1.   INTRODUCTION

Le secteur européen de l’électricité est confronté à une transformation extraordinaire et rapide. Le déploiement de capacités propres, notamment les sources renouvelables variables, a permis de remodeler le bouquet électrique de l’UE afin de fournir à tous les consommateurs une énergie domestique, sûre, compétitive et décarbonée. Au cours de la seule période 2022-2024, des capacités record de 168 GW d’énergie solaire et de 44 GW d’énergie éolienne ont été installées dans l’UE. En 2024, 47 % de l’électricité produite dans l’UE provenait de sources renouvelables. De même, la demande évolue avec de nouvelles utilisations telles que l’électrification, y compris l’électromobilité, le chauffage et le refroidissement, la production d’hydrogène et certains procédés industriels, en particulier ceux fonctionnant à basse et moyenne température. Ces évolutions entraîneront probablement une augmentation de la consommation d’électricité dans les années à venir.

Les réseaux électriques constituent le lien nécessaire entre la production et la demande. Ils fournissent la capacité de réseau nécessaire pour connecter les ménages ainsi que les nouvelles industries et entreprises. Le système électrique européen repose sur des réseaux principalement construits, de manière anticipative, dans les années 1970 et 1980 pour les types traditionnels de capacités de production de l’époque (1). Ces réseaux doivent être à la fois modernisés et rénovés, mais ils doivent également faire l’objet d’une extension de toute urgence afin de prendre en compte les complexités actuelles de la transition énergétique, tant au niveau du transport qu’au niveau de la distribution. On estime que 40 à 55 % des lignes à basse tension auront plus de 40 ans d’ici à 2030, tandis que leur longueur totale n’a augmenté que de 0,8 % entre 2021 et 2022 (2). En outre, la transformation de nos systèmes énergétiques vers des sources d’énergie propres et la longueur des délais traditionnellement requis pour développer des projets de réseau entraînent des retards importants dans le raccordement au réseau. Pour les parcs éoliens, l’accès au réseau peut prendre jusqu’à 9 ans (3).

Tout retard dans le développement du réseau entraîne également des coûts pour la société en raison d’un accès inégal au marché intérieur, ce qui entraîne des disparités en matière de prix de l’énergie, ainsi que du point de vue des externalités climatiques. Selon l’AIE (4), les émissions cumulées de CO2 du secteur de l’électricité de 2023 à 2050 seraient plus élevées de 58 gigatonnes dans l'hypothèse du «Grid Delay Case» que dans un scénario aligné sur les objectifs climatiques nationaux. Cela équivaut aux émissions totales de CO2 du secteur de l’électricité au niveau mondial pour la période 2018-2022.

Tout cela montre que les pratiques actuelles en matière de développement du réseau doivent changer pour répondre aux besoins actuels et futurs en temps utile.

Les présentes orientations en matière d’investissements anticipatifs soutiennent les États membres, les autorités de régulation nationales et les gestionnaires de réseau de distribution et de transport en formulant des recommandations d’action dans l’ensemble du processus conduisant à une décision d’investissement finale, à savoir la planification du réseau, l’examen de la réglementation, la reconnaissance des coûts et les incitations. Les actions énumérées dans les présentes orientations visent à favoriser des investissements efficaces et prospectifs dans des projets de réseau et à contribuer à rendre les coûts de l’énergie abordables. Des investissements anticipatifs réalisés de manière rentable devraient permettre une augmentation significative des niveaux annuels d’investissement dans le réseau, ce qui accroîtrait l’efficience et l’efficacité de ces investissements, tout en veillant à ce que les factures d’électricité restent abordables pour les ménages, les industries et les entreprises.

2.   QU’EST-CE QU’UN INVESTISSEMENT ANTICIPATIF?

2.1.   Définition et exemples

Le terme «investissement anticipatif» est utilisé dans la législation de l’UE, bien qu’il ne soit pas explicitement défini. Le règlement RTE-E (5) fait référence aux investissements anticipatifs liés aux incitations réglementaires, qui pourraient aiser à faire face à des risques plus élevés spécifiques pour le développement, la construction, l’exploitation ou l’entretien d’un projet d’intérêt commun. Les investissements anticipatifs en tant que tels ne sont toutefois pas définis. Il en va de même pour le règlement sur l’électricité (6), qui, dans le cadre de la réforme de l’organisation du marché de l’électricité, fait référence aux investissements anticipatifs comme moyen de développement du réseau pour répondre au déploiement accéléré de la production d’énergie renouvelable, y compris dans les zones d’accélération des énergies renouvelables désignées et pour la demande électrifiée intelligente.

Les discussions avec les parties prenantes qui ont eu lieu dans le cadre du 8e forum sur les infrastructures énergétiques (7), qui s’est tenu en juin 2022, ont montré que le concept d’investissements anticipatifs était interprété de diverses manières. Cette divergence de vues découle de la pratique historique, aucune autorité réglementaire nationale (ARN) n'utilisant actuellement le terme «anticipatif» pour désigner explicitement ce type d’investissements (8). Néanmoins, dans la pratique, ce terme est déjà utilisé pour certains investissements dans le réseau et dans certains systèmes réglementaires. Les travaux lancés d’abord par le Forum et poursuivis dans le cadre du plan d’action pour les réseaux ont contribué à préciser la signification des investissements anticipatifs. En vue de l’élaboration des présentes orientations, la Commission a recueilli des contributions dans le cadre de plusieurs sessions du forum sur les infrastructures énergétiques entre 2022 et 2024, de deux ateliers avec les parties prenantes, le 29 avril 2024 et le 11 décembre 2024, et de deux questionnaires adressés aux ARN (9) et à d’autres parties prenantes (10).

La Commission entend par investissements anticipatifs les investissements dans des actifs d’infrastructure de réseau qui répondent de manière proactive aux besoins de développement du réseau au-delà de ceux correspondant à des renforcements liés aux demandes de raccordement au réseau existantes par des projets de production ou de demande. Les investissements anticipatifs sont des investissements de réseau prospectifs fondés sur des besoins de réseau recensés à moyen et à long terme, justifiés dans les plans de développement du réseau, fondés sur des scénarios prévoyant des trajectoires plausibles de capacités de production et de demande qui soutiennent les politiques énergétiques, climatiques et industrielles, y compris les plans nationaux en matière d’énergie et de climat. Les investissements anticipatifs ne constituent pas une nouvelle «catégorie» d’investissement, étant donné qu’ils consistent en actifs de réseau identiques à ceux de tous les autres types d’investissements dans le réseau, tels que les investissements réactifs (11).

