préparer des plans territoriaux de transition juste alignés, entre autres, sur leurs plans nationaux en matière d’énergie et de climat.

Les plans territoriaux de transition juste sont également pertinents dans le contexte de la facilité pour la reprise et la résilience. Pour aider les acteurs, la Commission a créé la plateforme pour une transition juste afin de fournir des informations sur les possibilités de financement et sur la mise à jour de la réglementation et de faciliter l’échange de bonnes pratiques et d’initiatives sectorielles. Elle s’appuiera sur les travaux de l’initiative existante pour les régions charbonnières en transition et en élargira la portée en 60 offrant une assistance adaptée et axée sur les besoins et le renforcement des capacités. La plateforme pour les régions charbonnières en transition continuera à prodiguer des conseils aux régions productrices de combustibles fossiles, l’un des deux axes de travail de l’initiative.

Qualité de l’air

La qualité de l’air continue de s’améliorer, mais reste préoccupante dans plusieurs régions et villes. Les efforts conjoints de l’UE et des États membres ont permis de réduire les émissions de polluants atmosphériques dans l’UE au cours des dernières décennies, à l’exception notable de l’ammoniac. Cela a entraîné une diminution du nombre de zones de qualité de l’air où les valeurs limites de l’UE pour les particules sont dépassées et une baisse du nombre estimé de décès prématurés causés par la pollution atmosphérique, qui est passé d’environ 1 million par an en 1990 à environ 400 000 par an selon les dernières estimations 61 .

La pollution de l’air entraîne également des coûts sociaux, car les personnes à faibles revenus ont tendance à être plus touchées parce qu’elles sont à la fois plus exposées et plus vulnérables. En général, les régions de l’UE dont le PIB par habitant est le plus faible sont plus exposées aux concentrations de particules fines que les autres régions 62 . En outre, la précarité énergétique est liée à l’utilisation de combustibles solides pour le chauffage domestique et la cuisine, ce qui dégrade la qualité de l’air intérieur et ambiant 63 .

Carte 1. Agence européenne pour l’environnement, 2018. Exposition inégale et impacts inégaux: vulnérabilité sociale à la pollution atmosphérique, au bruit et aux températures extrêmes en Europe. Rapport 22/2018.

Les changements structurels induits par les politiques de l’union de l’énergie ont contribué à réduire les émissions de polluants atmosphériques du secteur, en particulier, grâce à une efficacité énergétique accrue dans les bâtiments, aux mesures visant à éliminer progressivement le charbon et au développement d’énergies renouvelables non combustibles et de moyens de transport plus durables 64 . Le pacte vert pour l’Europe poursuit également une ambition de «pollution zéro» pour un environnement sans produits toxiques, avec pour objectif de mieux remédier à la pollution.

Dimension internationale

Malgré les efforts déployés au niveau mondial, les données scientifiques les plus récentes prouvent que les émissions de gaz à effet de serre continuent d’augmenter. Bien que la prochaine conférence des Nations unies sur le changement climatique ait été reportée à 2021 65 , 2020 reste une année cruciale pour relever les ambitions en matière de climat dans le monde entier.

Grâce à des partenariats stratégiques visant à mettre en œuvre l’accord de Paris, l’UE aide ses partenaires à traduire leur vision d’une économie à faibles émissions de carbone et résiliente au changement climatique en politiques et mesures concrètes, notamment dans le domaine de l’énergie. Sur le plan diplomatique, l’UE a organisé des réunions ministérielles avec la Chine et le Canada sur l’action en faveur du climat et a effectué plusieurs démarches ciblées par l’intermédiaire des délégations de l’UE dans les pays tiers. Elle travaille également en étroite collaboration avec les présidences du G7 et du G20 et ses partenaires dans ces enceintes afin de promouvoir le programme mondial de recherches sur le climat et met de plus en plus l’accent sur le soutien aux efforts des voisins immédiats de l’UE dans les Balkans occidentaux, dans le cadre de la politique du partenariat oriental, du voisinage sud et de l’Afrique. Des progrès ont également été accomplis ces dernières années au niveau international en ce qui concerne la lutte contre les émissions de l’aviation et du transport maritime. Il est urgent d’agir sur les émissions du transport maritime et de l’aviation, compte tenu de leurs contributions croissantes respectives aux émissions de gaz à effet de serre, tant dans l’UE qu’au niveau mondial.

L’UE encourage également les investissements dans les énergies propres dans les pays partenaires, ce qui constitue des opportunités commerciales pour les industries européennes pionnières à faibles émissions de carbone. Ces investissements renforcent également le rôle de leader mondial de l’UE dans le domaine des technologies énergétiques propres, en favorisant les exportations et en stimulant la croissance et l’emploi dans l’UE.

66 Sur le plan multilatéral, l’UE a encouragé la coopération internationale dans le domaine des énergies renouvelables dans le cadre de l’Agence internationale pour les énergies renouvelables ainsi que du développement et du déploiement de technologies propres dans le cadre de la réunion ministérielle sur l’énergie propre et de Mission Innovation. L’UE participe activement aux négociations visant à moderniser le traité sur la charte de l’énergie et a présenté des propositions substantielles, complètes et ambitieuses qui visent à actualiser les dispositions du traité relatives à la protection des investissements et à aligner le traité sur les objectifs à long terme de l’accord de Paris et sur les politiques de transition énergétique de l’UE.

67 68 L’engagement international de l’UE a contribué à diversifier les sources d’énergie de l’Europe et à garantir la sécurité énergétique. L’UE entretient un dialogue régulier dans le domaine de l’énergie avec les principaux fournisseurs et partenaires énergétiques, tant au niveau bilatéral que par l’intermédiaire de plateformes multilatérales, en vue de garantir la liquidité et la flexibilité du marché mondial du gaz naturel liquéfié (GNL). Fin 2019, la Commission européenne a facilité l’aboutissement des pourparlers entre l’Ukraine et la Fédération de Russie, permettant la poursuite du transit du gaz naturel de Russie via l’Ukraine.

Par l’intermédiaire de la Communauté de l’énergie, l’UE a continué d’aider les parties contractantes à adopter les éléments clés de l’acquis communautaire en matière d’énergie et de climat et de permettre une plus grande intégration du marché avec l’UE. Les travaux se poursuivent en ce qui concerne l’élaboration, par les parties contractantes, de plans nationaux en matière d’énergie et de climat et la détermination des objectifs énergétiques et climatiques à l’horizon 2030.

La Commission européenne a aussi accordé une attention toute particulière à la nécessité de garantir la sûreté nucléaire au-delà des frontières de l’Union européenne. Des experts techniques du groupe des régulateurs européens dans le domaine de la sûreté nucléaire et de la Commission ont procédé à un examen par les pairs de la mise en œuvre des plans d’action de l’Arménie et de la Biélorussie concernant les tests de résistance nucléaire.

L’UE a prouvé qu’elle reste attachée à la mise en œuvre de l’annexe III du plan d’action global commun sur la coopération nucléaire civile avec l’Iran. Elle a mis en œuvre un certain nombre d’activités axées sur la sûreté et l’intégration de l’Iran dans le cadre juridique nucléaire international et vise à renforcer également la coopération en matière d’énergie propre et de climat.

3.Poursuivre la relance verte et une économie durable

Le pacte vert, adopté en décembre 2019 69 , soutient la transition de l’UE vers une société équitable et prospère qui répond aux défis posés par le changement climatique et la dégradation de l’environnement, en améliorant la qualité de vie des générations actuelles et futures et en poursuivant une transition juste.

Depuis le début de la crise de la COVID-19, la Commission a placé la transition verte au cœur du plan de relance de l’UE. L’accélération de la transition verte renforcera la compétitivité et la résilience de l’Europe et confortera sa position d’acteur mondial. Dans le cadre du pacte vert pour l’Europe, des mesures spécifiques prennent actuellement forme dans les domaines de l’énergie, de l’industrie, de l’agriculture, de l’alimentation et de la biodiversité (encadré 2). D’autres initiatives importantes visant à orienter la décarbonation de l’Europe dans les domaines de l’énergie et des transports sont attendues d’ici la fin de 2020.

Parallèlement au présent rapport sur l’état de l’union de l’énergie et à l’évaluation au niveau de l’UE des plans nationaux en matière d’énergie et de climat 70 , la Commission publie l’évaluation spécifique par pays des 27 plans nationaux définitifs intégrés en matière d’énergie et de climat. Ces documents 71 évaluent si les objectifs génériques, les objectifs spécifiques et les contributions nationaux contribuent collectivement à la réalisation des objectifs du cadre stratégique de l’union de l’énergie et comment ils le feront. L’évaluation porte également sur la mesure dans laquelle les États membres ont tenu compte des recommandations publiées par la Commission en juin 2019 72 . Les plans nationaux en matière d’énergie et de climat constituent la base d’un processus itératif continu entre l’UE et ses États membres. À ce titre, l’évaluation invite les États membres à prendre de nouvelles mesures dans plusieurs domaines. Un effort collectif devra être réalisé, tant au niveau des États membres qu’à celui de l’UE, pour remédier aux manquements et lacunes restants. Les mesures politiques prises à l’échelle de l’UE renforceront et compléteront les actions menées au niveau national.

3.1.Transformer le système énergétique de l’UE

Pour parvenir à une décarbonation profonde dans tous les secteurs de l’économie, l’UE doit veiller à ce que son système énergétique subisse une transformation profonde. À cette fin, la Commission a adopté, en juillet 2020, une stratégie de l’UE pour l’intégration du système énergétique 73 . Cette stratégie expose la vision de la Commission visant à accélérer la transition vers un système énergétique plus intégré et à assurer une planification et une exploitation coordonnées du système. En juillet 2020, la Commission a également adopté une stratégie pour l’hydrogène dans laquelle elle expose sa vision consistant à accroître de manière significative le rôle de l’hydrogène propre en tant que vecteur énergétique 74 . Cette stratégie prévoit notamment de faire en sorte que l’hydrogène renouvelable et à faible teneur en carbone et les carburants synthétiques dérivés de l’hydrogène deviennent compétitifs en termes de coûts. Parallèlement à la stratégie pour l’hydrogène, la Commission a également lancé l’alliance européenne pour un hydrogène propre.

La nouvelle ambition climatique et les profonds changements qui doivent être apportés au fonctionnement du système énergétique de l’UE exigent également une nouvelle vision des infrastructures énergétiques de l’UE. À cet effet, la Commission revoit actuellement les orientations relatives aux réseaux transeuropéens dans le secteur de l’énergie 75 . Si l’accent reste mis sur les infrastructures électriques nécessaires à l’intégration des énergies renouvelables, il s’agira également d’établir un cadre pour améliorer encore le déploiement de technologies et d’infrastructures innovantes telles que les réseaux intelligents, les réseaux d’hydrogène ou les réseaux en mer intégrés. Cela jouera également un rôle important pour la transition vers une mobilité durable et intelligente dans l’UE.

3.2.Renforcer l’ambition en matière climatique

Mise à jour du cadre politique

Compte tenu de l’ambition de l’UE de devenir climatiquement neutre à l’horizon 2050, la Commission a adopté, en septembre 2020, une communication intitulée «Renforcer l’ambition climatique de l’Europe à l’horizon 2030» 76 et une proposition modifiée sur la loi européenne sur le climat 77 visant à faire passer l’ambition climatique de l’UE pour 2030 d’au moins 40 % de réduction des émissions de gaz à effet de serre par rapport à 1990 à au moins 55 %, y compris les émissions et les absorptions. La communication décrit également les actions requises dans tous les secteurs de l’économie et lance le processus de révision des principaux instruments législatifs d’ici à juin 2021 afin de réaliser cette ambition accrue. Elle travaille également sur de nouvelles règles pour les gaz à effet de serre fluorés et les substances appauvrissant la couche d’ozone. Ces règles seront présentées d’ici à la fin 2021.

Le pacte vert a également annoncé l’adoption d’une nouvelle stratégie de l’UE plus ambitieuse en matière d’adaptation au changement climatique. Les effets du changement climatique se font déjà sentir dans le secteur de l’énergie. Ainsi, la production d’hydroélectricité est moins prévisible, tandis que certaines centrales nucléaires doivent même parfois fermer lors de graves sécheresses à cause de la faible disponibilité d’eau de refroidissement 78 . Des défis considérables se profilent à l’horizon 79 .

Le pacte vert comprend également le pacte européen pour le climat. Il vise à engager les personnes individuelles et les communautés dans l’action en faveur du climat. S’appuyant sur les initiatives existantes, le pacte pour le climat offrira des possibilités de concevoir de nouvelles actions en faveur du climat, de partager des informations, de lancer des activités de terrain et de présenter des solutions que d’autres pourront suivre.

La Commission a également adopté une communication sur une stratégie de l’UE pour réduire les émissions de méthane. Cette stratégie présentera des propositions visant à contribuer à la réduction des émissions de méthane dans l’UE, ainsi qu’à promouvoir et à soutenir des actions similaires dans le monde entier. Elle couvre tous les principaux secteurs émetteurs de méthane, à savoir l’agriculture, l’énergie et les déchets. En ce qui concerne l’énergie, la stratégie se concentre sur l’amélioration de la mesure, des déclarations solides et transparentes et une vérification crédible des émissions de méthane.

Le renforcement de l’ambition climatique exige une augmentation sans précédent de la production d’énergie renouvelable. Comme annoncé dans le pacte vert pour l’Europe, les énergies renouvelables en mer joueront un rôle clé à cet égard. Pour faciliter ce processus, la Commission adoptera, à l’automne 2020, sa vision stratégique pour l’énergie offshore produite à partir de sources naturelles et propres telles que le vent, le soleil, les vagues et les marées.

Les carburants de substitution durables contribueront également à la transition vers un système de transport plus durable. La Commission présentera bientôt une stratégie pour une mobilité durable et intelligente et travaille actuellement sur des initiatives visant à stimuler l’offre et l’utilisation de carburants de substitution durables, notamment dans les transports par voie aérienne et par voie d’eau.

Aperçu des propositions des États membres concernant les stratégies de décarbonation à long terme

Toutes les parties à l’accord de Paris ont été invitées à communiquer, au plus tard en 2020, leurs stratégies de développement à faibles émissions de gaz à effet de serre à long terme pour le milieu du siècle. Le règlement sur la gouvernance, qui établit un processus permettant aux États membres d’établir ces stratégies, prévoit que les États membres préparent et soumettent à la Commission, pour le 1er janvier 2020, leur stratégie à long terme avec une perspective d’au moins 30 ans.

À ce jour, seuls seize États membres 80 ont présenté une telle stratégie. Treize d’entre eux font explicitement ou implicitement référence à la neutralité climatique 81 , tandis que les trois autres ambitionnent une réduction de leurs émissions de 80 % à 95 % par rapport à 1990. Toutefois, il manque souvent une définition claire du terme utilisé pour désigner l’objectif global, et il n’est pas toujours aisé de déterminer si les objectifs fixés par les États membres sont juridiquement contraignants. La déclaration obligatoire varie également d’un État membre à l’autre. Il en résulte que la Commission ne peut, pour l’instant, ni évaluer en détail si les stratégies nationales conviennent pour atteindre collectivement l’objectif de neutralité climatique de l’UE, ni fournir des informations sur tout écart collectif.

3.3.Les politiques énergétiques et climatiques sont essentielles à la relance

La crise de la COVID-19 a eu des répercussions importantes sur l’économie de l’UE. Elle n’a toutefois pas modifié, de manière structurelle, les investissements et les réformes nécessaires à la réalisation de notre ambition climatique accrue. Il convient à présent de mobiliser d’importants investissements supplémentaires et de promouvoir une transition juste, ce qui constitue un réel défi. La relance post-COVID-19 offre à l’Europe une opportunité unique de réaliser des investissements qui peuvent soutenir la reprise de l’économie de l’UE tout en accélérant les transitions verte et numérique. Il n’est tout simplement pas envisageable de relancer nos économies sur une autre voie qui nous enfermerait dans des pratiques non durables.

Le plan de relance de l’UE et la facilité pour la relance et la résilience, son principal instrument, joueront un rôle crucial dans ces investissements et ces réformes. Par l’intermédiaire des programmes de financement de l’UE, ils apporteront un soutien financier aux réformes et aux investissements entrepris par les États membres afin d’atténuer les conséquences économiques et sociales de la pandémie et de rendre les économies de l’UE plus durables, plus résilientes et mieux préparées aux défis que représentent les transitions verte et numérique. La politique de cohésion sera en outre essentielle pour assurer une reprise équilibrée et veiller à ce que personne ne soit laissé pour compte.

Les États membres recenseront les réformes et les investissements prioritaires et feront rapport à ce sujet. Compte tenu de l’objectif de 30 % d’intégration de la dimension climatique, qui a été convenu lors de la réunion du Conseil européen de juillet 2020 82 , la Commission a invité les États membres à veiller, pour chaque plan de relance et de résilience, à ce qu’un minimum de 37 % des dépenses liées au climat soit inclus. Dans la stratégie annuelle pour une croissance durable de 2021 83 , la Commission encourage vivement les États membres à faire figurer dans leurs plans des réformes et des investissements concernant un nombre limité de domaines phares afin de relever les défis communs par une approche coordonnée et de produire des avantages tangibles pour l’économie et les citoyens. Il s’agit notamment de l’initiative phare «Monter en puissance», qui vise à accorder la priorité aux technologies propres pérennes, en particulier les énergies renouvelables et l’hydrogène, de l’initiative phare «Rénover», destinée à accroître l’efficacité énergétique et l’utilisation rationnelle des ressources des bâtiments et de l’initiative phare «Recharger et ravitailler», qui vise à accroître l’utilisation de stations de transport, de recharge et de ravitaillement durables, accessibles et intelligentes, ainsi que le développement des transports publics.

