COMMISSION EUROPÉENNE
Bruxelles, le 3.3.2025
COM(2025) 65 final
RAPPORT DE LA COMMISSION AU PARLEMENT EUROPÉEN ET AU CONSEIL
sur l’évaluation des possibilités de rationalisation et de simplification du processus d’application d’un mécanisme de capacité en vertu du chapitre IV du règlement (UE) 2019/943, conformément à l’article 69, paragraphe 3, du règlement (UE) 2019/943
1.INTRODUCTION
Règlement (UE) 2024/1747 1 du 13 juin 2024 modifiant les règlements (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 en ce qui concerne l’amélioration de l’organisation du marché de l’électricité de l’Union. Conformément à l’article 69, paragraphe 3, du règlement (UE) 2019/943 modifié (ci-après le «règlement sur l’électricité»), la Commission européenne (ci-après la «Commission») publie un rapport évaluant les possibilités de rationalisation et de simplification du processus d’application d’un mécanisme de capacité et présente des propositions en vue de simplifier le processus d’évaluation des mécanismes de capacité, le cas échéant. L’article 69, paragraphe 3, du règlement sur l’électricité dispose ce qui suit:
«Au plus tard le 17 janvier 2025, la Commission soumet au Parlement européen et au Conseil un rapport détaillé évaluant les possibilités de rationalisation et de simplification du processus d’application d’un mécanisme de capacité en vertu du chapitre IV, afin de faire en sorte que les difficultés d’adéquation puissent être traitées par les États membres en temps utile. Dans ce contexte, la Commission demande à l’ACER de modifier la méthode d’évaluation de l’adéquation des ressources à l’échelle européenne visée à l’article 23 conformément aux articles 23 et 27, selon qu’il convient.
Au plus tard le 17 avril 2025, la Commission, après concertation avec les États membres, soumet des propositions en vue de rationaliser et de simplifier le processus d’évaluation des mécanismes de capacité, le cas échéant.»
Le présent rapport évalue les possibilités de rationalisation et de simplification du processus d’application d’un mécanisme de capacité en vertu du chapitre IV du règlement sur l’électricité.
2.CADRE DE L’UE SUR LES MÉCANISMES DE CAPACITÉ
2.1Cadre de l’UE découlant du règlement sur l’électricité et des lignes directrices concernant les aides d’État au climat, à la protection de l’environnement et à l’énergie pour 2022 (CEEAG)
Le chapitre IV du règlement sur l’électricité a introduit des exigences relatives à la justification des mécanismes de capacité et des règles de mise en œuvre de ces mesures, afin de garantir que les mécanismes de capacité ne faussent pas indûment le marché intérieur de l’électricité de l’Union et qu’ils ne sont pas introduits en remplacement des réformes nécessaires du marché dans les États membres 2 .
Le cadre de l’UE sur les mécanismes de capacité a été mis en place pour permettre et mieux coordonner l’introduction d’un outil supplémentaire temporaire afin que le système électrique puisse fournir une capacité suffisante (y compris flexible) pour répondre à la demande à moyen et long terme, notamment en soutenant la décarbonation du système énergétique et l’intégration d’un déploiement croissant de sources d’énergie renouvelables variables. En outre, d’autres préoccupations sont apparues en ce qui concerne la sécurité de l’approvisionnement en électricité à la suite de la crise énergétique sans précédent que l’Union a connue ces dernières années. Le marché intérieur de l’électricité a joué un rôle crucial pour relever les défis posés par cette crise, permettant aux États membres de s’approvisionner mutuellement. À la suite de la crise et à la lumière de l’ambition renouvelée en ce qui concerne le développement des énergies renouvelables et les objectifs de décarbonation de l’UE, des mécanismes de capacité bien conçus peuvent jouer un rôle important pour garantir l’adéquation des ressources, tout en assurant le bon fonctionnement du marché intérieur, en facilitant le déploiement des technologies les moins intensives en carbone et en réduisant au minimum les coûts pour les consommateurs. Les règles relatives au marché intérieur de l’électricité sont complétées par les dispositions de l’UE en matière d’aides d’État, notamment le cadre des aides d’État établi dans les lignes directrices de la Commission concernant les aides d’État au climat, à la protection de l’environnement et à l’énergie pour 2022 (ci-après les «CEEAG») 3 . Celles-ci s’appliquent aux mesures de sécurité d’approvisionnement comportant des aides d’État, dont les mécanismes de capacité.
Plus concrètement, le cadre de l’UE sur l’adéquation des ressources et les mécanismes de capacité peut être résumé comme suit (chapitre IV du règlement sur l’électricité et section 4.8 des CEEAG).
2.1.1Défaillances du marché et caractère approprié
L’article 20 du règlement sur l’électricité impose aux États membres qui ont recensé des difficultés d’adéquation d’établir un plan de mise en œuvre exposant la manière dont ils entendent traiter les causes profondes de la difficulté d’adéquation au moyen de réformes du marché et de le soumettre à l’appréciation de la Commission. Les États membres sont tenus d’assurer le suivi de l’application de leurs plans de mise en œuvre et de publier les résultats dans des rapports annuels.
2.1.2Nécessité et proportionnalité de l’aide
Un objectif de sécurité d’approvisionnement, également appelé norme de fiabilité, est établi par les États membres conformément aux règles détaillées à l’article 25 du règlement sur l’électricité. La norme de fiabilité est le résultat d’une analyse économique. Elle fixe une limite au fait de subventionner une surcapacité au détriment de la concurrence et de l’argent des contribuables européens, lorsque le coût d’une capacité supplémentaire dépasse le bien-être social apporté par cette capacité. À cette fin, le règlement sur l’électricité charge le REGRT-E d’élaborer une méthode de calcul du coût de l’énergie non distribuée (CEND), du coût d’un nouvel entrant (CONE) et de la norme de fiabilité 4 . La méthode a été approuvée par l’ACER en octobre 2020.
La nécessité d’un mécanisme de capacité et le niveau de capacité à acquérir devraient être évalués sur la base d’une évaluation de l’adéquation 5 . À cette fin, le règlement sur l’électricité charge le REGRT-E d’élaborer une méthode d’évaluation de l’adéquation des ressources à l’échelle européenne (ci-après la «méthode ERAA» 6 ) , qui a été approuvée par l’ACER en octobre 2020. Chaque année, le REGRT-E soumet, sur la base de cette méthode, une proposition d’évaluation annuelle de l’adéquation des ressources à l’échelle européenne (ERAA) qui doit être approuvée par l’ACER. Conformément à l’article 24 du règlement sur l’électricité, les États membres peuvent également fonder leurs mécanismes de capacité sur des évaluations de l’adéquation des ressources à l’échelle nationale (NRAA). Celles-ci devraient toutefois être fondées sur la méthode ERAA et faire l’objet d’un réexamen par l’ACER si leurs conclusions diffèrent de celles de l’ERAA.
