Les interconnexions, éléments essentiels de l'Union de l'énergie

Au cours des dernières décennies, l'Union européenne s'est employée à construire le marché commun de l'énergie le plus intégré, le plus compétitif et le plus durable du monde.

L'intégration des marchés de l'énergie de l'Union donne des résultats concrets: les prix de gros de l'électricité ont baissé d'un tiers[1]; les consommateurs bénéficient d'un choix plus diversifié entre des fournisseurs d'énergie qui se concurrencent en proposant des prix moins élevés et des services plus performants et le cadre législatif a intensifié la concurrence dans le secteur.

Néanmoins, il reste encore beaucoup à faire. En effet, l'UE est dépendante des importations, les infrastructures sont dépassées et les investissements font défaut. En outre, le marché de détail n'est pas pleinement opérationnel et les prix finaux élevés de l'énergie, pour les particuliers comme pour les professionnels, nuisent à la compétitivité des entreprises. Il faut passer à une économie à faibles émissions de carbone pour lutter contre le changement climatique et notre suprématie technologique est menacée. La nécessité de mettre un terme au morcellement des marchés nationaux de l'énergie en Europe est devenue incontestable. L'UE doit transformer ses modes de production, de transport et de consommation de l'énergie. Sa politique énergétique doit changer de cap et s'orienter vers une Union de l'énergie.

Ces raisons ont poussé la Commission européenne à adopter un cadre stratégique pour une Union de l'énergie résiliente, assortie d'une politique en matière de changement climatique orientée vers l'avenir. La présente communication, relative à l'objectif de 10 % d'interconnexion dans le secteur de l'électricité, représente une étape concrète dans cette direction.

Pour assurer sa sécurité énergétique, pour renforcer la concurrence sur le marché intérieur et rendre les prix plus compétitifs et pour réaliser les objectifs politiques qu'elle s'est fixés en matière de climat et de décarbonisation, il est indispensable que l'Europe se dote d'un réseau d'énergie interconnecté. Un réseau interconnecté permettra d'atteindre l'objectif ultime de l'Union de l'énergie, à savoir procurer à l'UE une énergie abordable, sûre et durable et stimuler la croissance et l'emploi.

Des interconnexions font encore défaut entre plusieurs pays. Il faut mobiliser d'urgence tous les efforts à tous les niveaux pour construire ces interconnexions et atteindre l'objectif commun consistant à mettre en place un marché intérieur de l'énergie totalement opérationnel et connecté.

Les infrastructures énergétiques figurent en tête des priorités de l'Europe dans le domaine de l'énergie. Le Conseil européen d'octobre 2014 a appelé à «mettre en œuvre rapidement toutes les mesures nécessaires pour atteindre l'objectif consistant à assurer l'interconnexion d'au moins 10 % de la capacité installée de production d'électricité de tous les États membres». En réponse à cette demande, la présente communication[2] expose une stratégie destinée à permettre l'intégration complète du marché intérieur de l'électricité en garantissant un niveau suffisant d'interconnexion des réseaux, stratégie faisant partie intégrante de l'Union de l'énergie.

Les avantages d'un système énergétique interconnecté

L'interconnexion de réseaux électriques nationaux isolés et la création d'un système électrique véritablement européen s'accompagneront d'un certain nombre d'avantages non négligeables pour l'Union européenne et ses États membres.

Les interconnexions électriques renforceront la sécurité d'approvisionnement de l'Europe. Elles accroîtront la fiabilité du système électrique, amélioreront la qualité de service et feront diminuer les coupures d'électricité et les pertes de productivité dans les secteurs commercial et industriel. Atteindre des niveaux ambitieux d'interconnexion électrique contribuera à réduire la dépendance de l'Europe car l'optimisation du système permettra de réduire les importations de combustibles fossiles, ce qui créera davantage de possibilités pour l'Europe en termes d'investissements, de croissance et d’emploi. En outre, les interconnexions facilitent l'activation de mécanismes d'aide instantanée entre gestionnaires de réseau de transport et renforcent la coopération et la solidarité entre ces derniers.

Un réseau interconnecté est caractérisé par une concurrence accrue et une meilleure efficacité, ce qui garantit des prix plus abordables sur le marché intérieur, ainsi qu'une utilisation des ressources disponibles optimisée et un meilleur rapport coût-efficacité. Les interconnexions impliquent une intégration plus poussée du marché européen, permettent d'en augmenter la taille et l'efficacité et renforcent la concurrence. Le graphique ci-dessous montre que les échanges transfrontaliers se sont significativement accrus depuis la fin des années 90, au début de l'ouverture du marché.

Légende: Développement des échanges transfrontaliers globaux depuis 1975 dans les pays dont les GRT sont membres du REGRT-E

Sur un marché interconnecté et donc plus intégré, il ne serait pas nécessaire de faire appel au même moment aux installations de chaque pays, ce qui réduit les besoins d'investissement dans des capacités de production en pointe et de stockage. Les États membres en retireraient des avantages économiques et politiques substantiels car les investissements en capital diminueraient et l'incidence sur l'environnement serait moindre puisque la construction de certaines installations ne se justifierait plus. L'augmentation des échanges liés aux services d'équilibrage de réseaux réduit aussi les coûts d'exploitation à court terme du système. La baisse des coûts de production et/ou du niveau des investissements consacrés à la production, ainsi que les coûts de combustible évités grâce à l'interconnexion des réseaux électriques vont se traduire par des tarifs de l'électricité plus concurrentiels pour les entreprises et les ménages. Enfin, un réseau énergétique européen suffisamment interconnecté permet aux Européens de profiter des avantages du marché, car les consommateurs pourraient économiser 12 à 40 milliards d'EUR par an d'ici à 2030[3].

Un réseau électrique bien interconnecté est essentiel pour le développement durable et pour la décarbonisation du bouquet énergétique car il permet l'intégration de quantités croissantes d'énergies renouvelables caractérisées par leur variabilité. Accroître la part des énergies renouvelables dans le bouquet énergétique aide à progresser vers les objectifs de l'UE dans le domaine du climat en faisant diminuer les émissions de CO2 et en renforçant en outre la sécurité d'approvisionnement. Se doter d'un réseau plus interconnecté est aussi essentiel pour l'UE, qui aspire à devenir le leader mondial des énergies renouvelables, ambition qui ne relève pas uniquement d'une politique responsable en matière de changement climatique mais est aussi un impératif de politique industrielle. Les entreprises européennes du secteur des énergies renouvelables et des technologies connexes sont devenues des acteurs industriels d'envergure, qui employaient environ 1,2 million de personnes en 2012. Elles créent des emplois stables aux niveaux régional et local et génèrent de la croissance durable.