Ce faisant, les États membres devraient s’appuyer sur leurs plans nationaux en matière d’énergie et de climat. Dans leurs plans de relance et de résilience, ils devraient fournir des indications précoces sur la manière dont ils assureront la cohérence et la complémentarité et dont les investissements ou les politiques et mesures spécifiques prévus dans les plans nationaux en matière d’énergie et de climat pourraient être accélérés à l’aide des plans de relance et de résilience.

À cet effet, les évaluations individuelles des plans nationaux pour l’énergie et le climat fournissent aux États membres des orientations importantes sur les investissements et réformes clés liés à l’énergie et au climat qui pourraient contribuer à une reprise durable et verte dans l’ensemble de l’UE. La Commission invite les États membres à envisager de telles orientations. La Commission engage un dialogue sur ces domaines prioritaires avec les États membres dans le cadre des discussions sur la relance et la résilience.

Les bâtiments sont responsables d’environ 40 % de la consommation d’énergie et de 36 % des émissions de gaz à effet de serre dans l’UE. La plupart des bâtiments existants seront probablement encore en usage en 2050. Il nous faut donc sans tarder les rénover et les rendre plus efficaces sur le plan énergétique afin qu’ils soient climatiquement neutres d’ici à 2050. C’est la raison pour laquelle la Commission a adopté une communication intitulée «Une vague de rénovations pour l'Europe» 84 , visant à au moins doubler le taux annuel de rénovation énergétique des bâtiments résidentiels et non résidentiels d’ici à 2030 et à encourager les rénovations énergétiques en profondeur. Investir dans des bâtiments économes en énergie permettra de réduire la précarité énergétique et d’accroître le bien-être. Cela donnera également un coup de pouce bien nécessaire à l’écosystème de la construction et de la rénovation, qui a été durement touché par la crise de la COVID-19.

Pour assurer une transition juste, il est essentiel de faciliter la rénovation des bâtiments, en particulier au profit des ménages à faibles revenus. La politique de cohésion restera une importante source de financement de l’UE pour les investissements directs en faveur de l’efficacité énergétique des bâtiments et de travaux de rénovation destinés à améliorer leur niveau de performance énergétique. Cependant, il faudra encore intensifier les efforts. Le Fonds pour une transition juste décrit ci-dessus mobilisera des fonds dans les régions de l’UE où des actions supplémentaires s’imposent pour assurer la transition vers une économie climatiquement neutre d’ici à 2050.

En outre, les nouveaux mécanismes de financement du SEQE (Fonds pour l’innovation et Fonds pour la modernisation) fourniront 24 milliards d’euros supplémentaires pour la démonstration de technologies innovantes à faible intensité de carbone dans l’ensemble de l’UE et la modernisation des systèmes énergétiques dans les États membres bénéficiaires. La Commission a déjà lancé le premier appel à propositions au titre du Fonds pour l’innovation, tandis que le Fonds pour la modernisation commencera à fonctionner en 2021.

Les plans nationaux de relance et de résilience sont une occasion unique de «reconstruire en mieux» et d’investir dans un modèle économique adapté au XXIe siècle. Au-delà de l’UE, les gouvernements du monde entier chercheront également à investir massivement pour soutenir la relance économique 85 . Les investissements nécessaires pour donner un coup de fouet à leurs économies doivent alléger, et non alourdir, la charge qui pèsera sur les générations futures. L’UE s’engage pleinement avec ses partenaires internationaux à mettre en place des stratégies de relance écologiques et des investissements directs dans des activités économiques écologiquement durables.

4.Conclusion et perspectives

L’union de l’énergie est, plus que jamais, un pilier essentiel pour réaliser les objectifs du pacte vert. Le cadre de planification intégrée défini dans le règlement sur la gouvernance a, dans l’ensemble, été bien mis en œuvre. Le cadre de l’union de l’énergie a montré sa robustesse face à la pression considérable due à la crise de la COVID-19, laquelle a donné lieu à des écarts substantiels par rapport aux schémas de consommation classiques qui ont mis à l’épreuve la résilience de notre système énergétique. Dans l’ensemble, ce cadre peut soutenir la transition de l’UE vers la neutralité climatique d’ici à 2050.

Il reste néanmoins beaucoup à faire. Les mois à venir seront cruciaux, et la Commission apportera tout son soutien aux États membres pour l’élaboration de plans nationaux de relance et de résilience solides et à l’épreuve du temps permettant de faire avancer l’Europe de manière durable et socialement équitable. Pour ce faire, elle s’appuiera sur les orientations fournies aux États membres dans le cadre de son évaluation des plans nationaux en matière d’énergie et de climat et sur les initiatives phares européennes définies dans le cadre de la stratégie annuelle 2021 pour une croissance durable dans le contexte de la facilité de relance et de résilience.

Dans ce contexte, il convient d’intensifier sans tarder l’action visant à réduire les aides à la consommation inefficace d’énergie pour les réorienter vers des mesures qui favorisent la transition vers une énergie propre. Comme indiqué dans le pacte vert pour l’Europe, il convient de mettre fin aux subventions en faveur des combustibles fossiles. Afin de stimuler l’action et de promouvoir l’utilisation efficace des crédits alloués au titre de la facilité de relance et de résilience, la Commission coopérera avec les États membres pour renforcer les mesures destinées à réduire la consommation de combustibles fossiles et à supprimer progressivement les subventions en faveur des combustibles fossiles. Au nombre de ces mesures, citons les actions annoncées dans la communication «Évaluation à l’échelle de l’UE des plans nationaux en matière d’énergie et de climat» 86 .

La Commission s’engage en outre à engager des actions visant à pallier le déclin des investissements dans la recherche et l’innovation observé au niveau national afin de renforcer le potentiel de croissance durable à long terme. Il s’agit notamment de combiner les financements publics et privés tout au long de la chaîne de valeur en ayant recours à des alliances industrielles, par exemple dans le domaine des batteries ou de l’hydrogène. Dans les discussions à venir avec les États membres, l’industrie et les parties prenantes, la Commission se concentrera sur les industries et les innovateurs de l’UE qui développeront les technologies propres nécessaires et pourront les promouvoir dans le monde entier.

La Commission continuera à travailler en étroite collaboration avec les États membres et à proposer des solutions spécifiques dans les domaines où des efforts sont encore nécessaires pour mettre en œuvre la législation convenue. Cela inclut, par exemple, la plateforme de l’UE pour le développement des énergies renouvelables et le mécanisme de financement de l’UE en faveur des énergies renouvelables. Au-delà de la législation déjà adoptée, les initiatives lancées aujourd’hui sur les bâtiments et le méthane complètent nos efforts pour renforcer l’ambition climatique de l’Europe à l’horizon 2030. Elles seront suivies, dans le courant de l’année, par des initiatives sur l’énergie en mer et sur les infrastructures énergétiques transeuropéennes.

En s'appuyant sur un vaste débat public et un processus de consultation, la Commission préparera, d’ici à juin 2021, les principales propositions législatives. Cela ouvrira la voie vers une adoption rapide afin de réaliser l’ambition accrue en matière de climat et d’énergie pour 2030 et de contribuer aux objectifs du pacte vert pour l’Europe.

Le règlement sur la gouvernance a conçu le rapport sur l’état de l’union de l’énergie comme une base sur laquelle le Parlement européen et le Conseil pourront se fonder pour examiner les progrès accomplis et pour engager la discussion avec toutes les parties intéressées. Ce dialogue est plus que jamais crucial cette année.

(1)      COM(2020)80 et COM(2020)563

(2)      COM(2020) 564 final

(3)      COM(2020) 562

(4)    Dans les domaines de la réduction des émissions de gaz à effet de serre (notamment celles qui proviennent des sources d’énergie renouvelables), de l’efficacité énergétique, de la sécurité énergétique, des marchés de l’énergie, de la recherche et l’innovation et de la compétitivité.

(5)      Règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climat; JO L 328 du 21.12.2018, p. 1.

(6) C(2020)9600

(7)      Conclusions du Conseil européen du 12 décembre 2019, EUCO 29/19

(8)    En principe couvertes par le SEQE-UE, mais actuellement limitées aux vols dans l’Espace économique européen.

(9)      C(2020) 2835

(10)      Source: InterContinental Exchange.

(11)    Les données nécessaires pour étayer ces analyses seront disponibles à la fin du mois d’octobre 2020.

(12)     Pour une évaluation détaillée, voir COM(2020)952.

(13)     Les chiffres couvrent également le Royaume-Uni, qui était membre de l’UE durant la période de référence de 2018.

(14)      Eurostat.

(15)      COM(2020)952; cela comprend une évaluation de la durabilité des biocarburants.

(16)      Lignes directrices concernant les aides d’État à la protection de l’environnement et à l’énergie pour la période 2014-2020, JO C 200 du 28.6.2014, p. 1

(17)      Conformément à l’article 8 de la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables

(18)      COM(2020) 575 final

(19)    L’initiative «Monter en puissance» pose également les bases des marchés pilotes de l’hydrogène en Europe et des infrastructures connexes en vue de soutenir une capacité d’électrolyse de 6 GW, ainsi que la production et le transport d’un million de tonnes d’hydrogène renouvelable dans l’UE d’ici à 2025.

(20)      C(2020) 6123 final

(21)      Règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climat

(22)    Comme les droits et obligations d’un État membre s’appliquent au Royaume-Uni jusqu’à l’expiration de la période de transition, le 31 décembre 2020, cet objectif couvre la consommation énergétique de l’UE plus celle du Royaume-Uni.

(23)       https://ec.europa.eu/eurostat/documents/38154/4956218/Energy-Balances-April-2020-edition.zip/69da6e9f-bf8f-cd8e-f4ad-50b52f8ce616 . Les chiffres couvrent également le Royaume-Uni, qui était membre de l’UE durant la période de référence de 2018. Le Royaume-Uni est lié par l’objectif d’efficacité énergétique de 2020.

(24)      COM(2020)953

(25)      COM(2020) 575 final

(26)    Conformément à la méthodologie utilisée pour définir les objectifs d’efficacité énergétique et à la nomenclature utilisée par Eurostat, «CEP» signifie consommation d’énergie primaire (Europe 2020-2030) et «CEF», consommation d’énergie finale (Europe 2020-2030).

(27)      SWD(2020) 104 final Ce document est un guide précieux pour assurer la résilience face aux risques de pandémie et s’appuie sur les contributions des groupes de coordination pour l’électricité, le gaz et le pétrole, du groupe des régulateurs européens dans le domaine de la sûreté nucléaire et du groupe des autorités du pétrole et du gaz en mer de l’UE.

(28)      COM(2020) 605 final

(29) Conformément à l’exigence figurant dans la refonte du règlement sur le marché intérieur de l’électricité (règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité).

(30)      Règlement (UE) 2019/941 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur la préparation aux risques dans le secteur de l’électricité

(31)      Développé et mis en œuvre par le Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité.

(32)    La recommandation (UE) 2020/775 de la Commission couvre également des aspects techniques, juridiques et financiers.

(33)     Irlande, Espagne, France, Italie, Chypre, Pologne, Portugal et Roumanie.

(34)    Le ratio de capacité transfrontalière convenu correspond à la capacité d’importation par rapport à la capacité de production installée pour les États membres.

(35)      Rapport de suivi du marché de l’ACER 2018 du 11 novembre 2019.

(36)      En ce qui concerne les échanges finaux d’électricité, le couplage des marchés a contribué à faire passer de 60 % en 2010 à 87 % en 2018 le volume des échanges allant dans la bonne direction, c’est-à-dire des zones à bas prix vers les zones à prix plus élevés. Cela constitue un modèle abordable pour la transition énergétique, qui garantit que l’électricité la moins chère peut être acheminée dans toute l’Europe au profit des consommateurs.

(37)       https://ec.europa.eu/energy/topics/energy-security/secure-gas-supplies/commissions-opinions-preventive-action-plans-and-emergency-plans-submitted-member-states-2019_fr?redir=1

(38)      Ces plans sont élaborés dans le cadre du règlement (UE) nº 2017/1938 du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2017 concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l’approvisionnement en gaz naturel et abrogeant le règlement (UE) nº 994/2010.

(39)      Article 13 du règlement (UE) 2017/1938

(40)      Directive 2013/59/Euratom du Conseil du 5 décembre 2013 fixant les normes de base relatives à la protection sanitaire contre les dangers résultant de l’exposition aux rayonnements ionisants; directive 2009/71/Euratom du Conseil du 25 juin 2009 établissant un cadre communautaire pour la sûreté nucléaire des installations nucléaires, modifiée par la directive 2014/87/Euratom du Conseil du 8 juillet 2014; directive 2011/70/Euratom du Conseil du 19 juillet 2011 établissant un cadre communautaire pour la gestion responsable et sûre du combustible usé et des déchets radioactifs.

(41)      Règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité (JO L 158 du 14.6.2019). directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et modifiant la directive 2012/27/UE ; règlement (UE) 2019/942 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 instituant une agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (JO L 158 du 14.6.2019, p. 22).

(42)      Règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité (JO L 158 du 14.6.2019).

(43)      En outre, la mise en œuvre des échanges d’électricité à l’échelle de l’UE («couplage des marchés») a progressé, en particulier avec le passage aux échanges intrajournaliers. Au niveau du commerce de détail, la directive 2019/944 sur l’électricité donne aux consommateurs des moyens d’agir, grâce à la possibilité de changer de fournisseur et au déploiement rapide des compteurs intelligents. En 2018, environ 99 millions de compteurs électriques intelligents étaient en service dans l’UE, soit 34 % de tous les points de comptage d’électricité, contre environ 12 millions de compteurs intelligents pour le gaz.

(44)      COM(2020)951 sur la base d’Eurostat [nrg_pc_204_c].

(45)    Dans le segment résidentiel, la régulation des prix pour l’utilisateur final s'applique toujours dans neuf États membres pour le secteur de l’électricité et dans huit pour celui du gaz. Dans le secteur non résidentiel, la régulation des prix de l’électricité pour l’utilisateur final existait dans six États membres et celle du prix du gaz, dans quatre États membres.

(46)      COM(2020) 299 final

(47)      Directive 2003/96/CE du Conseil du 27 octobre 2003 restructurant le cadre communautaire de taxation des produits énergétiques et de l’électricité (JO L 283 du 31.10.2003, p. 51).

(48)      COM(2020)951 sur la base d’Eurostat [nrg_pc_202_c].

(49)      Eurostat, SILC [ilc_mdes01]

(50)      Les services associés renforcent également l’inclusion sociale. Le socle européen des droits sociaux place l’énergie parmi les services essentiels auxquels chacun a le droit d’accéder.

(51)      C(2020) 9600

(52)      Hors fonds de l’UE. Valeur de 2018; partiellement estimée pour l’UE--27.

(53)      Les estimations R&I privées pour la Chine sont particulièrement difficiles à réaliser en raison de différences dans les régimes de protection de la propriété intellectuelle et de la difficulté à cartographier la structure d’entreprise (par exemple entreprises bénéficiant du soutien de l’État) et les rapports financiers.

(54)          JRC SETIS https://setis.ec.europa.eu/publications/setis-research-innovation-data ;  JRC(112127) SETIS Research & Innovation country dashboards [Dataset] PID:  http://data.europa.eu/89h/jrc-10115-10001 , conformément à JRC(105642) Monitoring R&I in Low-Carbon Energy Technologies et JRC(117092) Monitoring R&I in Low-Carbon Energy Technologies, Revised methodology and additional indicators

(55)      Source: Implementing the SET Plan, Office des publications de l’Union européenne, 2019

(56)      COM(2020) 564 final

(57)      COM(2020) 953

(58)      Voir l’annexe du présent rapport.

(59)      Dans le même ordre d’idées, la stratégie européenne actualisée en matière de compétences (COM(2020) 274 final) répond aux besoins en compétences de la transition verte. La communication «Soutenir l’emploi des jeunes» (COM(2020) 276 final) vise à aider les jeunes à tirer parti des possibilités offertes par la transition verte. Le Fonds social européen (FSE+) restera une source de financement importante pour les activités de formation et de reconversion.

(60)      https://ec.europa.eu/energy/topics/oil-gas-and-coal/EU-coal-regions/initiative-for-coal-regions-in-transition_fr

(61)      Agence européenne pour l’environnement, 2020. «Air Quality in Europe – 2020 Report», rapport de l’AEE (à venir).

(62)      SWD(2019) 427 final

(63)      Agence européenne pour l’environnement, 2020. «Healthy environment, healthy lives: how the environment influences health and well-being in Europe», rapport de l’AEE 21/2019

(64)      COM(2018) 446 final/2 et ‘Renewable energy in Europe 2019 - Recent growth and knock-on effects’, Eionet Report ETC/CME 2019/8.

(65)       https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/fr/STATEMENT_20_583

(66)      Les États membres de l’UE qui ont rejoint l’initiative Mission Innovation (Autriche, Danemark, Finlande, France, Allemagne, Italie, Pays-Bas, Suède) et la Commission européenne ont augmenté d’un milliard d’euros entre 2016 et 2019 leur financement dans les domaines de recherche et développement en matière d’énergie propre au titre de Mission Innovation.

(67)      Par exemple avec la Norvège, les États-Unis, l’Algérie, l’Égypte, l’Azerbaïdjan, les pays du Golfe, le Japon, le Canada, la Corée, les pays de la Méditerranée orientale.

(68)      Par exemple G7, G20, AIE, OPEP, Union pour la Méditerranée.

(69)      COM(2019)640 final

(70)      COM(2020) 564 final

(71)      (2020) 900 à 926.

(72)      C(2019) 4401 et C(2019) 4428.

