RAPPORT DE LA COMMISSION Rapport final de l'enquête sectorielle sur les mécanismes de capacité

COMMISSION EUROPÉENNE

Bruxelles, le 30.11.2016

COM(2016) 752 final

RAPPORT DE LA COMMISSION

Rapport final de l'enquête sectorielle sur les mécanismes de capacité

{SWD(2016) 385 final}

RAPPORT DE LA COMMISSION

Rapport final de l'enquête sectorielle sur les mécanismes de capacité

1. Introduction

La stratégie pour l’Union européenne de l’énergie vise à garantir que les consommateurs européens disposent d'une énergie sûre, propre et à des prix raisonnables 1 . Malgré des avancées importantes vers la réalisation de ces objectifs, la sécurité de l'approvisionnement en électricité suscite une préoccupation de plus en plus grande dans un nombre croissant d'États membres. Pour prévenir d'éventuelles pénuries d'électricité, certains États membres ont instauré, ou prévoient d'instaurer, différents types de mécanismes de capacité. Ces mécanismes devraient rémunérer les producteurs d’électricité et d’autres fournisseurs de capacité, tels que les opérateurs d'effacement, pour qu'ils soient disponibles en cas de besoin.

Le soutien public apporté aux fournisseurs de capacité risque de créer des distorsions de concurrence sur le marché de l'électricité et il constitue, en principe, une aide d'État. Les mécanismes de capacité n'octroient souvent des subventions qu'aux fournisseurs de capacité nationaux, ignorant la valeur des importations et faussant les signaux d'investissement. Cela signifie qu'un grand nombre des avantages liés à un marché intérieur de l'énergie ouvert et bien connecté sont perdus et que les coûts sont alourdis pour les consommateurs. Ces mécanismes favorisent aussi parfois certaines technologies ou certains acteurs du marché sans justification objective, ou empêchent les nouveaux entrants concurrentiels de se lancer sur le marché de l’électricité. Cela fausse la concurrence, risque de compromettre la réalisation des objectifs en matière de décarbonisation et pousse à la hausse le prix de la sécurité d'approvisionnement. Le 29 avril 2015, la Commission a donc lancé une enquête sectorielle dans le domaine des aides d'État afin de mieux cerner la nécessité, la forme et l'incidence sur le marché des mécanismes de capacité.

Le présent rapport final expose les principales conclusions de l'enquête; de plus amples détails figurent dans le rapport joint en annexe 2 . Il fournit des indications sur les situations dans lesquelles les mécanismes de capacité contiennent un élément d'aide d'État et sur la manière dont la Commission juge les mécanismes de capacité au regard des règles relatives aux aides d'État 3 4 . En appliquant ces règles, la Commission vise à garantir que les États membres n'introduisent des mécanismes de capacité que lorsque ceux-ci sont nécessaires et qu'ils le font de manière telle que le marché intérieur de l'énergie ne se trouve pas compartimenté en marchés nationaux, au détriment des consommateurs et, potentiellement, des objectifs relatifs au climat.

Lors de l'enquête sectorielle, les services de la Commission ont concentré leur examen sur le marché de l'électricité de onze États membres ayant déjà introduit des mécanismes de capacité ou envisageant de le faire 5 . Ils ont recueilli un grand nombre d’informations auprès des États membres, des régulateurs de l'énergie, d'associations et d'acteurs du marché, au cours de réunions et au moyen de deux séries de questionnaires adressés à plus de 200 parties prenantes. Le 13 avril 2016, la Commission a publié un rapport intermédiaire de l'enquête sectorielle aux fins d’une consultation publique 6 . Le présent rapport tient compte des 114 réponses reçues à la suite de la publication du rapport intermédiaire 7 .

Le présent rapport et les annexes qui l'accompagnent sont présentés en même temps qu'un ensemble de propositions législatives, dans le cadre des travaux visant à créer, au sein de l'UE, une union de l'énergie dotée d'une politique clairvoyante en matière de changement climatique. Cet ensemble comprend des propositions législatives pour améliorer la structure et le fonctionnement des marchés de l'électricité de l'UE (l'«initiative sur une nouvelle organisation du marché»), notamment des propositions pour améliorer les politiques nationales d’adéquation de la production qui s'appuient sur les conclusions de l'enquête sectorielle et qui, avec le temps, devraient réduire la nécessité de recourir à des mécanismes de capacité pour garantir la sécurité de l'approvisionnement 8 .

2. Préoccupations concernant la sécurité de l'approvisionnement

2.1. L'UE connaît-elle aujourd'hui un problème de sécurité de l’approvisionnement en électricité?

Depuis le début de la crise économique et financière en 2008, la demande en électricité dans l'UE a diminué. Simultanément, la capacité de production installée totale a continué d’augmenter 9 . Les marges de capacité 10 se sont donc accrues 11 et, depuis 2010, les flambées des prix sur les marchés de l'électricité sont devenues moins fréquentes 12 . L'enquête sectorielle a confirmé que les pénuries de capacité qui entraînaient des coupures d'électricité pour les consommateurs en raison d'une production insuffisante ont été extrêmement rares ces cinq dernières années 13 . En d'autres termes, l'UE dans son ensemble connaît actuellement une situation de surcapacité.

Toutefois, la situation varie beaucoup d'un État membre à l'autre. Certains États membres semblent confrontés à de réelles difficultés, d'ampleurs et de durées variables, en termes de sécurité d'approvisionnement, tandis que d'autres rencontrent des problèmes de sécurité d'approvisionnement spécifiques, au niveau local, en certains points de leur territoire. De plus, un nombre considérable de centrales existantes vont être progressivement fermées dans les prochaines années. Certaines centrales arrivent au bout de leur durée de vie opérationnelle, d'autres ne peuvent pas respecter les nouvelles normes environnementales et normes d'émissions, d’autres encore seront fermées en raison de choix nationaux en matière de politique énergétique (par exemple, élimination progressive de l'énergie nucléaire en Allemagne).