Le volume acheté en réaction aux prix de la capacité devrait être établi de manière à ce que le volume acheté ne dépasse pas la norme de fiabilité.
2.1.3Principes de conception
Le cadre actuel de l’UE sur les mécanismes de capacité définit un certain nombre d’exigences qui doivent être satisfaites. Il prévoit notamment ce qui suit:
-l’aide devrait être allouée (et le niveau d’aide déterminé) au moyen d’une procédure concurrentielle (article 22, paragraphe 1, du règlement sur l’électricité);
-la conception du mécanisme de capacité devrait garantir l’éligibilité de toutes les technologies répondant à des exigences techniques et environnementales objectives. Toutes ces technologies devraient pouvoir participer de manière non discriminatoire (article 22, paragraphe 1, du règlement sur l’électricité). Plus récemment, une disposition a été introduite pour encourager les États membres à envisager d’adapter la conception des mécanismes de capacité afin de promouvoir les ressources flexibles d’origine non fossile telles que la participation active de la demande et le stockage d’énergie (article 19 octies du règlement sur l’électricité);
-les exigences de disponibilité (et les pénalités y afférentes) devraient être suffisantes pour fournir une rémunération qui encourage la disponibilité lors des périodes de tensions où une forte sollicitation du système est attendue (ce qui peut entraîner d’importantes hausses de prix si le système n’est pas suffisamment flexible) et être proportionnées au service fourni au système électrique (article 22, paragraphe 1, du règlement sur l’électricité);
-les mécanismes de capacité devraient permettre la participation de capacités transfrontalières (article 26 du règlement sur l’électricité). À cette fin, le règlement sur l’électricité charge le REGRT-E d’élaborer une méthode permettant la participation transfrontalière aux mécanismes de capacité 7 , qui a été approuvée par l’ACER en 2020;
-la participation des technologies utilisant des combustibles fossiles est restreinte par une limite d’émissions (article 22, paragraphe 4, du règlement sur l’électricité). Plus récemment, une dérogation a été introduite pour les technologies utilisant des combustibles fossiles dont les émissions dépassent la limite (article 64 du règlement sur l’électricité). Si elle est accordée, la dérogation autorise, sous certaines conditions, les ressources dépassant la limite d’émissions à participer aux mécanismes de capacité jusqu’au 31 décembre 2028;
-dans le cas d’une réserve stratégique, il devrait être clair que la capacité contractée dans la réserve stratégique ne participera pas aux marchés de l’électricité, même dans les situations où les prix sont élevés (article 22, paragraphe 2, du règlement sur l’électricité).
2.2Processus d’approbation actuel
Les mesures requises en vertu du règlement sur l’électricité et des règles en matière d’aides d’État sont généralement menées en parallèle afin de faciliter une approbation rapide:
1.l’État membre soumet à la Commission un plan de réforme du marché (plan de mise en œuvre), qui explique comment il entend résoudre les carences du marché ou les distorsions réglementaires. La Commission rend son avis dans les quatre mois à compter de la soumission officielle du plan (article 20 du règlement sur l’électricité) 8 ;
2.l’État membre doit justifier la nécessité et la proportionnalité du mécanisme de capacité sur la base de deux éléments:
-une évaluation de l’adéquation, qui peut être effectuée à l’aide de l’ERAA, telle qu’approuvée par l’ACER. Si un État membre souhaite s’appuyer sur une NRAA, ses hypothèses, sa méthode et ses résultats doivent être vérifiés par la Commission avant l’adoption de la décision relative à l’aide d’État. Plus précisément, lorsque la NRAA relève un problème qui n’a pas été recensé dans l’ERAA, l’État membre soumet 9 son NRAA à l’ACER. L’ACER rend alors, dans un délai de deux mois, un avis sur la question de savoir si les divergences entre les évaluations nationale et européenne sont justifiées (article 24 du règlement sur l’électricité); et
-un objectif de sécurité d’approvisionnement (norme de fiabilité), calculé sur la base de l’article 25 du règlement sur l’électricité et de la méthode de l’ACER pour calculer le coût de l’énergie non distribuée, le coût d’un nouvel entrant et la norme de fiabilité (article 23, paragraphe 6, du règlement sur l’électricité). La norme de fiabilité et sa méthode doivent être vérifiées par la Commission avant l’adoption de la décision relative à l’aide d’État.
3.L’État membre doit notifier le mécanisme de capacité à la Commission en vue de son appréciation au regard des règles de l’UE en matière d’aides d’État.
3.ÉTAT D’AVANCEMENT DE LA MISE EN ŒUVRE DU CADRE DE L’UE ET PRINCIPAUX ENSEIGNEMENTS
Le cadre de l’UE sur les mécanismes de capacité a été adopté en 2019 et, depuis lors, un certain nombre de mesures ont été nécessaires pour le mettre pleinement en œuvre (à savoir l’élaboration de méthodes de l’UE liées aux mécanismes de capacité 10 ). Des enseignements peuvent être tirés des ateliers de la Commission, de la pratique en matière d’aides d’État et des rapports de suivi de l’ACER sur la sécurité d’approvisionnement 11 , notamment en ce qui concerne la longueur et la complexité du processus d’application d’un mécanisme de capacité.
Le présent rapport se fonde sur la pratique appliquée par les États membres lors de l’élaboration, de l’adoption et de la mise en œuvre d’un mécanisme de capacité depuis l’adoption du règlement sur l’électricité, ainsi que sur la pratique décisionnelle de la Commission. La Commission a adopté des décisions en matière d’aides d’État concernant deux régimes (Belgique 12 , Finlande 13 ) depuis l’entrée en vigueur du règlement sur l’électricité. Elle mène des discussions préalables à la notification avec un certain nombre d’États membres au sujet de leurs régimes.
Le rapport s’appuie également sur les réponses apportées par les parties prenantes à la Commission dans le cadre de sa consultation publique concernant sa proposition de réforme de l’organisation du marché de l’électricité 14 , qui a été résumée dans le document de travail des services de la Commission accompagnant la proposition de la Commission 15 .
Le 22 mai 2023 et le 7 juin 2023, la Commission a organisé deux ateliers avec les États membres sur le thème «Rationaliser le cadre de l’UE sur les mécanismes de capacité». L’accent a été mis en particulier sur l’actuelle méthode ERAA et sur le processus d’approbation des mécanismes de capacité. Le contenu de ces ateliers a également été présenté par la Commission et l’ACER au Forum de régulation de l’électricité de l’UE les 8 juin 2023 et 27 mai 2024. Le Forum s’est félicité de l’initiative visant à accélérer le processus d’approbation des mécanismes de capacité et à simplifier la méthode ERAA 16 .