Les investissements anticipatifs sont, dans une certaine mesure, courants au niveau du transport, où les gestionnaires de réseau de transport (GRT) évaluent fréquemment leurs besoins sur la base de scénarios intégrant des mesures stratégiques, en vue de l’évolution future de la consommation et de l’approvisionnement en électricité. Par exemple, les interconnexions hybrides en mer sont généralement anticipatives par nature, étant donné qu’elles sont construites dans l’hypothèse d’une croissance future des capacités de production voisines. Les investissements anticipatifs restent moins courants au niveau de la distribution, où, traditionnellement, la plupart des gestionnaires de réseau de distribution (GRD) ont développé leurs réseaux de manière réactive, sur la base du cadre juridique en place, en ne renforçant le réseau qu’une fois les demandes de raccordement au réseau présentées ou lorsque des rénovations étaient nécessaires. La principale raison du développement réactif du réseau est le risque perçu lié aux investissements anticipatifs, en particulier en ce qui concerne la sous-utilisation potentielle des actifs, entraînant une hausse des prix pour les consommateurs sans qu’ils en perçoivent les avantages. Des cadres d’atténuation des risques ne sont pas encore en place dans tous les États membres. Le chapitre consacré aux stratégies d’atténuation des risques fournit davantage de détails à ce sujet. Parmi les exemples d’investissements anticipatifs, y compris les investissements facilitant le développement futur du réseau, on peut citer:

—

les renforcements du réseau terrestre, tels que les nouvelles sous-stations, afin de pouvoir tenir compte des changements prévisibles de l’offre et de la demande — par exemple en surdimensionnant la capacité de la sous-station, de la station de transformation ou des lignes elles-mêmes. Cela pourrait être lié, par exemple, aux zones d’accélération des énergies renouvelables;

—

la conception à l’épreuve du temps de projets en mer, tels que l’attribution de l’espace d’une sous-station en mer et sa conception de manière à permettre des extensions futures ou la conception de l’ensemble de la sous-station avec une plus grande capacité. Par exemple, cela pourrait avoir pour objectif de permettre le raccordement des interconnexions envisagées ou le raccordement de nouveaux parcs éoliens situés à proximité qui devraient être mis aux enchères. Cette anticipation peut permettre d’économiser des coûts importants par rapport à la construction de sous-stations en mer supplémentaires;

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la mise en place de tubes pour câbles de réserve dans les tranchées en prévision de futures augmentations de capacité, étant donné qu’une deuxième série de travaux civils peut entraîner des coûts et des pertes de temps importants pour obtenir de nouveaux permis. De même, les actifs du réseau peuvent être conçus de manière à pouvoir être équipés de circuits supplémentaires si nécessaire. Les lignes peuvent être construites avec des poteaux pour lignes à double circuit tout en étant initialement équipées d’un seul circuit;

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les développements visant à accroître la résilience à long terme du système. Il peut s’agir, par exemple, du développement du réseau visant à accroître la résilience au changement climatique (en garantissant la préparation à des années plus défavorables sur le plan climatique, par exemple par un renforcement structurel des lignes).

2.2.   Pourquoi des investissements anticipatifs sont-ils nécessaires?

Des investissements de 730 milliards d’EUR pour la distribution et de 472 milliards d’EUR pour le développement du réseau de transport sont nécessaires jusqu’en 2040  (12) pour faire progresser le marché intérieur de l’énergie et accroître la capacité du réseau, en permettant le raccordement de nouveaux projets de production d’énergie propre et à faible coût marginal, qui feront baisser les prix de gros moyens de l’électricité. L’augmentation des investissements dans les réseaux permet de réduire à moyen terme la facture des consommateurs en fournissant les capacités nécessaires pour intégrer une nouvelle production à bas coûts et en réduisant globalement les coûts du système (13). Il est essentiel de noter que l’accès au réseau et à un approvisionnement énergétique abordable constitue également l’une des conditions nécessaires à la compétitivité industrielle de l’Europe. Trois raisons sous-jacentes justifient la nécessité de poursuivre ces investissements de manière anticipative:

1.

Les réseaux de capacité insuffisante entraînent un délai plus long pour les raccordements au réseau, repoussant l’électrification ainsi que le déploiement de sources d’énergie propres. Cela s’explique par le fait que les délais de développement du réseau sont plus longs que ceux des actifs de production et de demande. Les projets de réseau sont complexes et s’étendent souvent à plusieurs régions ou à plusieurs États membres ou pays tiers. Cette complexité accentue les délais de développement des projets. Les délais de réalisation des projets de réseau peuvent atteindre 8 à 10 ans pour les projets de réseaux de distribution et plus d’une décennie pour les réseaux de transport (14). En outre, en raison de capacités de production nationales insuffisantes, les prix et les délais d’attente pour les nouveaux transformateurs et câbles ont presque doublé par rapport à la situation de 2021 et 2022, le délai d’approvisionnement en câbles étant de 2 à 3 ans et celui pour les transformateurs de grande puissance pouvant atteindre 4 ans (15). Une meilleure prise en compte des investissements anticipatifs dans la planification du réseau pourrait réduire considérablement les délais globaux d’attente de raccordement et aider les fournisseurs de composants clés à accroître leurs capacités de production et à mieux planifier les investissements.

2.

Pour certaines applications, le surdimensionnement des actifs pourrait permettre de réaliser des économies de coûts par MW de renforcement de la capacité du réseau et éventuellement d’obtenir de meilleures conditions auprès des fournisseurs de technologies. En outre, dans de nombreuses régions, le sous-investissement dans les infrastructures de réseau pourrait devenir plus coûteux pour la société à moyen terme (16) que les investissements anticipatifs réalisés dans le cadre de processus de contrôle et de gestion des risques.

3.	Enfin, les investissements anticipatifs ne permettent d’utiliser qu’un seul processus d’autorisation pour répondre à des besoins aussi bien imminents que futurs, accélérant ainsi le développement du réseau et améliorant l’acceptation par le public.

3.   PLANIFICATION DU DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU POUR LES BESOINS PROSPECTIFS

Le premier domaine d’action est la planification du réseau. Le développement du réseau, au moins à moyenne et haute tension, repose sur des plans de développement nationaux et des plans d’investissement. Par conséquent, les plans d’investissement des gestionnaires de réseau doivent se fonder sur des plans prospectifs de développement du réseau qui évaluent, quantifient et trouvent les solutions de réseau les plus efficaces pour répondre aux besoins du réseau.

3.1.   Exigences et cadre pour la planification du réseau

Il existe trois niveaux de planification du développement du réseau lors de l’examen de la portée géographique (UE, transport, distribution). À l’échelle de l’UE, le REGRT-E adopte et publie tous les deux ans un plan décennal non contraignant de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union (ou TYNDP, pour «Ten-Year Network Development Plan») et le soumet à l’ACER pour avis. Le TYNDP couvre l’interconnexion transfrontalière au sein de l’Europe et avec les pays tiers, mais aussi les lignes intérieures ayant une incidence transfrontalière. Le règlement RTE-E exige une planification intégrée des réseaux d’électricité avec les réseaux d’autres vecteurs énergétiques, y compris l’hydrogène. Le REGRT-E et le REGRT pour le gaz (17) élaborent conjointement les scénarios pour les TYNDP.

Depuis 2024, le TYNDP couvre également la dimension offshore au moyen des plans de développement du réseau en mer au niveau des bassins maritimes, fondés sur des accords offshore non contraignants sur les capacités de production planifiées qui sont proposés tous les deux ans par les États membres. Les interconnexions hybrides sont généralement de nature anticipative, étant donné qu’elles sont généralement fondées sur des estimations de la production future d’énergies renouvelables en mer, compte tenu du TYNDP et des plans nationaux de développement du transport. C’est la raison pour laquelle, en ce qui concerne la dimension offshore, la planification du réseau au niveau de l’UE associe déjà l’approche ascendante standard en matière de planification aux orientations descendantes fondées sur les réflexions des États membres, exprimées à travers leurs ambitions non contraignantes en matière d’énergies renouvelables en mer au niveau des bassins maritimes.