Plus généralement, le secteur européen de l'électricité connaît une période de transition sans précédent. La libéralisation du marché et les efforts déployés pour réduire les émissions de gaz à effet de serre ont profondément modifié la manière de produire, d'échanger et de consommer l'électricité. La production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelables gagne du terrain rapidement. Il en est résulté une baisse des prix de gros de l'électricité, mais aussi une réduction de l'utilisation des technologies conventionnelles de production (comme le charbon ou le gaz), car l'électricité produite à partir d'énergies renouvelables coûte généralement moins cher. Sous l'effet conjugué de la contraction de la demande, de la baisse des prix et de la diminution du taux d'utilisation, la production d'électricité conventionnelle a vu sa rentabilité s’infléchir. Dans le même temps, les technologies conventionnelles flexibles continuent de jouer un rôle très important: la part croissante des sources d'énergie renouvelables comme les énergies éolienne et solaire 14 , dont le niveau de production varie en fonction des conditions météorologiques et du jour et de la nuit, impose de disposer de systèmes énergétiques flexibles (notamment d’une capacité d'appoint fiable), qui peuvent prendre la forme d’une production conventionnelle, de mécanismes d’effacement de la consommation ou d’installations de stockage, de manière à garantir la sécurité de l’approvisionnement à tout moment.

Les États membres s'inquiètent de la possibilité que la capacité de production d'électricité existante, avec prise en compte des investissements attendus dans de nouvelles capacités, ne soit pas suffisante pour continuer à garantir la sécurité de l'approvisionnement à l'avenir. Si les faibles niveaux de rentabilité des capacités traditionnelles de production d’électricité ne sont dus qu'à la surcapacité actuelle, il n’y a guère de raison de s’inquiéter de l’adéquation future des capacités. Si, en revanche, cette faible rentabilité résulte également de défaillances du marché ou de la réglementation, les incitations à investir peuvent se révéler insuffisantes pour conserver des niveaux de capacité adéquats à moyen et à long terme.

2.2. Pourquoi les investissements pourraient être insuffisants pour assurer la sécurité de l'approvisionnement à l’avenir

Les opérateurs économiques décident de maintenir les capacités à leur niveau actuel ou d’investir dans de nouvelles capacités en fonction des recettes attendues.

Pour déterminer si les marchés analysés sont en mesure de déclencher des investissements dans les capacités qui soient suffisants pour répondre à la demande future, l’enquête sectorielle a examiné s’il existait des défaillances du marché et/ou de la réglementation qui empêchent les investissements. Et de fait, plusieurs défaillances du marché susceptibles d’empêcher les marchés de l’électricité de générer des investissements suffisants pour garantir la sécurité de l’approvisionnement ont été décelées. En particulier, l’enquête sectorielle est parvenue à la conclusion que, pour fonctionner efficacement, les marchés de l’électricité dépendent de hausses de prix suffisantes pendant les périodes où l’offre est inférieure à la demande. Les bénéfices générés par les prix élevés au cours de ces périodes de «pénurie» sont une incitation déterminante à investir, en particulier pour les technologies flexibles qui fonctionnement rarement et qui, de ce fait, doivent récupérer leurs coûts d’investissement en relativement peu d’heures d’exploitation.

Dans la pratique, plusieurs facteurs limitent la capacité des marchés de l’électricité à générer des prix élevés en période de pénurie. Premièrement, peu de consommateurs individuels d’électricité sont en mesure de réagir à des variations de prix en temps réel et de réduire leur consommation aux heures de pointe lorsque les prix sont élevés. En l'absence de demande sensible au prix, les règles mises en place par les autorités nationales pour équilibrer l’offre et la demande incluent souvent des plafonds tarifaires réglementés peu élevés qui ne reflètent pas la volonté des consommateurs de payer pour la sécurité de leur approvisionnement et qui, de ce fait, aboutissent à des prix qui ne reflètent pas la valeur réelle de disposer de ressources supplémentaires adéquates 15 .

Deuxièmement, même en l’absence de plafonds tarifaires explicites, les règles de gestion des marchés d'équilibrage, sur lesquels les opérateurs de réseau doivent, en temps réel, faire correspondre la production et la demande d’électricité et sur lesquels est fixé le prix définitif de l’électricité pour chaque heure, plafonnent en pratique le prix sur les marchés à terme 16 .

Troisièmement, une délimitation adéquate des zones de dépôt des offres 17 est primordiale pour garantir des bons signaux de localisation pour les investissements dans la production et le transport. Lorsque les prix sont fixés dans une vaste zone de dépôt des offres sans tenir compte des limites du système de transport, des mesures de «redispatching» hors marché sont nécessaires pour arrêter une partie de la capacité de production et en activer une autre ailleurs (moyennant un coût supplémentaire) au sein de cette vaste zone pour équilibrer le réseau. Ce redispatching hors marché remet en cause les signaux d’investissement et fausse les prix de l’électricité – créant des subventions déguisées pour certains consommateurs et une surtarification pour d’autres 18 . Cette distorsion des prix nuit aux échanges transfrontières et réduit les incitations à investir dans davantage de capacités d’interconnexion entre les États membres. L’enquête sectorielle a fait apparaître que la configuration actuelle des zones de dépôt des offres dans l’UE crée des problèmes considérables pour le fonctionnement et la mise en place d’un marché intérieur de l’électricité efficient.

Enfin, même si la tarification de la rareté est autorisée et si les zones de dépôt des offres sont correctement délimitées, les acteurs du marché peuvent encore hésiter à investir dans de nouvelles capacités en raison des incertitudes considérables qui entourent l’évolution future du marché, qu’il s’agisse, par exemple, de l’incidence sur leur investissement de la part de marché croissante des énergies renouvelables ou, potentiellement, l’extrême volatilité des prix.

3. Réformer le marché de l’électricité

L’enquête sectorielle a dégagé un certain nombre de réformes du marché susceptibles d’apaiser les craintes en matière de sécurité d’approvisionnement, voire de supprimer purement et simplement le besoin de mécanismes de capacité. Les États membres devraient donc mettre en œuvre ces réformes avant ou pendant l’introduction d’un mécanisme de capacité.

Des prix qui reflètent la véritable valeur de l’électricité peuvent envoyer des signaux en faveur de nouveaux investissements dans la capacité fiable et flexible nécessaire pour sécuriser l’approvisionnement en électricité. Supprimer les plafonds tarifaires excessivement bas et, en revanche, autoriser une montée des prix qui corresponde au consentement des consommateurs à payer constitue donc une réforme essentielle du marché. Les règles d’équilibrage du marché devraient être améliorées de manière à ce que les coûts supportés par les opérateurs de réseau pour maintenir le système à l’équilibre soient pleinement pris en compte dans les prix de déséquilibre acquittés par les acteurs du marché qui sont en déséquilibre 19 . Tous les acteurs du marché devraient être incités à soutenir l’équilibre du système et devraient pouvoir le faire en s’assurant que leur production ou leur consommation d’électricité réelle et mesurée est équivalente à celle qu’ils se sont engagés par contrat à acheter ou à vendre sur les marchés à terme 20 .