En résumé, un taux d'interconnexion plus élevé contribuera à rendre les prix de l'électricité plus abordables sur le long terme en raison de l'efficacité accrue du marché et à améliorer la sécurité, la fiabilité et la qualité de l'approvisionnement en électricité, aspects essentiels pour les activités économiques et sociales, tout en assurant un niveau élevé de protection de l'environnement.  Ces améliorations feront aussi diminuer notre dépendance énergétique en réduisant la consommation de combustibles importés et faciliteront la réalisation de nouveaux investissements en Europe grâce aux prix plus concurrentiels de l'électricité et au renforcement de la compétitivité des entreprises européennes. Augmenter le taux d'interconnexion permettra de renoncer à certains projets de construction d'installations et de faire diminuer les émissions de CO2, ce qui réduira les incidences sur l'environnement. Le réseau aura une capacité accrue d'intégration des énergies renouvelables et libérera un potentiel de croissance plus élevé pour le secteur européen de l'énergie renouvelable, assurant ainsi à ce dernier une place de leader mondial et renforçant par là même sa capacité de création d'emplois, jusqu'à garantir une création nette d’emplois en Europe.

Pour tous les motifs énumérés ci-dessus, il importe que l'interconnexion des marchés de l'électricité devienne, à tous les niveaux, une priorité pour l'Union européenne dans les années à venir.

La politique de l'UE en matière d'infrastructures énergétiques s'est profondément modernisée

Bien conscients des avantages que procurent les interconnexions dans le domaine de l'énergie, les États membres ont augmenté leurs capacités d'interconnexion au cours des dernières décennies. Cependant, douze États membres, situés pour la plupart à la périphérie de l'UE, n'ont pas atteint l'objectif de 10 % d'interconnexion électrique et sont donc isolés du marché intérieur de l'électricité.

Taux d'interconnexion du réseau électrique en 2014

État membre || ||

États membres dont le réseau présente un taux d'interconnexion supérieur à 10 %

AT || || 29 %

BE || || 17 %

BG || || 11 %

CZ || || 17 %

DE || || 10 %

DK || || 44 %

FI || || 30 %

FR || || 10 %

GR || || 11 %

HR || || 69 %

HU || || 29 %

LU || || 245 %

NL || || 17 %

SI || || 65 %

SE || || 26 %

SK || || 61 %

États membres dont le réseau présente un taux d'interconnexion inférieur à 10 %

IE || || 9 %

IT || || 7 %

RO || || 7 %

PT || || 7 %

EE[4] || || 4 %

LT4 || || 4 %

LV4 || || 4 %

UK || || 6 %

ES || || 3 %

PL || || 2 %

CY || || 0 %

MT || || 0 %

|| Source: REGRT-E, Scenario Outlook and Adequacy Forecast 2014 ||

Dans ce contexte, l'Union européenne s'est progressivement dotée des instruments politiques adaptés pour réaliser les investissements nécessaires dans les infrastructures de réseau, parmi lesquels les investissements dans les interconnexions revêtent une importance primordiale.

À la suite de la crise économique, la Commission européenne a présenté un programme énergétique européen pour la relance (PEER) prévoyant notamment de recenser les projets d'interconnexion dans toute l'UE et de mobiliser les ressources financières de l'UE. Ce programme a permis de réaliser plusieurs projets d'interconnexion entre États membres, qui n'avaient pas été menés à bien auparavant parce que les fonds nécessaires n'étaient pas disponibles. 650 millions d'EUR ont été consacrés aux interconnexions électriques (Annexe 1) au titre du PEER.

Carte des interconnexions financées par le PEER

Le règlement concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes[5] adopté en 2013, ainsi que le mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE)[6] constituent un instrument stable conçu pour recenser et mettre en œuvre en temps utile les projets dont l’Europe a besoin dans douze corridors et domaines prioritaires. Associés à l'introduction des projets d’intérêt commun (PIC), à l'amélioration du traitement réglementaire et à l'accélération des procédures d’octroi des autorisations, ces outils représentent un progrès considérable.

Comme l'a souligné le Conseil européen, l'objectif d'interconnexion devrait essentiellement être atteint par la mise en œuvre des projets d'intérêt commun. La première liste de PIC pour l'Union a été adoptée en 2013. Elle comporte 248 projets, dont 137 dans le domaine de l'électricité. Au nombre de ces derniers figurent 52 interconnexions électriques et un projet d'investissements anticipés pour de futures interconnexions. 37 de ces projets d'interconnexion concernent des États membres dont le taux d'interconnexion est actuellement inférieur à 10 %.

Carte de la première liste de PIC pour les interconnexions électriques dans les États membres dont le taux d'interconnexion est inférieur à 10 %

La liste de PIC est une liste variable qui est mise à jour tous les deux ans. Des travaux préparatoires sont actuellement en cours, dans le cadre régional établi par le règlement RTE- E, pour élaborer une deuxième liste qui serait adoptée par la Commission à l'automne 2015. Les projets de nature à accroître notablement la capacité d'interconnexion actuelle, lorsqu'elle est nettement inférieure à l'objectif de 10 % établi, seront considérés comme prioritaires, notamment lorsque cet objectif est particulièrement difficile à réaliser.

La conception et la mise en œuvre des PIC est confiée à la fois aux gestionnaires de réseau de transport et à des promoteurs privés. Les projets actuels se trouvent à des stades de développement différents. Certains sont en construction, mais beaucoup en sont encore aux premières étapes de la préparation. Environ 75 % de tous les PIC de la première liste de l'Union devraient être achevés d'ici à 2020.

Dans les paragraphes ci-dessous figurent des exemples de projets PEER et de PIC qui, lorsqu'ils auront été réalisés, permettraient aux États membres d'atteindre l'objectif de 10 %, certains déjà dans les mois à venir, d'autres à moyen terme.