(73)      COM(2020) 299 final

(74)      COM(2020) 301 final

(75)      Règlement (UE) 347/2013 du Parlement européen et du Conseil du 17 avril 2013 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes. Les consultations publiques ont été clôturées le 13 juillet 2020 et la Commission travaille actuellement sur la proposition.

(76)      COM(2020) 562 https://ec.europa.eu/clima/sites/clima/files/eu-climate-action/docs/com_2030_ctp_en.pdf

(77)      COM(2020) 563

(78)       https://ec.europa.eu/jrc/en/publication/eur-scientific-and-technical-research-reports/water-energy-nexus-europe

(79)     https://ec.europa.eu/jrc/en/peseta-iv/energy-supply  

(80)      Autriche, République tchèque, Danemark, Estonie, Pays-Bas, Suède, Belgique, Finlande, France, Allemagne, Grèce, Hongrie, Lettonie, Lituanie, Portugal et Slovaquie, disponible à l’adresse suivante: https://ec.europa.eu/info/energy-climate-change-environment/overall-targets/long-term-strategies_en .

(81)      Quelques États membres font référence à la neutralité carbone au lieu de la neutralité climatique, mais incluent les gaz à effet de serre autres que le CO2 dans leur objectif.

(82)      Conclusions du Conseil européen du 21 juillet 2020, EUCO 10/20

(83)      COM(2020) 662, SWD(2020) 550.

(84)      En avril 2020, le Fonds monétaire international a estimé que les gouvernements du monde entier dépenseraient environ 10 000 milliards d’euros au cours des deux prochaines années uniquement pour soutenir la reprise. https://www.imf.org/en/Publications/FM/Issues/2020/04/06/fiscal-monitor-april-2020

(85)      COM(2020) 564 final

COMMISSION EUROPÉENNE

Bruxelles, le 14.10.2020

COM(2020) 950 final

ANNEXE

du

RAPPORT AU PARLEMENT EUROPÉEN, AU CONSEIL, AU COMITÉ ÉCONOMIQUE ET SOCIAL EUROPÉEN ET AU COMITÉ DES RÉGIONS

Rapport 2020 sur l'état de l'union de l'énergie en vertu du règlement (UE) 2018/1999 sur la gouvernance de l'union de l'énergie et de l'action pour le climat

Rapport sur l’état d’avancement du marché intérieur de l’énergie

1.    Introduction    

2.    Marchés de gros de l’électricité    

2.1.    Indicateurs clés:    

2.1.1.    Prix de gros — Indications données par les marchés    

2.1.2.    Portée géographique des marchés de l’électricité — Il reste beaucoup à faire pour surmonter la fragmentation    

2.1.3.    Concentration du marché — La domination des opérateurs historiques reste un problème dans de nombreux pays    

2.2.    Principales évolutions réglementaires    

2.2.1.    Un projet unique: le couplage des marchés de l’UE    

2.2.2    Harmonisation complète des règles concernant les échanges et le fonctionnement du système au moyen des codes de réseau: une nouvelle forme d’harmonisation collective de l’énergie à l’échelle de l’UE    

2.2.3.    Paquet «Une énergie propre pour tous les Européens» — Progrès réalisés dans la mise en place d’une nouvelle organisation du marché de l’électricité    

2.2.3.1.    Ouverture des frontières de l’électricité — La «règle des 70 %»    

2.2.3.2.    Des mécanismes de capacité plus coordonnés aux effets moins préjudiciables    

2.2.3.3.    Mise en œuvre correcte des règles de dissociation pour le stockage    

3.    Marchés de gros du gaz    

3.1.    Indicateurs clés: concentration, liquidité et convergence    

3.2.    Principales évolutions réglementaires    

3.2.1.    Concentrations sur le marché    

3.2.2.    Codes de réseau pour le gaz    

3.3.    Décarbonation du secteur du gaz    

3.3.1.    Intégration du biométhane et des petits producteurs    

3.3.2.    Questions relatives à la qualité du gaz    

3.3.3.    Préparation du marché et des infrastructures pour l’hydrogène    

4.    Marchés de détail    

4.1.    Concentration du marché    

4.1.1.    Électricité    

4.1.2.    Gaz    

4.2.    Prix de détail (comprenant les composantes «prix»)    

4.2.1.    Prix de l’électricité    

4.2.2.    Prix du gaz    

4.3.    Interventions de l’État dans les prix de détail de l’électricité et du gaz    

4.3.1.    Le segment résidentiel    

4.3.2.    Le segment non résidentiel    

4.4.    Protection et autonomisation des consommateurs    

1.Introduction

Si le marché intérieur a souvent été considéré comme un instrument permettant de maîtriser les prix pour les consommateurs et de donner des signaux d’investissement efficaces aux investisseurs, il est devenu évident, ces dernières années, qu’il revêt également une importance capitale pour la réalisation des objectifs ambitieux de l’UE en matière de climat. L’intégration de 27 systèmes énergétiques nationaux dans un marché unique à l’échelle de l’UE est essentielle pour une décarbonation efficace, car elle permettra le commerce transfrontière des énergies renouvelables, tout en tirant parti de la diversité et de la complémentarité du potentiel de production dans les différentes régions de l’UE. Les marchés transfrontières peuvent réduire considérablement les émissions de CO2 provenant de la production d’appoint d’énergie fossile qui serait nécessaire dans des systèmes énergétiques nationaux fragmentés. Des marchés bien connectés améliorent également la sécurité de l’approvisionnement.

Malgré tous les efforts consentis en matière de dépenses publiques, cela ne suffira pas pour couvrir les énormes investissements nécessaires à la transition énergétique. Seuls des marchés bien organisés et bien réglementés pourront mobiliser les investissements privés nécessaires à la mise en place d’une économie sans carbone. Un marché intérieur de l’énergie pleinement intégré et performant est le moyen le plus efficace pour i) fournir les signaux de prix nécessaires pour orienter les investissements vers les énergies et les technologies vertes, ii) garantir des prix de l’énergie abordables et iii) assurer l'approvisionnement en énergie de manière à parvenir à la neutralité climatique au moindre coût 1 .

Le paquet «Une énergie propre pour tous les Européens», et en particulier les nouvelles règles d’organisation du marché de l’électricité adoptées en 2019 2 , a ouvert la voie à une meilleure adaptation aux nouvelles réalités des marchés de l’énergie, qui sont de plus en plus dominés par la production d’énergie renouvelable, et à une plus grande participation des consommateurs aux marchés de l’énergie. Il permet aux énergies renouvelables de devenir la nouvelle épine dorsale du système électrique. Le paquet «Une énergie propre pour tous les Européens» a également préparé le terrain pour une meilleure utilisation des interconnexions entre les États membres (voir point 2.2.3.1 pour plus d’informations). Des règles claires visant à maximiser l’utilisation de la capacité d’interconnexion stimuleront les échanges transfrontières, ce qui permettra une utilisation plus efficace des ressources énergétiques dans l’ensemble de l’UE. La mise en œuvre de l'ensemble des règlements techniques de l’UE (codes de réseau) progresse et offre de bons résultats, comme en témoignent le déploiement réussi du couplage des marchés de l’électricité dans l’UE ou la réussite de la diversification des approvisionnements et de l’augmentation de la liquidité des marchés du gaz (voir point 2.2.1 pour plus d’informations).

Il subsiste toutefois des lacunes sur le marché de l’énergie, au niveau tant du commerce de détail que du commerce de gros, ce qui augmente inutilement les coûts pour les consommateurs et l’industrie. Afin de garantir une reprise réussie et de jeter les bases de la transition de l’économie vers la neutralité climatique, il est donc essentiel de remédier à ces lacunes. La nécessité de décarboner le système énergétique a également engendré de nouveaux défis tels que la conception des interventions publiques nécessaires pour soutenir la transition énergétique d’une manière qui n’entrave pas ou ne fragmente pas indûment le marché intérieur. Les questions relatives aux régimes d’aides compatibles avec le marché en faveur des énergies renouvelables ou de la production traditionnelle («mécanismes de capacité») ont une incidence croissante sur le fonctionnement du marché ces dernières années. Le paquet «Une énergie propre pour tous les Européens» a traité ce problème et comprend des règles spécifiques pour optimiser ces interventions publiques.

L’année 2020 a amené de grands défis liés à la crise de la COVID. Les marchés de l’énergie ont dû faire face aux répercussions des mesures de distanciation sociale qui ont soudainement réduit la demande d’énergie et radicalement modifié le comportement de centaines de millions d’Européens. Malgré une volatilité accrue et une liquidité fluctuante, le marché intérieur de l’énergie a résisté au choc et a prouvé sa résilience face à la crise, tandis que le système électrique a pu faire face à des niveaux records d’électricité renouvelable.

Conformément aux exigences du règlement sur la gouvernance 3 et de la législation sectorielle applicable 4 , le présent rapport analyse les progrès globaux accomplis dans la création d’un marché de l’énergie complet et opérationnel et, en particulier, dans la mise en œuvre des directives sur le gaz et l’électricité.

2.Marchés de gros de l’électricité

2.1.    Indicateurs clés:

2.1.1.    Prix de gros — Indications données par les marchés

Les récentes observations concernant la baisse des prix de gros à moyen terme depuis 2009 5 se sont vérifiées ces deux dernières années. Tandis que d’autres facteurs, tels que la croissance rapide de la production d’énergie renouvelable, contribuent à cette évolution, la baisse constante des prix de gros prouve que la concurrence a des effets tangibles au niveau du commerce de gros 6 .

Après avoir augmenté entre 2016 et 2018, les prix de gros ont brusquement chuté en 2019 en raison d'une combinaison de facteurs: niveau record de pénétration des énergies renouvelables, chute des prix du charbon et du gaz et tassement persistant de la demande. La baisse des prix sur le continent a été inégale, ce qui a entraîné une divergence croissante des prix entre les différents marchés régionaux. Au cours du premier semestre de 2020, par rapport à la même période en 2019, les prix ont diminué entre 30 % sur certains marchés régionaux du sud de l’Europe et 70 % dans certaines régions du nord. Les écarts croissants pourraient s’expliquer par une insuffisance des capacités d’interconnexion, une augmentation inégale de la production d’énergie renouvelable sur les différents marchés et un renforcement significatif du prix du CO2, qui a touché en particulier les États membres dont le bouquet de production comprend une plus grande part de combustibles fossiles. En 2020, toutes ces tendances ont été amplifiées par les répercussions négatives de la COVID-19 sur l’activité économique, qui ont engendré une baisse significative de la demande d’électricité, ce qui, en combinaison avec la pénétration croissante des énergies renouvelables et à la baisse des prix du gaz, a ramené les prix de gros à des niveaux très bas 7 .

Graphique 1: prix de gros de l'électricité — Prix les plus bas et les plus élevés par région

Source: Platts, bourses européennes de l’électricité

Remarque: le fond gris représente la différence entre le prix maximum et le prix minimum

2.1.2.    Portée géographique des marchés de l’électricité — Il reste beaucoup à faire pour surmonter la fragmentation

La poursuite de la mise en œuvre du couplage des marchés a permis de réaliser des progrès tangibles dans l’amélioration des possibilités d’approvisionnement au-delà des frontières nationales (voir point 2.2.1 ci-dessous pour plus d’informations). Certains éléments indiquent que la concurrence transfrontière augmente dans certaines régions, telles que la région nordique, et que les importations et les exportations d’électricité augmentent régulièrement ces dernières années.

Graphique 2: total annuel des importations/exportations de l’UE-28

Source: « EUROSTAT [NRG_CB_E]»

Toutefois, l’analyse de la structure des marchés de l’électricité de l’UE montre que les conditions de l’offre et de la demande diffèrent encore significativement entre la plupart des États membres et qu’il est nécessaire de poursuivre les efforts pour supprimer les obstacles transfrontières 8 . Il faudra, pour éliminer la fragmentation qui subsiste sur les marchés de l’UE, déployer le couplage des marchés à l’échelle de l’UE et achever la mise en œuvre des codes de réseau et des lignes directrices de l’UE, qui ont pour objectif de réduire les obstacles techniques existants.

2.1.3.    Concentration du marché — La domination des opérateurs historiques reste un problème dans de nombreux pays

Les marchés de l’énergie ne peuvent être performants que s’il existe un degré minimum de concurrence. Plus la concentration du marché est faible, plus le degré de concurrence potentielle est élevé. En général, les marchés sur lesquels le niveau de concurrence est plus élevé (c’est-à-dire où la concentration est plus faible) présentent un niveau de prix moindre que ceux qui sont dominés par un seul ou un petit nombre d’acteurs. Une analyse de l’évolution de la concurrence sur le marché européen de gros de l’électricité montre que, plus de 20 ans après le début de la libéralisation du marché, les opérateurs historiques occupent toujours une position dominante dans une majorité d’États membres. Dans certains pays, les opérateurs historiques détiennent même des parts de marché de plus de 80 %, se rapprochant ainsi d’une situation de monopole. Il est à noter que la taille d’un pays influence fortement le niveau de concentration du marché. Il est peu probable de trouver un grand nombre de fournisseurs dans les petits marchés et les marchés non interconnectés. La tendance à réglementer les prix dans ces pays est, par ailleurs, souvent apparue comme un obstacle supplémentaire à l’arrivée de nouveaux venus désireux d’entrer en concurrence avec les opérateurs historiques établis 9 .

Graphique 3: part de marché des plus gros producteurs d’électricité en 2018

Source: fiches techniques par pays de la DG ENER basées sur les enquêtes d’Eurostat concernant les indicateurs des marchés de l’ électricité

Le graphique 3 montre que dans de nombreux pays, en dépit de la libéralisation, la part du principal producteur dans la production nationale reste élevée. La politique énergétique nationale et européenne doit donc conserver parmi ses priorités la création de conditions de concurrence au niveau de la production et de la fourniture, notamment par l’application du droit de la concurrence. Le graphique 3 montre également les avantages de relier des marchés au-delà des frontières, car une interconnexion physique plus importante et des systèmes d’échange d’électricité plus efficaces, tels que le couplage de marché, peuvent remplacer, du moins en partie, les modes de fourniture alternatifs qui font défaut au niveau national, au bénéfice des consommateurs. L’électricité renouvelable commercialement viable a également facilité l’entrée de nouveaux acteurs sur le marché et a contribué à réduire la concentration du marché.

2.2.    Principales évolutions réglementaires

2.2.1.    Un projet unique: le couplage des marchés de l’UE 

Le projet de l’UE visant à relier les marchés nationaux par le mécanisme du couplage de marché a bien avancé. Des progrès importants ont encore été réalisés l’année dernière, notamment au niveau du couplage intrajournalier.

Comme les marchés de l’électricité de l’UE fonctionnaient d’une manière largement non coordonnée et que l’électricité n’était pas acheminée là où elle était le plus nécessaire, certains États membres se sont lancés dans des projets de couplage de marché volontaire il y a une dizaine d’années. Le couplage de marché permet de regrouper les offres d’achat et de vente d’électricité dans plusieurs États membres afin de garantir que l’électricité est acheminée à l’endroit où elle est le plus nécessaire dans la région en question. 10 L’introduction progressive du couplage de marché a été rendue juridiquement contraignante en 2015.

L’introduction du couplage de marché dans plus de vingt pays et au profit de 380 millions de clients reste l’unique projet de ce type dans le monde. Malgré ses complexités techniques, le couplage était quasiment achevé en 2019. Les graphiques ci-dessous montrent l’évolution de l’extension du projet de couplage de marché intrajournalier (c’est-à-dire à court terme) et journalier (dans les 24 heures) à l'échelle paneuropéenne. De belles réussites ont été enregistrées particulièrement en 2018 et 2019. C’est en effet au cours de ces années-là que le couplage unique intrajournalier a été lancé et déployé dans la majorité des pays de l’UE, tandis que le projet de couplage journalier a été étendu à de nouvelles zones.

Graphique 4: extensions géographiques du couplage intrajournalier

Source: DG ENER

Graphique 5: extensions géographiques du couplage journalier

Source: DG ENER

L’extension du couplage de marché journalier et intrajournalier a renforcé la résilience, l’efficacité et la liquidité des marchés et des systèmes d’électricité européens, les rendant plus à même d’intégrer les énergies renouvelables à un moindre coût.

2.2.2    Harmonisation complète des règles concernant les échanges et le fonctionnement du système au moyen des codes de réseau: une nouvelle forme d’harmonisation collective de l’énergie à l’échelle de l’UE

Le déploiement du couplage de marché est la preuve la plus visible que la mise en œuvre des codes de réseau pour l'électricité connaît des débuts satisfaisants. Les huit codes de réseau pour l'électricité ont été adoptés entre 2015 et 2018 afin de supprimer les obstacles techniques subsistant dans le domaine des échanges d’électricité et de l’exploitation coordonnée du réseau au moyen d’un processus d’harmonisation progressive 11 . À cette fin, les codes de réseau offrent un cadre complet pour l’élaboration conjointe de méthodes d’harmonisation communes 12 . Les codes de réseau obligent les gestionnaires de réseau de transport et les bourses d’électricité à élaborer des propositions d’harmonisation communes dans un domaine donné (par exemple, le couplage de marché ou l’exploitation coordonnée des réseaux). Les régulateurs nationaux doivent ensuite examiner et, au besoin, réécrire ces méthodes d’harmonisation communes, et les approuver conjointement. En cas de divergence de vues, ils peuvent décider à la majorité qualifiée 13 .

L’expérience acquise dans la mise en œuvre des codes de réseau et l’élaboration des méthodologies nécessaires a montré que le nouvel instrument et la possibilité de décider à la majorité qualifiée ont permis de réaliser des progrès significatifs pour éliminer la fragmentation actuelle du marché et de l’exploitation des réseaux. Depuis 2015, plus de 100 méthodes ont déjà été approuvées conjointement par les régulateurs en vertu du nouveau cadre d’harmonisation collective.