Les États membres pourraient s’inquiéter du fait que la suppression des prix plafonds et l’apparition de prix de gros plus élevés en période de pic affecteront les prix de détail. L’enquête sectorielle a fait apparaître que de tels risques peuvent être gérés par le marché lui-même, par exemple par l’introduction de produits de couverture des risques qui permettent aux fournisseurs et aux consommateurs finals de se protéger contre les flambées des prix, y compris à plus long terme, au moyen de contrats d'achat garantis à long terme 21 . Cette couverture à plus long terme contre les risques peut aussi contribuer à fournir des arguments économiques plaidant en faveur d’investissements de la part des producteurs, en ce qu’elle convertit des prix de pénurie potentiels incertains en un flux de revenu régulier certain. Une plus large adoption de ces contrats de couverture des risques devrait donc être considérée comme une évolution utile qui pourrait en fait aider à réduire le besoin de mécanismes de capacité.

Les autorités réglementaires peuvent aussi être réticentes à autoriser la montée des prix de gros, soit parce qu’elles redoutent les abus de pouvoir de marché, soit parce qu’elles craignent qu’il en résulte une hausse des prix de détail pour les ménages et les entreprises. Le risque d’abus de pouvoir de marché lié à une plus grande volatilité des prix peut être atténué, en élargissant la participation au marché et en intensifiant la concurrence, ainsi qu’en améliorant la transparence, la disponibilité des données et la surveillance du marché 22 .

Une deuxième réforme du marché importante concerne la participation des opérateurs d’effacement. Accroître la réactivité de la demande à l’évolution des prix en temps réel revêt une importance fondamentale, car cela peut aplanir les pics de demande et, partant, réduire la nécessité de capacités de production supplémentaires. Toutefois, les opérateurs d’effacement rencontrent encore des obstacles importants à la participation au marché et le cadre juridique est fragmenté au sein de l’UE. Les opérateurs d’effacement ne sont pas autorisés à participer à certains marchés, tandis que sur d’autres, les règles de tarification du réseau ou l’absence de règles techniques incitent peu les consommateurs à devenir des participants actifs au marché, quand elles ne les en empêchent pas.

Enfin, l’enquête sectorielle révèle que la délimitation des zones de dépôt des offres devrait être examinée et revue, de manière à permettre la formation de prix appropriés au niveau local et à stimuler les investissements tant dans les capacités en des endroits où ces dernières font défaut que dans les infrastructures de transport nécessaires pour déplacer l’électricité des producteurs vers les consommateurs.

L’initiative sur une nouvelle organisation du marché contient des propositions visant à aborder tous les points suivants: le développement de marchés à court terme qui répondent à la nécessaire croissance de la part de la production provenant des énergies solaire et éolienne, plus variables et moins prévisibles, des règles harmonisées pour régir la participation des opérateurs d’effacement, la normalisation des produits d’équilibrage et des règles pour leur fourniture transfrontière – une nouvelle intensification de la concurrence sur le marché de l’équilibrage et des améliorations du processus de définition des zones de dépôt d'offres.

Les États membres qui proposent des mécanismes de capacité devraient déployer des efforts adéquats pour résoudre leurs problèmes d’adéquation des ressources par des réformes du marché. En d’autres termes, aucun mécanisme de capacité ne devrait remplacer des réformes du marché.

4. Quand mettre en œuvre un mécanisme de capacité?

Les réformes du marché décrites ci-dessus peuvent résoudre un grand nombre des défaillances de la réglementation et du marché qui sont à l’origine de pénuries de capacité. Il peut cependant falloir du temps avant qu’elles soient totalement mises en œuvre ou elles peuvent ne pas suffire à résoudre entièrement le problème sous-jacent d’adéquation de la capacité. Certains États membres décident donc de prendre des mesures complémentaires, sous la forme de mécanismes de capacité.

Bien que la forme de ces mécanismes de capacité varie, tous offrent aux fournisseurs de capacité des recettes supplémentaires, sous la forme de paiements en échange de la mise à disposition de capacité de production d'électricité. Cette rémunération est susceptible de comporter un élément d’aide d’État, qui doit être notifié à la Commission en vue de son approbation en application des règles de l’UE relatives aux aides d’État. Il est probable que la Commission considère qu’une mesure est un mécanisme de capacité soumis aux règles relatives aux aides d’État dès lors i) que la mesure a été initiée par les pouvoirs publics et/ou engage ces derniers 23 , ii) qu’elle a pour objectif premier de garantir la sécurité de l’approvisionnement d’électricité 24 et iii) qu’elle octroie aux fournisseurs de capacité une rémunération en plus des recettes qu’ils tirent, éventuellement, de la vente d’électricité.

Après la notification d’une mesure, la Commission, s'appuyant sur les lignes directrices concernant les aides d’État à la protection de l’environnement et à l’énergie, commence par évaluer si celle-ci est nécessaire pour remédier à un problème de sécurité de l’approvisionnement bien défini que le marché ne peut régler lui-même. Les États membres peuvent démontrer que tel est le cas en apportant des éléments de preuve factuels indiquant qu’il est peu probable que le marché offre le niveau de sécurité de l’approvisionnement qu’ils estiment approprié – défini par rapport à une norme de fiabilité économique fondée sur le consentement des consommateurs à payer. Il peut s’agir d’énumérer les défaillances du marché à l’origine du problème, de quantifier leur incidence probable sur les investissements et la fiabilité du système et d’estimer l’ampleur de l’écart entre le niveau de sécurité d’approvisionnement attendu et celui souhaité.

Les évaluations de l’adéquation que la Commission a examinées jusqu’à présent fournissent généralement une analyse quantifiée, mais l’enquête sectorielle montre que beaucoup reste à faire pour veiller à ce que l’introduction de mécanismes de capacité soit fondée sur une évaluation objective et approfondie de l’adéquation du système électrique. Lorsque les évaluations de l’adéquation ne sont pas suffisamment fiables, il se peut que les autorités doivent remédier à des problèmes d’adéquation à court terme, ce qui comporte le risque que les interventions soient onéreuses, faussent la concurrence et augmentent l’incertitude sur le marché.