Enfin, le présent rapport développe certaines questions soulevées dans le cadre des négociations sur la proposition de réforme de l’organisation du marché de l’électricité par les colégislateurs, qui ont conduit à la demande de la Commission d’élaborer le présent rapport.
3.1Défaillances du marché et caractère approprié
La Commission a élaboré et publié des orientations 17 destinées aux États membres sur la manière d’élaborer leurs plans de mise en œuvre. Au cours de l’évaluation des plans, la Commission sollicite l’avis des parties prenantes sur les réformes proposées par les États membres et organise des réunions ou des échanges par écrit avec les États membres afin de clarifier les questions ou problèmes éventuels.
Les orientations de la Commission peuvent faciliter l’analyse des éventuelles distorsions réglementaires et carences du marché par les États membres. La structure proposée dans les orientations permet également à la Commission de mieux comprendre le fonctionnement et les problèmes spécifiques du marché de l’électricité dans l’État membre concerné. Elle peut ainsi adopter plus rapidement son avis sur le plan. À ce jour, de nombreux États membres (12 sur 27 18 ) ont déjà reçu des avis de la Commission sur leurs plans de mise en œuvre.
3.2Nécessité et proportionnalité de l’aide
L’ACER a adopté sa méthode d’évaluation de l’adéquation des ressources à l’échelle européenne en 2020. L’élaboration d’une évaluation de l’adéquation des ressources à l'échelle européenne conforme à la méthode ERAA a nécessité une mise en œuvre progressive par le REGRT-E. Bien que celui-ci ait considérablement progressé dans le développement de l’ERAA, l’ACER n’a pas approuvé les évaluations de 2021 et 2022, principalement en raison du manque de cohérence et de solidité dans l’évaluation. En 2024, pour la première fois, l’ACER a approuvé l’«ERAA 2023», concluant que l’évaluation avait atteint un niveau de solidité permettant aux décideurs de s’appuyer sur ses résultats.
Certains États membres 19 ont critiqué la complexité de la méthode ERAA et le fait que, selon la méthode actuelle, il convient d’utiliser le «scénario de référence central» de l’ERAA (qui comporte deux variantes, avec et sans mécanismes de capacité) pour recenser les difficultés d’adéquation. Toutefois, il convient de tenir compte du fait que cette méthode repose sur une évaluation dite «probabiliste», qui tient déjà compte de l’existence de plusieurs scénarios et de leur probabilité de survenance. Malgré cela, certains États membres estiment que le fait de ne disposer que d’un seul scénario de référence central pour décrire la trajectoire future est trop contraignant, car il peut donner l’impression de présenter une «vérité unique» pour l’avenir et d’accorder moins d’importance aux autres trajectoires. À l’heure actuelle, l’une des principales critiques à l’adresse du scénario de référence central est qu’il repose sur l’hypothèse que les objectifs des plans nationaux en matière d’énergie et de climat (PNEC) seront pleinement atteints, sans tenir compte du fait que des retards peuvent survenir dans la mise en œuvre des mesures décrites dans les plans et que de tels retards sont susceptibles d’avoir une incidence sur l’adéquation du système. Le règlement sur l’électricité fait référence à des «scénarios de référence centraux», ce qui laisse la possibilité d’introduire un autre scénario de référence central décrivant un rythme différent pour la transition énergétique. Il devrait toutefois s’agir d’une représentation probable de l’avenir pour permettre aux décisions en matière d’aides d’État, qui s’appuient sur ces scénarios centraux, de justifier la nécessité et la proportionnalité des mécanismes de capacité.
Étant donné que les résultats de l’ERAA n’étaient pas disponibles avant 2024, les États membres ont dû s’appuyer sur leurs NRAA (qui doivent être fondées sur la même méthode de l’ACER que l’ERAA) pour justifier et dimensionner leurs mécanismes de capacité au cours de cette période. Selon le rapport de suivi 2023 de l’ACER sur la sécurité d’approvisionnement 20 , certains États membres ont fait l’objet d’évaluations complètes de l’adéquation, mais l’ACER a également signalé que d’autres pourraient avoir suivi des méthodes «trop simplifiées» qui s’écartent considérablement de la méthode de l’ACER. Il est intéressant de noter que, selon le rapport de suivi 2024 de l’ACER sur la sécurité d’approvisionnement, de nombreux États membres 21 incluent déjà dans leurs NRAA d’autres scénarios que le scénario de référence central, modélisant ainsi un rythme différent pour la transition énergétique. Certains États membres 22 incluent dans leurs NRAA des scénarios modélisant une disponibilité réduite des ressources ou des capacités du réseau 23 qui évaluent l’incidence de conditions peu probables ayant une forte incidence sur le système électrique. Ces scénarios prennent en compte des risques déterministes à la baisse, par opposition à l’approche probabiliste prévue dans le règlement sur l’électricité, qui associe les probabilités à des événements futurs incertains. Enfin, le règlement sur l’électricité prévoit que les évaluations de l’adéquation des ressources peuvent prendre en compte les sensibilités relatives aux phénomènes météorologiques extrêmes. Quelques États membres 24 incluent de telles sensibilités dans leurs NRAA.
L’ACER a adopté sa méthode de calcul du CEND, du CONE et de la norme de fiabilité en 2020. Dans le cadre de cette méthode, les États membres réalisent des études auprès de différents groupes de consommateurs d’électricité afin d’estimer leur disposition à payer pour la capacité, ainsi qu’auprès des fournisseurs de capacité afin d’estimer le coût de l’introduction d’une nouvelle capacité. La mise en œuvre de la méthode de l’ACER au niveau national varie considérablement d’un État membre à l’autre 25 . Une récente étude de consultants de l’ACER 26 a révélé que les écarts importants entre les États membres concernant le CEND (évalué à l’aide d’une approche s’appuyant sur des enquêtes) et le CONE ne s’expliquent probablement pas uniquement par des spécificités nationales correspondant à des différences structurelles dans l’économie de ces pays. Elle met en évidence de possibles difficultés de mise en œuvre 27 et la diversité des résultats liés à une approche s’appuyant sur des enquêtes. Ces problèmes de mise en œuvre peuvent donner lieu à des écarts, ce qui pourrait entraîner un surinvestissement ou un sous-investissement dans la sécurité de l’approvisionnement. La mise en œuvre de la méthode et la réalisation de l’étude sur le CEND, le CONE et la norme de fiabilité dans chaque État membre peuvent également se révéler fastidieuses et coûteuses, en particulier pour les autorités nationales de petite taille, susceptibles de manquer de ressources et de personnel pour mener à bien cet exercice.