Dans certains domaines cependant, l’adoption des méthodes requises a accusé un certain retard. Tel est notamment le cas dans le domaine du calcul conjoint des capacités, où certaines propositions de méthodes communes n’ont pas été soumises dans les délais requis et où la coordination entre les régulateurs s’est révélée particulièrement complexe. La suppression des obstacles résultant d’un calcul de capacité non coordonné présente de tels avantages pour le marché intérieur de l’électricité 14 que la Commission, en étroite coopération avec les régulateurs nationaux et l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER), restera vigilante et utilisera tous les outils d’exécution disponibles pour faire progresser l’adoption des méthodes coordonnées requises.

2.2.3.    Paquet «Une énergie propre pour tous les Européens» — Progrès réalisés dans la mise en place d’une nouvelle organisation du marché de l’électricité 

La nouvelle organisation du marché de l’électricité, qui a été adoptée dans le cadre du paquet «Une énergie propre pour tous les Européens», représente une avancée significative pour le marché intérieur de l’électricité. Mais à présent que la législation a été adoptée, elle a besoin, pour porter ses fruits, d’être mise en œuvre rapidement et efficacement. De nombreuses règles relatives à l’organisation du marché figurent dans la refonte du règlement sur l’électricité 15 , qui est entrée en vigueur en janvier 2020. Les dispositions visant à adapter le marché à des parts plus importantes d'énergies renouvelables, à la production décentralisée et à la participation active de la demande (marchés à court terme, participation totale au marché pour les énergies renouvelables et le stockage, etc.) et à adapter les énergies renouvelables au marché (suppression progressive du mécanisme d’appel prioritaire pour les grandes installations nouvelles et introduction de la responsabilité totale en matière d’équilibrage), en particulier, sont désormais en vigueur. La refonte du règlement sur l’électricité contient en outre certains éléments importants mais complexes concernant les échanges transfrontières et les mécanismes de rémunération des capacités.

2.2.3.1.    Ouverture des frontières de l’électricité — La «règle des 70 %»

Ces dernières années, le marché unique de l’électricité est devenu de plus en plus intégré grâce à la construction d’un nombre croissant de capacités d’interconnexion entre les États membres. L’interconnexion améliore la concurrence, dans l’intérêt des consommateurs, contribue à mieux garantir l’approvisionnement en électricité et favorise la décarbonation, car sa souplesse permet d’exploiter pleinement les complémentarités entre les différents bouquets de production en Europe, par exemple entre la production thermique et la production variable à partir de sources renouvelables, et offre à différentes régions la possibilité de partager les services de réseau et la production d'appoint.

Toutefois, comme l’a régulièrement indiqué l’ACER dans ses rapports de surveillance du marché 16 , les capacités physiquement disponibles aux interconnexions sont régulièrement limitées dans certaines régions. Lorsque les interconnexions sous-utilisées, les consommateurs ne peuvent profiter pleinement des pleins avantages de ces projets.

Ces limitations s’expliquent principalement par une congestion structurelle interne. La congestion structurelle du réseau se produit lorsque le réseau interne d’une zone de dépôt des offres (ou zone de prix) n’est pas suffisant pour acheminer l’électricité de l’endroit où elle est produite vers celui où elle est consommée. Il peut en résulter un recours aux interconnexions et aux réseaux électriques des voisins pour assurer les flux d’électricité. Lorsque cela se produit, cela donne effectivement la priorité aux échanges intérieurs par rapport aux échanges transfrontières, ce qui ne devrait pas avoir lieu dans le marché unique. En effet, cela va à l’encontre de plusieurs articles du traité de l’UE, notamment l’article 18 du TFUE qui interdit la discrimination. Un tel comportement de la part d’un gestionnaire de réseau de transport peut aussi être considéré comme une violation de l’article 102 du TFUE, qui interdit l’abus de position dominante. Jusqu’à présent, les violations potentielles de ces règles ont été examinées par la DG Concurrence principalement dans le cadre d’affaires relatives à des pratiques anticoncurrentielles, notamment l’affaire 39351 — Interconnexions suédoises à partir de 2010 17 et l’affaire 40461 Interconnexions DE-DK à partir de 2019 18 .

La refonte du règlement sur l’électricité, qui a été négociée dans le cadre du paquet «Une énergie propre pour tous les Européens», confirme les grands principes sur lesquels reposent les règles relatives au commerce de l’électricité conformément au traité de l’UE, à savoir la maximisation et la non-discrimination. Ces principes, qui existaient déjà dans l’annexe 1 du règlement (CE) nº 714/2009 19 et dans la ligne directrice relative à l’allocation de la capacité et à la gestion de la congestion 20 , sont maintenus à l’article 16 et complétés par des éléments supplémentaires. Si la refonte du règlement sur l’électricité confirme à nouveau l’importance de réduire la congestion structurelle interne, elle introduit également un nouvel objectif minimal de 70 % de capacités d’interconnexion à mettre à disposition pour les échanges transfrontières d’électricité 21 , tout en laissant aux États membres une certaine souplesse dans la manière dont ils choisissent d’atteindre cet objectif. Les États membres peuvent être en mesure d’étendre leur réseau, choisir de reconfigurer leurs zones de dépôt d’offres pour mieux refléter la congestion structurelle ou adopter un plan d’action avec des investissements dans le réseau en vue de soulager cette congestion structurelle d’ici à la fin de 2025.

Bien qu’en vertu du traité de l’UE et des règles sectorielles en matière d’électricité, les gestionnaires de réseau de transport aient déjà l’obligation de maximiser les capacités d’interconnexion, le paquet «Une énergie propre pour tous les Européens»  22 vise à garantir qu’un minimum de 70 % de la capacité soit disponible au plus tard à la fin de 2025 sur chaque interconnexion de l’UE. Cette nouvelle législation concilie l’objectif d’accroître les échanges en introduisant une valeur cible, tout en garantissant que les gestionnaires de réseau de transport («GRT») disposent des outils dont ils ont besoin pour maintenir la sécurité d’exploitation du réseau.

2.2.3.2.    Des mécanismes de capacité plus coordonnés aux effets moins préjudiciables

Ces dernières années, le marché européen de l’électricité s’est rapidement transformé sous l'effet du vif essor de la production d’électricité variable, associé à la diminution de la demande d’électricité à la suite de la crise financière et économique de 2008-2009. Les producteurs d'électricité variable à partir de sources d’énergie renouvelables à faible coût marginal ont décalé ou réduit considérablement les heures de fonctionnement des centrales thermiques. Parallèlement, les centrales thermiques, telles que les centrales au gaz, peuvent amener une grande flexibilité au système. Cette évolution a soulevé des inquiétudes chez certains acteurs et gouvernements quant à la capacité du système électrique à répondre à la demande à long terme. En réaction, plusieurs États membres ont introduit des mécanismes de capacité visant à soutenir l’adéquation de la production.

Les mécanismes de capacité aident les centrales électriques à rester disponibles pour produire de l’électricité lorsque c'est nécessaire. En échange, les mécanismes prévoient des paiements pour ces centrales. Ces paiements de capacité s’ajoutent aux revenus que les centrales électriques obtiennent de la vente d’électricité sur le marché de l’électricité. Des mécanismes de capacité mal conçus peuvent gravement fausser le marché intérieur 23 . La refonte du règlement sur l’électricité établit un nouveau cadre pour l’introduction et la conception de mécanismes de capacité afin de faciliter les travaux de la Commission européenne sur l’application des règles en matière d'aides d’État et de compléter les règles existantes régissant les mécanismes de capacité.

Les nouvelles règles exigent que les États membres souffrant de problèmes d’adéquation, qui ont été recensés sur la base de l’évaluation de l’adéquation menée conformément à la méthodologie d’évaluation de l’adéquation à l’échelle de l’UE, établissent et exécutent un plan de mise en œuvre (plan de réforme du marché), expliquant comment ils entendent traiter les causes profondes de leur problème d’adéquation avec les réformes du marché. Ils sont tenus de soumettre ce plan à l’appréciation de la Commission afin de déterminer si les réformes du marché proposées sont adaptées à leur objectif 24 . Un processus a été mis en place afin de suivre l'application de ces réformes 25 . Les nouvelles règles garantissent que les choix de conception des mécanismes de capacité minimisent leur impact sur le fonctionnement du marché. Autrement dit, ils devraient être:

·ouverts à la participation de producteurs de part et d’autre de la frontière,

·limités dans le temps et

·démantelés progressivement lorsque les problèmes d’adéquation sous-jacents sont résolus.

Les mécanismes de capacité devraient aussi être ouverts à toutes les technologies, en ce compris les énergies renouvelables. Une condition importante s’applique toutefois: les centrales électriques participant aux mécanismes de capacité ne peuvent pas émettre plus que la limite d’émission de 550 g de CO2/kWh 26 . Cette condition offre la garantie que les centrales électriques réellement polluantes, telles que les installations de production d’électricité au charbon, sont effectivement exclues des mécanismes.

À ce jour, la Commission a émis des avis sur six plans de réforme du marché 27 . Certaines de ces mesures sont relativement concrètes. Les règles suggèrent, par exemple, de supprimer progressivement les régimes de prix réglementés pour le consommateur final (ou du moins d’assouplir la réglementation des prix), d’éliminer toute restriction de prix sur les marchés de gros, d'inclure la valeur des réserves du système dans les prix de l’énergie d'équilibrage («fonction de détermination du prix de la pénurie») et de renforcer l’interconnexion avec les voisins. Un autre groupe de mesures relativement ouvert couvre, par exemple, la suppression de toutes les distorsions réglementaires ou la facilitation de la participation du côté de la demande, l’autoproduction et l’efficacité énergétique.

Des travaux supplémentaires sont actuellement menés par l’ACER, les autorités de régulation nationales (ARN) et les GRT pour la mise en œuvre de la nouvelle législation. L’ACER a adopté des méthodologies permettant une évaluation de l’adéquation à l'échelle de l’UE selon les techniques les plus récentes, le calcul du coût de l’énergie non distribuée et la norme de fiabilité. L’ACER et le réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport (REGRT-E) développent, par ailleurs aussi, un ensemble de méthodologies pour permettre la participation transfrontière aux mécanismes de capacité. Enfin, l’ACER a publié des orientations sur le calcul de la limite d’émission de CO2 28 . 

La nouvelle législation vise à mettre en place une approche coordonnée des mécanismes de capacité en veillant à ce qu’ils ne faussent pas au-delà de ce qui est nécessaire le marché intérieur de l’électricité de l’UE et à ce qu’ils ne soient pas utilisés pour remplacer les réformes requises dans les États membres. La nouvelle législation complétera également les travaux de la Commission européenne sur la mise en œuvre des aides d’État qui resteront le principal outil de l’UE pour garantir la conformité des divers mécanismes de capacité avec les règles du marché intérieur. Enfin, elle contribuera à concilier les objectifs de sécurité d’approvisionnement et l’impératif de la transition vers une énergie propre.

2.2.3.3.    Mise en œuvre correcte des règles de dissociation pour le stockage

Le stockage de l’énergie électrique au moyen de diverses technologies (telles que l'accumulation hydraulique par pompage, le stockage chimique dans des batteries ou la compression d’air) est un aspect important du système électrique. Compte tenu de la part croissante des énergies renouvelables variables dans la production totale d’électricité et des progrès réalisés dans les différentes technologies de stockage, le stockage devrait jouer un rôle de plus en plus important dans le marché intérieur. À côté du stockage hydraulique traditionnel (par pompage), qui reste le principal réservoir de stockage de l’énergie électrique dans l’UE 29 , le stockage chimique dans des batteries s’est considérablement développé et est devenu un facteur de marché important, notamment pour les services de réseau tels que la fourniture de capacités d’équilibrage. L’UE soutient fortement le développement de technologies de stockage de l’énergie afin qu’elles deviennent une technologie essentielle pour la réussite de la transition énergétique. Le cadre global de gouvernance de l’union de l’énergie et le plan d’action stratégique sur les batteries 30 ont constitué des étapes importantes dans la mise en place d’une base industrielle intégrée, durable et compétitive à l’échelle mondiale dans le domaine des batteries. Les progrès réalisés ont été évalués et résumés dans un rapport de la Commission 31 .

Afin que le stockage de l’énergie puisse réaliser pleinement son potentiel par une gamme de services et un éventail de technologies, il y a lieu de veiller à ce que les marchés des services de stockage de l’énergie soient ouverts et compétitifs. Le paquet «Une énergie propre pour tous les Européens» énonce des principes importants pour la non-discrimination en matière de stockage, de réponse de la demande et de production décentralisée en excluant, par exemple, les règles de marché qui favoriseraient arbitrairement la production d’électricité conventionnelle.

Un choix important opéré dans la refonte de la directive sur l’électricité a été d’exclure de manière générale les gestionnaires de réseau de transport ou de distribution de la propriété et de l’exploitation des systèmes de stockage d’électricité. L’exigence d’un dégroupage complet des actifs de stockage vise à résoudre le problème des avantages systémiques des gestionnaires de réseau qui, dans le cas contraire, pourraient exercer une discrimination en faveur de leurs propres actifs par rapport aux concurrents, par exemple en achetant des services de réseau provenant principalement de leurs propres actifs. Ce risque est encore plus grand que pour la plupart des actifs de production classiques. En effet, le stockage de l’énergie (de par sa grande flexibilité, mais aussi sa capacité de stockage limitée) tirera souvent une part plus importante de recettes des services de réseau que de la vente directe d’électricité sur le marché. En outre, les gestionnaires de réseau pourraient influencer le développement et l’exploitation du réseau de manière à créer, ou à réduire, le besoin de services de réseau spécifiques. Ainsi, la création d’intérêts propres pour les gestionnaires de réseau sur le marché en développement du stockage de l’énergie pourrait devenir un obstacle important au développement de ce marché et à la réalisation des objectifs de l’union de l’énergie.

Dans ce contexte, les articles 36 et 54 de la refonte de la directive sur l’électricité privent généralement les gestionnaires de réseau de distribution et de transport de la possibilité de posséder, développer, gérer ou exploiter des installations de stockage d’énergie. La refonte de la directive sur l’électricité permet toutefois de déroger à cette exclusion dans deux situations.

Premièrement, sous réserve d’approbation réglementaire, les gestionnaires de réseau peuvent posséder et exploiter des éléments de réseau entièrement intégrés. Cette dérogation vise les composants de réseau qui font partie depuis toujours des systèmes de transport ou de distribution d’électricité, tels que les condensateurs intégrés dans les sous-stations.

Deuxièmement, lorsqu’une installation de stockage d’énergie est reconnue comme nécessaire pour assurer le fonctionnement efficace, fiable et sûr du système, mais n’est pas utilisée pour acheter ou vendre de l’électricité, il est possible d’organiser une procédure d’appel d’offres. S’il apparaît, à la suite d’une telle procédure ouverte, transparente et non discriminatoire, que les autres parties ne sont pas disposées ou capables de fournir ces services à un coût raisonnable et en temps voulu, l’autorité nationale de régulation peut autoriser le gestionnaire de réseau à devenir le propriétaire d’une installation de stockage d’énergie et à l’exploiter. Lorsqu’une dérogation a été accordée, la capacité du marché à fournir ces services fera l’objet d’un examen régulier, en vue de parvenir à la cessation progressive de l’activité du gestionnaire de réseau dans ce domaine.

Cette possibilité de dérogation confère un rôle important aux ARN qui doivent évaluer avec soin toute demande d’octroi d'une dérogation. Il est important que les dérogations ne deviennent pas la norme et restent limitées à des circonstances exceptionnelles, afin de permettre le développement de services de stockage de l’énergie qui soient innovants et efficaces dans un marché concurrentiel. La Commission soutiendra les autorités de régulation dans cette tâche et suivra de près la mise en œuvre.

3.Marchés de gros du gaz 

Actuellement, environ 5 000 TWh de gaz naturel sont consommés chaque année dans l’UE, ce qui représente environ 95 % de la demande totale actuelle en combustibles gazeux. Le gaz représente environ 25 % de la consommation totale d’énergie dans l’UE et sert pour 20 % à la production d’électricité et 39 % à la production de chaleur. Les combustibles gazeux sont un élément clé des procédés industriels et servent tant de vecteur d’énergie que de matière première. Les gaz sont une source de flexibilité pour un système énergétique de plus en plus fondé sur la production de systèmes d’énergie renouvelable variable. Avec les énergies renouvelables, ils remplacent progressivement le charbon et le pétrole.

Des marchés de combustibles gazeux performants et liquides jouent un rôle crucial dans la réalisation des ambitions environnementales du pacte vert pour l’Europe 32 , qui prévoit la décarbonation du secteur gazier grâce à une organisation prospective de marchés du gaz décarbonés compétitifs. Des marchés performants sont également une condition préalable pour garantir la fourniture aux consommateurs d’une énergie à prix abordable, la compétitivité des industries et la sécurité de l’approvisionnement.

 3.1.    Indicateurs clés: concentration, liquidité et convergence 

Les marchés de gros du gaz se sont bien développés ces dernières années. Les volumes échangés sur les plateformes de gaz naturel ont atteint un niveau record en 2019. Cette tendance s’est poursuivie en 2020, avec des volumes échangés sur les plateformes gazières européennes qui ont enregistré une augmentation en glissement annuel de 32 % au premier trimestre 2020 (jusqu’à 5 010 TWh). L’augmentation en 2020 peut être attribuée en premier lieu à l’augmentation des opérations de couverture sur les marchés imputable à la plus grande volatilité des prix et à l’accroissement des écarts dans les prix des contrats du fait également de la crise de la COVID-19. Le mécanisme néerlandais «Title Transfer Facility» (TTF) est en train de devenir une référence également pour les échanges de gaz naturel liquéfié (GNL) 33 au niveau international. 