Premièrement, les approches et pratiques utilisées pour calculer l’adéquation des ressources varient considérablement d'un État membre à l'autre. Les États membres s’appuyant sur des méthodes, des mesures et des hypothèses différentes, qui par ailleurs ne sont pas clairement indiquées, il est difficile de faire en sorte que les résultats soient fiables et comparables. Les participants à l’enquête sectorielle ont plaidé avec force en faveur d’évaluations de l’adéquation qui soient davantage comparables, vérifiables et objectives. Pour répondre à ces préoccupations, l’initiative de la Commission sur une nouvelle organisation du marché propose d’introduire une évaluation de l'adéquation des ressources coordonnée à l'échelle européenne et fondée sur une méthode harmonisée.

Deuxièmement, il existe une importante marge d’amélioration en ce qui concerne les approches suivies par les États membres en matière de normes de fiabilité, c’est-à-dire le niveau déclaré de sécurité de l’approvisionnement souhaité par les pouvoirs publics. Une norme de fiabilité économiquement efficiente est fondée sur la valeur que les consommateurs d’électricité accordent à la sécurité de l’approvisionnement. En d’autres termes, les États membres devraient procéder à une analyse coûts-bénéfices pour déterminer la mesure dans laquelle il est utile d’inciter les acteurs du marché à respecter une certaine norme de fiabilité. Pourtant, de nombreux États membres n’effectuent pas d’analyse de ce type et ne mesurent pas la valeur que les consommateurs attachent à la continuité de l’approvisionnement en électricité. Plusieurs États membres ayant mis en place des mécanismes de capacité n’ont même pas défini de norme de fiabilité. Lorsqu’une telle norme existe, elle est souvent ignorée lors de l’élaboration du mécanisme de capacité ou de la définition de sa taille.

Au niveau de l’UE, le Réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d'électricité (REGRT-E) élabore actuellement une méthodologie fondée sur les probabilités pour évaluer la situation en termes d’adéquation de la capacité dans toute l’Europe. L’initiative de la Commission sur une nouvelle organisation du marché propose de nouvelles améliorations à apporter à l’évaluation ainsi que l’élaboration de méthodologies applicables à l’échelle de l’UE pour calculer des normes de fiabilité économiquement cohérentes qui devraient servir de fondement à toute décision de mise en œuvre d’un mécanisme de capacité 25 . Elle suggère également que les États membres appliquant des mécanismes de capacité introduisent une norme de fiabilité fondée sur la valeur que les consommateurs accordent à la sécurité de l’approvisionnement.

5. Adapter la solution au problème

Lorsque des réformes du marché adéquates ont été mises en œuvre ou sont déjà prévues, et qu’une évaluation adéquate de la capacité a fait apparaître une défaillance résiduelle de la réglementation ou du marché, un mécanisme de capacité peut être approprié pour garantir la sécurité de l’approvisionnement en électricité des consommateurs. Il existe différents types de mécanismes de capacité et certains sont plus indiqués que d’autres pour remédier aux différents problèmes d'adéquation.

5.1 Quels sont les types de mécanismes de capacité qui existent en Europe?

L’enquête sectorielle a recensé 35 mécanismes de capacité dans les onze États membres qu’elle a couverts. Ces mécanismes peuvent être divisés en deux catégories: les mécanismes «ciblés» et les mécanismes «à l’échelle du marché», les deux visant à garantir l’existence d’une capacité suffisante pour respecter une norme de fiabilité. Les mécanismes ciblés soutiennent uniquement la capacité supplémentaire requise en plus de celle fournie par le marché sans subvention, tandis que les mécanismes à l’échelle du marché soutiennent tous les acteurs du marché qui sont nécessaires pour atteindre la norme de fiabilité. Ces mécanismes peuvent encore être subdivisés en mécanismes «fondés sur le volume» et mécanismes «fondés sur le prix». Dans les mécanismes fondés sur le volume, la capacité totale requise est prédéterminée et un processus basé sur le marché est alors utilisé pour établir le prix à payer. Dans les mécanismes fondés sur le prix, un prix est fixé administrativement à un niveau calculé pour générer des investissements dans la quantité de capacité requise.

L’enquête sectorielle a recensé trois types de mécanismes ciblés: les réserves stratégiques, qui consistent à conserver un certain volume de capacité en dehors du marché, afin qu’il puisse y être fait appel dans les situations d’urgence; des appels d’offres portant sur de nouvelles capacités, dans le cadre desquels un soutien est accordé aux nouveaux projets d’investissement souvent situés dans une zone particulière; et une rémunération de capacité fondée sur les prix, dans le cadre de laquelle des paiements administratifs sont effectués à un sous-ensemble de capacité sur le marché.

L’enquête sectorielle a également recensé trois types de mécanismes à l’échelle du marché: le modèle de l’acheteur centralisé, dans lequel un acheteur central acquiert la capacité requise au nom des fournisseurs/consommateurs; des régimes d’obligation décentralisée, dans lesquels les fournisseurs ont l’obligation de prendre leurs propres dispositions pour contracter la capacité dont ils ont besoin; et la rémunération de capacité fondée sur les prix, par laquelle une rémunération administrative est accessible à tous les participants au marché.

Enfin, l’enquête sectorielle a permis de recenser des régimes d’effacement de la demande, aussi appelés régimes d'interruptibilité, dans 6 des 11 États membres étudiés. Il s’agit de régimes ciblés qui ne rémunèrent que les opérateurs d'effacement.

5.2 Quel mécanisme de capacité pour résoudre quel problème?

En fonction du type de problème d’adéquation de la capacité constaté, différents mécanismes de capacité sont susceptibles d’être appropriés. Les principaux problèmes d’adéquation rencontrés dans l’enquête sectorielle peuvent être classés en quatre catégories:

1.les préoccupations concernant la capacité à long terme du marché d’attirer des investissements suffisants;

2.les préoccupations de nature temporaire, lorsque l’organisation actuelle du marché n’envoie pas les signaux d'investissement adéquats, mais qu’il est attendu que le marché soit efficace à plus long terme;

3.les préoccupations de nature locale (concernant une région particulière d’un État membre), qui ne sauraient être levées suffisamment rapidement en investissant dans le transport ou par une meilleure délimitation des zones de dépôt d’offres d’électricité et

4.les craintes que, sans soutien supplémentaire, les consommateurs d’énergie ne participent pas suffisamment à la gestion de la demande en électricité et à la sécurité d'approvisionnement.