3.3Principes de conception des mécanismes de capacité
Sur la base de sa pratique décisionnelle, la Commission a recensé les principales lacunes suivantes dans la conception des mécanismes de capacité.
Premièrement, certains mécanismes de capacité contiennent, dans la conception du produit, des exigences qui peuvent rendre difficile la participation de nouvelles technologies (telles que la participation active de la demande et le stockage), renforçant ainsi les modes de production existant 28 . Ces exigences comprennent, par exemple, des exigences de disponibilité et des facteurs de réduction restrictifs (c’est-à-dire le pourcentage de la capacité installée de l’unité pour caractériser sa capacité effective), des exigences relatives à la capacité minimale admissible, des exigences de livraison à long terme et des exigences relatives au volume d’offre minimal.
Deuxièmement, dans certains mécanismes de capacité, il est important d’encourager l’arrivée de nouveaux entrants (par exemple en proposant des contrats à long terme), ce qui peut prendre du temps dans la pratique. Selon le rapport de suivi 2024 de l’ACER sur la sécurité de l’approvisionnement, les opérateurs historiques sont, en tant que fournisseurs de capacité «traditionnels», les principaux bénéficiaires de l’aide. Plus précisément, les centrales au gaz naturel sont les principales bénéficiaires des mécanismes de capacité depuis 2022, suivies par les capacités nucléaires et hydroélectriques 29 . Dans le même temps, les fournisseurs de capacité non traditionnels tels que les énergies renouvelables, le stockage et la participation active de la demande représentent une faible part de la capacité rémunérée par les mécanismes de capacité, même si elle suit une tendance positive à la hausse 30 . Il convient toutefois de rappeler que cela est notamment dû au fait que les mécanismes de capacité à l’échelle du marché correspondent au bouquet électrique et que la majeure partie de la rémunération est versée aux ressources existantes sur le marché.
Troisièmement, les mécanismes de capacité ne permettent pas toujours une participation effective des ressources transfrontalières sur un pied d’égalité avec les fournisseurs de capacité nationaux, comme l’exige le règlement sur l’électricité 31 . À l’exception du mécanisme de capacité polonais, la mise en œuvre du cadre sur la participation transfrontalière directe est soit en attente (Belgique, France et Irlande), soit simplifiée (Italie) dans les autres mécanismes de capacité à l’échelle du marché. Selon certaines études, 32 cela est dû au fait que le cadre actuel sur la participation transfrontalière, comprenant les méthodes élaborées par l’ACER, est complexe et difficile à mettre en œuvre. En outre, le règlement sur l’électricité prévoit que la capacité d’entrée maximale autorisée (CEM) pour participer aux mécanismes de capacité doit être calculée par les centres de coordination régionaux (CCR) et sur la base des évaluations annuelles de l’adéquation des ressources à l’échelle européenne. Jusqu’en 2023, les États membres calculaient eux-mêmes les CEM (étant donné que le processus de calcul dans les CCR n’était pas établi et que les résultats de l’ERAA n’étaient pas disponibles). En 2024, les CCR ont publié pour la première fois des recommandations en matière de CEM, sur la base des résultats de l’ERAA 2023 approuvée. Toutefois, le REGRT-E n’évalue actuellement l’adéquation des ressources que pour quatre années cibles sur les dix visées par le règlement sur l’électricité, ce qui crée un manque de données pour le calcul des CEM.
Quatrièmement, les mécanismes de capacité dans les différents États membres appliquent des pénalités hétérogènes pour inciter les fournisseurs de capacité à tenir leurs engagements. Les régimes de pénalités existants dans les mécanismes de capacité ne fournissent pas toujours des incitations suffisantes pour garantir réellement la fourniture du service contractuel 33 . Par exemple, les pénalités en cas de retard dans le renforcement des capacités ou en cas de manque de disponibilité sont généralement beaucoup moins élevées que le CEND utilisé pour déterminer les coûts d’un manque de capacité et justifier les mécanismes de capacité.
Enfin, le règlement (UE) 2024/1747 (article 19 octies et nonies) autorise les États membres à introduire des régimes d’aide en faveur de la flexibilité d’origine non fossile. Étant donné que l’objectif poursuivi par ces mécanismes de flexibilité peut faire double emploi avec les objectifs des mécanismes de capacité, l’interaction entre les mécanismes de capacité et les mesures de flexibilité devrait être envisagée de manière à fournir la combinaison de capacités décarbonées fiables et flexibles nécessaire au futur système énergétique de la manière la plus rentable possible.
3.4Consultation publique, transparence et évaluation
Depuis le 1er juillet 2023, les règles en matière d’aides d’État imposent aux États membres de soumettre à une consultation publique pendant quatre à six semaines (en fonction du budget du régime) les mesures relatives à la sécurité d’approvisionnement nécessitant l’approbation d’une aide d’État 34 . Cette exigence a été introduite (de même qu’une exigence similaire pour les programmes de décarbonation) afin de garantir que les parties prenantes sont informées de toutes les mesures prévues et peuvent examiner la conception et les paramètres clés des mécanismes de capacité financés par l’État prévus et y contribuer. Cela permet par exemple aux acteurs du marché de donner leur avis sur les exigences en matière de préqualification et de capacité disponible, ainsi que sur les pénalités qui, comme indiqué ci-dessus, peuvent constituer des obstacles à la participation de certaines ressources, ce qui a pour effet de réduire la concurrence et d’augmenter les coûts. Toutefois, ces exigences ajoutent également une étape procédurale pour les autorités nationales qui souhaitent mettre en place des mécanismes de capacité.
3.5Durée du processus d’approbation
Les États membres considèrent 35 que le processus d’adoption des décisions en matière d’aides d’État relatives aux mécanismes de capacité prend beaucoup de temps. Le processus d’approbation actuel des mécanismes de capacité dure généralement six mois minimum. Toutefois, la pratique décisionnelle a montré que les discussions préalables aux notifications avec les États membres avaient tendance à durer plus longtemps, à savoir jusqu’à deux ans. Cela s’explique non seulement par le caractère «pilote» des premières procédures prévues par les nouvelles dispositions du règlement sur l’électricité (articles 20 à 27), mais aussi par le fait qu’au cours de la phase préalable à la notification, la conception du régime a tendance à être encore en cours d’élaboration: les idées initiales font encore l’objet de discussions au sein de l’État membre et plusieurs séries d’échanges internes avec les parties prenantes nationales, ainsi qu’avec les services de la Commission, sont généralement nécessaires pour finaliser la conception détaillée d’une mesure et s’assurer qu’elle répond aux exigences de la législation de l’UE.