La connectivité et l’accès aux différentes sources de gaz continuent également de s’améliorer. Seuls trois marchés ont eu accès à moins de trois sources d’approvisionnement. Deux d’entre eux (Irlande, Danemark-Suède), cependant, sont connectés à une plateforme diversifiée et obtiennent également de bons résultats pour l’indice de concentration du marché (IHH) et l’indice de l’offre résiduelle (residual supply index ou RSI). Seuls les marchés letton-estonien et finlandais restent donc en dessous de l’indice minimal du modèle cible pour le gaz.

Graphique 6: vue d’ensemble des EM selon les indicateurs de santé du marché du modèle cible pour le gaz de l'ACER (AGTM) (RSI des entreprises en amont, IHH et nombre de sources d’approvisionnement) — 2019

Source: calculs de l’ACER fondés sur les données du réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport pour le gaz (REGRT pour le gaz) relatives à la capacité, Eurostat et les ARN

La convergence des prix s'était améliorée au cours des dernières années et était la plus élevée dans le nord-ouest de l’Europe. Cependant, au niveau européen, elle a diminué en 2019, affichant des écarts de prix plus élevés entre les marchés pendant un plus grand nombre de jours de l’année. Cela pourrait être attribué à une dynamique des prix du gaz, à un niveau globalement élevé en 2019 34 .

Graphique 7: convergence des prix day-ahead entre les nœuds TTF et certains autres nœuds de l’UE — 2017-2019 — % de jours de négociation dans une fourchette donnée d’écarts de prix

Source: calculs de l’ACER fondés sur des données de prix communiquées par Platts et ICIS Heren

Remarques: les écarts en euros/MWh sont calculés en prenant l'écart de prix absolu entre deux plateformes, sans tenir compte des rabais ou des primes.

Les coûts d’approvisionnement en gaz ont considérablement baissé en 2019 dans la plupart des États membres. Il en a résulté une facture d’importation de gaz substantiellement moins élevée pour l’UE. Selon les estimations pour 2019, la facture des importations de gaz de l’UE s’élève à 69 milliards d’euros, soit une réduction de près de 30 % qui s’explique par la baisse des prix à l’importation.

Graphique 8: coûts moyens d'approvisionnement en gaz supportés par les fournisseurs en 2019, estimés par les États membres de l’UE et les parties contractantes de la Communauté de l’énergie et delta avec les prix de couverture de la plateforme TTF, en euros/MWh

Source: calculs de l’ACER fondés sur les données de la base Comext d’Eurostat, de l’ICIS, ainsi que des ARN des États membres de l’UE et des parties contractantes de la Communauté de l’énergie.

Remarque: les prix à l’importation pour AT, NL, FR et PL n’ont pas pu être évalués.

3.2.    Principales évolutions réglementaires

3.2.1.    Concentrations sur le marché 

Le modèle cible pour le gaz propose d'éliminer la segmentation du marché intérieur causée, entre autres, par les tarifs d’entrée/sortie appliqués et la superposition («pancaking») 35 correspondante produite par l'existence de différentes concentrations graduelles, volontaires et ascendantes de zones de marché. L’expérience montre qu'il n'est pas facile de réaliser une concentration transnationale sur le marché. Plus l’intégration est poussée, plus il est nécessaire de convenir d’un ensemble harmonisé de règles, de sorte qu’une concentration complète de plusieurs marchés est une tâche complexe. Jusqu’à présent, il n’existe aucun exemple de concentration transnationale complète dans l’UE. Quelques tentatives voient néanmoins le jour. Le cadre réglementaire applicable à la coopération et à l’intégration régionales sur le marché du gaz est relativement faible par rapport à celui du marché de l’électricité. À l’heure actuelle, il n’existe aucune disposition qui oriente ou guide le processus de concentration de marchés de manière systématique et facilite l’intégration régionale des marchés.

3.2.2.    Codes de réseau pour le gaz 

Le troisième paquet «Énergie» établit la base juridique pour l’établissement de règles européennes communes plus détaillées sous la forme de codes de réseau et de lignes directrices pour le gaz, dans le but d’harmoniser et de coordonner les différents processus des marchés de l'énergie et des systèmes énergétiques. Depuis l’entrée en vigueur du règlement (CE) nº 715/2009 36 en 2011, cinq codes de réseau et lignes directrices ont été adoptés, couvrant les mécanismes d’attribution des capacités (CAM 37 ), les règles d’équilibrage des réseaux de transport du gaz (BAL 38 ), les procédures de gestion de la congestion (CMP 39 ), l’interopérabilité entre les systèmes gaziers (IO 40 ) et les structures tarifaires de transport (TAR 41 ). L’harmonisation de ces règles techniques a à la fois amélioré le fonctionnement du marché au niveau national (en particulier le code de réseau BAL) et fait progresser l’interconnexion des marchés nationaux du gaz. En particulier, le code de réseau CAM a pleinement harmonisé la procédure et le calendrier de réservation des capacités de transport, promouvant de ce fait la concurrence et l’accessibilité des marchés nationaux. Le code de réseau TAR, le dernier adopté, a introduit de vastes exigences en matière de publication des paramètres et calculs relatifs aux tarifs gaziers, ce qui accroît la transparence et la prévisibilité des tarifs pour les utilisateurs du réseau dans l’ensemble de l’UE, tout en mettant en évidence les éventuelles valeurs tarifaires aberrantes. Si la mise en œuvre des codes de réseau a bien avancé dans les États membres 42 , il est crucial que la Commission continue de veiller à la bonne application de ces règles pour pouvoir achever le marché intérieur de l’énergie.

3.3.    Décarbonation du secteur du gaz

La stratégie de l’UE pour l’intégration du système énergétique 43 et la stratégie de l’hydrogène 44 , que la Commission a adoptées à l'été 2020, définissent la manière dont les marchés de l’énergie pourraient contribuer à la réalisation des objectifs du pacte vert pour l’Europe, notamment la décarbonation de la production et de la consommation de gaz qui s’impose dans le cadre de la transition vers la neutralité climatique.

Pour permettre une décarbonation rentable, la stratégie d’intégration du système énergétique recommande de «réexaminer le cadre réglementaire du marché du gaz afin de faciliter le recours aux gaz d’origine renouvelable et l’autonomisation des consommateurs, tout en garantissant l’émergence dans l’UE d’un marché intérieur du gaz caractérisé par son intégration, sa liquidité et son interopérabilité».

Alors que l’hydrogène renouvelable et à faible intensité de carbone est actuellement le sujet principal de l’intégration du système énergétique, d’autres gaz d’origine renouvelable et à faible intensité de carbone, tels que le biométhane, jouent déjà aujourd’hui un rôle important dans le secteur de l’énergie.

3.3.1.    Intégration du biométhane et des petits producteurs

Actuellement, la production la plus importante de gaz d’origine renouvelable dans l’UE est celle du biogaz et du biométhane 45 , avec environ 17 milliards de m3 par an. Plus de 17 000 installations de biogaz étaient recensées en 2015 46 , et quelque 500 usines de biométhane sont connectées au réseau gazier de l’UE. Le biogaz est principalement utilisé pour produire de l’électricité et de la chaleur et bénéficie souvent de régimes d’aides 47 . Lorsque les régimes d’aides prennent fin, les usines de biogaz existantes peuvent décider d’investir dans la valorisation du biogaz en biométhane pour l’injecter ensuite dans le réseau de gaz 48 . Les investissements dans de nouvelles usines devraient permettre d’augmenter considérablement la production de biogaz et de biométhane.

La grande majorité des 500 usines de biométhane actuelles sont reliées au niveau de la distribution. Dans la pratique, l’injection au niveau de la distribution nécessite une consommation par les consommateurs reliés à ce réseau local. En cas de surapprovisionnement du circuit de distribution et sans possibilité d’injecter du gaz de ce circuit vers le niveau du transport, les producteurs de biométhane sont privés de l’accès aux marchés de gros et au commerce transfrontière. Une telle situation risque de fausser l’égalité des conditions de concurrence par rapport aux autres producteurs de gaz et peut constituer un obstacle à l’expansion future de la production de gaz à partir de sources renouvelables à l’avenir.

Graphique 9: évolution de la production de biogaz et de biométhane dans l’UE — 2010-2018 — TWh/an

Source: calculs de l’ACER fondés sur les données d’Eurostat

3.3.2.    Questions relatives à la qualité du gaz

L’intégration de volumes croissants de biométhane, le GNL et un certain intérêt des États membres à injecter de l’hydrogène dans le réseau de gaz naturel posent de nouveaux défis pour l’exploitation des réseaux gaziers. Des questions se posent concernant la qualité du gaz, au niveau tant du transport que de la distribution, qui peuvent avoir une incidence sur la conception des infrastructures gazières, les applications des utilisateurs finaux et l’interopérabilité transfrontière des systèmes.

Les règles relatives à la qualité du gaz, c’est-à-dire aux propriétés chimiques et physiques des gaz, garantissent l’intégrité et la sécurité tant de l’infrastructure gazière que des appareils finaux (par exemple, les turbines à gaz dans la production d’électricité, les fours dans les processus industriels). Dans le même temps, il est essentiel que les spécifications relatives à la qualité du gaz n’entravent ni la production ni le transport vers les consommateurs de gaz provenant de sources renouvelables et décarbonés. Dans le passé, les États membres ont élaboré des normes nationales de qualité du gaz 49 en se fondant sur la qualité relativement stable de leurs sources de gaz historiques 50 . Pour les cas où des problèmes de commerce transfrontière se posent en raison de différences dans la qualité du gaz ou de ses spécifications entre les États membres, le code de réseau sur les règles en matière d’interopérabilité et d’échange de données 51 définit une procédure de règlement des litiges. Cette procédure se limite toutefois aux points d’interconnexion transfrontières et repose sur les principes généraux et de haut niveau de résolution des litiges de l’ACER. En plus des normes nationales divergentes en matière de qualité du gaz, une norme du Comité européen de normalisation (CEN) pour la qualité du gaz H (EN 16726:2015 52 ) définit la largeur de bande acceptable pour un certain nombre de paramètres pertinents. Cette norme du CEN pour la qualité du gaz n’est toutefois pas contraignante et n’inclut pas l’indice de Wobbe, qui est un indicateur clé de l’interchangeabilité des différents gaz. Afin de garantir l’inclusion de ce paramètre important dans la norme relative au gaz H, la Commission a invité le CEN à proposer une fourchette et un taux de variation acceptables pour l’indice de Wobbe dans l’UE 53 . Ce processus est toujours en cours au sein du CEN.  

3.3.3.    Préparation du marché et des infrastructures pour l’hydrogène

L’hydrogène jouit d’un regain d’intérêt rapide car il offre une solution pour décarboner les processus industriels et les secteurs économiques où la réduction des émissions de carbone est à la fois urgente et difficile à réaliser. Si le troisième paquet «Énergie» s’applique à tous les gaz pouvant être injectés en toute sécurité dans le réseau gazier, il ne s’applique pas aux réseaux transportant de l’hydrogène pur. La stratégie pour l’hydrogène définit la vision de la Commission pour soutenir le développement progressif d’une économie européenne davantage basée sur l’hydrogène et prévoit, entre autres, une révision de la législation européenne actuelle pour les marchés du gaz.

L’utilisation des infrastructures a augmenté, en particulier les terminaux de GNL. Cette utilisation accrue des terminaux de GNL reflète la position concurrentielle du GNL par rapport au gaz de gazoduc.

Graphique 10: taux d’injection quotidiens dans les pays de l’UE disposant de terminaux de GNL opérationnels

Source: graphique 6 de l’étude Trinomics Study on Gas market upgrading and modernisation – Regulatory framework for LNG terminals, mai 2020

Le règlement (UE) 347/2013 (RTE-E) 54 oblige les REGRT pour le gaz et l’électricité à utiliser des scénarios communs pour établir leurs plans décennaux de développement du réseau (PDDR) respectifs. Les REGRT ont uni leurs forces pour développer ensemble ces scénarios pour les PDDR de 2020. Les travaux d'élaboration de scénarios n’ont pas seulement pour objet de tester les besoins et les projets futurs en matière d’infrastructures de gaz et d’électricité, mais ils servent aussi à saisir les interactions entre les systèmes de gaz et d’électricité afin d’évaluer l’infrastructure d’un système énergétique hybride.

La stratégie d’intégration du système énergétique mentionne l’examen du champ d’application et de la gouvernance du PDDR comme un moyen d'assurer une cohérence totale avec les objectifs de décarbonation de l’UE et la planification des infrastructures intersectorielles dans le cadre de la révision du règlement RTE-E (2020) et d’autres actes législatifs pertinents (2021).

4.Marchés de détail

4.1.    Concentration du marché

4.1.1.    Électricité 

En ce qui concerne le marché de l’électricité, les principaux revendeurs de l’UE ne cessent de perdre des parts de marché. En 2018, la part des plus grands revendeurs a diminué dans seize États membres par rapport à 2017. D’un autre côté, le nombre de revendeurs a diminué dans treize États membres et n’a augmenté que dans neuf autres, tandis que la concentration du marché a augmenté dans six États membres.

En Tchéquie, en Grèce, au Portugal, en Slovaquie et en Espagne, le nombre de revendeurs a augmenté, tandis que les principaux acteurs du marché ont perdu des parts de marché. Il s’agit d’un signe de l’évolution du choix des consommateurs et de l’intensification de la concurrence. En revanche, en Belgique, en Estonie, en Finlande, en Lituanie et en Suède, le nombre de revendeurs a diminué et la part de marché des principaux acteurs a augmenté. À Chypre, en Grèce et à Malte, il n’y a toujours qu’un seul revendeur sur le marché. En Croatie, deux acteurs principaux cumulent ensemble 88 % du marché.

Graphique 11: principaux revendeurs d’électricité et leurs parts de marché cumulées en 2018

Source: fiches techniques par pays de la DG ENER basées sur les enquêtes d’Eurostat concernant les indicateurs des marchés de l’électricité.  

4.1.2.    Gaz

En ce qui concerne les marchés du gaz, en 2018, les principaux revendeurs ont perdu des parts de marché dans treize États membres et n’ont gagné du terrain que dans neuf autres. Par contre, le nombre de revendeurs a diminué dans quatorze États membres et n’a augmenté que dans six.

En Autriche, en Lettonie et en Lituanie, le nombre de revendeurs a augmenté, tandis que les principaux acteurs du marché ont perdu des parts de marché. En Hongrie, les acteurs dominants ont également perdu des parts de marché, mais le nombre d’acteurs est resté inchangé. En Estonie, le principal revendeur détenait toujours 90 % du marché. En Italie, en Pologne et au Royaume-Uni, la concentration du marché s’est accrue en raison de la baisse du nombre de revendeurs, alors que les principaux acteurs ont gagné des parts de marché.

En Bulgarie, en Lettonie, en Lituanie et en Pologne, seules deux entreprises se partagent la plus grande partie du marché de détail. À l’inverse, on dénombre au moins six grands revendeurs en Autriche, en Belgique, en Tchéquie, en Grèce, en Irlande, au Portugal, en Roumanie et en Slovénie.

Graphique 12: principaux revendeurs de gaz et leurs parts de marché cumulées en 2018

Source: fiches techniques par pays de la DG ENER basées sur les enquêtes d’Eurostat sur les indicateurs des marchés du gaz naturel .

En Estonie et sur le marché finlandais isolé, un seul revendeur domine encore le marché. Les plus gros revendeurs détiennent également la majorité du marché en Lettonie et en Lituanie. D’un autre côté, la plus grande entreprise ne détient pas plus de 30 % du marché en Belgique, en Tchéquie, en Italie et en Roumanie.

Graphique 13: part de marché du plus grand revendeur de gaz naturel en 2018

Source: fiches techniques par pays de la DG ENER basées sur les enquêtes d'Eurostat sur les indicateurs des marchés du gaz naturel .

4.2.    Prix de détail (comprenant les composantes «prix»)

4.2.1.    Prix de l’électricité

Le marché unique de l’énergie a continué de progresser dans la mesure où les différences entre les composantes «énergie» de chaque État membre sont plus faibles qu’auparavant. Leur différentiel dans le segment résidentiel et celui des consommateurs industriels a reculé de respectivement 14 % et 9 % depuis 2010 55 , ce qui a contribué à la convergence croissante des prix de détail totaux qui s’observe depuis 2016. Cette convergence s’est toutefois accompagnée d’une augmentation à long terme des prix de détail de l’électricité. Entre 2017 et 2019, le prix de détail moyen pour le segment résidentiel de l’UE-27 a augmenté de 4 %, poursuivant ainsi sa tendance à la hausse depuis 2010 56 .