Préoccupation à long terme concernant l’adéquation

Lorsque des préoccupations à long terme en matière d'adéquation sont identifiées, le mécanisme de capacité le plus approprié pour résoudre le problème tout en limitant les distorsions de concurrence et des échanges est probablement un régime à l’échelle du marché fondé sur le volume. Un tel mécanisme peut échanger les recettes qui pourraient être perçues lors de périodes incertaines de prix élevés en temps de pénurie contre un flux de revenu régulier garanti. Il peut donc accroître la sécurité des investissements.

Pour assurer la cohérence entre les réformes du marché nécessaires pour permettre des importations en temps opportun et l’introduction d’un mécanisme de capacité, un régime basé sur des «options de fiabilité» peut être le meilleur choix. Dans un tel régime, les participants perçoivent un revenu régulier et certain lié à la capacité qu’ils garantissent, mais renoncent à la possibilité de tirer profit de prix élevés en cas de pénurie d’électricité.

Préoccupation temporaire concernant l’adéquation

Lorsque les évaluations de l’adéquation montrent qu’à long terme, le marché peut être réformé de manière à stimuler suffisamment les investissements, que les décideurs politiques en sont convaincus, et pour autant qu’il existe une capacité disponible suffisante pour garantir la sécurité de l’approvisionnement jusqu’à ce que les marchés procèdent aux investissements, des interventions à long terme ne sont pas nécessaires 26 . Toutefois, il pourrait falloir veiller à ce que la capacité existante ne disparaisse pas prématurément.

Dans de telles circonstances, il est probable qu’une réserve stratégique soit la solution la plus appropriée car elle permet de contrôler le volume de la capacité existante qui quitte le marché. De plus, il est possible de limiter au maximum les distorsions du marché si la réserve conservée est la plus petite possible, est conçue de manière à ne pas promouvoir l’apparition de nouvelles capacités de production 27 et est elle-même tenue à l’écart du marché de manière à préserver les signaux de prix du marché et les incitations au maintien de la capacité existante. Afin de veiller à leur caractère temporaire, les réserves stratégiques ne devraient pas nécessiter d’engagements à long terme (par exemple, des contrats d’un an renouvelables) ou de longs délais d’exécution. Elles devraient également être assorties, dès le début, d'une date de fin claire liée aux réformes du marché planifiées, ce qui contribuera à préserver les futurs signaux d’investissement.

Préoccupation concernant l’adéquation locale

Dans la plupart des cas, la meilleure façon de répondre à une préoccupation concernant l’adéquation au niveau local est d'améliorer le raccordement de la zone concernée à d’autres zones disposant d’une capacité suffisante. Lorsqu’une telle amélioration n’est pas possible (dans le cas d’îles isolées, par exemple) ou est trop onéreuse, la pénurie locale devrait se refléter dans les coûts de l’électricité au niveau local, car cela constitue un encouragement tant à investir dans de nouvelles capacités qu’à économiser l’énergie. Pour ce faire, une zone de dépôt des offres distincte pour la région concernée est nécessaire.

Lorsque la création d'une zone de dépôt d’offres distincte n’est pas possible, par exemple parce que la zone déficitaire est tellement petite que la concurrence serait impossible et que toutes les capacités dans la zone devraient être entièrement réglementées, l’introduction d’un mécanisme de capacité peut être la solution. Lorsque des préoccupations à plus long terme concernant l’adéquation ont été recensées et qu’un mécanisme à l’échelle du marché est en cours d’introduction, ce dernier peut parfois être adapté de manière à résoudre un problème d'adéquation au niveau local. À titre d’exemple, l’Italie prévoit (et l’Irlande envisage) de créer différentes zones de prix de capacité au sein d’un mécanisme de capacité à l’échelle du marché afin d’envoyer des signaux en faveur d’investissements locaux.

Une mesure plus ciblée peut aussi être adéquate pour résoudre un problème local de capacité. Certaines formes de réserves stratégiques peuvent être limitées à une région spécifique, de même qu’un appel d’offres concernant de nouvelles capacités. La taille de ces mécanismes ciblés peut être adaptée au déficit de capacité identifié. Le risque particulier dans le cas des appels d’offres est cependant que la capacité nouvelle puisse évincer du marché la capacité existante et que cela crée une situation qui verrait à l’avenir les acteurs du marché se fonder sur les appels d’offres pour investir dans de nouvelles capacités au lieu de réagir aux signaux du marché.

En conclusion, en dehors du cas des systèmes très isolés dans lesquels le coût du transport est prohibitif, de nouvelles infrastructures de transport ou des réformes structurelles des marchés de l’électricité reflétant les contraintes locales sont probablement les solutions à long terme les plus appropriées pour remédier à des préoccupations concernant la capacité au niveau local. Des mécanismes de capacité au niveau local peuvent toutefois être nécessaires le temps de procéder aux réformes.

Préoccupations concernant le rôle des consommateurs d’énergie

La quatrième préoccupation porte sur le risque que la demande des consommateurs d'énergie reste inflexible, alors qu’une demande flexible est essentielle pour équilibrer au moindre coût un marché de l’électricité qui connaît des prix de gros de plus en plus volatiles en raison de la variabilité de la production à partir des énergies renouvelables et du potentiel que représentent les prix de pénurie élevés. Cette crainte peut conduire un État membre à mettre en place un régime d’interruptibilité ou à adopter des règles particulières pour encourager l’effacement de la demande dans le cadre d’un régime à l’échelle du marché fondé sur le volume.

L'évaluation initiale que la Commission a faite des 8 régimes d’interruptibilité en vigueur dans les 11 États membres étudiés suggère que ceux-ci peuvent être justifiés compte tenu de leur contribution à la sécurité d'approvisionnement tant à court terme qu’à long terme 28 . L’effacement de la demande peut constituer un instrument utile pour équilibrer le système à court terme et, à long terme, une demande parfaitement souple peut éliminer le besoin de mécanismes de capacité car elle permettrait aux consommateurs de payer pour différents niveaux de fiabilité. Toutefois, la pertinence des régimes d’interruptibilité – et donc leur compatibilité avec les règles de l’UE relatives aux aides d’État – dépend fortement de la manière dont ils sont conçus et dont ils fonctionnent concrètement.