4.PROPOSITIONS DE LA COMMISSION VISANT À RATIONALISER ET À SIMPLIFIER
4.1 Réexamen de la méthode de l’ACER concernant l’ERAA
Conformément à l’article 69, paragraphe 3, du règlement sur l’électricité, la Commission, sur la base du présent rapport, demande à l’ACER de modifier la méthode ERAA si nécessaire. Afin de répondre aux préoccupations liées à la méthode ERAA exposées ci-dessus, l’ACER (en coopération avec le REGRT-E) devrait revoir sa méthode pour évaluer l’adéquation des ressources dans l’Union et envisager de revoir la méthode de calcul des indicateurs d’adéquation, afin de réduire la charge de mise en œuvre pour les États membres et de faciliter la mise en œuvre harmonisée du cadre de l’UE.
La méthode devrait être mise à jour et rationalisée dans un certain nombre de domaines afin de garantir la solidité du cadre et sa facilité de mise en œuvre par les parties prenantes [le REGRT-E au niveau de l’UE et les gestionnaires de réseau de transport (GRT) ou d’autres entités au niveau national], en tenant compte des enseignements tirés de la pratique décisionnelle.
La demande de la Commission à l’ACER ne fait que définir la portée d’une telle simplification de la méthode ERAA. Il appartient au REGRT-E de soumettre les projets de propositions détaillées de la méthode à l’approbation de l’ACER, conformément à l’article 27 du règlement sur l’électricité.
4.1.1Le scénario-cadre
Selon la méthode ERAA (article 3), les difficultés d’adéquation devraient être recensées sur la base d’un scénario de référence central (avec des variantes 36 incluant ou excluant les mécanismes de capacité approuvés), tandis que les sensibilités supplémentaires sont uniquement destinées à évaluer la solidité de la difficulté d’adéquation recensée.
Le scénario de référence central actuel repose sur la réalisation des objectifs fixés dans les PNEC, qui consistent en des objectifs politiques. Les PNEC décrivent les trajectoires de la future capacité installée (énergies renouvelables, stockage) et de la demande (électrification, efficacité énergétique) conformément aux objectifs ambitieux de l’UE. Les PNEC des États membres représentent le meilleur plan disponible décrivant l’avenir du système énergétique au cours de la transition énergétique. Toutefois, ce scénario ne tient pas compte du fait que des retards peuvent survenir dans la mise en œuvre des mesures décrites dans les plans et que de tels retards sont susceptibles d’avoir une incidence sur l’adéquation du système. En outre, les PNEC sont mis à jour tous les cinq ans, et les trajectoires initiales peuvent s’écarter du plan précédent. Par exemple, le développement de nouveaux actifs liés à la production d’électricité (par exemple, SER, nucléaire), à la demande d’électricité (par exemple, électrolyse du H2) et à des infrastructures essentielles (réseau national, raccordement des actifs de production, interconnexions) peut s’écarter des prévisions concernant la composition ou le rythme.
Ainsi, il pourrait être envisagé de revoir le scénario-cadre et d’introduire un autre «scénario de tendances et de projections» dans la méthode pour recenser les difficultés d’adéquation que les États membres pourraient utiliser pour justifier la mise en place d’un mécanisme de capacité. Cela présenterait l’avantage de permettre d’envisager une autre vision de l’avenir, par exemple lorsque les énergies renouvelables, le nucléaire ou le stockage sont installés à un rythme différent et que l’électrification a lieu à un rythme différent.
Ce «scénario de tendances et de projections», également établi de manière probabiliste, serait un scénario qui tiendrait compte des progrès réels accomplis dans la mise en œuvre des PNEC des États membres. Cela inclut l’évolution observée de l’offre et de la demande (en tenant compte, par exemple, du rythme de l’électrification et de l’efficacité énergétique) et le développement du réseau, en prenant en compte le risque pour certains pays que la réalisation des objectifs ne se concrétise pas à temps 37 . Pour cette raison, le deuxième scénario ne devrait pas inclure d’autres risques pour éviter de fausser sa finalité, qui est de rendre compte du rythme réel de la transition énergétique. Cette finalité nécessite également que les tendances utilisées dans le deuxième scénario ne soient pas plus prudentes que les projections des États membres, y compris les politiques et mesures déjà adoptées et mises en œuvre. En outre, dans cette extension du scénario-cadre, il est essentiel de définir des indicateurs comparatifs appropriés pour délimiter les différences entre les scénarios de référence centraux; ils permettront également aux parties prenantes de comparer efficacement les principales hypothèses au fil des ans. Le second scénario doit trouver un juste équilibre entre réalisme et prudence, afin d’éviter le risque d’augmenter les coûts pour les consommateurs sans apporter d’avantages supplémentaires significatifs.
Pour les raisons exposées ci-avant, le second scénario et ses hypothèses, notamment sur la base de données historiques 38 et des projections actuelles 39 , qui diffèrent des objectifs proposés par les États membres pour garantir le respect des objectifs de l’Union en matière d’énergie et de climat à l’horizon 2030 et de son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050, devraient faire l’objet d’une consultation publique approfondie. L’ACER devrait fournir des orientations sur la manière dont cette consultation publique devrait être menée. Le groupe de référence pour les parties prenantes du plan décennal de développement du réseau (ci-après le «TYNDP») est invité à exprimer son avis sur la cohérence des scénarios de l’ERAA avec le scénario-cadre du TYNDP.
Il importe de rappeler que les NRAA continueront de jouer un rôle pour faire en sorte que les évolutions spécifiques recensées par les États membres puissent être prises en compte lors de la conception d’un mécanisme de capacité.
4.1.2La sélection des années cibles
La méthode ERAA (article 4, paragraphe 1) exige la modélisation de chaque année sur un horizon de dix ans (sur la base des exigences du règlement sur l’électricité). Il est important de disposer de résultats pour chaque année afin de décider de la nécessité d’un mécanisme de capacité et de calculer la capacité d’entrée maximale pour la participation transfrontalière aux mécanismes de capacité. Toutefois, les parties prenantes (REGRT-E) ont rencontré des difficultés dans les calculs requis pour modéliser chacune de ces dix années. Dans un esprit de simplification, le modèle pourrait à l’avenir modéliser explicitement un nombre limité d’années cibles qui sont essentielles à la prise de décision concernant les mécanismes de capacité (y compris le calcul de la capacité d’entrée maximale), tandis que d’autres années cibles pourraient être modélisées par extrapolation.