· Le projet d'interconnexion entre Baixas, en France et Santa Llogaia, en Espagne, a reçu le soutien du PEER. Après son inauguration en février 2015, la capacité d'interconnexion électrique entre la France et la péninsule ibérique sera doublée. Le PIC entre la région Aquitaine, en France, et le Pays basque, en Espagne, fait actuellement l'objet d'études approfondies financées par des subventions de la CE. Ce projet permettra de doubler de nouveau la capacité d'interconnexion.  Tous les efforts devraient être mobilisés pour qu'il soit achevé en 2020, ce qui permettrait de se rapprocher de l'objectif de 10 % d'interconnexion électrique.

· Le nouveau projet d'interconnexion entre Vila Fria — Vila do Conde — Recarei, au Portugal, et Beariz — Fontefría, en Espagne, qui figurait déjà sur la première liste de PIC, va permettre d'augmenter, d'ici à 2016, le taux d'interconnexion entre le Portugal et l'Espagne, qui est actuellement de 7%, et de faire passer le taux d'interconnexion du Portugal au-dessus de l'objectif de 10 %.

· Les réseaux de l'Estonie, de la Lettonie et de la Lituanie sont bien intégrés entre eux, mais en 2011 ces trois réseaux étaient seulement interconnectés à 4 % avec le marché européen de l'électricité. Toutefois, la situation s'améliore rapidement. En 2015, les pays baltes sont parvenus à l'objectif de 10 % d'interconnexion avec le marché de l'électricité de l'UE via la Finlande, grâce au projet PEER Estlink2. L'interconnexion entre la Suède (Nybro) et la Lituanie (Klaipeda) - projet dit «Nordbalt1», financé au titre du PEER– améliorerait encore l'intégration du futur marché de l'électricité entre les États baltes et le Nord Pool Spot à partir de la mi-2016.

· L'achèvement de l'interconnexion PIC entre la Lituanie et la Pologne, dit «LitPol Link», permettrait de doubler la capacité d'interconnexion de la Pologne, qui atteindrait un taux de 4 % d'ici à la fin de 2015. Il renforcerait également l'interconnexion synchrone des réseaux baltes avec les réseaux d'Europe continentale. Un autre PIC, l'interconnexion entre Vierraden, en Allemagne, et Krajnik, en Pologne, ferait passer le taux d'interconnexion de la Pologne au-dessus du seuil de 10 % d'ici à 2020.

· Les PIC prévus au Royaume-Uni, qui comprennent des lignes intérieures et des interconnexions avec la Belgique, la France, l'Irlande et la Norvège, vont permettre à ce pays d'atteindre l'objectif de 10 % et de réduire la congestion de ses interconnexions.

· Plusieurs PIC exécutés en Italie dans le secteur de l'électricité, essentiellement des interconnexions entre l'Italie et la France, la Suisse et l'Autriche et des travaux nécessaires de renforcement du réseau national permettraient de faire passer le taux d'interconnexion du réseau italien avec ses voisins à environ 12 % d'ici à l'achèvement des projets en 2020. La fiabilité de l'approvisionnement en électricité s'en trouverait améliorée en Italie et le risque de congestion serait bien moindre.

· La réalisation de plusieurs PIC figurant sur la première liste permettrait à l'Irlande d'accroître notablement sa capacité d'interconnexion.  Le taux d'interconnexion du réseau irlandais, qui était de 3 % en 2011, est passé à 7 % en 2013 grâce à un projet d'interconnexion entre l'Irlande et le Royaume-Uni financé au titre du PEER. Il pourrait même dépasser 15 % en 2020 lorsque les PIC prévus pour améliorer l'interconnexion avec le Royaume-Uni (Irlande du Nord et Grande-Bretagne) et éventuellement avec la France auront été réalisés.

· Avec la mise en œuvre de l'interconnexion avec la Serbie d'ici à 2017, le taux d'interconnexion de la Roumanie, qui est actuellement de 7 %, dépasserait 9 %, ce qui le rapprocherait de l'objectif fixé.

· Chypre est un îlot énergétique très dépendant du pétrole et où les prix de l'électricité sont très élevés. La future interconnexion dite «Interconnecteur EuroAsia», qui se trouve actuellement au stade de l'étude de préfaisabilité, figurait sur la première liste de PIC de l'Union. Le projet aura une capacité de 2 000 MW et fera passer le taux d'interconnexion de Chypre à plus de 100 % lorsqu'il aura été réalisé en 2023.

· Grâce au soutien du PEER, le taux d'interconnexion de Malte va passer de 0 % actuellement à environ 35 %, avec l'entrée en service de l'interconnexion haute tension avec l'Italie (Sicile) dans le courant de 2015.

La mise en œuvre des PIC va permettre à l'Europe de se rapprocher de l'objectif de 10 % d'interconnexion électrique entre les États membres si les projets prévus sont achevés[7] en 2020 (voir la carte ci-dessous). Il faut redoubler d'efforts en adoptant une approche plus coordonnée et en utilisant tous les outils disponibles pour que les États membres qui sont en-deçà de l'objectif, en particulier l'Espagne et Chypre, l'atteignent d'ici à 2020.

Carte avec taux d'interconnexion en 2020 après la mise en œuvre des PIC actuels

                                                                                                                                                                               

                                                                                                                                                                                       

Le cadre réglementaire européen doit être pleinement mis en œuvre et appliqué 

La réalisation des investissements nécessaires dans les infrastructures suppose un cadre réglementaire solide. Depuis 2013, l’Union européenne envisage la question de la planification et de la mise en œuvre des infrastructures dans sa globalité. Le règlement relatif aux infrastructures énergétiques transeuropéennes (RTE-E) consacre pour la première fois des dispositions spécifiques aux projets de nature transfrontalière ou ayant une incidence sur les flux transfrontaliers.

Selon le règlement RTE-E, ces projets doivent faire l'objet d’un traitement réglementaire spécifique. Il propose que soit démontré clairement, au moyen d’une analyse des coûts et avantages, l'intérêt que ces projets présentent à l'échelle supranationale, et prévoit une possibilité de répartition transfrontalière de leurs coûts  en fonction de leurs retombées dans les États membres concernés. Le règlement RTE-E dispose également que les autorités réglementaires nationales accordent des mesures incitatives réglementaires proportionnées au niveau de risque des projets concernés. Il s'ensuit que les tarifs fixés pour l’utilisation des infrastructures doivent prendre en compte, par exemple, une durée suffisante pour permettre la récupération des investissements, en prévoyant une période d’amortissement adéquate, la nécessité d’investissements anticipatifs, etc.