Au niveau national, les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution sont tenus d’établir des plans de développement du réseau au moins tous les deux ans (18). Au niveau du transport, le plan indique le développement des principales infrastructures de transport au cours des dix prochaines années et décrit en détail les investissements à réaliser pour les trois prochaines années. La planification du réseau doit être bien alignée sur les plans nationaux en matière d’énergie et de climat présentés conformément au règlement (UE) 2018/1999, reflétant ainsi l’évolution future de la production et de la charge et tenant compte de l’évolution de la participation active de la demande, de la flexibilité et des solutions de réseau alternatives. En outre, au niveau du transport, le plan de développement du réseau devrait être bien aligné sur le TYNDP à l’échelle de l’UE.

Au niveau de la distribution, le plan de développement du réseau doit définir les investissements programmés pour les cinq à dix prochaines années, l’accent étant mis en particulier sur les principales infrastructures de distribution nécessaires pour raccorder les nouvelles capacités de production et les nouvelles charges, y compris les points de recharge des véhicules électriques. Il doit également assurer la transparence des services de flexibilité nécessaires à moyen et long terme et envisager des solutions de remplacement au développement du réseau (telles que la flexibilité, la participation active de la demande ou les technologies de réseau innovantes) (19).

3.2.   Amélioration de la planification des réseaux pour permettre des investissements prospectifs

Défis

Sur la base des exigences légales existantes, les plans de développement du réseau devraient tenir compte du développement futur de l’offre et de la demande, tant au niveau du transport que de la distribution, ce qui faciliterait le déploiement d’investissements anticipatifs. Toutefois, le niveau de mise en œuvre varie considérablement au sein de l’Union  (20), ce qui empêche actuellement, dans de nombreux cas, l’inclusion d’investissements anticipatifs dans les plans de réseau.

Si, pour les plans de développement du réseau de transport, de nombreux GRT fondent déjà leur planification sur des scénarios couvrant les objectifs énergétiques et climatiques, cette pratique est moins courante pour les GRD. Cela tient à la différence de situation dans les pays concernés, plusieurs GRD de plus petite taille ayant souvent une capacité insuffisante pour modéliser les besoins futurs ou bénéficiant d’une exemption en raison de leur faible clientèle.

L’absence de processus de coordination appropriés dans l’élaboration de scénarios accroît le risque de goulets d’étranglement et de retards dans le réseau. Par exemple, si un GRD élabore des plans de réseau et introduit des investissements anticipatifs qui tiennent compte de l’adoption rapide des énergies renouvelables et de l’électromobilité, des pompes à chaleur ou de l’électrification industrielle dans une région, mais que le GRT ne tient pas suffisamment compte de ces évolutions dans ses propres scénarios, la capacité du réseau disponible pour de nouveaux raccordements est susceptible d’être épuisée une fois qu’une nouvelle sous-station sera requise au niveau du transport dans cette région. Les projets de transport étant généralement plus complexes et plus longs à réaliser que les projets de distribution, cela peut entraîner des retards importants dans les nouveaux raccordements au réseau.

Recommandations de la Commission

a)

Les autorités de régulation nationales et/ou les autorités des États membres devraient veiller à ce que les plans de développement du réseau soient fondés sur des scénarios de développement futur et expliquer clairement le lien entre la production et la consommation futures escomptées et les propositions de développement du réseau. En outre, les scénarios devraient être alignés au moins par niveau de planification respectif. Les États membres qui recourent au concept d’investissements anticipatifs élaborent généralement des plans de développement du réseau fondés sur la planification de scénarios, ce qui est considéré comme une bonne pratique (21).

b)

Les scénarios utilisés pour la planification du développement du réseau définissent les paramètres qui ont une incidence sur les évaluations des besoins futurs du réseau. Des scénarios devraient être élaborés à la suite d’une consultation publique et d’une coordination avec les États membres/ARN afin de garantir l’alignement sur les objectifs nationaux à long terme de la politique en matière d’énergie et de climat (conformément aux PNEC) et la prise en compte inclusive et transparente des contributions des parties prenantes. En particulier, la planification devrait permettre d’atteindre les objectifs nationaux et de l’UE, notamment en matière d’énergies renouvelables, de chauffage et de refroidissement (lien avec les plans locaux en matière de chauffage et de refroidissement), d’infrastructures de recharge électromobile et de décarbonation industrielle, y compris par l’électrification ou l’hydrogène. Les scénarios devraient également être intersectoriels au niveau national, afin de permettre la réalisation d’évaluations des risques en tenant compte d’une planification coordonnée. Les plans de développement du réseau devraient recourir à plusieurs scénarios et analyses de sensibilité pour tenir compte des incertitudes concernant l’offre et la demande futures. Il est important que les États membres veillent à élaborer en temps utile des objectifs, des stratégies et des plans nationaux stables à moyen et long terme en matière de politique énergétique et climatique, qui facilitent l’élaboration de scénarios de développement du réseau.

c)

Les gestionnaires de réseau devraient veiller à ce que les plans de développement du réseau constituent le premier instrument dans lequel les investissements anticipatifs devraient être inclus, évalués et finalement approuvés par le système réglementaire. Les plans de développement du réseau devraient expliquer clairement comment le réseau sera développé, en assurant la visibilité aux investisseurs ainsi qu’aux chaînes d’approvisionnement. Le niveau de détail peut varier selon les tensions, mais aussi en fonction de la clientèle dans le cas des GRD (22). Par exemple, sur le réseau basse tension d’un GRD, les éléments du réseau sont susceptibles d’être très spécifiques au projet, avec des besoins et des caractéristiques adaptés aux besoins de chaque utilisateur du réseau.

d)

Lors de la planification des investissements dans de nouvelles infrastructures, les gestionnaires de réseau devraient envisager des solutions qui permettront d’augmenter les capacités à l’avenir, en préparant les actifs en vue de leur expansion future. Cela pourrait considérablement accélérer le développement global du réseau du point de vue de la transparence, de la visibilité et des autorisations. Les applications concrètes peuvent concerner l’attribution d’une plus grande surface aux sous-stations, l’installation de pylônes, de transformateurs ou de poteaux de plus grande taille (compatibles avec de futurs circuits supplémentaires sur la ligne), la mise en place de tubes pour câbles de réserve dans les tranchées.

e)

Les États membres et/ou les ARN pourraient envisager d’introduire une approche prospective couvrant une période adéquate pour la planification détaillée du réseau ou, le cas échéant, pour les plans d’investissement des gestionnaires de réseau, afin de tenir compte des investissements anticipatifs et d’être en mesure de les approuver. Cela pourrait contribuer à éviter les goulets d’étranglement dans la chaîne d’approvisionnement et contribuer à la réalisation de l’objectif consistant à maintenir la chaîne de valeur du secteur manufacturier en Europe, conformément au règlement pour une industrie «zéro net».

f)

Des efforts supplémentaires sont également nécessaires pour coordonner les différents niveaux de planification du réseau et veiller à ce que les actifs soient planifiés de manière rentable. Cela peut être fait par les États membres ou les ARN au niveau national et, dans la mesure du possible, au niveau régional, par exemple en exigeant un alignement des calendriers des plans de développement du réseau ou la coordination des (scénarios de) contributions utilisées à tous les niveaux de planification. À l’heure actuelle, tous les plans sont requis au moins tous les deux ans, mais il n’existe aucune exigence quant à leur séquence ou à leurs interconnexions, ce qui entraîne un manque d’efficacité. La Commission européenne analyse actuellement d’autres mesures possibles dans le cadre du prochain train de mesures sur les réseaux. La planification du réseau est également abordée dans le projet de code de réseau sur la participation active de la demande, soumis par l’ACER à la Commission européenne en mars 2025. L’ACER prévoit également de publier des orientations sur les plans de développement du réseau de distribution d’ici la mi-2025.