Les règles relatives aux aides d’État requièrent normalement que les mécanismes de capacité soient ouverts à toutes les technologies 29 . Toutefois, dans le cas de mécanismes d’effacement de la demande, l’absence de concurrence entre les différentes ressources peut être justifiée. Lorsqu’un régime d’effacement de la demande permet une vaste participation de petites et de grandes entreprises ainsi que d’agrégateurs d'effacement, ne porte pas sur une capacité excessive, est basé sur une mise en concurrence et est conçu de manière à ne pas influencer la formation de prix de pénurie d’électricité adéquats, il peut constituer une forme d’intervention appropriée. En revanche, il est peu probable qu’un régime d’effacement de la demande par lequel une capacité trop importante est acquise auprès d’un seul sous-groupe de grandes entreprises bénéficiaires soit approuvé au regard des règles relatives aux aides d’État. Un tel régime risque de subventionner des industries gourmandes en énergie sans procurer aux autres consommateurs d’électricité un avantage correspondant sous la forme d’un renforcement de la sécurité de l’approvisionnement.

Les bonnes pratiques recensées dans l’enquête sectorielle montrent également que, lorsqu’un soutien spécifique est disponible pour l’effacement de la demande, il ne devrait pas être mis à disposition indéfiniment. L’objectif devrait être de soutenir le développement de l’effacement de la demande, de sorte qu’à plus long terme, ce dernier puisse être concurrentiel sur le marché (ou dans le cadre d’un mécanisme de capacité à l’échelle du marché).

Les rémunérations de capacité sont généralement inadéquates

Enfin, en ce qui concerne les «rémunérations de capacité», l’enquête sectorielle fait apparaître qu’il est peu probable que ces mécanismes s’appuient sur un prix de capacité adéquat, étant donné qu’ils ne laissent pas le marché fixer le juste prix de façon concurrentielle, mais qu’ils se fondent plutôt sur un prix «administratif». En conséquence, il est peu probable qu’ils reflètent correctement la situation de pénurie réelle. Ils comportent un risque élevé d’aboutir à la passation de marchés de capacité insuffisants ou superflus – en particulier car de tels régimes tendent à réagir lentement à l’évolution de la situation. La présomption générale est donc qu’il est peu probable que les mécanismes basés sur le prix constituent des mesures appropriées, quelle que soit la préoccupation spécifique concernée.

6. Soigner la conception

Quel que soit le type de régime retenu, tous les États membres doivent faire des choix de conception précis concernant trois caractéristiques fondamentales des mécanismes de capacité:

l’admissibilité: qui peut participer au mécanisme de capacité?

l’allocation: comment fixer le prix de capacité et sélectionner les fournisseurs de capacité?

la conception du produit: quelles sont les obligations qui incombent aux fournisseurs de capacité et que se passe-t-il s’ils ne les respectent pas?

Les décisions prises sur tous ces points déterminent l’efficacité du mécanisme de capacité en ce qui concerne la sécurisation de l’approvisionnement au coût le plus faible et la mesure dans laquelle ce mécanisme perturbe la concurrence et les échanges entre les fournisseurs de capacité se livrant concurrence pour obtenir des subventions dans le cadre du mécanisme, par les distorsions qu’il occasionne sur le marché de l’électricité et dans les échanges entre les États membres.

6.1 Admissibilité – qui peut participer?

En termes d’admissibilité, de nombreux mécanismes de capacité existants ne sont ouverts qu’à un nombre limité de fournisseurs de capacité. Il arrive que certains fournisseurs de capacité soient explicitement exclus de la participation. Dans d’autres cas, des exigences concernant, par exemple, la taille, les normes environnementales ou le court délai d'exécution 30 réduisent implicitement le nombre de fournisseurs de capacité potentiels.

Les capacités nouvelles et existantes font souvent l’objet d'appels d’offres distincts plutôt que d’être encouragées à livrer concurrence au sein du même mécanisme de capacité – ce qui constitue une occasion manquée d’accroître la pression concurrentielle sur tous les participants. Généralement, les capacités des autres pays sont exclues, et certains États membres ne tiennent même pas compte de la contribution des importations lorsqu’ils évaluent la quantité de capacité intérieure nécessaire, ce qui entraîne une série de surcapacités nationales.

L'enquête a également montré que des mécanismes de capacité trop sélectifs risquaient de surcompenser leurs participants en raison d'une pression concurrentielle plus faible lorsque la participation au processus d'allocation est limitée. Les montants versés aux fournisseurs de capacité dans le cadre de cette concurrence limitée sont généralement supérieurs au financement dont ces derniers ont réellement besoin pour fournir le service de disponibilité.

Lorsque l’admissibilité est restreinte, les États membres ont aussi eu tendance à introduire des mécanismes supplémentaires au fil du temps, de sorte qu’à la fin, pratiquement toute capacité a la possibilité de demander un soutien. Cela explique pourquoi on a pu relever 35 mécanismes dans 11 États membres seulement 31 . Une telle approche fragmentaire de l’adéquation de capacité risque de créer des inefficiences, et le recours à de multiples mécanismes de capacité ne sera généralement pas approprié, sauf lorsqu’un mécanisme supplémentaire est utilisé pour soutenir l’effacement de la demande. À titre d’exemple, lorsqu’un mécanisme de capacité à l’échelle du marché est en place, l’introduction d’un mécanisme de capacité supplémentaire devrait être justifiée par la démonstration d’une défaillance du marché supplémentaire à laquelle le mécanisme à l’échelle du marché ne peut remédier.