La grande majorité des projets ont pour promoteurs les gestionnaires de réseau de transport, tandis que les régulateurs approuvent ou fixent les tarifs. Il existe également des projets, notamment des projets d’intérêt commun, qui émanent d'acteurs privés et sont dénommés «lignes marchandes». Ces acteurs tendent à récupérer leurs investissements en exploitant le différentiel de prix entre les deux extrémités de la ligne. Les risques qu’ils prennent sont donc de nature très différente. Aussi, bien que les dispositions du règlement RTE-E concernant l’octroi des autorisations leur soient applicables, ces lignes bénéficient souvent de dérogations à certaines parties du cadre réglementaire, comme celles qui concernent l’accès des tiers et la tarification de la congestion. 

Le règlement RTE-E aborde également pour la première fois les problématiques de la lenteur des procédures d’octroi des autorisations et de l’acceptation par le public, qui constituent les principaux obstacles au développement des infrastructures, notamment pour les lignes électriques aériennes. Le règlement prévoit un délai total contraignant de 3,5 ans pour l’octroi des autorisations, soit nettement moins que la moyenne actuelle, qui est de 10 à 13 ans. Les compétences d’octroi des autorisations doivent être centralisées par une seule autorité compétente («guichet unique»). La Commission ayant veillé à l'application rigoureuse de cette règle, ces autorités seront finalement en place dans tous les États membres au printemps 2015[8]. Le règlement instaure également de nouvelles règles renforçant la consultation et la transparence, afin d'associer davantage les citoyens au processus de planification. L’objectif est de rendre le processus plus efficace tout en préservant le niveau élevé des exigences de l’UE en matière de protection de l’environnement[9].

Il est primordial que les États membres mettent en œuvre et appliquent pleinement les dispositions du règlement RTE-E afin d’éviter tout retard dans la mise en œuvre des projets nécessaires. La Commission veillera à la mise en œuvre intégrale et au strict respect de ces dispositions.

Exploiter pleinement tous les instruments financiers disponibles, le mécanisme pour l’interconnexion en Europe, les fonds structurels et d’investissement européens et le Fonds européen pour les investissements stratégiques

La Commission estime que 200 milliards d’EUR seront nécessaires d’ici à 2020 pour construire les infrastructures qui permettront d'assurer une interconnexion suffisante entre tous les États membres de l’UE, de manière à garantir la sécurité de l’approvisionnement et à renforcer le développement durable. Pour les projets dans le secteur de l’électricité, l'investissement à réaliser s'élève à quelque 105 milliards d’, dont environ 35 milliards d’EUR pour les interconnexions qui ont acquis le statut de projet d’intérêt commun et qui sont nécessaires pour atteindre l’objectif de 10 % dans l’ensemble de l’UE.

Le budget pluriannuel de l’UE pour la période 2014-2020 témoigne de l'importance accordée à la mise en place d’un réseau électrique interconnecté. Dans le cadre du mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE) qui couvre trois secteurs (transports, énergie, télécommunications), l’énergie représente un montant de 5,35 milliards d’EUR sur une enveloppe totale d’environ 30 milliards d’EUR[10]. Bien que les financements relevant du MIE ne représentent qu’environ 3 % des investissements nécessaires d'ici à 2020, ils peuvent exercer un effet de levier sur d’autres fonds par le recours à des instruments financiers tels que les obligations liées à des projets, déjà utilisés à titre expérimental lors de la phase pilote en 2012-2013. Par conséquent, une part importante du MIE sera mise en œuvre au moyen de ces instruments.

Pour avoir un véritable impact, les subventions du MIE doivent être ciblées sur un petit nombre de projets critiques et se conjuguer aux efforts des régulateurs pour financer des projets au moyen de tarifs de réseau. Les États membres peuvent également recourir aux fonds structurels et d’investissement européens (fonds ESI), si certaines conditions sont réunies. Selon les premières estimations, une somme d'environ 2 milliards d’EUR en provenance du Fonds européen de développement régional (FEDER) devrait être affectée aux grandes infrastructures électriques et gazières. La République tchèque (pour un montant indicatif d'environ 200 millions d’EUR) et la Lituanie (pour un montant indicatif de 69,5 millions d’EUR), par exemple, envisagent d'exploiter cette possibilité et de faire appel au FEDER pour se doter de réseaux électriques intelligents à haute tension.

Le 13 janvier 2015, la Commission a proposé la création d’un Fonds européen d’investissements stratégiques (EFSI) destiné à améliorer de manière significative l'accès au financement à long terme pour les projets d’investissement de l’UE. Cet instrument pourrait couvrir des projets d’intérêt commun ou d’autres projets d’interconnexion et, partant, accélérer l'octroi d'un soutien aux projets d’intérêt commun et autres et compléter la structure actuelle à cet effet. L'EFSI, qui sera mis en place en partenariat étroit avec la Banque européenne d’investissement (BEI), offre de nouvelles possibilités de financement commercial. Le Fonds est un élément vital du train de mesures de la Commission en faveur de la croissance, de l’emploi et de l’investissement. L’EFSI mobilisera au moins 315 milliards d’EUR d'investissements privés et publics dans l’ensemble de l’UE, la contribution du budget de l’UE s'élevant à 16 milliards d’EUR et celle de la BEI, à 5 milliards d’EUR. L’effet multiplicateur de l’EFSI est donc estimé à un facteur d’au moins 15.

L’énergie occupe une place privilégiée parmi les priorités du Fonds. Les opérations d’investissement du Fonds doivent être en adéquation avec les politiques de l’Union et soutenir la réalisation d'objectifs généraux tels que le développement des infrastructures, notamment dans le secteur de l’énergie, en particulier les interconnexions énergétiques.

Aux côtés du mécanisme pour l’interconnexion en Europe, l’EFSI pourrait devenir un outil important pour réaliser les projets d’intérêt commun et pour aider les promoteurs à mettre en œuvre leurs projets. Un portail consacré aux investissements est en train de se créer, qui vise à renforcer la transparence du circuit parcouru par les projets d’investissement de l’UE et à rendre l’information accessible aux investisseurs potentiels. L'EFSI est un point de rencontre entre les promoteurs de projet et les investisseurs et favorise la prise de risques financiers. Comme la grande majorité des projets d’infrastructure s'appuient sur un dossier solide, l’EFSI peut jouer un rôle clé dans la mobilisation des investissements nécessaires, conjointement avec d’autres organismes d'investissement et banques commerciales. Pour obtenir un financement de l’EFSI, la rapidité et le respect du calendrier d'élaboration des projets seront déterminants. Un rôle important à cet égard sera dévolu aux groupes régionaux impliqués dans le processus des projets d’intérêt commun.