3.3.   Régime de contrôle des plans de développement du réseau

Défis

Il arrive souvent que les investissements anticipatifs ne soient pas planifiés ni inclus dans les plans de développement du réseau dès le départ, sous prétexte qu’ils seront ensuite rejetés dans le cadre du processus de contrôle. En outre, dans de nombreux cas, même si elle est proposée dans les plans de développement du réseau ou les plans d’investissement, la pratique d’évaluation des ARN en matière d’investissements anticipatifs pourrait constituer un obstacle majeur si cette évaluation est fondée, par exemple, sur des scénarios qui reposent sur des hypothèses différentes ou vérifient des calendriers différents de ceux utilisés pour les plans de réseau, principalement en ce qui concerne les objectifs de décarbonation ou l’intégration des énergies renouvelables. Cela pourrait également être le cas lorsque le niveau et les conditions du contrôle réglementaire ne sont pas fixés de manière transparente à l’avance.

Il existe différentes pratiques pour soutenir les efforts de contrôle. Par exemple, en Lettonie, l’autorité de réglementation nationale évalue la cohérence des plans de développement du réseau de transport avec le TYNDP à l’échelle de l’Union et, en particulier, la prévention des congestions dans les interconnexions transfrontalières. Au Portugal, l’ARN émet un avis sur les projets de plans de développement du réseau, que les gestionnaires de réseau doivent prendre en considération dans leur version finale. En Autriche, l’ARN soutient les efforts de contrôle au moyen d’évaluations de la qualité et des coûts effectuées par les auditeurs avant l’inclusion d’un investissement dans la base d’actifs réglementaires. Dans de nombreux États membres, les ARN évaluent les plans de développement du réseau dans leur ensemble, tout en concentrant leur contrôle sur les projets présentant des coûts d’investissement élevés et les programmes d’investissement, pour lesquels des analyses coûts-avantages sont requises (23).

Bonnes pratiques en matière de planification du développement du réseau pour permettre des investissements anticipatifs:

Autriche	Le ministère fédéral du climat, de l’énergie et de la mobilité élabore un plan intégré de développement du réseau, comprenant à la fois l’électricité et le gaz, sur la base de scénarios communs pour le développement futur à l’horizon 2030 et 2040. Le plan de développement du réseau du GRT doit tenir compte de ce plan afin que l’infrastructure du réseau prévue reflète les besoins futurs.
Belgique	Le développement des énergies renouvelables en mer est pris en compte dans les plans de développement du réseau, qui sont fondés sur des scénarios tenant compte des objectifs nationaux et de l’UE en matière d’énergie et de climat.
Danemark	Les objectifs pour 2050 sont pleinement pris en compte dans la planification du réseau, les hypothèses pour les scénarios à utiliser de manière générale par les gestionnaires de réseau et l’ARN étant fixées par l’Agence danoise de l’énergie.
France	Obligation pour les utilisateurs du réseau de notifier les futurs plans au gestionnaire de réseau afin qu’il en tienne compte dans sa planification. La France a mis en place un cadre réglementaire (S3REnR) (24) pour la planification du développement du réseau qui intègre de manière exhaustive le développement de la production d’énergies renouvelables en coordonnant les projets des développeurs d’énergie renouvelable, la planification du réseau et la mutualisation des coûts. Ce cadre repose sur la déclaration par les développeurs d’énergie renouvelable des projets envisagés sur un site web spécifique. De même, la France a mis en place des «zones de décarbonation», à savoir des pôles industriels où une importante demande future d’électricité devrait remplacer la consommation de gaz naturel.
Allemagne	Scénarios communs pour les GRT et les GRD, pris en compte dans le développement futur du réseau. Les plans de développement du réseau sont de nature prospective, les GRD haute et moyenne tension élaborent et publient ensemble, chaque année, le plan de développement du réseau pour les 10 années à venir. Ils se coordonnent dans 6 régions de planification. Les scénarios couvrent la période allant jusqu’en 2045.
Portugal	Les plans de développement du réseau doivent refléter les PNEC et la planification du réseau doit répondre aux besoins liés au climat. Pour le plan de développement du réseau de distribution, il existe trois scénarios de demande d’électricité pour la période 2024-2031, avec un scénario central (croissance annuelle de 1,1 %) comme référence. Le plan de développement du réseau de distribution envisage la flexibilité et d’autres options de réseau alternatives. Les nouvelles sous-stations peuvent facilement être agrandies et accueillir de nouveaux utilisateurs du réseau. Les nouvelles lignes à un circuit sont construites avec des poteaux qui sont également compatibles avec un double circuit.

Recommandations de la Commission

a)

Les ARN devraient assurer un contrôle réglementaire approprié des plans de développement du réseau afin de faciliter l’évaluation et l’inclusion des investissements anticipatifs en veillant à ce qu’ils soient fondés sur des scénarios appropriés et qu’il existe un lien clair entre les plans de développement du réseau et l’approbation des investissements ou des plans d’investissement ultérieurs. Si les investissements ne sont pas directement approuvés dans le cadre d’un suivi du plan de développement du réseau, il convient, dans un souci de transparence, d’inclure dans ce dernier au moins la méthode d’approbation des investissements.

b)

Si nécessaire, les ARN devraient adapter leurs pratiques existantes en ce qui concerne les exigences relatives à la modification des plans de développement du réseau, par exemple lorsqu’il s’agit de tenir compte des besoins futurs, afin de permettre aux plans de développement du réseau de devenir de véritables outils de planification des investissements qui anticipent les avantages et les exigences du système pour l’avenir et en tiennent compte.

4.   PERMETTRE DES INVESTISSEMENTS ANTICIPATIFS TOUT EN GARANTISSANT DES FACTURES D’ÉLECTRICITÉ ABORDABLES

Défis

Davantage d’énergies renouvelables, l’électrification de l’économie et de nouvelles sources de demande, telles que les centres de données et les électrolyseurs, nécessitent une augmentation des niveaux d’investissement dans le réseau électrique par rapport au passé  (25). Au-delà de l’augmentation des besoins d’investissement annuels globaux, les investissements anticipatifs peuvent nécessiter de concentrer une partie de ces besoins d’investissement sur le marché actuel. Cela pose un défi pour réaliser les investissements nécessaires au raccordement des nouveaux utilisateurs du réseau et au transport de l’électricité là où elle est requise, tout en garantissant des factures abordables aux consommateurs.