4.1.3Le rôle de l’évaluation de la viabilité économique
Selon la méthode ERAA (article 6), l’évaluation de la viabilité économique modélise les décisions en ce qui concerne l’entrée sur le marché ou la sortie du marché. Actuellement, le modèle de l’ERAA mesure la viabilité économique des ressources dans le cadre de l’approche dite des «coûts du système», qui réduit au minimum les coûts globaux du système, c’est-à-dire la somme des coûts fixes et des coûts d’exploitation totaux. Cette approche, qui consiste à optimiser les coûts pour l’ensemble du système européen en une seule étape, a donné lieu à d’importantes contraintes en matière de calcul et à des incohérences entre les décisions d’entrée et de sortie de la capacité et les risques estimés concernant l’adéquation. Pour répondre à ces préoccupations, la viabilité économique des ressources devrait reposer sur une approche de «maximisation des recettes» qui mesure la différence entre les recettes escomptées et les coûts pour chaque ressource de capacité 40 . Certains GRT appliquent déjà cette stratégie en Europe. En permettant de décomposer l’évaluation de la viabilité économique en itérations plus petites et moins exigeantes sur le plan du calcul, cette approche est plus légère (en tant qu’«approche itérative» 41 ) et permet de mieux modéliser les décisions d’entrée et de sortie de la capacité. La méthode ERAA devrait comporter un processus ultérieur permettant de déterminer directement le volume à acheter pour chaque zone de dépôt des offres en fonction du déficit d’adéquation constaté dans le modèle. En outre, cette approche facilitera l’application de la méthode de calcul de la capacité fondée sur les flux, qui tient compte de manière appropriée des possibilités commerciales transfrontalières et des gains de prospérité sous-jacents. Une autre simplification pourrait consister à revoir le nombre d’années climatiques modélisées dans l’évaluation probabiliste, tout en veillant à ce qu’elle tienne dûment compte du besoin d’adéquation des ressources.
À l’heure actuelle, l’ERAA modélise le comportement des investisseurs en calculant un CONE (coût d’un nouvel entrant) sur la base de deux paramètres clés: le coût moyen pondéré du capital (CMPC) et les taux critiques de rentabilité [c’est-à-dire le taux de rendement minimal requis par les bailleurs de fonds (actionnaires et/ou créanciers) pour financer des investissements dans la technologie de référence dans la zone géographique considérée]. Certaines parties prenantes se sont inquiétées du fait que l’évaluation pourrait être trop optimiste en ce qui concerne le comportement des investisseurs; elles ont suggéré que des investisseurs peu enclins au risque ne seraient pas en mesure de financer un projet fondé sur des hausses de prix extrêmes se produisant quelques heures par an. Par conséquent, il convient également d’accorder une attention particulière aux conditions du processus décisionnel en matière d’investissement, en modélisant de manière appropriée l’aversion au risque d’un investisseur rationnel au moyen de «taux critiques de rentabilité».
4.1.4Capacités d’échange entre zones
L’ERAA actuelle (article 4, paragraphe 7, de la méthode ERAA) modélise les échanges entre zones de pays tiers de deux manières distinctes: i) pour les systèmes qui ne sont pas du tout modélisés 42 (Russie, Biélorussie), aucun échange entre zones n’est supposé; ii) et pour les systèmes qui ne sont «pas explicitement modélisés» (Maroc, Moldavie, Tunisie et Ukraine) 43 , les échanges entre zones doivent refléter les conditions du marché et les pratiques opérationnelles prévues (y compris les conventions de raccordement spécifiques). Les hypothèses liées à ces échanges entre zones de pays tiers devraient faire l’objet d’une surveillance continue par le REGRT-E (sous la supervision de l’ACER) afin de tenir compte du niveau de risque associé à ces systèmes.
4.1.5Incidence des mesures contenues dans les plans de mise en œuvre des États membres
La méthode ERAA (article 3, paragraphe 3, et article 5, paragraphe 14) prévoit que l’évaluation devrait être alignée sur les mesures et actions définies par les États membres dans les plans de mise en œuvre conformément à l’article 20, paragraphe 3, du règlement sur l’électricité. Dans un esprit de simplification (et conformément à l’article 23, paragraphe 5, du règlement sur l’électricité), l’évaluation pourrait à l’avenir – au lieu de s’aligner sur les mesures contenues dans les plans de mise en œuvre des États membres – anticiper l’incidence probable des mesures contenues dans ces plans.
En outre, dans le cas où une restriction indirecte à la formation des prix de gros en vertu de l’article 10, paragraphe 4, du règlement sur l’électricité est observée (et modélisée dans l’ERAA), la méthode ERAA (article 3, paragraphe 7) exige que l’évaluation contienne une sensibilité obligatoire pour déterminer si les restrictions indirectes à la formation des prix peuvent constituer des sources d’éventuelles difficultés d’adéquation des ressources. Dans un esprit de simplification, cette sensibilité pourrait devenir non obligatoire.
4.1.6Facteurs de réduction
La méthode ERAA (article 4, paragraphe 4) prévoit des exigences relatives à la disponibilité des sources d’approvisionnement. Il devrait y avoir une vision commune de la définition des facteurs de réduction pour les différentes technologies. Ces facteurs de réduction devraient être rendus publics par le REGRT-E (sous la supervision de l’ACER).
4.1.7Contribution de la participation active de la demande et du stockage
La méthode ERAA (article 4, paragraphes 3 et 5) contient des exigences sur la manière de modéliser la participation active de la demande et le stockage. Toutefois, les technologies flexibles d’origine non fossile ne sont pas encore une priorité dans la mise en œuvre de l’ERAA. À mesure que la transition énergétique se poursuit et que leur modèle économique se développe, il devient de plus en plus important d’affiner la mise en œuvre de l’ERAA pour prendre en compte les ressources flexibles d’origine non fossile et toutes les ressources soutenues dans le cadre de mesures de flexibilité (par exemple, meilleure prise en compte des contraintes d’accélération liées au modèle de répartition économique, meilleure prise en compte des recettes des services auxiliaires 44 pour l’évaluation de la viabilité économique, meilleure estimation des ressources locales, telles que les pompes à chaleur, la pénétration des véhicules électriques, etc.).
4.1.8Transparence et interaction des parties prenantes
La méthode ERAA (articles 9 et 11) comporte déjà des exigences en matière de transparence et d’interaction des parties prenantes. Les efforts visant à accroître la transparence devraient se poursuivre. Les parties prenantes et les régulateurs ont par exemple demandé la publication des résultats de l’ERAA indiquant la distribution d’énergie non desservie par heure. Ces informations sont essentielles pour permettre aux États membres et aux parties prenantes de comprendre dans quelle mesure une situation de pénurie constitue une menace grave pour la sécurité de l’approvisionnement et devraient être incluses dans l’ERAA. Les données d’entrée (article 5 de la méthode ERAA) qui ne sont pas spécifiques aux États membres mais qui sont utilisées comme valeurs par défaut dans les zones de dépôt des offres du modèle de l’ERAA (par exemple, les indicateurs de coûts des ressources, les facteurs de réduction) devraient être rendues publiques par le REGRT-E (sous la supervision de l’ACER).