Une plateforme européenne de conseil en investissement (EIAH), qui s'appuiera sur les services de conseil existants de la BEI et de la Commission, aidera à sélectionner, préparer et développer des projets d’investissement et fera office de guichet unique pour le conseil technique au financement de projets dans l’Union, y compris sur les aspects juridiques. Elle fournira notamment des conseils sur l’utilisation de l’assistance technique aux fins de la structuration des projets, l’utilisation d’instruments financiers novateurs et les partenariats public-privé. L'EIAH ne se limitera pas à l'EFSI mais fournira également des conseils sur l’utilisation d’autres possibilités de financement déjà disponibles pour les projets d’infrastructure, notamment le mécanisme pour l’interconnexion en Europe et les fonds structurels et d’investissement européens.

Il convient également d'insister sur la contribution des investisseurs privés, soit par l'intermédiaire de l’EFSI soit via d’autres instruments fondés sur le marché, comme les fonds européens d’investissement à long terme, qui peuvent orienter les financements privés vers des investissements à long terme tels que les infrastructures énergétiques.

La politique du RTE-E porte déjà ses premiers fruits, mais il faut aller de l'avant. Pour accélérer la réalisation de l’objectif d’interconnexion, la Commission compte intensifier les travaux des groupes régionaux mis en place dans le cadre du règlement RTE-E, suivre de près la réalisation de chaque projet d’intérêt commun et proposer des mesures correctives et ciblées précoces s'il y a lieu, en particulier dans les États membres les plus éloignés de l’objectif de 10 %. La Commission intensifiera également son soutien aux projets critiques par des mesures ciblées. Elle étudiera, projet par projet, les obstacles et les risques susceptibles de retarder la construction et prendra des mesures le cas échéant, pour:

- réunir les promoteurs afin de résoudre les problèmes techniques, de planification, de conception et de mise en œuvre qui se posent et de faciliter les contacts avec la BEI et d’autres banques;

- donner accès à une assistance technique afin d'améliorer le dossier du projet et de le rendre intéressant à financer;

- coopérer avec l’ACER et les régulateurs nationaux pour optimaliser les mesures d’incitation;

- assurer la conformité avec le règlement RTE-E et engager les procédures qui s'imposent si certaines dispositions ne sont pas encore mises en œuvre, par exemple, en matière d'octroi des autorisations;

- faciliter la conclusion d’accords entre les États membres pour résoudre les questions politiques.

Il faut renforcer la coopération régionale

Les projets d’intérêt commun critiques, en particulier les interconnexions, sont généralement des projets de grande ampleur, par définition complexes et sujets aux retards. Pour les promoteurs de projet, les procédures d’octroi des autorisations et l’adhésion du public sont les principaux facteurs de risque pouvant faire obstacle à une mise en œuvre rapide des projets. Par conséquent, les possibilités d’accélérer cette mise en œuvre exigent une action concertée de toutes les parties concernées, parmi lesquelles les États membres, les gestionnaires de réseau de transport et les promoteurs, les autorités de régulation et les autorités chargées de l’aménagement du territoire.

Tous les projets d’intérêt commun doivent bénéficier d’une approche qui dépasse le niveau du projet individuel. Une forte coopération régionale, telle qu'elle est assurée dans le cadre des groupes régionaux des RTE-E, est un facteur de mise en œuvre essentiel.

Les quatre groupes régionaux pour l’électricité [réseau dans les mers septentrionales, plan d'interconnexion des marchés énergétiques de la région de la mer Baltique (PIMERB), interconnexions Nord-Sud en Europe de l'Ouest et interconnexions Nord-Sud en Europe centrale et en Europe du Sud-Est] adoptent une liste régionale de projets d’intérêt commun devant servir ensuite à l'élaboration de la liste de l'UE. Ils surveillent la mise en œuvre des projets d’intérêt commun dans leur région, signalent les difficultés éventuelles et peuvent proposer des mesures correctrices.

L'influence des groupes régionaux peut toutefois s'avérer insuffisante. Il convient notamment de renforcer encore la coopération régionale et de la porter à un niveau plus élevé afin d'agir sur les grandes priorités stratégiques qui dépassent les problèmes de planification et de mise en œuvre particuliers. Il s'agit, par exemple, de trouver des solutions technologiques innovantes, d'établir des liens plus étroits entre la planification du réseau et la planification de la production, de faire face aux risques urgents pesant sur la sécurité d’approvisionnement par des mesures synchronisées portant sur la réglementation et les infrastructures ou de s’engager plus fermement dans la recherche de solutions acceptables et durables dans les régions écologiquement sensibles.

La Commission juge nécessaire de renforcer les travaux des groupes régionaux des RTE-E dans les domaines suivants.

- Dans le cas de la région de la mer Baltique, la coopération régionale au sein du PIMERB, dans sa forme actuelle, porte ses fruits et la région bénéficiera de bonnes interconnexions, non seulement dans le secteur de l’électricité, mais aussi dans celui du gaz, d’ici à 2020. La Commission réexamine actuellement les structures du PIMERB en étroite coopération avec les États membres concernés afin de rationaliser et de recentrer l’action sur les problèmes qui subsistent, notamment la connexion en synchrone des États baltes avec le réseau du continent européen, l’intégration des sources d’énergie renouvelables et l'amélioration de l’efficacité énergétique. La procédure de réexamen devrait aboutir à la signature d’un nouveau protocole d’accord dans le cadre de la présidence lettonne de l’UE.

- Dans ses conclusions d'octobre 2014, le Conseil européen s'est intéressé de près à une autre région, à savoir la péninsule ibérique. La coopération relative à ses capacités d'interconnexion s'est récemment intensifiée avec la signature en janvier 2015, par les gestionnaires de réseau de transport de l’Espagne, de la France et du Portugal, d’un document stratégique commun pour le développement de l’interconnexion. Ce document établit une liste d’objectifs communs et propose des possibilités de projets. La Commission a activement favorisé cette coopération et met en place actuellement un nouveau groupe à haut niveau chargé de concrétiser la coopération. Pour accompagner ces travaux, la Commission a lancé une étude sur les avantages, les coûts et les possibilités techniques de création de nouvelles interconnexions entre la péninsule ibérique et le reste de l’UE. En mars 2015 se tiendra un sommet des chefs d’État et de gouvernement des trois pays concernés. La Commission est convaincue que ce sommet donnera un nouvel élan à ce processus et elle appuiera tout nouvel engagement en ce sens. 