Les prix de l’électricité dans le segment résidentiel ont oscillé entre 98 euros/MWh en Bulgarie et 295 euros/MWh au Danemark. Le prix moyen pour l’UE-28 était de 217 euros/MWh 57 . Le Danemark et l’Allemagne ont affiché les composantes «taxes» les plus élevées, soit respectivement près de 190 et 156 euros/MWh, ce qui représentait plus de la moitié du prix de détail total en 2019. En moyenne, les composantes «prix» qui ne résultent pas de la concurrence, mais qui sont fixées par les régulateurs (par exemple, les redevances de réseau, les taxes et prélèvements réglementés) dominent toujours le prix de détail. Cela entrave les efforts visant à donner aux consommateurs les moyens de participer activement au marché de l’électricité, par exemple en ajustant leur demande, en activant l’autoproduction ou en tirant parti des différences entre la demande et l’offre 58 . C’est à Malte que les taxes sur l’électricité ont été analysées comme étant les plus basses, tant en termes absolus qu’en termes relatifs (8 euros/MWh) 59 . La Belgique a affiché la composante «réseau» la plus élevée, avec 109 euros/MWh en 2019. De l’autre côté du spectre, Malte et la Bulgarie avaient les redevances de réseau les plus faibles (25 euros/MWh) 60 . Les composantes «énergie» les plus importantes ont été relevées dans les systèmes insulaires d’Irlande (125 euros/MWh), de Chypre (124 euros/MWh) et de Malte (97 euros/MWh). Les valeurs les plus faibles de la composante «énergie» ont été enregistrées en Hongrie (42 euros/MWh) et en Pologne (43 euros/MWh), des marchés caractérisés par des formes plus strictes de réglementation des prix 61 .

Graphique 14: prix de l’électricité pour les ménages dans l’UE en 2019 (bande DC)

Source: rapport sur les prix et les coûts de l’énergie en Europe COM(2020)951.

4.2.2.    Prix du gaz

L’évolution des prix sur le marché du gaz prouve également que des avancées sont enregistrées dans la mise en œuvre du marché intérieur. Les prix de détail du gaz pour les clients résidentiels ont augmenté de 2,1 % par an entre 2010 et 2019, tandis que pour les clients industriels de niveau moyen, ils n’ont accusé qu’une légère augmentation de 0,1 %, contre une diminution de 1,3 % pour les grands consommateurs industriels 62 .

Le prix du gaz pour les clients résidentiels varie entre 33 euros/MWh en Hongrie et 116 euros/MWh en Suède 63 . Au Danemark, la part de la composante «énergie» était la plus faible (à peine 26 % en 2019), tandis que la part de la composante «taxes» était la plus élevée (41 euros/MWh) 64 . C’est au Luxembourg que les taxes et prélèvements ont été les moins élevés pour le consommateur. Les composantes «réseau» les plus élevées des prix du gaz naturel pour les ménages ont été relevées au Portugal en 2019 65  .

Graphique 15: prix du gaz pour les ménages en 2019 (tranche DC)

Source: rapport sur les prix et les coûts de l’énergie en Europe COM(2020)951

.

4.3.    Interventions de l’État dans les prix de détail de l’électricité et du gaz

En 2018, quatorze pays ont fait état d’une intervention directe dans le mécanisme de fixation des prix de détail de l’électricité dans le segment résidentiel. Pour le segment non résidentiel, huit pays ont fait état de tels mécanismes. Pour le prix du gaz, onze pays ont déclaré intervenir dans le segment résidentiel, tandis que cinq pays sont intervenus dans le segment non résidentiel 66 . De nets progrès ont été enregistrés dans le segment non résidentiel du marché de l’énergie dans la mesure où le volume tant de gaz que d’électricité sous régime de prix réglementés a diminué. En revanche, les avancées dans le segment résidentiel ont été très limitées.

4.3.1.    Le segment résidentiel

La réglementation des prix de l’électricité pour l’utilisateur final s’applique aux ménages dans neuf pays (Bulgarie, Chypre, France, Hongrie, Lituanie, Malte, Espagne, Pologne et Portugal) 67 , contre huit pays (Bulgarie, Croatie, France, Hongrie, Lettonie, Pologne, Portugal et Espagne) dans le cas du gaz. Au Royaume-Uni et en Belgique, l’intervention dans les prix s'est limitée aux mécanismes de prix spéciaux applicables aux clients vulnérables.

En Bulgarie, en Lituanie et à Malte, pour l’électricité, ainsi qu’en Bulgarie et en Pologne, pour le gaz, 100 % des ménages sont approvisionnés sous le régime d’un mécanisme d’intervention dans les prix. En Hongrie et en Pologne, le pourcentage de ménages bénéficiant d’une intervention dans les prix est supérieur à 90 % pour l’électricité; pour le gaz, ce même pourcentage est observé en Croatie et en Hongrie.

Graphique 16: existence d’une intervention dans les prix de l’électricité et du gaz en 2018 (segment résidentiel)

Source: Monitoring Report on the Performance of European Retail Markets in 2018, rapport du CEER.

4.3.2.    Le segment non résidentiel

Les prix de l’électricité pour l’utilisateur final étaient réglementés dans six pays (Bulgarie, Chypre, France, Hongrie, Malte et Portugal); dans le cas du gaz, ils l'étaient dans quatre pays (Bulgarie, France, Hongrie et Portugal) 68 . À Chypre et à Malte, tous les consommateurs d’électricité non résidentiels étaient approvisionnés sous le régime des prix réglementés. Dans les quatre autres pays, en termes de consommation, moins de 10 % des utilisateurs non résidentiels ont payé des prix réglementés 69 . Dans tous les pays, la part des clients non résidentiels soumis à un régime de prix réglementés a baissé.

En ce qui concerne les prix du gaz, en Bulgarie, tous les consommateurs non résidentiels ont été approvisionnés sous le régime des prix réglementés. En revanche, la consommation réglementée était négligeable au Portugal et en France 70 . Comme pour l’électricité, la part du gaz consommé sous le régime des prix réglementés dans la catégorie tarifaire «non résidentiel» a diminué.

Graphique 17: existence d’une intervention dans les prix de l’électricité et du gaz en 2018 (segment non résidentiel)

Source: Monitoring Report on the Performance of European Retail Markets in 2018, rapport du CEER.

4.4.    Protection et autonomisation des consommateurs

La refonte de la directive Électricité, qui a été adoptée en 2019 dans le cadre du paquet «Une énergie propre pour tous les Européens», vise à garantir un marché européen de l’électricité qui soit compétitif, axé sur les consommateurs, flexible et non discriminatoire. Elle place le consommateur au centre de la transition vers une énergie propre et renforce encore ses droits, notamment à une participation active au marché de l’énergie, à des délais plus courts pour changer de fournisseur, à l’accès à des outils de comparaison des prix et à des compteurs intelligents, ainsi qu’à des factures d’énergie plus claires et plus fréquentes.

La refonte de la directive Électricité permet également aux consommateurs de participer activement au marché de l’énergie en produisant leur propre énergie à domicile et en la vendant. Cela pourrait modifier radicalement le système électrique, bien qu'il existe déjà dans certains États membres des consommateurs résidentiels qui produisent et consomment de l’électricité à domicile — principalement au moyen de panneaux photovoltaïques (PV) 71 . Toutefois, malgré l’utilisation accrue des panneaux photovoltaïques, la participation des consommateurs au marché de l’énergie est restée faible avant l’adoption de la refonte de la directive Électricité 72 .

La refonte de la directive Électricité vise à faciliter et à accélérer le changement de fournisseur. Elle permet aux consommateurs de changer de fournisseur d’électricité dans un délai de trois semaines. D’ici 2026, un tel changement pourra se faire dans les 24 heures. Le changement de fournisseur est gratuit, sauf en cas de résiliation anticipée de contrats à durée déterminée. Dans la plupart des États membres, la durée maximale légale d’un changement de fournisseur d’électricité et de gaz était de trois semaines, soit 15 à 18 jours ouvrables (selon les données de 2018). Les délais effectifs de changement de fournisseur sont cependant restés plus longs dans certains pays 73 . Seule l’Italie autorisait le changement de fournisseur dans les 24 heures 74 . Dans l’ensemble, les taux de changement de fournisseur de gaz et d’électricité dans le segment résidentiel ont augmenté dans la plupart des États membres en 2018. Pour l’électricité, aucun ou quasiment aucun changement de fournisseur n’a été signalé dans trois pays, tandis que deux pays ont déclaré n’avoir qu’un seul fournisseur de sorte que le changement de fournisseur était impossible 75 .

Graphique 18: taux annuels de changement de fournisseur — Électricité — Clients résidentiels (par points de comptage)

Source: CEER Monitoring Reports on the Performance of European Retail Markets 76

Graphique 19: taux annuels de changement de fournisseur — Gaz — Clients résidentiels (par points de comptage)

Source: CEER Monitoring Reports on the Performance of European Retail Markets

Selon une enquête réalisée en 2018, les principales préoccupations des consommateurs concernant les marchés des services d'utilité publique étaient le choix et la comparabilité 77 . Les consommateurs ont rencontré des difficultés pour comparer les offres de gaz et d’électricité, notamment en ce qui concerne les principales caractéristiques de l’offre et les conditions de résiliation des contrats 78 . Interrogés sur les possibilités d’améliorer la comparabilité, certains clients ont exprimé leur préférence pour un format d’offre standardisé. Les nouvelles règles exigent des fournisseurs qu’ils présentent les informations sur la consommation et les coûts énergétiques sur chaque facture d’une manière claire et aisément compréhensible. Les informations devraient être présentées de manière à faciliter la comparaison par les clients. La refonte de la directive Électricité aide en outre les consommateurs à faire des choix plus éclairés en introduisant l’obligation de mettre en place des outils de comparaison fiables. Les consommateurs ont le droit d’avoir accès à au moins un outil de comparaison des prix qui soit gratuit et réponde à des normes minimales de qualité.

La refonte de la directive Électricité donne aux consommateurs le droit de bénéficier, sur demande, d’un compteur intelligent qui indique la consommation d’énergie et le coût en temps réel et qui peut être lu à distance. Les consommateurs peuvent aussi opter pour des contrats à prix dynamique. Les compteurs intelligents et la tarification dynamique devraient s'appuyer sur les actes d’exécution prévus en matière d’interopérabilité des données. Ils aideront les consommateurs et les nouveaux prestataires de services à participer activement au marché et à y naviguer avec plus de confiance.

En 2018, quelque 99 millions de compteurs électriques intelligents étaient en service dans l’UE, soit 34 % de tous les points de comptage d’électricité, contre environ 12 millions de compteurs intelligents pour le gaz 79 .

La même année, douze pays ont atteint au moins 50 % de déploiement de compteurs d’électricité intelligents. En revanche, sept États ont décidé de ne pas mettre en œuvre le déploiement de compteurs intelligents 80 . Fin 2019, plus de 80 % des consommateurs au Luxembourg devaient avoir reçu des compteurs d’électricité intelligents. Ils devraient être suivis par ceux du Danemark, de l’Autriche, de la France et de la Grande-Bretagne en 2020.

Le déploiement de compteurs de gaz intelligents reste limité, seuls 5 pays ayant commencé à s’y atteler en 2018.

Parmi les problèmes importants auxquels sont confrontés certains consommateurs d’énergie sur le marché intérieur figure la précarité énergétique. Afin de soutenir les États membres dans leurs efforts pour y remédier, la Commission a publié, parallèlement au présent document, des lignes directrices sur la précarité énergétique 81 . Elle continue également à soutenir l’Observatoire européen de la précarité énergétique qui collecte des données, élabore des indicateurs et diffuse les meilleures pratiques pour lutter contre la précarité énergétique.

(1)

Conclusions du Conseil européen, 12 et 13 décembre 2019, EUCO 29/19.

(2)

Règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité (JO L 158 du 14.6.2019).

Directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et modifiant la directive 2012/27/UE.

Règlement (UE) 2019/942 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 instituant une agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (JO L 158 du 14.6.2019, p. 22).

(3)

Le présent rapport remplit les obligations énoncées à l’article 35, paragraphe 2, points f), g) et k), du règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climat, JO L 328 du 21.12.2018, p. 1.

(4)

Article 52, paragraphe 1, de la directive 2009/73/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel («directive Gaz»), JO L 211 du 14.8.2009, p. 94, et article 47, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la directive 2003/54/CE, JO L 211 du 14.8.2009, p. 55 («directive Électricité») Dans le présent rapport, la directive Gaz et la directive Électricité seront également désignées ensemble par le terme «troisième paquet “énergie”». L’article 47, paragraphe 1, a été refondu par l’article 69, paragraphe 1, de la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité, JO L 158 du 14.6.2019, p. 125 («refonte de la directive Électricité»).

(5)

 Voir les précédents rapports d’avancement, par exemple la communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions intitulée «Vers l’achèvement du marché intérieur de l’énergie: état des lieux» du 13 octobre 2014, COM(2014) 634 final, p. 2 - https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/PDF/?uri=CELEX:52014DC0634&qid=1558357809501&from=FR

(6)

Voir également le rapport annuel de l’ACER/CEER, «ACER/CEER Annual Report on the Results of Monitoring the Internal Electricity and Natural Gas Markets in 2018, Electricity Wholesale Markets Volume», novembre 2019.

(7)

 Rapport de la Commission au Parlement européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions sur les prix et les coûts de l’énergie, section «Évolution des prix de l’énergie», COM(2020) 951.

 

(8)

Dans la plupart des décisions de la Commission en matière de concurrence, les marchés de gros de l’électricité (par exemple, la production et la fourniture d’électricité, les marchés des services auxiliaires) restent définis, dans la plupart des cas, comme étant de dimension nationale (voir par exemple COMP/M.8660 - Fortum/Uniper; anciennement aussi COMP/M.5979 - KGHM/TAURON Wytwarzanie/JV, point 24; COMP/M.5711 - RWE/Ensys, point 21; COMP/M.4180 - GDF/Suez, point 726).

(9)

La réglementation des prix pour l’utilisateur final continue de s'appliquer au segment résidentiel dans neuf États membres dans le secteur de l'électricité et dans huit États membres dans le secteur du gaz. En ce qui concerne le segment non résidentiel, la réglementation des prix pour l’utilisateur final existait dans six États membres dans le secteur de l’électricité et dans quatre États membres dans le secteur du gaz.

(10)

En ce qui concerne les échanges finaux d’électricité, le couplage de marché a contribué à faire passer de 60 % en 2010 à 87 % en 2018 le volume des échanges allant dans la bonne direction, c’est-à-dire des zones à bas prix vers les zones à prix plus élevés. Il en résulte un modèle abordable pour la transition énergétique, qui garantit que l’électricité la moins chère peut être acheminée dans toute l’Europe au profit des consommateurs.

(11)

Règlement (UE) 2015/1222 de la Commission du 24 juillet 2015 établissant une ligne directrice relative à l’allocation de la capacité et à la gestion de la congestion, JO L 197 du 25.7.2015, p. 24.

Règlement (UE) 2016/1719 de la Commission du 26 septembre 2016 établissant une ligne directrice relative à l’allocation de capacité à terme, JO L 259 du 27.9.2016, p. 42.

Règlement (UE) 2017/2195 de la Commission du 23 novembre 2017 concernant une ligne directrice sur l’équilibrage du système électrique, JO L 312 du 23.11.2017, p. 6.

Règlement (UE) 2017/2196 de la Commission du 24 novembre 2017 établissant un code de réseau sur l’état d’urgence et la reconstitution du réseau électrique, JO L 312 du 28.11.2017, p. 54.

Règlement (UE) 2016/1388 de la Commission du 17 août 2016 établissant un code de réseau sur le raccordement des réseaux de distribution et des installations de consommation, JO L 223 du 18.8.2016, p. 10.

Règlement (UE) 2016/631 de la Commission du 14 avril 2016 établissant un code de réseau sur les exigences applicables au raccordement au réseau des installations de production d’électricité, JO L 112 du 27.4.2016, p. 1.

Règlement (UE) 2016/1447 de la Commission du 26 août 2016 établissant un code de réseau relatif aux exigences applicables au raccordement au réseau des systèmes en courant continu à haute tension et des parcs non synchrones de générateurs raccordés en courant continu, JO L 241 du 8.9.2016, p. 1.

Règlement (UE) 2017/1485 de la Commission du 2 août 2017 établissant une ligne directrice sur la gestion du réseau de transport de l’électricité, JO L 220 du 25.8.2017, p. 1.

(12)

Les codes de réseau parlent de «termes, conditions ou méthodologies» à développer par les gestionnaires de réseau ou les bourses d’électricité.

(13)

En cas de désaccord sur une méthode, les régulateurs nationaux décident entre eux, avec l’aide de l’ACER, à la majorité des deux tiers.

(14)

Voir par exemple ACER, Monitoring report on the implementation of the CACM Regulation and the FCA Regulation of 31 January 2019, page 61, et Annual Report on the Results of Monitoring the Internal Electricity and Natural Gas Markets in 2017-Electricity Wholesale Markets Volume, 18 octobre 2018, page 46.

(15)

Règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité, JO L 158 du 14.6.2019, p. 54 («refonte du règlement sur l’électricité»).

(16)

Voir les références aux rapports de surveillance de l’ACER dans la note de bas de page 14

(17)

  https://ec.europa.eu/competition/elojade/isef/case_details.cfm?proc_code=1_39351

(18)

  https://ec.europa.eu/competition/elojade/isef/case_details.cfm?proc_code=1_40461  

(19)

Règlement (CE) nº 714/2009 du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 sur les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité, JO L 211 du 14.8.2009, p. 15.

(20)

Règlement (UE) 2015/1222 de la Commission du 24 juillet 2015 établissant une ligne directrice relative à l’allocation de la capacité et à la gestion de la congestion, JO L 197 du 25.7.2015, p. 24.

(21)

Les 70 % sont calculés en respectant les «limites de sécurité d’exploitation» (généralement définies comme étant le flux maximum à une interconnexion). La manière la plus simple de comprendre l’objectif est d'examiner ce que couvrent les 30 %; il s’agit d’une limite maximale pour les déductions que les GRT peuvent effectuer au titre des flux de boucle, flux internes et marges de fiabilité. Le reste doit être mis à la disposition du responsable régional du calcul de la capacité en vue de procéder, s'il y a lieu, aux déductions commerciales et de sécurité au niveau régional (par exemple pour répondre à la norme de sécurité N-1 dans le processus fondé sur les flux). Il est important de noter que, dans ce cadre, les GRT conservent toujours le contrôle du système et ont la capacité de prendre toute mesure nécessaire pour maintenir la sécurité opérationnelle du système.