Dans le même temps, en raison de l’ampleur de ces investissements, les gestionnaires de réseau doivent lever de nouveaux capitaux propres et capitaux d’emprunt importants pour financer leurs plans d’investissement. Ils ont besoin d’une rémunération compétitive fondée sur un rendement raisonnable et une prévisibilité des bénéfices futurs afin de faciliter leur accès efficient aux marchés financiers pour obtenir les fonds d’investissement.

Des mesures doivent être prises dans les domaines de la fixation des tarifs de réseau, des redevances de raccordement au réseau et de l’examen de la réglementation et de la définition des incitations.

4.1.   Tarifs de réseau

Les tarifs de réseau sont les prix que les utilisateurs du réseau paient pour le service de transport de l’électricité depuis le point de production jusqu’au lieu où elle est consommée. L’un des principaux objectifs des tarifs de réseau est de permettre le recouvrement des coûts nécessaire aux investissements dans les actifs des réseaux de transport et de distribution et les compteurs intelligents, et de supporter les coûts de fonctionnement des services de réseau. Le règlement sur l’électricité (article 18) prévoit que les redevances d’accès au réseau doivent refléter les coûts, fournir des incitations appropriées à court et à long terme, y compris des investissements anticipatifs, et favoriser l’intégration des énergies renouvelables, la flexibilité et des solutions d’optimisation pour les réseaux existants, et contribuer aux objectifs du PNEC.

Recommandations de la Commission

a)

Les tarifs de réseau devraient refléter les structures de coûts à court terme (telles que les pertes de réseau et les coûts de congestion) et à long terme, y compris les coûts d’investissement prévus pour le développement des infrastructures. Dans la majorité des juridictions, l’ARN a le pouvoir légal de fixer ou d’approuver la méthode de tarification.

b)

La répartition des coûts entre les groupes de consommateurs, telle que fixée par l’ARN, doit faire l’objet d’une attention particulière au fur et à mesure de l’évolution du système énergétique. Toutefois, en règle générale, tous les utilisateurs du réseau devraient être facturés pour les services de réseau qui leur sont fournis. Un contrôle réglementaire approprié devrait garantir que les coûts couverts par les consommateurs au moyen des tarifs de réseau reflètent les besoins futurs du réseau.

c)

Conformément au plan d’action pour une énergie abordable, le cas échéant dans des cas ciblés, les États membres pourraient utiliser leur budget public pour réduire les redevances de réseau afin de couvrir les coûts supplémentaires résultant des grands investissements dans le réseau nécessaires pour accélérer la décarbonation et l’intégration du marché, dans le respect du cadre juridique, des règles applicables aux aides d’État et du droit de la concurrence. Les États membres pourraient également envisager la possibilité d’utiliser les recettes tirées de la congestion pour financer des investissements anticipatifs (26) afin d’alléger la charge globale pesant sur le système de tarification. Les prêts d’État au développement d’infrastructures remboursés sur le taux réel d’utilisation des actifs pourraient constituer une autre option (voir l’exemple de la Suède au point 4.3). En outre, les garanties d’État pourraient contribuer à un meilleur financement des investissements anticipatifs dans les cas où les nouveaux investissements requis sont trop élevés par rapport à la base d’actifs réglementaires existante ou au ratio d’endettement des entreprises.

Conformément au plan d’action pour une énergie abordable, la Commission présentera des orientations sur les tarifs de réseau, y compris sur l’utilisation correspondante du budget public d’ici au deuxième trimestre de 2025, ainsi qu’une stratégie d’investissement dans l’énergie propre, encore en 2025.

4.2.   Redevances de raccordement

L’objectif principal des redevances de raccordement au réseau est de recouvrer le coût des actifs, nouveaux ou modernisés, nécessaires au raccordement des utilisateurs du réseau. Leur conception joue donc un rôle fondamental dans le recouvrement des coûts des investissements anticipatifs. En ce qui concerne les tarifs de réseau, au-delà du recouvrement des coûts, les redevances de raccordement peuvent également être conçues pour encourager les utilisateurs du réseau à adopter un comportement favorable au système.

Recommandations de la Commission

a)

Les redevances de raccordement fixées par les ARN peuvent contribuer à recouvrer de manière plus intelligente les coûts liés au raccordement des projets des utilisateurs du réseau. Les conceptions intelligentes pour les redevances de raccordement et leurs niveaux peuvent être utilisées pour encourager les demandes de raccordement lorsque cela est plus approprié pour le système, par exemple en prévoyant des redevances de raccordement (limitées) moins élevées dans les zones où des investissements anticipatifs dans le réseau ont été réalisés, et des redevances de raccordement (étendues) plus élevées lorsque, bien que cela n’ait pas été prévu, les utilisateurs du réseau décident de développer des projets dans des zones saturées. Cela peut encourager les utilisateurs du réseau à participer au processus de planification (anticipée) et à proposer des projets sur des sites bénéfiques au système.

b)

En outre, les redevances de raccordement dans les zones d’investissement anticipatif devraient tenir compte du fait que, bien que les actifs du réseau puissent être initialement sous-utilisés, un nombre important de nouveaux raccordements pourraient être attendus à l’avenir. Le fait de surcharger les premiers consommateurs dans ces zones, avec des redevances de raccordement élevées, pourrait compromettre leurs arguments économiques en faveur d’un emplacement dans une telle zone et leur faire supporter injustement les coûts s’ils décident de se raccorder.

c)

Lorsque les investissements anticipatifs sont très importants, les stratégies de report peuvent atténuer les incidences immédiates sur les coûts pour les consommateurs. L’utilisation de frais de réservation normalisés (par exemple par MW) qui représentent une part du coût total anticipatif (étendu) divisé par le volume attendu de la demande future des utilisateurs peut être un outil efficace pour amener les utilisateurs potentiels du réseau à déployer leurs projets dans les zones prévues par les plans de développement du réseau. Par exemple, l’Irlande facilite la mise en place de pôles d’énergie renouvelable soutenus par une méthode de tarification des raccordements par méga-volt ampère (MVA) (27) . Afin d’éviter des coûts de raccordement élevés pour les premiers arrivants, certains régimes nationaux mettent en place des systèmes de remboursement ou des méthodes de partage des coûts entre les utilisateurs du réseau (28).

d)

Dans le même temps, les risques de sous-utilisation initiale de l’actif pourraient être mieux évités si les États membres introduisent, dans le même temps, des règles très claires sur les demandes de raccordement, en fixant des délais maximaux de raccordement assortis d’obligations claires tant pour les gestionnaires de réseau que pour les utilisateurs du réseau. Comme indiqué dans le plan d’action industriel en faveur du secteur automobile européen, la Commission européenne présentera des recommandations plus larges sur le traitement des demandes de raccordement d’ici la fin de 2025.

4.3.   Contrôle réglementaire des investissements dans les réseaux et mesures d’incitation

Défis

Le contrôle réglementaire du développement des réseaux est essentiel pour s’assurer que les investissements sont rentables et justifiés, et que les factures d’électricité restent abordables. Comme indiqué à la section 3.3 ci-dessus, le contrôle réglementaire des investissements anticipatifs devrait principalement être effectué au cours de la phase de planification, lors de l’évaluation des plans de réseau ou d’investissement respectifs des gestionnaires de réseau (inclus dans le plan de développement du réseau ou séparément). Il est important de noter que ce contrôle devrait commencer par les plans de développement du réseau, car ceux-ci devraient servir de base analytique aux décisions d’investissement.