Cette situation évolue cependant. On observe une tendance croissante et bienvenue à s’orienter vers des mécanismes ouverts à un groupe plus large de fournisseurs de capacité potentiels et les nouveaux mécanismes en cours d’élaboration en France, en Irlande, en Italie et en Pologne sont tous conçus pour permettre la concurrence entre différentes technologies de capacité ainsi qu’entre des ressources nouvelles et celles existantes. La France et l’Irlande élaborent également des plans pour permettre la participation transfrontière directe à leurs mécanismes de capacité. Cet aspect est essentiel pour éliminer les distorsions de signaux d'investissement qui privilégient les investissements nationaux et les opérateurs historiques. Cela crée également des incitations à poursuivre les investissements dans l’interconnexion des réseaux là où cela constitue la manière la plus rentable de renforcer la sécurité de l’approvisionnement. Dans le rapport intermédiaire de l'enquête sectorielle, la Commission a présenté des idées sur la manière de mettre en œuvre la participation transfrontière dans la pratique. Dans l’initiative sur une nouvelle organisation du marché, elle propose des règles communes contraignantes en matière de coopération transfrontière afin de réduire la complexité et l’inefficience du système et, en définitive, les coûts supportés par les consommateurs, ainsi que pour respecter les objectifs de décarbonisation auxquels les États membres doivent tendre.

Bien qu’une admissibilité maximale offre généralement des avantages considérables, l’enquête sectorielle a fait apparaître deux exceptions à cette règle. Premièrement, l’importance à long terme de l’effacement de la demande pour remédier aux défaillances du marché peut justifier la mise en place de régimes d’interruptibilité limités à cette seule modulation. Deuxièmement, étant donné que les réserves stratégiques ne sont appropriées que pour remédier à des problèmes temporaires et compte tenu du fait qu’elles doivent être conçues de manière à interférer le moins possible avec le marché, elles ne devraient pas promouvoir de nouvelles capacités nécessitant des engagements à long terme.

6.2 Allocation – comment fixer le prix de capacité et sélectionner les fournisseurs de capacité?

L’enquête sectorielle a révélé qu’il existait des processus d'allocation administrative et d’allocation concurrentielle. Dans un processus d'allocation administrative, tous les fournisseurs de capacité admissibles sont sélectionnés sans mise en concurrence, et le niveau de la rémunération de capacité est fixé à l'avance par les autorités publiques ou négocié bilatéralement entre les autorités et les fournisseurs de capacité. Un processus d’allocation concurrentielle permet à des fournisseurs de capacité potentiels de livrer concurrence pour fournir le niveau de capacité demandé, et le niveau de la rémunération de capacité est fixé par les forces du marché.

Les procédures d’allocation administrative sont peu susceptibles de révéler la véritable valeur de capacité et, de ce fait, de présenter un bon rapport coût-efficacité, dès lors qu’elles risquent d'aboutir à l’achat de capacités insuffisantes ou superflues. L’absence de processus de mise en concurrence prive par ailleurs les consommateurs d’une possibilité d'obtenir un meilleur service à un meilleur prix. En Espagne, par exemple, le coût d'un service d'interruptibilité a été pratiquement réduit de moitié après l'introduction d'enchères concurrentielles. Les procédures d’allocation concurrentielle constituent en principe un meilleur instrument, combiné avec des règles d’admissibilité qui garantissent une concurrence entre tous les fournisseurs de capacité potentiels capables de fournir la capacité demandée.

Jusqu’à présent, les procédures administratives et concurrentielles sont tout aussi courantes dans les 11 États membres couverts par l’enquête, mais les procédures de mise en concurrence sont de plus en plus présentes dans les mécanismes nouveaux ou révisés envisagés par les États membres. L’Irlande et l’Italie, par exemple, prévoient de remplacer les procédures d’allocation administrative par des enchères.

6.3 Produit de capacité – que doivent faire les fournisseurs de capacité?

Tous les mécanismes de capacité comprennent certaines obligations que doivent remplir les fournisseurs de capacité. Ces obligations vont d’une obligation de construction et d’exploitation d’une centrale à des obligations plus complexes (par exemple, des options de fiabilité requérant des restitutions financières lorsque le prix convenu est inférieur à un prix de référence), en passant par des obligations liées au respect d’instructions de l’opérateur de réseau (par exemple, la production d’électricité).

Il existe également de nombreuses règles différentes qui s’appliquent lorsque les fournisseurs de capacité ne remplissent pas leurs obligations (sanctions). Certains mécanismes excluent simplement les fournisseurs de capacité de toute rémunération future, mais la plupart leur demandent de rembourser les montants perçus ou de verser une amende complémentaire.

L’enquête sectorielle a montré que lorsque les obligations sont limitées et que les sanctions pour non-respect de ces obligations sont faibles, les centrales sont insuffisamment encouragées à être fiables. Les sanctions prévues dans les mécanismes de capacité et les prix de pénurie de l’électricité envoient des signaux de production ou de réduction de la demande en période de pénurie. Toutefois, seuls les prix de l’électricité fournissent un signal pour les importations au sein du marché intérieur de l’énergie. Pour éviter de fausser les échanges transfrontières, les États membres devraient donc veiller à ce que les signaux liés aux prix de l’électricité ne soient pas remplacés par les sanctions prévues dans les mécanismes de capacité.

Il a également été constaté que les mécanismes incluant un effacement de la demande imposent généralement des obligations pour les opérateurs d’effacement qui sont différentes de celles applicables aux producteurs d’électricité. Certaines différences en matière d’obligations et de sanctions entre la production et l’effacement de consommation peuvent se justifier, au moins à court terme, pour permettre le développement de l’effacement de la demande, qui, à plus long terme, sera une solution aux défaillances du marché sous-jacentes plus efficace que celle fournie par les mécanismes de capacité.

6.4 Minimiser les distorsions de concurrence et des échanges par une conception adéquate

Les mécanismes de capacité sont susceptibles de fausser la concurrence sur le marché de l’électricité tant au sein des États membres qui les mettent en place qu’au niveau transfrontière. Toutefois, l’enquête sectorielle a constaté que ces distorsions peuvent être largement évitées en veillant à un niveau élevé de concurrence au sein du mécanisme de capacité lui-même.

Premièrement, sur les marchés de l’électricité concentrés, un mécanisme de capacité peut fausser la concurrence sur le marché de l’État membre qui l’instaure. Tel est le cas lorsque les recettes tirées du mécanisme de capacité supportent essentiellement des capacités existantes détenues par des opérateurs historiques. Cela accroît les obstacles à l’entrée pour les concurrents et consolide la concentration du marché de l’électricité. Une procédure de sélection des fournisseurs de capacité qui est concurrentielle et ouverte et permet aux nouveaux entrants de toutes les technologies de concourir aux côtés de fournisseurs de capacité existants contribuera dans une large mesure à réduire ces distorsions de concurrence. Des mesures de sauvegarde supplémentaires (par exemple, un échange de certificats transparent et organisé) peuvent être nécessaires pour créer des conditions de concurrence égales pour les nouveaux entrants, en particulier dans les régimes décentralisés. A contrario, dans certaines situations, il peut être possible de recourir aux mécanismes de capacité pour aider les nouveaux entrants, par exemple en offrant des contrats de longue durée aux capacités nouvelles ou en octroyant une prime pour la participation aux appels d’offres.