(22)

L’ACER a publié une recommandation sur le suivi de la nouvelle valeur cible de 70 %, à savoir la recommandation 01/2019: https://www.acer.europa.eu/Official_documents/Acts_of_the_Agency/Recommendations/ACER%20Recommendation%2001-2019.pdf ; jusqu’à présent, trois États membres ont choisi de mettre en œuvre un plan d’action pour réduire la congestion interne, tandis que plusieurs autres envisagent de reconfigurer leurs zones de dépôt d’offres dans le cadre de la révision actuelle de ces zones, voir: méthodologie de RZDO de 2019 et hypothèses telles qu’elles sont présentées aux ANR: https://www.entsoe.eu/news/2019/10/07/bidding-zone-review-methodology-assumptions-and-configurations-submitted-to-nras/

(23)

Pour plus de détail, voir la communication de la Commission «Réaliser le marché intérieur de l’électricité et tirer le meilleur parti de l’intervention publique» du 5 novembre 2013, C(2013) 7243 final.

(24)

Refonte du règlement sur l’électricité, article 20, paragraphe 4.

(25)

Refonte du règlement sur l’électricité, article 20, paragraphe 6.

(26)

Refonte du règlement sur l’électricité, article paragraphe 22.

(27)

Celles-ci peuvent être consultées à l’adresse suivante: https://ec.europa.eu/energy/topics/markets-and-consumers/capacity-mechanisms_en#commission-opinions-and-consultations

(28)

  OPINION No 22/2019 OF ACER of 17 December 2019 on the calculation of the values of CO2 emission limits referred to in the first subparagraph of Article 22(4) of Regulation (EU) 2019/943 of 5 June 2019 on the internal market for electricity (recast).

(29)

Study on energy storage – Contribution to the security of the electricity supply in Europe, voir https://op.europa.eu/en/publication-detail/-/publication/a6eba083-932e-11ea-aac4-01aa75ed71a1/language-en?WT.mc_id=Searchresult&WT.ria_c=37085&WT.ria_f=3608&WT.ria_ev=search  

(30)

Annexe 2 de la communication de la Commission «L’Europe en mouvement - Une mobilité durable pour l’Europe: sûre, connectée et propre»

COM(2018) 293 final.

(31)

Rapport de la Commission «Sur la mise en œuvre du plan d’action stratégique sur les batteries - Créer une

chaîne de valeur stratégique des batteries en Europe», COM(2019) 176 final.

(32)

Communication de la Commission — Le pacte vert pour l’Europe, COM(2019) 640 final.

(33)

  European Commission Quarterly Report on European Gas Markets Q1/2020 .

(34)

Pour plus d’informations, voir European Commission quarterly gas market monitoring report .

(35)

Cumul de tarifs à payer par les négociants lorsqu’ils traversent plusieurs frontières pour transporter du gaz .

(36)

Règlement (CE) nº 715/2009 du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant les conditions d’accès aux réseaux de transport de gaz naturel, JO L 211 du 14.8.2009, p. 36.

(37)

Règlement 2017/459/UE établissant un code de réseau relatif aux mécanismes d’attribution des capacités dans les réseaux de transport de gaz, JO L 72 du 17.3.2017, p. 1.

(38)

Règlement 2014/312/UE établissant un code de réseau pour l’équilibrage et le transport du gaz, JO L 91 du 27.3.2014, p. 15.

(39)

Guide des meilleures pratiques pour les procédures de gestion de la congestion dans les réseaux de transport de gaz naturel [SWD(2014) 250].

(40)

Règlement 2015/703/UE établissant un code de réseau sur les règles en matière d’interopérabilité et d’échange de données, JO L 113 du 1.5.2015, p. 13.

(41)

Règlement 2017/460/UE établissant un code de réseau sur les structures tarifaires harmonisées pour le transport de gaz, JO L 72 du 17.3.2017, p. 29.

(42)

Cf. rapports de l’ACER sur la mise en œuvre des divers codes de réseau, ACER Implementation Reports on individual Network Codes, disponibles à l’adresse https://acer.europa.eu/Official_documents/Publications/Pages/Publication.aspx .

(43)

Communication de la Commission — Alimenter en énergie une économie neutre pour le climat: une stratégie de l’UE pour l’intégration du système énergétique, COM(2020) 299 final («Stratégie d’intégration du système énergétiques»).

(44)

Communication de la Commission — Une stratégie de l’hydrogène pour une Europe climatiquement neutre, COM(2020) 301 final («Stratégie de l’hydrogène»).

(45)

Le biogaz se compose d’environ 60 % de méthane, 40 % de CO2 et quelques impuretés. Pour valoriser le biogaz en biométhane, il faut éliminer le CO2 et les impuretés. S’il est utilisé et, surtout, stocké, le CO2 dégagé lors de la production de biométhane à partir de biogaz, est accusé de générer des émissions dites «négatives».

(46)

Analyse approfondie à l’appui du document COM(2018) 773: Une planète propre pour tous — Une vision européenne stratégique à long terme pour une économie prospère, moderne, compétitive et neutre pour le climat. Chapitre 4.2

(47)

Cela est dû aux régimes de subventions ainsi qu’au coût supplémentaire en cas de transformation en biométhane pour l’injection dans le réseau.

(48)

Selon l'ÖSTERREICHISCHE VEREINIGUNG FÜR DAS GAS- UND WASSERFACH (2019) et son rapport «Kostenbetrachtung der Einbindung existierender Biogasanlagen in das österreichische Gasnetz», 74 des 301 usines de biogaz en Autriche peuvent être interconnectées grâce à un investissement attendu de 100 millions d’euros, pour une injection de 16 813 Nm3/h.

(49)

Une spécification de qualité du gaz décrit les limites acceptables pour diverses caractéristiques d’un gaz afin de garantir la sécurité et l’intégrité de l’infrastructure et d’éviter une incidence négative sur des applications particulières. Les normes définissent les limites supérieure et inférieure des principaux paramètres de qualité du gaz. Des limites larges donnent de la flexibilité à l’approvisionnement en gaz (gaz provenant de différents sites de production, gaz d’origine renouvelable, hydrogène, etc.), tandis que des limites étroites garantissent que les propriétés du gaz consommé par un utilisateur final sont définies avec précision et permettent une exploitation sûre et l’optimisation des processus.

(50)

Les sources de gaz naturel sont stables dans chaque État membre, mais diffèrent lorsqu’on compare les différentes régions de l’UE. Tel est notamment le cas pour la production indigène de gaz (les principaux producteurs sont le Royaume-Uni, les Pays-Bas, la Roumanie, l’Allemagne et le Danemark), le gaz transporté par gazoduc en provenance de Russie et de Norvège ainsi que de l’Afrique du Nord et le GNL en provenance du Qatar, de la Russie et des États-Unis. La variété des différentes sources de gaz entrant en Europe engendre également une variété correspondante des qualités de gaz. Pour des données détaillées récentes, voir le rapport trimestriel de la DG Énergie sur les marchés européens du gaz, DG Energy Quarterly Report on European Gas Markets, Volume 14, Q4 2019, 4e trimestre 2019.

(51)

Règlement (UE) 2015/703 de la Commission du 30 avril 2015 établissant un code de réseau sur les règles en matière d’interopérabilité et d’échange de données, JO L 113 du 1.5.2015, p. 13.

(52)

Cette norme a été établie sur la base du mandat M/400 de la Commission européenne pour la qualité du gaz H.

(53)

Par l’extension du mandat de normalisation M/400.

(54)

Règlement (UE) nº 347/2013 du Parlement européen et du Conseil du 17 avril 2013 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, JO L 115 du 25.4.2013, p. 39.

(55)

 Document de travail des services de la Commission accompagnant le document «Rapport de la Commission au Parlement européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions — Prix et coûts de l’énergie en Europe», COM(2020) 951 (SWD, Prix et coûts de l’énergie en Europe»).

(56)

 SWD, Prix et coûts de l’énergie en Europe.

(57)

SWD, Prix et coûts de l’énergie en Europe.

(58)

 Voir dans ce contexte également le considérant 38 de la directive «Électricité» 2019/944: «Afin de maximiser les avantages et l’efficacité de la tarification dynamique de l’électricité, les États membres devraient évaluer la possibilité de rendre les factures d’électricité plus dynamiques ou de réduire la part des composantes fixes dans les factures d’électricité et, lorsqu’une telle possibilité existe, prendre les mesures appropriées.»

(59)

 SWD, Prix et coûts de l’énergie en Europe.

(60)

SWD, Prix et coûts de l’énergie en Europe.

(61)

 SWD, Prix et coûts de l’énergie en Europe.

(62)

 SWD, Prix et coûts de l’énergie en Europe.

(63)

 SWD, Prix et coûts de l’énergie en Europe.

(64)

 SWD, Prix et coûts de l’énergie en Europe.

(65)

 SWD, Prix et coûts de l’énergie en Europe.

(66)

Monitoring Report on the Performance of European Retail Markets in 2018, rapport du CEER, réf.: C19-MRM-99-02,

4 novembre 2019, p. 53 [rapport de suivi du CEER 2018].

(67)

Rapport de suivi du CEER 2018, p. 55.

(68)

Rapport de suivi du CEER 2018, p. 60.

(69)

Rapport de suivi du CEER 2018, p. 60.

(70)

Rapport de suivi du CEER 2018, p. 61.

(71)

  ACER Market Monitoring Report 2018 - Consumer Empowerment, Volume, 2019, p. 30.

(72)

Selon un rapport de 2018, seules treize ARN ont signalé l’utilisation de panneaux photovoltaïques par des consommateurs résidentiels; ACER Market Monitoring Report 2018 — Consumer Empowerment, Volume, 2019, p. 31.

(73)

 ACER Market Monitoring Report 2018 - Consumer Empowerment Volume, 2019, p. 28.

(74)

 ACER Market Monitoring Report 2018 - Consumer Empowerment Volume, 2019, p. 29.

(75)

Rapport de suivi du CEER 2018, p. 29.

(76)

Disponible à l’adresse: https://www.ceer.eu/1765  

(77)

Commission européenne, DG Justice et consommateurs, Tableau de bord des marchés de consommation 2018: améliorer le fonctionnement des marchés pour les consommateurs , édition de 2018, p. 38.

(78)

Commission européenne, DG Justice et consommateurs, étude de consommation intitulée «Informations précontractuelles et facturation sur le marché de l’énergie — Amélioration de la clarté et de la comparabilité» , 2018, p. 208.

(79)

 ACER Market Monitoring Report 2018 - Consumer Empowerment Volume, 2019, p. 23.

(80)

 ACER Market Monitoring Report 2018 - Consumer Empowerment Volume, 2019, p. 24.

(81)

Recommandation sur la précarité énergétique C(2020) 9600.

COMMISSION EUROPÉENNE

Bruxelles, le 14.10.2020

COM(2020) 950 final

ANNEXES

du

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

Rapport 2020 sur l’état de l’union de l’énergie en vertu du règlement (UE) 2018/1999 sur la gouvernance de l'union de l'énergie et de l'action pour le climat

Annexe — Subventions à l’énergie dans l’UE

1.    Introduction

Le règlement sur la gouvernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climat (ci-après «le règlement sur la gouvernance») impose à la Commission européenne de soumettre chaque année un rapport sur «les progrès accomplis par les États membres en vue d’éliminer progressivement les subventions à l’énergie, en particulier celles en faveur des combustibles fossiles» 1 .

La présente annexe s’inscrit dans le cadre de cette obligation en présentant un rapport sur les efforts déployés par l’UE en vue de supprimer progressivement ces subventions. Cette démarche s’inscrit dans le droit fil des engagements pris dans le cadre de l’accord de Paris 2 , des conclusions/engagements du G7 3 et du G20 4 et dans l’esprit du principe de «ne pas nuire» qui est énoncé dans la communication intitulée «Le pacte vert pour l’Europe», et rappelé dans le cadre de «Next Generation EU».

Il importe d'effectuer un suivi des subventions et de les analyser, étant donné que les mesures de subventionnement peuvent avoir un impact sur l’adoption de nouvelles technologies dans le secteur de l’énergie et sur la consommation des différentes sources d’énergie, et peuvent entraîner une charge significative pour les ménages et les entreprises. En fonction de leur structure, les subventions peuvent soit entraver l’intégration du système énergétique, soit la favoriser et, plus généralement, contribuer à la décarbonation dudit système. Les prix de l’énergie sont également affectés, dès lors que les subventions peuvent avoir une incidence sur les revenus des consommateurs d’énergie et sur l’approvisionnement en produits énergétiques.

Les subventions aux combustibles fossiles pèsent lourd sur les budgets publics et compromettent la transition écologique. Dans de nombreux cas, elles vont à l’encontre des mesures d’encouragement des investissements dans les technologies vertes et ne contribuent pas à créer des conditions de concurrence équitables pour toutes les sources d’énergie, dont les énergies renouvelables. Afin de soutenir les efforts visant à supprimer progressivement les subventions aux combustibles fossiles, la Commission et les États membres ont intensifié ces dernières années le processus de suivi des subventions à l’énergie et, en particulier, des subventions en faveur des combustibles fossiles. Le présent rapport repose donc sur deux sources. Premièrement, une étude exhaustive préparée pour la Commission (ci-après «l’étude de la Commission») 5 , portant sur les États membres de l’UE et sur l'ensemble des principales sources d’énergie dans différents secteurs économiques. Deuxièmement, les informations fournies par les États membres dans les plans nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat (PNEC) dans le cadre du rapport sur les subventions à l’énergie, en particulier celles en faveur des combustibles fossiles, et sur les progrès accomplis en vue de leur suppression progressive.

La présente annexe porte sur différents types de subventions, notamment les mesures liées à la production d’énergie, à la demande, à l’efficacité énergétique, aux infrastructures et aux activités de R&D. Elle met en lumière les subventions dans les secteurs de l’énergie, des transports, des ménages et des industries. Les subventions déclarées par les États membres dans leur PNEC ne couvrent cependant qu’une partie de la réalité. Cela s’explique par le fait qu’il n’existe actuellement aucune définition standard des subventions à l’énergie commune à l’ensemble de l’UE, ce qui laisse aux États membres une grande latitude dans leur approche. Dans un certain nombre de PNEC, les informations sur les subventions sont par ailleurs présentées de manière fragmentaire, quand elles ne font pas tout simplement défaut.

Le rapport de cette année confirme, malgré une évolution positive dans certains États membres, une légère poursuite de l'augmentation du montant global des subventions à l’énergie, et en particulier aux combustibles fossiles, lesquelles ont un effet négatif sur la réalisation de la neutralité climatique et des objectifs plus larges du pacte vert, tels que la qualité de l’air et la santé. Certains États membres (Autriche, Danemark, Estonie et Hongrie) ont toutefois été à contre-courant de cette tendance générale, en réduisant de manière significative les subventions accordées aux combustibles fossiles.

La pandémie de COVID-19 impose de prendre des mesures adéquates pour assurer une reprise résiliente dans les États membres de l’UE. On ne dispose pas, à l’heure actuelle, de données factuelles solides permettant d’évaluer l’incidence de la COVID-19 sur les subventions. Les premières estimations suggèrent cependant que la crise pourrait avoir entraîné l’octroi de subventions supplémentaires à l’énergie, et notamment aux combustibles fossiles.

Ce point sera traité plus en détail dans le rapport de l’année prochaine.

2.    Subventions à l’énergie et aux combustibles fossiles dans l’UE

2.1. Subventions à l’énergie dans l’UE

Dans le présent rapport, on présume l'existence de subventions à l’énergie lorsqu'une contribution financière est accordée par un gouvernement ou un organisme public quelconque sur le territoire d’un État membre 6 , à l’instar du concept utilisé dans l’étude de la Commission. Les subventions à l’énergie peuvent se présenter sous des formes diverses comme des transferts directs de fonds (subventions, prêts, etc.), le renoncement à des recettes publiques (mesures d’incitation fiscale et crédits par exemple), la fourniture de biens et de services, des versements en faveur de mécanismes de financement, des aides au revenu ou le soutien des prix.

Dans l’ensemble, le montant total des subventions à l’énergie au sein de l’UE était estimé à 159 milliards d’euros en 2018 7 . Elles ont augmenté au cours de la dernière décennie, même si cette hausse a ralenti pour atteindre seulement 5 % depuis 2015. Bien que l’augmentation des subventions enregistrée au cours de la décennie écoulée soit largement à mettre sur le compte du soutien aux énergies renouvelables, ce dernier n’a augmenté que de 4 % depuis 2015. Les subventions à l’efficacité énergétique, qui ont augmenté de 21 % depuis 2015, ont contribué aux investissements visant à modérer la demande d’énergie. Les subventions axées sur la demande d’énergie, qui compensent les coûts de la consommation d’énergie (par exemple sous la forme d’allégements fiscaux ou d’aides au revenu), ont augmenté de 8 % au cours de la même période.

Graphique 1 – Évolution des subventions à l’énergie dans l’UE par finalité

Source: Study on energy costs, taxes and the impact of government interventions on investments. 

En 2018, le ratio entre les subventions à l’énergie et le PIB oscillait entre 3,3 % en Lettonie et 0,2 % au Luxembourg, la moyenne de l’UE étant de 1,2 %. Cependant, les principaux types de subventions ont également varié. En Lettonie par exemple, les subventions visaient surtout à soutenir les mesures d’efficacité énergétique, tandis qu’en Allemagne, près des deux tiers du volume total des subventions ont été affectés au soutien des énergies renouvelables. En France, en Belgique, en Pologne, en Grèce, en Irlande et en Finlande, la majeure partie des subventions est allée aux combustibles fossiles (en termes absolus, les subventions aux combustibles fossiles en France étaient toutefois légèrement inférieures à celles de l’Allemagne).