4.2 Rationalisation du processus d’approbation des mécanismes de capacité de la Commission
Pour qu’une aide d’État puisse être légalement accordée par l’intermédiaire d’un mécanisme de capacité, une décision d’approbation de la Commission est nécessaire. L’adoption d’une décision en matière d’aides d’État en faveur d’un mécanisme national de capacité nécessite d’apprécier sa compatibilité avec les exigences du règlement sur l’électricité (articles 20 à 27) et de la section 4.8 des CEEAG.
Pour répondre aux préoccupations des États membres et accélérer l’approbation des mécanismes de capacité, la Commission propose d’élaborer une procédure simplifiée en matière d’aides d’État pour les conceptions de mécanismes de capacité qui suivent des modèles prédéfinis prêts à l’emploi et fondés sur les bonnes pratiques, et dont on peut s’attendre à ce qu’elles limitent les distorsions de concurrence. Cette procédure simplifiée sera proposée dans le cadre du nouvel encadrement des aides d’État mentionné dans le pilier nº 2 de la communication sur une boussole pour la compétitivité de l’UE 45 .
Pour permettre l’appréciation juridique requise au titre du règlement sur l’électricité et des règles en matière d’aides d’État, et pour fournir les orientations nécessaires en ce qui concerne des conceptions nationales généralement complexes, cette procédure simplifiée couvrirait un ensemble de caractéristiques de conception. Une décision en matière d’aides d’État resterait nécessaire pour approuver un mécanisme de capacité, mais les discussions avec la Commission pourraient être considérablement accélérées pour les États membres qui suivent la procédure simplifiée.
La procédure simplifiée proposée couvrirait les deux conceptions de mécanismes de capacité les plus courantes – l’une pour les mécanismes de capacité avec acheteur central à l’échelle du marché et l’autre pour les réserves stratégiques – et résumerait les principaux éléments que les États membres sont tenus de fournir sous la forme d’une liste de contrôle.
Lorsque la conception du mécanisme de capacité envisagé par l’État membre est conforme à tous les éléments de la liste de contrôle, la Commission adoptera rapidement une décision en matière d’aides d’État, sans qu’il soit nécessaire de poursuivre les discussions sur la conception du mécanisme.
Les exigences de cette procédure simplifiée peuvent contenir les éléments suivants:
·les États membres peuvent suivre la procédure simplifiée s’ils s’appuient sur le rapport ERAA le plus récent (approuvé par l’ACER) pour démontrer la nécessité du régime. Comme indiqué au point 4.1, la méthode ERAA sera simplifiée à l’avenir et une flexibilité supplémentaire sera accordée aux États membres pour justifier leur régime sur la base de cette évaluation;
·à titre de simplification supplémentaire pour accélérer le processus d’approbation du mécanisme de capacité, la Commission demandera à l’ACER de calculer un coût de référence de l’énergie non distribuée pour tous les États membres, en tirant parti des expériences actuelles pour accroître l’efficacité et renforcer la cohérence du calcul. L’ACER devrait également mettre à disposition des indicateurs de coûts de référence au niveau de l’UE en tenant compte des études existantes sur le coût des nouveaux entrants et des meilleures études économiques disponibles. Ces coûts de référence (qui seront immédiatement mis à disposition par l’ACER) permettront aux États membres d’établir rapidement leurs normes de fiabilité s’ils décident de prendre en considération les calculs de l’ACER;
·en ce qui concerne le processus global d’approbation des mécanismes de capacité, les États membres qui n’ont pas encore adopté leur plan de mise en œuvre peuvent le soumettre à la Commission bien avant leur proposition de régime. Les États membres peuvent mettre en œuvre les réformes proposées dans leur plan parallèlement à l’introduction du régime. Les États membres qui ont déjà soumis leur plan de mise en œuvre et ont reçu l’avis de la Commission ne sont pas tenus d’élaborer un nouveau plan de mise en œuvre;
·enfin, s’agissant de la conception du régime, celle-ci devrait être conforme à un ensemble de principes de conception. La Commission détaillera ces bonnes pratiques dans le cadre de la proposition relative au nouvel encadrement des aides d’État.
5.CONCLUSIONS ET PROCHAINES ÉTAPES
Sur la base du réexamen de la procédure relative à l’application de mécanismes de capacité en vertu du chapitre IV du règlement sur l’électricité, la Commission conclut qu’un certain nombre d’éléments peuvent être rationalisés et que, sous certaines conditions, la procédure peut être simplifiée.
Conformément à l’article 69, paragraphe 3, du règlement sur l’électricité, la Commission présente, au plus tard le 17 avril 2025, des propositions en vue de simplifier le processus d’évaluation des mécanismes de capacité, le cas échéant.
Cette proposition est détaillée à l’annexe I du projet de communication de la Commission relative à l’encadrement des mesures d’aides d’État visant à soutenir le pacte pour une industrie propre («encadrement des aides d’État dans le cadre du pacte pour une industrie propre»). Les États membres seront consultés sur la proposition avant son adoption.
La position de la Commission exprimée dans le présent rapport est sans préjudice de toute position qu’elle pourrait adopter sur la compatibilité d’une mesure nationale d’exécution avec le droit de l’Union.
Voir articles 20 et 21, paragraphe 1, du règlement (UE) 2019/943.
Communication de la Commission – Lignes directrices concernant les aides d’État au climat, à la protection de l’environnement et à l’énergie pour 2022, C/2022/481, JO C 80 du 18.2.2022, p. 1.
Méthode de calcul du coût de l’énergie non distribuée (CEND), du coût d’un nouvel entrant (CONE) et de la norme de fiabilité: Microsoft Word – VOLL CONE RS – Annex I (europa.eu) .
Une évaluation de l’adéquation des ressources consiste en une étude de l’adéquation du système électrique pour répondre à la demande en électricité, actuelle et prévue.
Méthode de calcul de l’évaluation de l’adéquation des ressources à l’échelle européenne: Microsoft Word – VOLL CONE RS – Annex I (europa.eu) .
Méthode pour la participation transfrontalière aux mécanismes de capacité: Microsoft Word – XBP CM – Annex I – technical specifications (europa.eu) .