Recommandations de la Commission

a)

Les ARN devraient introduire des règles initiales claires pour l’approbation des coûts des investissements anticipatifs. Sur la base de la planification du réseau, les ARN devraient évaluer les pertes de bien-être potentielles découlant d’une mise en œuvre «trop précoce» ou «trop tardive» des projets à prendre en compte dans le processus d’approbation des investissements. Cela devrait garantir l’égalité de traitement entre les investissements anticipatifs et les autres investissements tout en tenant compte de leur caractère spécifique en ce qui concerne la répartition des risques. Le processus de contrôle devrait être soigneusement équilibré. Concrètement, cela signifie, par exemple, éviter des pratiques trop strictes telles que l’obligation pour les projets de prouver leur valeur dans des scénarios trop nombreux ou trop disparates. Par exemple, les règles peuvent préciser un nombre limité de scénarios concrets dans lesquels le besoin d’investissement a été constaté, comme c’est le cas aujourd’hui dans le cadre du TYNDP et du processus de sélection des PIC/PIM au titre du règlement RTE-E, qui reposent sur trois scénarios, dont un scénario principal est prioritaire dans l’évaluation.

b)

En outre, une fois que les projets proposés dans les plans de développement du réseau ou les plans d’investissement ont fait l’objet d’une évaluation positive et que des coûts (approuvés) justifiés ont été encourus, leur examen ne devrait pas être contesté administrativement a posteriori. Pour les actifs construits, l’inclusion dans la base d’actifs réglementaires ne devrait pas être contestée par l’ARN en cas de modifications imprévues de l’utilisation effective des actifs du réseau par rapport aux attentes modélisées. Les régimes réglementaires devraient garantir la stabilité et la sécurité des investissements réalisés, tandis que des incitations devraient être introduites pour encourager les gestionnaires de réseau à faire de leur mieux pour atténuer l’incertitude (par exemple, en renforçant la participation des parties prenantes à l’élaboration de scénarios). Les sanctions ex post infligées aux gestionnaires de réseau en cas d’utilisation effective des actifs du réseau qui diffère des prévisions au moment où l’investissement anticipé a été évalué, peuvent avoir un effet dissuasif important sur les investissements futurs. Une fois qu’une décision d’investissement anticipatif a été approuvée par l’autorité de régulation, elle devrait être considérée comme répondant à des exigences solides en matière de planification et de prise de décision.

c)

Au-delà des mesures de contrôle spécifiques visant les projets ou programmes, l’étalonnage des performances en matière d’efficacité peut également être utilisé par les ARN pour encourager le rapport coût-efficacité. Il importe que, ce faisant, de telles pratiques rendent compte d’investissements anticipatifs et ne reposent donc pas uniquement sur des informations historiques ou sur une efficacité à court terme. Dans le cas contraire, les performances relatives des gestionnaires de réseau qui réalisent des investissements anticipatifs présenteraient des résultats négatifs et, partant, des incitations erronées.

d)

L’amortissement, fixé par les ARN, constitue une part importante des recettes autorisées utilisées pour fixer les tarifs. L’ajustement des profils d’amortissement peut réduire l’incidence à court terme des coûts d’investissement anticipatif sur les tarifs. En règle générale, les actifs de réseau sont amortis de manière linéaire sur leur durée de vie utile. Étant donné que les investissements anticipatifs peuvent entraîner une sous-utilisation initiale des actifs, la répercussion immédiate de l’intégralité du coût d’amortissement sur les consommateurs peut entraîner une flambée des prix. Lorsque cela est jugé nécessaire et justifié, l’amortissement pourrait être reporté afin de répartir une plus grande partie du recouvrement des coûts sur les années suivantes, avec une base de consommateurs et une utilisation des actifs plus élevées, ce qui améliorerait les arguments en faveur de l’investissement sans imposer une charge disproportionnée aux consommateurs actuels. Les autorités de régulation peuvent également reporter le début de l’amortissement jusqu’à ce qu’un certain niveau d’utilisation ou de demande d’actifs soit atteint, ce qui permet d’ajuster le recouvrement des coûts au fil du temps et de mieux l’aligner sur l’utilisation effective du système et les avantages pour le consommateur. Néanmoins, ces approches doivent être mises en balance avec les arguments en faveur de l’investissement pour les gestionnaires en raison de l’allongement de la période de retour sur investissement, en particulier du point de vue du financement et des flux de trésorerie, les investissements plus importants étant réalisés en amont et les recettes n’arrivant que plus tard. Cela peut accroître le risque de crédit et entraîner une augmentation du coût du capital ou une réticence à financer des investissements anticipatifs.

e)

Enfin, les plafonds d’investissement appliqués par les ARN, ainsi que les retards dans la reconnaissance des coûts, peuvent également entraver les investissements anticipatifs et devraient être supprimés s’ils existent. Si la reconnaissance des coûts est liée à un taux d’utilisation concret de l’actif, elle peut considérablement décourager les investissements anticipatifs. De même, si les grands projets d’investissement ne sont inclus dans la base d’actifs régulés qu’une fois pleinement mis en service, cela peut même dissuader de les envisager, dès lors que le risque lié au financement sous-jacent est trop élevé. En ce qui concerne les plafonds d’investissement par an, ils sont en contradiction directe avec le besoin accru d’investissement et peuvent ne pas tenir compte du fait qu’il peut être plus efficace d’investir à l’avance que d’attendre que la demande se concrétise, comme indiqué précédemment.

Exemples de certaines pratiques permettant des investissements anticipatifs:

Autriche	Les gestionnaires de réseau ont droit à un retour avant la mise en service du projet. La majoration des plafonds de recettes permet de dégager des flux de recettes supplémentaires.
Belgique	Les gestionnaires de réseau ont droit à un retour avant la mise en service du projet, inclusion progressive dans la base d’actifs régulés (BAR).
Danemark	Les investissements anticipatifs sont réalisés sur la base de l’analyse de sensibilité du plan de développement du réseau et de l’analyse coût/avantages (ACA) socio-économique. Prime de risque dans le revenu régulé pour couvrir les pertes dans les rares cas où l’actif est au final sous-utilisé/délaissé.
Allemagne	Les GRD procèdent également à une expansion anticipative du réseau, au cas par cas. Un amortissement spécial peut être utilisé pour amortir des actifs délaissés, si une telle situation se produit. Les risques résiduels sont compensés par la prime de risque de marché incluse dans le taux de rendement des capitaux propres imputé. La majoration sur les plafonds de recettes permet de dégager des flux de recettes supplémentaires.
Irlande	Construire à l’avance des pôles d’énergie renouvelable définis par les gestionnaires de réseau sur la base des projets attendus, de la capacité de production disponible, de la capacité de réseau disponible en amont et/ou d’autres facteurs. Pour ces pôles pilotes, des investissements anticipatifs sont attendus (par exemple, la modernisation des transformateurs dans les sous-stations).
Portugal	Modèle TOTEX, les nouveaux investissements inclus dans la BAR ex ante sont basés sur le plan de développement du réseau.
Suède	Prêts de renforcement du réseau (29): l’État assume le risque financier pour la partie du renforcement du réseau qui n’est pas utilisée au stade initial. Le prêt est remboursé proportionnellement à son utilisation.