- Les pays qui entourent les mers septentrionales ne sont pas encore suffisamment interconnectés pour utiliser de façon optimale la capacité de production existante et prévue sur terre et en mer. Les mers septentrionales offrent des conditions idéales pour fournir de grandes quantités d’énergie provenant de sources autochtones, à faibles taux d'émission de carbone, produites à proximité de régions comptant parmi les plus énergivores d’Europe. Leur potentiel de production d’électricité pourrait représenter de 4 à 12 % de la consommation d’électricité de l’UE d’ici à 2030. Dans cette région, l’objectif consiste à améliorer les interconnexions pour faciliter l’intégration du marché et les flux commerciaux et intégrer de grandes quantités d’énergie produite à partir de sources renouvelables en mer, notamment l’énergie éolienne. La région offre également de bonnes perspectives de développement de technologies innovantes, comme la stratégie de captage et de stockage du carbone, le stockage de l’énergie ou la production de gaz à partir d'électricité. La Commission soutient activement et continuera à soutenir les travaux de ce groupe régional et l’élaboration d’un plan d’action.

- La Commission a lancé une coopération renforcée sur les priorités en matière de développement des infrastructures en Europe centrale et en Europe du Sud-Est. Le marché de l’électricité doit être mieux interconnecté et modernisé dans cette région, notamment pour permettre l'exploitation de l’important potentiel d’énergie renouvelable. L'enjeu est d’autant plus important que la région est actuellement confrontée à une situation particulièrement difficile dans le secteur du gaz après l’abandon du South Stream. Dès lors, un groupe à haut niveau a été créé en janvier 2015 et s'est réuni pour la première fois le 9 février à Sofia.

La Commission travaillera en étroite collaboration avec les États membres concernés pour chacune de ces formes de coopération régionale renforcée en vue d'élaborer une stratégie spécifique pour chaque région visant à faire face aux problèmes les plus urgents et à décider des mesures à prendre. Les quatre régions établiront un plan d’action comprenant des étapes concrètes pour sa mise en œuvre, notamment des propositions concrètes d'interconnexion pour atteindre l’objectif de 10 % défini au niveau de l’UE. Dans certains cas où la réalisation de l'objectif de 10 % serait difficile à réaliser, la Commission a eu connaissance des différentes propositions qui ont été présentées (par exemple, pour les États baltes, une nouvelle phase dans la ligne LitPol ou, pour l'interconnexion entre la péninsule ibérique et la France, les interconnexions Navarra-Bordeaux, Sabiñanigo-Marsillon ou Monzón-Cazaril). En pareil cas, la Commission fournira une aide et des conseils aux parties intéressées afin d’ajouter de nouveaux projets dans leurs plans d’action.

La Commission suivra de près la mise en œuvre des plans d'action. Dans la mesure du possible, la Commission encouragera l’harmonisation des méthodes de travail des groupes régionaux.

La Commission assurera également une étroite collaboration avec le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité (REGRT-E) pour que le plan décennal de développement du réseau (TYNDP), qui constitue l’unique instrument de sélection des projets d’intérêt commun (PIC), possède un champ d’application plus étendu et désigne clairement les projets nécessaires pour atteindre l’objectif d’interconnexion de 10 %, tout en proposant des actions concrètes, y compris la possibilité de compléter le plan décennal de développement du réseau, le cas échéant.

La Commission fera rapport chaque année au Conseil européen sur la mise en œuvre des PIC et sur les progrès réalisés pour atteindre l'objectif de 10 %, qui sera un élément important du bilan annuel complet prévu par le cadre stratégique pour une Union de l’énergie. La Commission veillera à ce que les travaux des groupes régionaux bénéficient des synergies nécessaires avec l’EFSI, une fois qu’il sera constitué. La Commission animera également le débat au sein des groupes régionaux sur d’autres questions urgentes, telles que la modernisation des réseaux.

En outre, à la fin de 2015, la Commission organisera le premier forum sur les infrastructures énergétiques afin d'examiner et de résoudre les problèmes communs à toutes les régions d’Europe, éventuellement avec les pays voisins.

Préparer 2030

À l’invitation du Conseil européen de mars 2014, la Commission a proposé, en mai 2014, de relever l’objectif d’interconnexion de l’électricité, qui est de 10 % actuellement, pour le porter à 15 % d’ici à 2030, tout en tenant compte des aspects liés aux coûts et des possibilités offertes par les échanges commerciaux dans les régions concernées. Le Conseil européen d'octobre 2014 a chargé la Commission de faire rapport «régulièrement au Conseil européen, le but étant d'atteindre l'objectif de 15 % d’ici 2030». Il est prévu d'atteindre cet objectif principalement par la mise en œuvre de projets d’intérêt commun.

Les objectifs de la politique énergétique de l’UE et les objectifs énergétiques et climatiques pour 2020 et 2030 ne pourront pas être atteints sans un réseau électrique européen totalement interconnecté, avec un plus grand nombre d'interconnexions transfrontalières, un plus grand potentiel de stockage et des réseaux intelligents pour gérer la demande et garantir la sécurité de l’approvisionnement énergétique dans un système où les énergies renouvelables, de nature variable, occupent une plus large place. À cet égard, la construction progressive des autoroutes paneuropéennes de l’électricité jouera également un rôle décisif. En janvier 2014, la Commission a annoncé son intention de surveiller le déploiement des réseaux intelligents et le niveau des interconnexions entre les États membres, en conférant un caractère d'urgence à ceux qui sont le plus éloignés de l’objectif convenu, à savoir 10 % de leur capacité de production installée.

L’achèvement du marché intérieur de l’électricité, mettant fin notamment à l’isolement des «îlots électriques», la sécurité de l’approvisionnement en énergie pour tous les consommateurs et l'augmentation de la part de production d’électricité variable provenant de sources d’énergie renouvelables nécessitent une capacité d’interconnexion supérieure à 10 %, et les efforts de l’UE et des États membres doivent être guidés par l'idée que tous les États membres devraient atteindre au moins 15 % d'interconnexion d’ici à 2030. Dans le même temps, en raison des différences entre les États membres en ce qui concerne la situation géographique et la structure du bouquet énergétique et de l'approvisionnement en énergie, une approche au cas par cas s'impose, fondée sur une évaluation approfondie des goulets d’étranglement, en tenant compte des coûts. Les structures de coopération régionale constitueront un cadre précieux pour la concertation et la prise de décisions sur la marche à suivre. La Commission utilisera également ces formes de coopération régionale renforcée pour la réalisation de l’objectif de 15 %.