Les États membres examinent souvent avec la Commission le projet de plan de réforme du marché avant de le soumettre officiellement, ce qui facilite l’adoption rapide de l’avis de la Commission sur le plan.
Souvent, les GRT et les autorités nationales examinent les évaluations nationales de l’adéquation des ressources avec l’ACER avant de soumettre officiellement leurs rapports. Cela permet à l’ACER de relever rapidement tout problème lié aux rapports, en ce qui concerne les hypothèses, la méthode utilisée, etc.
Méthode de détermination du CEND, du CONE et de la norme de fiabilité, méthode d’évaluation de l’adéquation des ressources à l’échelle européenne et méthodes pour la participation transfrontalière aux mécanismes de capacité.
Disponible à l’adresse suivante: https://www.acer.europa.eu/electricity/security-of-supply/monitoring-security-electricity-supply .
Cela comprend deux décisions en matière d’aides d’État visant à modifier le régime belge, disponibles sous les références SA.54915 et SA.104336 .
Disponible sous la référence SA.55604 .
Disponible à l’adresse suivante: https://ec.europa.eu/info/law/better-regulation/have-your-say/initiatives/13668-Electricity-market-reform-of-the-EUs-electricity-market-design/public-consultation_fr .
Document de travail des services de la Commission, Reform of Electricity Market Design, SWD (2023) 58 final, https://energy.ec.europa.eu/system/files/2023-03/SWD_2023_58_1_EN_autre_document_travail_service_part1_v6.pdf .
Voir les conclusions du Forum de 2023 à l’adresse suivante: https://energy.ec.europa.eu/events/38th-meeting-european-electricity-regulatory-forum-2023-06-08_en . Voir les conclusions du Forum de 2024 à l’adresse suivante: https://energy.ec.europa.eu/events/39th-european-electricity-regulatory-forum-2024-05-27_en
Disponible à l’adresse suivante: https://energy.ec.europa.eu/system/files/2020-12/market_reform_plan_guidance_final_0.pdf .
L’Allemagne, la Belgique, la Bulgarie, l’Espagne, la Finlande, la France, la Grèce, l’Irlande, l’Italie, la Lituanie, la Pologne, la Suède (l’Estonie fait actuellement l’objet de ce processus).
Ce point a été également abordé lors des deux ateliers organisés avec les États membres en juin 2023.
acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/Security_of_EU_electricity_supply_2023.pdf .
Belgique, Bulgarie, Espagne, France, Portugal, Tchéquie (rapport de suivi 2024 de l’ACER sur la sécurité de l’approvisionnement).
Estonie, Belgique, Finlande et Suède (rapport de suivi 2024 de l’ACER sur la sécurité de l’approvisionnement).
Ces situations comprennent, par exemple, des défaillances simultanées de plusieurs éléments du réseau, une rupture de l’approvisionnement en combustible pour la production d’électricité, une disponibilité moindre de centrales nucléaires étrangères ou locales.
Allemagne, Irlande, Italie et Suède (rapport de suivi 2024 de l’ACER sur la sécurité de l’approvisionnement)
Rapport de suivi 2021 de l’ACER sur la sécurité de l’approvisionnement, p. 8.
En effet, les États membres ont pris des décisions fondées sur un certain nombre de facteurs concernant la conception de l’enquête et le traitement des résultats correspondants.
Voir le rapport de surveillance du marché 2023 de l’ACER sur les obstacles à la participation active de la demande et la cartographie des mécanismes d’adéquation des ressources de smartEN: smarten.eu/wp-content/uploads/2022/01/the_smarten_map_2021_DIGITAL_final.pdf .
Leur part relative en 2023 était respectivement d’environ 32 %, 24 % et 15 %.
Selon le rapport de suivi 2023 de l’ACER sur la sécurité de l’approvisionnement, les énergies renouvelables autres que les centrales hydroélectriques ne représentent que 6 GW, soit 3 % de la capacité totale; la participation active de la demande représente 4 GW, tandis que le stockage est resté faible (300 MW) en 2022.
Rapport de suivi 2023 de l’ACER sur la sécurité de l’approvisionnement.
Menegatti, E., Meeus, L. (2024),FSR Policy Brief: An easy fix to streamline capacity markets: https://hdl.handle.net/1814/77492
Rapport de suivi 2023 de l’ACER sur la sécurité de l’approvisionnement.
Point 348 des lignes directrices concernant les aides d’État au climat, à la protection de l’environnement et à l’énergie pour 2022 .
Les États membres ont été préalablement consultés en juin 2023, lors de deux ateliers organisés par la Commission, et lors du Forum de régulation de l’électricité qui s’est tenu à Rome en 2023.
Le règlement (UE) 2024/1747 a renforcé le rôle des mécanismes de capacité dans la résolution des problèmes d’adéquation. En conséquence, la variante qui inclut ces mécanismes de capacité approuvés devient plus pertinente que la variante qui ne tient pas compte de ces mécanismes. Cela pourrait contribuer aux efforts de rationalisation de la méthode.
https://www.eea.europa.eu/themes/climate/trends-and-projections-in-europe
Par exemple, selon l’article 18 du règlement sur la gouvernance.
Y compris les politiques et mesures en discussion ayant des chances réalistes d’être adoptées.
L’évaluation de la viabilité économique devrait être adaptée afin de mieux prendre en compte les recettes pertinentes pour les nouvelles ressources propres et flexibles (y compris celles provenant des marchés des services auxiliaires). À cette fin, il est très important d’interagir étroitement avec les parties prenantes concernées qui connaissent les modèles économiques réels de ces technologies.
La simulation de répartition économique calcule les recettes et les coûts pour différentes ressources. Les investissements sont ensuite ajustés en fonction des résultats et la répartition est exécutée à nouveau, suivie d’un ajustement des capacités, etc. jusqu’à parvenir à l’équilibre du marché.
Ces systèmes ne sont pas du tout modélisés, c’est-à-dire qu’aucun échange entre zones n’est supposé de la part de ces pays tiers.
Ces systèmes sont modélisés comme les meilleures estimations exogènes des échanges entre zones avec des zones modélisées.
Les données sont fournies par les GRT ayant des interconnexions directes avec ces réseaux et devraient refléter les conditions de marché et les pratiques opérationnelles prévues (y compris les conventions de raccordement spécifiques).
La méthode ERAA [article 6, paragraphe 9, point b)] permet de prendre en compte tous les flux de recettes, y compris les recettes
générées par des services auxiliaires essentiels pour les technologies de stockage et la participation active de la demande. Cela devrait être rendu obligatoire.
29.1.2025, COM(2025) 30 final: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/PDF/?uri=CELEX:52025DC0030 .