4.4.   Risques perçus et stratégies d’atténuation des risques

Défis

Compte tenu de leur nature, les investissements anticipatifs peuvent comporter différents degrés de risques. Des actifs délaissés sont envisageables lorsqu’un projet de réseau est mis en service et, contrairement à l’analyse réalisée au moment de l’investissement, reste inutilisé parce que la production ou la demande escomptée ne se concrétise pas. Un actif délaissé peut constituer un risque important, étant donné que les consommateurs paieront, par l’intermédiaire des tarifs de réseau, une partie de leurs factures d’électricité pour un coût d’investissement qui ne leur apporte aucun avantage. Ce risque est néanmoins limité lorsque différents scénarios démontrent la nécessité du réseau, ce qui justifie que les raccordements au réseau seront très probablement demandés, même si les utilisateurs du réseau sont différents de ceux initialement prévus. Ce risque limité se présentera fréquemment dans les zones d’accélération des énergies renouvelables, les zones destinées aux infrastructures de réseau et de stockage nécessaires à l’intégration de l’énergie renouvelable dans le système électrique (30), les zones destinées aux infrastructures de recharge des véhicules électriques ouvertes au public le long du réseau RTE-T (31), les pôles industriels émergents à faible intensité de carbone (y compris les installations d’hydrogène) et les zones où la concentration de nœuds d’électrification est encouragée, tels que les ports et les centres urbains où le recours à l’électromobilité et au chauffage et au refroidissement électrifiés est largement encouragé.

Enfin, d’autres risques peuvent être moins importants, mais plus fréquents. Il est possible que les utilisateurs du réseau attendus dans les scénarios fassent des demandes de raccordement, mais que cela prenne plus de temps que prévu initialement. Il en résulte un risque de sous-utilisation initiale de certains actifs du réseau.

Recommandations de la Commission

a)

L’évaluation des risques est essentielle et devrait être entreprise au cours de la phase de définition et d’analyse des scénarios. Les ARN et/ou les autorités des États membres devraient établir des règles claires pour cette évaluation et les gestionnaires de réseau devraient les appliquer en conséquence. Les risques liés au développement du réseau devraient être évalués à la lumière des coûts et des avantages perçus par les consommateurs et par rapport à d’autres scénarios contrefactuels dans lesquels le réseau n’est pas développé suffisamment à l’avance, ce qui entraînerait des coûts d’opportunité pour la société. Les investissements devraient être soutenus en les incluant dans des scénarios prédéfinis.

b)

Les risques pourraient également être atténués par une évaluation en deux étapes des grands projets de développement de réseaux. Cette approche consiste, d’une part, en l’approbation réglementaire des coûts des activités de préconstruction (c’est-à-dire la conception et les autorisations) et, d’autre part, en la construction, une fois encore confirmée par une autre série de plans de développement du réseau ou d’autres développements, y compris les résultats des procédures d’appel d’offres pour les SER. Outre la prévention des coûts irrécupérables, cela permet d’accélérer le développement des projets, avec des coûts limités.

c)

Les États membres peuvent jouer un rôle dans la réduction des risques liés à l’investissement alors que l’actif du réseau est sous-utilisé. Outre des régimes de retour adaptés et des redevances de raccordement adaptées, comme indiqué précédemment, l’utilisation des fonds publics disponibles pour financer les investissements pourrait alléger la charge globale supportée par les tarifs de réseau, dans le respect de la législation en vigueur ainsi que des règles en matière d’aides d’État et du droit de la concurrence, comme indiqué dans le plan d’action pour une énergie abordable. La Commission fournira un document d’orientation tel qu’annoncé dans le cadre du plan d’action pour une énergie abordable et décrit à la section 4.1 ci-dessus. Les prêts d’État destinés au développement des infrastructures remboursés sur le taux réel d’utilisation des actifs pourraient constituer une autre option, ce qui permettrait de retarder le remboursement, le risque étant assumé par l’entité publique qui octroie le prêt.

d)

Enfin, le REGRT-E et l’entité des GRD de l’Union devraient soutenir la réduction des risques en partageant les bonnes pratiques et en proposant une méthodologie concernant la manière de procéder à des évaluations de probabilité afin d’évaluer les niveaux d’incertitude concernant le développement de nouveaux projets.

5.   CONCLUSION

Pour que les investissements anticipatifs atteignent pleinement leur potentiel, les pratiques existantes, qui vont de la planification du réseau à la fixation des redevances de raccordement en passant par l’investissement et l’approbation des coûts, doivent être adaptées. À cette fin, la Commission formule dans les présentes orientations un certain nombre de recommandations à l’intention des gestionnaires de réseau de transport et de distribution, des autorités de régulation nationales et des États membres (voir l’annexe des orientations).

La Commission européenne continuera de soutenir le développement des infrastructures de réseau aux niveaux européen, national et régional, de manière rentable, afin d’atteindre les objectifs en matière d’énergie et de climat. Le train de mesures sur les réseaux européens, tel qu’annoncé dans le plan d’action pour une énergie abordable, s’efforcera d’améliorer encore la planification des réseaux de transport et de distribution, d’accélérer l’octroi de permis, d’améliorer le partage des coûts, de stimuler l’innovation et de soutenir les chaînes d’approvisionnement. La Commission européenne continuera également d’aider les États membres et les parties prenantes à trouver les meilleurs moyens possibles de financer les infrastructures de réseau, y compris les investissements anticipatifs.

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(1)  Voir l’histoire de l’évolution du système électrique européen, «The 50 Year Success Story —

Evolution of a European Interconnected Grid» (https://eepublicdownloads.entsoe.eu/clean-documents/pre2015/publications/ce/110422_UCPTE-UCTE_The50yearSuccessStory.pdf).

(2)  Rapport d’Eurelectric: Grids for Speed (https://powersummit2024.eurelectric.org/wp-content/uploads/2024/07/Grids-for-Speed_Report_FINAL_Clean.pdf).

(3)  Fondé sur les données de Wind Europe Wind Europe data (https://windeurope.org/newsroom/press-releases/immediate-actions-needed-to-unblock-grid-capacity-for-more-wind-energy/).

(4)  Rapport de l’AIE sur les réseaux électriques et les transitions énergétiques sûres, Electricity Grids and Secure Energy Transitions, novembre 2023 (https://iea.blob.core.windows.net/assets/ea2ff609-8180-4312-8de9-494bcf21696d/ElectricityGridsandSecureEnergyTransitions.pdf).

(5)  Règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil du 30 mai 2022 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, modifiant les règlements (CE) no 715/2009, (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 et les directives 2009/73/CE et (UE) 2019/944, et abrogeant le règlement (UE) no 347/2013 (JO L 152 du 3.6.2022, p. 45)..

(6)  Règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité, tel que révisé par le règlement (UE) 2024/1747 en ce qui concerne l’amélioration de l’organisation du marché de l’électricité de l’Union (JO L 158 du 14.6.2019, p. 54).