Graphique 2 – Subventions à l’énergie en montants absolus et en pourcentage du PIB dans les États membres de l’UE en 2018

  Source: Study on energy costs, taxes and the impact of government interventions on investments. La rubrique «Électricité» englobe les mesures générales de soutien à l’électricité non spécifiques à une technologie, tandis que la rubrique «Combinaison énergies» couvre les mesures qui ne peuvent pas être attribuées à une technologie unique (soutien en faveur de technologies multiples).

La plupart des subventions accordées en 2018 8 l’ont été au secteur de l’énergie (92 milliards d’euros), suivi par l’industrie (20 milliards d’euros), les ménages (17 milliards d’euros), les transports (13 milliards d’euros) et l’agriculture (5 milliards d’euros).

Les énergies renouvelables se sont adjugé près des trois quarts des subventions dans le secteur de l’énergie, ce qui montre qu’il reste important de subventionner les sources d’énergie renouvelable pour soutenir leur déploiement dans le secteur de l’énergie. Ces dernières années, les instruments de subvention ont perdu en importance pour les nouveaux projets, en raison surtout de la baisse des coûts d’investissement dans la production d'énergie éolienne et solaire, ce qui a entraîné une baisse de la croissance des subventions aux énergies renouvelables dans l’UE. Les trois principales technologies de l'énergie renouvelable (solaire, éolien et biomasse) ont bénéficié respectivement de 30 %, 22 % et 16 % du total des subventions octroyées dans le secteur de l’énergie.

Les trois principaux instruments de subvention utilisés pour promouvoir les énergies renouvelables ont été les tarifs de rachat (qui représentent toujours 70 % du total des subventions aux énergies renouvelables 9 ), les primes de rachat et les quotas d’énergie renouvelable avec certificats négociables. Outre le secteur de l’énergie, les énergies renouvelables jouent aussi un rôle dans les transports où environ 10 % des subventions du secteur sont liées aux biocarburants.

En 2018, l’efficacité énergétique représentait environ 9 % du total des subventions versées au secteur de l’énergie dans l'UE, les ménages arrivant en tête des bénéficiaires. À l’échelle de l’UE, les subventions à l’efficacité énergétique ne représentaient que 0,1 % du PIB, contre 2,4 % en Lettonie et 0,7 % en Hongrie et en Bulgarie. Les subventions consacrées à l’efficacité énergétique, en particulier dans les secteurs résidentiel et industriel, contribuent à atteindre les objectifs climatiques, contrairement aux subventions portant sur la demande d’énergie et la consommation de combustibles fossiles.

Parmi les subventions spécifiques, les mécanismes de rémunération de la capacité 10 ont reçu environ 2,2 milliards d’euros de subventions en 2018 et sont restés stables ces dernières années à un niveau moyen d’environ 2 milliards d’euros.

En ce qui concerne les principaux bénéficiaires des subventions, les ménages ont reçu environ 11 % du total des subventions en 2018, principalement sous la forme de subventions portant sur la demande d’énergie ou l’efficacité énergétique, ou encore sous la forme d’un soutien lié à la consommation d’électricité.

Les présentations des subventions réalisées dans les PNEC sont très variables. Dans huit PNEC, les subventions ne sont pas quantifiées, tandis que quatre autres PNEC ne fournissent aucune information sur les subventions. Quatre États membres n’ont fourni que des informations partielles. Seuls six États membres (Autriche, Allemagne, France, Espagne, Lettonie et Lituanie) ont transmis un calendrier de suppression progressive (d’au moins une partie) des subventions existantes. Quatre États membres (Croatie, Tchéquie, Finlande et Malte) ont déclaré explicitement ne pas avoir l’intention de supprimer progressivement les subventions contribuant à la transition énergétique.

Les subventions à l’énergie recensées dans les PNEC présentant des informations pertinentes se chiffrent à 55 milliards d’euros, soit un tiers du montant indiqué dans l’étude. Le nombre de mesures identifiées dans l’étude est nettement supérieur à celui suggéré par les PNEC. Les États membres se sont sans doute laissé guider par des interprétations différentes concernant la manière de déclarer les subventions à l’énergie. Si quelques États membres ont communiqué des données pour 2018 ou 2019, certains ont transmis des données relatives à des périodes antérieures, tandis que d’autres n’ont pas spécifié l’année de référence.

Pour que les rapports sur les progrès accomplis dans la suppression progressive des subventions à l’énergie soient exhaustifs et parlants, notamment en ce qui concerne les combustibles fossiles, il conviendra de remédier aux lacunes et au manque de cohérence des informations communiquées dans les prochains rapports d’avancement et plans actualisés, en donnant aux États membres des consignes plus claires concernant les données relatives aux subventions qui doivent figurer dans le rapport.

2.2. Subventions aux combustibles fossiles dans l’UE

Les subventions aux combustibles fossiles, qui s’élevaient à 50 milliards d’euros en 2018 11 , ont été relativement stables au cours de la dernière décennie, avec un pic de 53 milliards d’euros en 2012. Elles sont reparties à la hausse depuis 2015, avec une progression de 6 % jusqu’en 2018.

Exprimées en pourcentage du PIB, elles ont oscillé entre 1 % en Grèce et moins de 0,1 % au Luxembourg (pour une moyenne de 0,4 % 12 ). Alors que la France et l'Italie ont octroyé davantage de subventions aux produits pétroliers, en Allemagne, ce sont les subventions destinées au charbon et au gaz qui ont occupé une plus grande place.

Graphique 3 – Subventions aux combustibles fossiles en montant total et en pourcentage du PIB dans les États membres de l’UE en 2018

  Source: Study on energy costs, taxes and the impact of government interventions on investments.

Pour mettre en contexte ce montant de 50 milliards d’euros de subventions aux combustibles fossiles, les investissements dans les nouvelles capacités de production d’énergie éolienne 13 se sont élevés à 16 milliards d’euros en 2018 dans l’UE, tandis que les investissements dans la production d’énergie solaire ont atteint environ 8 milliards d’euros au cours de la même période. La même année, les investissements dans les réseaux de transport et de distribution d’électricité (y compris les nouvelles capacités et les rénovations) se sont chiffrés à 31 milliards d’euros.

Entre 2015 et 2018, c’est en France que les subventions aux combustibles fossiles ont connu l’augmentation la plus forte (hausse de plus de 2 milliards d’euros, soit 27 %, en grande partie à cause des mesures de soutien liées à la consommation de carburant dans le secteur du transport de marchandises). Cependant, sur la même période, elles ont légèrement diminué dans certains pays comme l’Italie (baisse de 0,4 milliard d’euros, soit 6 %, principalement du fait d’une diminution des exonérations des droits d’accises dans les transports et d'une réduction des tarifs de rachat dans la production d’électricité) et l’Allemagne (baisse de 0,3 milliard d’euros, soit 2 %, en raison, entre autres, d’une réduction des subventions au secteur du charbon).

Plus de 60 % des subventions aux combustibles fossiles pourraient être liées à des mesures de soutien liées à la demande d’énergie en 2018, ce qui laisse présumer que ce soutien a entraîné une hausse de la consommation de combustibles fossiles. Le soutien à la production d’électricité à partir de combustibles fossiles est aussi considérable puisqu’il atteint 30 %, alors que 5 % seulement ont été consacrés à la restructuration de l’industrie en vue d’aider à réduire la dépendance envers les combustibles fossiles. Il semble donc nécessaire de réorienter les mesures vers l’objectif de réduction de la consommation de combustibles fossiles.

Les subventions au pétrole et aux produits pétroliers, qui représentaient près de la moitié du total, ont augmenté de 18 % entre 2015 et 2018, tandis que d’autres types de subventions aux combustibles fossiles ont stagné ou diminué. La hausse des cours du brut durant cette période pourrait également avoir eu un effet sur les subventions aux produits pétroliers.

Les subventions au charbon et au gaz naturel et les subventions multiples couvrant plusieurs combustibles (par exemple, en faveur de la production combinée de chaleur et d’électricité) représentaient chacune autour de 17-18 % du total en 2018.

Par rapport à 2015, les subventions au charbon ont reculé de 9 %, en lien avec la diminution de la part du charbon dans la production d’électricité. Dans le même temps, les subventions au gaz naturel ont augmenté de 4 %. Ces données ne reflètent pas la transition du charbon au gaz dans le bouquet énergétique de l’UE qui a eu lieu en 2019, mais il est permis de supposer que, parallèlement à la baisse de la consommation, les subventions au charbon ont continué à diminuer depuis 2018 et que les subventions au gaz pourraient avoir augmenté dans le secteur de l’énergie.

Les subventions aux combustibles fossiles dans le secteur de l’énergie sont restées stables entre 2015 et 2018, les subventions au charbon représentant 30 %. Dans le secteur des transports, les subventions aux combustibles fossiles ont augmenté de 20 % en 2018 par rapport à trois ans plus tôt, en grande partie sous la forme de subventions aux produits pétroliers. Les subventions aux combustibles fossiles dans l’agriculture ont augmenté de 6 % sur la même période et il s’agissait presque exclusivement de subventions aux produits pétroliers. Les subventions aux combustibles fossiles dans les secteurs industriels et les ménages n’ont augmenté, quant à elles, que de 3 à 4 %. Alors que les combustibles fossiles représentaient 10 % du total des subventions accordées aux ménages, cette part était de plus de la moitié dans l’industrie.

Si l’on se penche sur les sources de financement, les subventions aux combustibles fossiles ont surtout revêtu la forme de dépenses fiscales 14 (environ 70 % du total, y compris les exonérations des taxes à la consommation et accises, les réductions, les remboursements, etc.). Le soutien des prix et les aides aux revenus ont représenté un montant trois fois plus faible. Les transferts directs, principalement sous la forme d’aides, ont joué un rôle plus secondaire.

Graphique 4 – Subventions aux combustibles fossiles dans divers secteurs de l’économie

Source: Study on energy costs, taxes and the impact of government interventions on investments.

Les données agrégées des PNEC ne font état que de 30 milliards d’euros de subventions aux combustibles fossiles, ce qui représente 60 % des résultats de l’étude de la Commission. Trois États membres (Croatie, Estonie et Malte) ont explicitement déclaré ne pas avoir l’intention de supprimer progressivement (un certain nombre de) leurs subventions (spécifiques) aux combustibles fossiles, en invoquant en premier lieu la protection de la compétitivité ou la viabilité économique de différents secteurs.

Treize États membres (Autriche, Belgique, Bulgarie, Allemagne, Danemark, Grèce, Finlande, France, Italie, Lituanie, Lettonie, Portugal et Espagne) ont fait part de leur intention de travailler à l'élaboration de plans visant à supprimer progressivement les subventions aux combustibles fossiles, mais tous n'ont pas détaillé ces plans. Le caractère incomplet des données ne permet pas de brosser un tableau exhaustif de la situation, ce qui montre qu'il est essentiel d’améliorer de manière significative la production des rapports.

Dans leurs rapports sur l’état d’avancement en application du règlement sur la gouvernance, les États membres devront présenter leurs objectifs nationaux en matière de suppression progressive des subventions à l’énergie, en particulier aux combustibles fossiles.

3.    Comparaison internationale des subventions aux combustibles fossiles

En pourcentage du PIB, les pays du G20 hors UE dépensent plus en subventions aux combustibles fossiles que la moyenne européenne de 0,4 % (à quelques exceptions près, à savoir la Chine, les États-Unis, le Canada, la Corée et le Japon). Les grands pays producteurs d’énergie fossile ont tendance à dépenser proportionnellement plus en subventions dans ce secteur. L’Arabie saoudite a consacré plus de 8 % de son PIB aux subventions en faveur des combustibles fossiles en 2018. Ce montant représente à lui seul davantage que l’ensemble des subventions aux combustibles fossiles octroyées au sein de l’UE, et vise principalement à soutenir la consommation intérieure de produits pétroliers. Toujours en pourcentage du PIB, la Russie a dépensé trois fois plus que l’UE en subventions aux combustibles fossiles.

Graphique 5 – Subventions aux combustibles fossiles en montants absolus et en pourcentage du PIB dans les États membres de l’UE et les pays du G20 hors UE

Source: Study on energy costs, taxes and the impact of government interventions on investments, et calculs réalisés en interne. Pour les pays hors UE, étant donné qu'il est difficile de comparer les classifications et les méthodologies relatives aux subventions et de collecter des données, les résultats sont à interpréter avec prudence. Cela n’apparaît pas clairement sur le graphique, mais l’Arabie saoudite a consacré plus de 8 % de son PIB à des subventions en faveur des combustibles fossiles.

4.    Conclusions

Les conclusions du présent rapport se fondent en grande partie sur l’étude relative aux subventions qui a été réalisée pour le compte de la Commission. Cette étude fournit des informations plus complètes sur les subventions que les informations concernant les subventions à l’énergie et aux combustibles fossiles qui sont contenues dans les PNEC.

Les subventions en faveur des combustibles fossiles n’ont pas diminué de manière substantielle au cours de la dernière décennie; dans certains cas, elles ont même augmenté.

En outre, il conviendra d’améliorer l’exhaustivité et la cohérence des PNEC de différents États membres. La comparaison avec l’étude de la Commission montre que les États membres ont sous-déclaré les subventions dans leurs plans nationaux. Seuls quelques États membres ont présenté des plans détaillés sur la suppression progressive des subventions. D’où la nécessité de prendre de nouvelles mesures.

L’un des moyens d’améliorer cette situation ainsi que l'exhaustivité et le niveau de détail des rapports des rapports des États membres sur les subventions à l’énergie, y compris celles aux combustibles fossiles, pourrait être la publication par la Commission de lignes directrices sur la définition, la portée et la méthodologie à appliquer par les États membres, de façon à renforcer la cohérence et la comparabilité des données. La Commission publiera aussi les résultats détaillés de son étude sur les subventions afin de dresser un tableau complet de la situation 15 .

(1)

Article 35, paragraphe 2, point n), du règlement (UE) 2018/1999 sur la gouvernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climat.

(2)

  https://unfccc.int/files/essential_background/convention/application/pdf/french_paris_agreement.pdf  

(3)

Déclaration des dirigeants du G7: https://www.mofa.go.jp/files/000160266.pdf  

(4)

Déclaration du sommet du G20 de Pittsburgh: http://www.g20.utoronto.ca/2009/2009communique0925.html#energy  

(5)

 Study on energy costs, taxes and the impact of government interventions on investments  https://ec.europa.eu/energy/studies_main/final_studies/study-energy-costs-taxes-and-impact-government-interventions-investments_en

(6)

Conformément aux concepts établis par l’accord de l’Organisation mondiale du commerce (OMC) sur les

subventions et les mesures compensatoires ( https://www.wto.org/french/tratop_f/scm_f/scm_f.htm )

(7)

Source: Étude de la Commission.

(8)

Les subventions à finalité autre ont une importance variable en fonction des secteurs économiques. Les subventions destinées à soutenir la production d’énergie (par exemple les tarifs de rachat) et les infrastructures énergétiques ont été presque exclusivement observées dans le secteur de l’énergie, tandis que les subventions accordées à la consommation (demande d'énergie, par exemple: exonérations fiscales pour les carburants) sont caractéristiques des secteurs consommateurs d’énergie tels que l’industrie, les transports, les ménages et l’agriculture. Les subventions en faveur de l’efficacité énergétique ont été réparties de manière plus uniforme entre les secteurs.

(9)

Les subventions élevées sous forme de tarifs de rachat sont un héritage de mécanismes antérieurs, car cette forme de soutien n'est plus appliquée, sauf pour les petits producteurs.

(10)

Une grande partie de la rémunération de la capacité peut être associée aux centrales électriques à combustibles fossiles, tandis que les énergies renouvelables ou la participation active de la demande ne représentent qu’une part plus faible.

(11)

Source: Étude de la Commission.

(12)

Les montants absolus oscillent entre 10 millions d’euros à Malte et 12,2 milliards d’euros en Allemagne. Compte tenu de la différence de taille entre les économies de l’UE, les subventions exprimées en pourcentage du PIB sont un indicateur plus parlant pour les comparaisons entre pays.

(13)

Source: Étude de la Commission. Y compris les nouvelles installations en mer et à terre, qui représentent respectivement 6,8 GW et 0,6 GW en 2018. Les nouvelles installations solaires comprennent le photovoltaïque et le chauffage thermique solaire, qui représentaient respectivement 7,1 GW et 1,4 GW au cours de la même période.

(14)

Il convient de noter ici que dans le cas des allégements fiscaux, seules les différences de taux d’imposition concernant un même carburant sont prises en compte pour le calcul des subventions. Les subventions croisées en faveur des combustibles ne sont pas calculées, car il serait extrêmement compliqué de réaliser ce calcul de manière cohérente dans tous les secteurs et pour tous les types de carburants. Toutefois, l’étude fournit, en se fondant sur des données nationales partielles, des estimations sur le subventionnement croisé du diesel et de l’essence. Ces chiffres ne sont pas inclus dans le montant total des subventions au sein de l’UE, en raison du caractère partiel des informations disponibles. Les éventuelles subventions aux carburants dans les secteurs maritime et aérien internationaux sont également le fruit d’estimations, mais n’ont pas été prises en compte dans le total des subventions au sein de l’UE. Pour de plus amples informations, voir l’étude de la Commission.

(15)

Voir l’étude de la Commission (avec les fiches d’information par pays) https://ec.europa.eu/energy/studies_main/final_studies/study-energy-costs-taxes-and-impact-government-interventions-investments_en