Conclusion

Pour mettre en place une Union de l’énergie résiliente, soutenue par une politique climatique tournée vers l’avenir, l’Union européenne doit porter son niveau d’interconnexion électrique à 10 % d’ici à 2020. Il est évident que l’Europe doit redoubler d’efforts pour répondre aux défis de la politique énergétique et climatique.

Le cadre réglementaire et financier qui a été récemment mis en place commence à porter ses fruits. Les États membres et tous les autres acteurs doivent à présent faire preuve de détermination politique pour atteindre les objectifs fixés. Cela suppose une intensification des travaux dans les groupes régionaux mis en place dans le cadre du règlement RTE-E, tandis que la Commission continuera à déployer des initiatives visant à approfondir la coopération régionale.

Le Conseil européen a décidé qu’un système de gouvernance fiable et transparent, sans charges administratives inutiles, sera mis au point pour que l’UE puisse respecter ses objectifs politiques. Il s’agira notamment de rationaliser les exigences actuelles en matière de présentation de rapports.

La Commission rédigera un rapport sur la base des rapports qu'elle recevra des États membres. Ce rapport, qui sera un élément important du bilan annuel complet prévu par le cadre stratégique pour une Union de l’énergie, comprendra un état d’avancement complet de tous les projets d’intérêt commun, ainsi que des recommandations en vue d'accélérer les projets et de renforcer la flexibilité de la liste de projets d'intérêt commun dans l'éventualité où l'échéance de 2020 pour la réalisation de l'objectif de 10% de capacité d'interconnexion ne serait pas respectée. S'il y a lieu, la Commission proposera de nouvelles mesures afin d’atteindre cet objectif.

Comme en témoigne l’engagement politique positif concernant la région de la mer Baltique et la péninsule ibérique, un soutien au plus haut niveau est essentiel pour faire progresser ces grands projets.

[1] Pour la période 2008-2012; voir COM(2014) 21/2.

[2] Conformément au mandat donné par le Conseil européen, la présente communication porte sur l'électricité. En ce qui concerne le gaz, aucun objectif d'interconnexion n'a été proposé car, pour des raisons liées à la sécurité de l'approvisionnement, les États membres sont déjà obligés de prévoir des mesures en cas de défaillance de leur plus grande infrastructure de gaz (règle dite «N-1»). Voir le règlement (UE) n° 994/2010.

[3] Étude: Benefits of an integrated European energy market, juillet 2013, Booz & Co.

[4] Les trois États baltes (Estonie, Lettonie, Lituanie) ne sont pas encore synchronisés avec le réseau européen et doivent par conséquent être considérés comme une seule entité. Ces trois réseaux sont totalement intégrés entre eux, et la valeur de 4 % indiquée pour chacun des trois réseaux baltes se rapporte à son taux d'interconnexion avec le marché européen de l'électricité (via la Finlande).  Cette valeur correspond à la situation au début de 2014, avant l'entrée en service de l'interconnexion Estlink2. Avec l'achèvement de ce projet, le taux d'interconnexion a sensiblement augmenté pour s'établir autour de 10 %. 

[5] Règlement (UE) n° 347/2013 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, JO L 115 du 25.4.2013.

[6] Règlement (UE) n° 1316/2013 établissant le mécanisme pour l'interconnexion en Europe, JO L 348 du 20.12.2013.

[7] L'annexe 2 donne un aperçu des projets dans les États membres dont le taux d'interconnexion est inférieur à 10 %.

[8] Le règlement RTE-E prévoyait leur mise en place au plus tard à l'automne 2013.

[9] Par ailleurs, les services de la Commission ont élaboré des orientations visant à rationaliser les procédures d’évaluation d’impact sur l’environnement des projets d’intérêt commun ayant trait à des infrastructures énergétiques.

[10] Ces chiffres tiennent compte de la récente proposition de la Commission visant à instituer un Fonds européen pour les investissements stratégiques (EFSI).

ANNEXE 1

Projets cofinancés par le programme énergétique européen pour la relance (PEER)

Ø EstLink 2 est la deuxième interconnexion CCHT entre l'Estonie et la Finlande, qui porte la capacité de transfert entre ces deux pays à 1 000 MW.

Ø Nordbalt est une nouvelle interconnexion entre la Suède et la Lituanie et sa capacité de transfert est de 700 MW.

Ø L'interconnexion Autriche-Hongrie (Vienne-Györ), dont la capacité est de 1 100 MVA, a amélioré l'interopérabilité des réseaux électriques autrichien et hongrois.

Ø L'interconnexion Espagne-France (Santa Llogaia-Baixas) est une ligne souterraine  essentielle d'une capacité de 1 400 - 1 800 MW qui traverse la chaîne des Pyrénées en empruntant une galerie technique spécifique.

Ø L'interconnexion Malte-Italie (Pembroke - Marina di Ragusa) est un câble souterrain CAHT de 250 MVA qui mettra fin à l'isolement du réseau électrique maltais par rapport au reste de l'Europe.

Ø L'interconnexion Royaume-Uni - Irlande (Deeside - Meath) est un câble CCHT d'une capacité de 500 MW. Il s'agit du premier projet d'interconnexion électrique entre l'Irlande et la Grande-Bretagne.

Ø Le projet comprenant quatre lignes aériennes entre Lunes and Tavira (PT), Lunes et Estói (PT), Tavira (PT) et Alcoutim (ES) et Ourique et Estói (PT) a contribué à la modernisation et à l'extension du réseau électrique portugais.

Ø Le renforcement du réseau électrique entre la région du Douro (PT) et la frontière espagnole à Aldeadavila a été réalisé à l'automne 2011.