(7)   https://circabc.europa.eu/ui/group/88886b79-cdea-4633-a933-8b191efb335b/library/ccd71133-eea2-4612-891b-5318a9f6f8a9.

(8)  Position de l’ACER-CEER sur les investissements anticipatifs, mars 2024.

(9)  L’ACER et le CEER ont recueilli les réponses dans un document de prise de position complet en mars 2024 (https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Position%20Papers/ACER-CEER_Paper_anticipatory_investments.pdf).

(10)  Certaines parties prenantes ont élaboré des documents de prise de position, notamment le REGRT-E (https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-container/clean-documents/Publications/Position%20papers%20and%20reports/2024/241201_entso-e_pp_anticipatory_investments.pdf), l’entité des GRD de l’Union (https://eudsoentity.eu/wp-content/uploads/2025/02/Paper-on-anticipatory-investment_FINAL-PDF.pdf), Eurelectric (https://www.eurelectric.org/wp-content/uploads/2024/06/how-can-dsos-rise-to-the-investments-challenge-implementing-anticipatory-investments.pdf) et le Regulatory Assistance Project (https://blueprint.raponline.org/deep-dive/revitalising-regulation-to-guide-anticipatory-investment/).

(11)  Investissements réagissant à la nécessité de rénover le réseau ou aux demandes de raccordement existantes.

(12)   Rapport final de la Commission européenne/Trinomics: Investment needs of European energy infrastructure to enable a decarbonised economy, 2025 (https://op.europa.eu/en/publication-detail/-/publication/864c619c-e386-11ef-be2a-01aa75ed71a1/language-en?WT.mc_id=Searchresult&WT.ria_c=153343&WT.ria_f=8810&WT.ria_ev=search&WT.URL=https%3A%2F%2Fenergy.ec.europa.eu%2F).

(13)  Le rapport d’Eurelectric Grids for Speed prévoit une réduction de 18 % du total des besoins d’investissement, et donc des coûts du système, si l’on applique des stratégies de développement innovantes, notamment en tenant compte des investissements anticipatifs (https://powersummit2024.eurelectric.org/grids-for-speed/).

(14)   Plan d’action pour une énergie abordable [COM(2025) 79 final] (EUR https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX%3A52025DC0079&qid=1741780110418 ).

(15)   Building the future transmission grid – Strategies to navigate supply chain challenges; AIE, février 2025 (https://iea.blob.core.windows.net/assets/a688d0f5-a100-447f-91a1-50b7b0d8eaa1/BuildingtheFutureTransmissionGrid.pdf).

(16)  Par exemple, le GRT écossais (https://www.ssen-transmission.co.uk/news/news--views/2022/11/the-real-cost-of-having-insufficient-grid/) a estimé que les clients économiseraient jusqu’à 750 millions de livres sterling sur deux ans et demi si une capacité de réseau équivalente à un coût d’environ 25 millions de livres sterling par an était construite. En Autriche, un rapport de 2022 explique que, pour 2040, les coûts du système liés à la sous-capacité du réseau de plus de 1,5 milliard d’EUR sont compensés par ceux de la surcapacité du réseau, qui sont inférieurs à 133 millions d’EUR (https://oesterreichsenergie.at/fileadmin/user_upload/Oesterreichs_Energie/Publikationsdatenbank/Studien/2022/Frontier_AIT-OE-Wert_der_Stromverteilnetze-Policy_Paper-Langfassung-28012022.pdf).

(17)  Ils seront rejoints par le REGRH nouvellement créé dès qu’il disposera des capacités nécessaires.

(18)  Conformément aux exigences des articles 51 et 32 de la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et modifiant la directive 2012/27/UE («directive sur l’électricité») (JO L 158 du 14.6.2019, p. 125)..

(19)  Des travaux sont en cours entre les GRT, les GRD, l’ACER et la Commission pour donner suite à la dernière révision de 2024 du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité («règlement sur l’électricité»), en chargeant les autorités de régulation ou les autorités spécialisées de procéder à une évaluation bisannuelle des besoins de flexibilité. La méthodologie pertinente, expliquant notamment le lien avec la planification du développement du réseau, devrait être adoptée au troisième trimestre 2025.

(20)  Sur la base des propres recherches de la Commission.

(21)   Recommandations de l’ACER/CEER sur les investissements anticipatifs (https://www.acer.europa.eu/news-and-events/news/acer-and-ceer-provide-recommendations-anticipatory-investments-accelerate-grid-expansion-energy-transition) et rapport de l’ACER sur l’évaluation des investissements, l’évaluation des risques et les incitations réglementaires pour les projets de réseaux énergétiques (https://acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_Report_Risks_Incentives.pdf).

(22)  Conformément à l’article 32 de la directive sur l’électricité, les GRD qui approvisionnent moins de 100 000 clients ne sont pas tenus d’élaborer des plans de développement du réseau.

(23)   Position on anticipatory investments; ACER et CEER, mars 2024 (https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Position%20Papers/ACER-CEER_Paper_anticipatory_investments.pdf).

(24)   Schéma Régional de Raccordement au Réseau des Énergies Renouvelables (https://www.doubs.gouv.fr/contenu/telechargement/39931/270753/file/S3RENR%20ET%20CAPACITES%20RESEAUX%20ENEDIS.pdf).

(25)  Le rapport «Grids for speed» d’Eurelectric mentionne des investissements annuels dans les réseaux de distribution d’environ 36 milliards d’EUR en 2023, tandis que le rapport de la Commission sur les investissements prévoit plus de 44 milliards d’EUR par an uniquement d’ici à 2034 (prochain CFP), avec une tendance à la hausse d’ici à 2040.

(26)  Conformément à l’article 19 du règlement (UE) 2019/943.

(27)   Renewable Hubs Pilot – Decision Paper; CRU, novembre 2023 (https://cruie-live-96ca64acab2247eca8a850a7e54b-5b34f62.divio-media.com/documents/CRU2023131_Renewable_Hubs_Pilot_Decision_1.PDF).

(28)   Electricity transmission and distribution tariff methodologies in Europe; ACER, janvier 2023 (https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_electricity_network_tariff_report.pdf).

(29)  La Commission européenne a approuvé la décision sur l’aide d’État SA.38918 (https://ec.europa.eu/competition/state_aid/cases/255685/255685_1664987_53_2.pdf).

(30)  Désignées par les États membres conformément à la directive sur les énergies renouvelables [Directive (UE) 2023/2413 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023 modifiant la directive (UE) 2018/2001, le règlement (UE) 2018/1999 et la directive 98/70/CE en ce qui concerne la promotion de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, et abrogeant la directive (UE) 2015/652 du Conseil (JO L, 2023/2413, 31.10.2023, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2023/2413/oj)].

(31)  Déployé conformément au règlement RTE-T pour un réseau transeuropéen de transport [Règlement (UE) 2024/1679 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 sur les orientations de l’Union pour le développement du réseau transeuropéen de transport, modifiant les règlements (UE) 2021/1153 et (UE) n° 913/2010 et abrogeant le règlement (UE) n° 1315/2013 (JO L, 2024/1679, 28.6.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1679/oj)].