               

ANNEXE 2:

PIC augmentant la capacité dans les États membres dont le taux d'interconnexion est inférieur à 10 %

Corridor prioritaire || Projet d'intérêt commun (PIC) || Date d'entrée en service et stade du projet[1]

Corridor prioritaire Réseau énergétique des mers septentrionales («REMS») || 1.1.1. Interconnexion entre Zeebruge (BE) et les environs de Richborough (UK) || 2018 Autorisations

1.2 PIC Belgique — deux plates-formes en mer prêtes pour le raccordement au réseau, raccordées à la station terrestre de Zeebrugge (BE) avec investissements anticipés pour de futures interconnexions avec la France et/ou le Royaume-Uni[2] || 2018 Autorisations

1.6 PIC Interconnexion France — Irlande entre La Martyre (FR) et Great Island ou Knockraha (IE) || 2025 Phase d'étude

1.7.1. Interconnexion France — Royaume-Uni entre le Cotentin (FR) et les environs d’Exeter (UK) (actuellement dénommé «projet FAB») || 2022 Phase d'étude

1.7.2. Interconnexion France — Royaume-Uni entre Tourbe (FR) et Chilling (UK) (actuellement dénommé «projet IFA2») || 2020 Phase d'étude

1.7.3. Interconnexion France — Royaume-Uni entre Coquelles (FR) et Folkestone (UK) (actuellement dénommé «projet ElecLink») || 2016 Construction mi-2015

1.9.1. Interconnexion Irlande — Royaume-Uni entre Co. Offaly (IE), Pembroke et Pentir (UK) || 2019 Autorisations

1.9.2. Interconnexion Irlande – Royaume-Uni entre les postes de Coolkeeragh - Coleraine (IE) et la station de Hunterston, Islay, Argyll et les parcs éoliens offshore du point C (UK) || 2020 Phase d'étude

1.9.3. Interconnexion Irlande — Royaume-Uni entre le hub Nord, Dublin et Codling Bank (IE) et Trawsfynyd et Pembroke (UK) || 2020 Phase d'étude

1.9.4. Interconnexion Irlande — Royaume-Uni entre la région centrale de l’Irlande et Pembroke (UK) || 2017-2020 Phase d'étude

1.9.5. Interconnexion Irlande — Royaume-Uni entre la région centrale de l’Irlande et Alverdiscott, Devon (UK) || 2017-2020. Phase d'étude

1.9.6. Interconnexion Irlande — Royaume-Uni entre la côte irlandaise et Pembroke (UK) || 2017-2020. Phase d'étude

1.10 PIC Interconnexion Norvège — Royaume-Uni || 2020 Autorisations

1.11.2. Interconnexion Irlande — Royaume-Uni entre le nord-ouest de l’Irlande (IE) et les Midlands (UK) || 2017 Autorisations

1.11.4. Interconnexion Irlande – Royaume-Uni entre Glinsk, Mayo (IE) et Connah's Quay, Deeside (UK) || 2018 Autorisations

Corridor prioritaire Interconnexions électriques Nord-Sud en Europe de l'Ouest («INS Électricité Ouest») || 2.4 PIC Interconnexion France — Italie entre Codrongianos (IT), Lucciana (Corse, FR) et Suvereto (IT) (actuellement dénommé «projet SA.CO.I.3») || 2022 Phase d'étude

2.5.1. Interconnexion entre Grande Île (FR) et Piossasco (IT) (actuellement dénommé «projet Savoie-Piémont») || 2019 Autorisations FR Construction IT

2.7 PIC Interconnexion France — Espagne entre l'Aquitaine (FR) et le Pays basque (ES) || 2020 Phase d'étude

2.13.1. Interconnexion Irlande — Royaume-Uni entre Woodland (IE) et Turleenan (UK- Irlande du Nord) || 2017 Autorisations

2.13.2. Interconnexion Irlande — Royaume-Uni entre Srananagh (IE) et Turleenan (UK — Irlande du Nord) || 2020-2025. Phase d'étude

2.14 PIC Interconnexion Italie — Suisse entre Thusis/Sils (CH) et Verderio Inferiore (IT) || 2018 Autorisations

2.15.1. Interconnexion entre Airolo (CH) et Baggio (IT) || 2022

2.17 PIC Interconnexion Portugal — Espagne entre Vila Fria - Vila do Conde — Recarei (PT) et Beariz - Fontefría (ES) || 2016 Autorisations

Corridor prioritaire Interconnexions électriques Nord-Sud en Europe centrale et en Europe du Sud-Est («INS Électricité Est») || 3.2.1. Interconnexion entre Lienz (AT) et la Vénétie (IT) || 2022 Phase d'étude

3.3 PIC Interconnexion Autriche — Italie entre Nauders (AT) et la région de Milan (IT) || 2018 Phase d'étude

3.4 PIC Interconnexion Autriche — Italie entre Wurmlach (AT) et Somplago (IT) || 2017 Autorisations

3.10.1. Interconnexion entre Hadera (IL) et Vasilikos (CY) || 2018 Phase d'étude

 3.10.2. Interconnexion entre Vasilikos (CY) et Korakia, Crète (EL) || 2022 Phase d'étude

3.14.1. Interconnexion entre Eisenhűttenstadt (DE) et Plewiska (PL) || 2022 Phase d'étude

3.15.1. Interconnexion entre Vierraden (DE) et Krajnik (PL) || 2017 Autorisations

3.19.1. Interconnexion entre Villanova (IT) et Lastva (ME) || 2017 Construction

3.20.1. Interconnexion entre Udine Ouest (IT) et Okroglo (SI) || 2021 Phase d'étude

3.21 PIC Interconnexion Italie — Slovénie entre Salgareda (IT) et Divača — région de Bericevo (SI) || 2022 Autorisations

3.22.1. Interconnexion entre Resita (RO) et Pancevo (RS) || 2017 Autorisations

Corridor prioritaire Plan d'interconnexion des marchés énergétiques de la région de la mer Baltique («PIMERB Électricité») || 4.2.1. Interconnexion entre Kilingi-Nõmme (EE) et le poste CHP2 de Riga (LV) || 2020 Autorisations

4.3 PIC Estonie/Lettonie/Lituanie, interconnexion synchrone avec les réseaux de l'Europe continentale || 2023-2025. Phase d'étude

4.5.1. Partie lituanienne de l’interconnexion entre Alytus (LT) et la frontière LT/PL || 2015 Construction

[1] Selon le PDDR 2014 du  REGRT-E (le cas échéant) ou suivant les informations fournies à la Commission par les promoteurs de projets en 2014.

[2] Les projets en bleu concernent les projets d'interconnexion qui devraient être achevés d'ici à 2017/2018 ou sur lesquels les travaux devraient avoir considérablement avancé d'ici à 2017; ils pourraient bénéficier d'un soutien au titre de l'EFSI.