Deuxièmement, les mécanismes de capacité créent des distorsions au-delà des frontières, en altérant tant les signaux concernant les échanges d’électricité que les incitations à investir dans les capacités nationales ou à l’étranger et dans les interconnexions.

Compte tenu de l’importance des prix de l’électricité en tant que signaux pour des importations et des exportations efficientes au sein du marché intérieur de l’énergie, les mécanismes de capacité devraient être conçus pour coexister avec des prix de pénurie d’électricité élevés. Un État membre qui choisit de se fonder sur les prix de l’électricité peut attirer des importations au bon moment et, simultanément, fournir de fortes incitations à la fiabilité. Des réformes pour autoriser les prix de pénurie de l’électricité et une conception du produit de capacité qui coexiste avec les prix de pénurie de l’électricité sont donc essentielles pour éviter les distorsions des échanges 32 .

Tout comme l’incidence potentielle sur les échanges en période de pénurie, les mécanismes de capacité à l’échelle du marché auront généralement un effet modérateur sur les prix de l’électricité, car les fournisseurs de capacité tirent maintenant une partie de leur revenu du mécanisme de capacité et non plus du marché de l’électricité. Si les recettes liées à la capacité ne sont accessibles qu’aux fournisseurs de capacité nationaux, cet effet modérateur crée un biais en faveur des investissements dans des capacités nationales plutôt que dans des capacités dans d’autres pays ou dans l’interconnexion des réseaux, éléments qui contribuent eux aussi à la sécurité de l’approvisionnement. Pour garantir des signaux efficients et empêcher l’apparition d’obstacles au sein du marché intérieur de l’énergie, une participation transfrontière dans des mécanismes à l’échelle du marché est donc essentielle.

7. Conclusions et prochaines étapes

Compte tenu de l’évolution des marchés de l’électricité de l’UE et des réformes en cours, la Commission continuera de suivre avec attention le développement des mécanismes de capacité et d’affiner les orientations exposées dans le présent rapport final et dans ses annexes à la lumière des avancées de sa pratique décisionnelle. Sur la base de l’enquête sectorielle, huit conclusions générales peuvent être tirées 33 .

Premièrement, il est devenu évident que, malgré la surcapacité que connaît actuellement l’UE dans son ensemble, nombreux sont ceux qui s’inquiètent de la possibilité qu’à l’avenir, la capacité de production reste insuffisante ou le devienne avant que ne soit garantie la sécurité de l’approvisionnement.

Deuxièmement, des réformes du marché de l’électricité sont indispensables, car elles contribuent à remédier aux préoccupations concernant une sécurité d'approvisionnement inadéquate. Toutefois, la plupart des États membres doivent encore mettre en œuvre les réformes appropriées. L’initiative de la Commission sur une nouvelle organisation du marché propose donc un certain nombre de réformes pour améliorer le fonctionnement des marchés de l’électricité de l’UE et la Commission demandera aux États membres de mettre en œuvre ces réformes pour accompagner l’introduction prévue de tout mécanisme de capacité.

Troisièmement, même si, en principe, un marché réformé devrait pouvoir garantir la sécurité de l’approvisionnement, une incertitude peut persister quant au fait de savoir si un prix du marché de plus en plus volatil et de rares périodes de pénurie peuvent orienter des décisions d’investissement à long terme. Certains États membres ont donc décidé d’introduire des mécanismes de capacité pour garantir la sécurité de l’approvisionnement en électricité. Ces mécanismes incluent un élément d'aide d’État et doivent être notifiés à la Commission européenne en application des règles sur les aides d’État. Ces mécanismes seront approuvés si les États membres démontrent leur nécessité et si les distorsions de concurrence qu’ils entraînent sont réduites au minimum conformément aux règles relatives au marché intérieur et aux aides d’État, en tenant compte des conclusions de l’enquête sectorielle résumées dans la présente communication.

Quatrièmement, une évaluation rigoureuse de l’adéquation au regard d’une norme de fiabilité économique bien définie est essentielle pour cerner les risques qui pèsent sur la sécurité de l’approvisionnement et déterminer la taille nécessaire d’un éventuel mécanisme de capacité. Une telle évaluation rigoureuse réduira sensiblement le risque de sur-passation de marchés et contribuera à limiter les distorsions de concurrence que ces mécanismes de capacité engendrent. Un renforcement de l’harmonisation des évaluations de l’adéquation au niveau de l’UE contribuera à accroître la transparence et à instaurer la confiance dans les résultats de ces évaluations. L’initiative de la Commission sur une nouvelle organisation du marché propose donc de développer une méthodologie européenne d'évaluation de l'adéquation et de confier au Réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d'électricité (REGRT-E) le soin de procéder à des évaluations annuelles de l’adéquation.

Cinquièmement, le type de mécanisme de capacité retenu devrait remédier au problème constaté:

lorsqu’un État membre constate un risque à long terme d’investissements insuffisants, des mécanismes de capacité à l’échelle du marché (comme ceux introduits au Royaume-Uni et en France et ceux que l’Irlande et l’Italie prévoient d’instaurer) sont susceptibles de constituer la forme d’intervention la plus appropriée. Le marché devrait également faire l’objet de réformes pour limiter l’aide d’État nécessitée par le mécanisme de capacité;

lorsqu’un État membre constate un risque de nature temporaire, une réserve stratégique est susceptible de constituer la forme d’intervention la plus appropriée, car elle est conçue pour les situations dans lesquelles le marché sera en mesure d'assurer la sécurité de l’approvisionnement à long terme mais où des craintes existent en ce qui concerne la capacité à court ou moyen terme. Les réserves stratégiques ne devraient être appelées que dans les situations d’urgence. Elles devraient être tenues à l’écart du marché afin de minimiser les distorsions qu’elles pourraient entraîner dans son fonctionnement quotidien. Les réserves stratégiques doivent être des mesures transitoires, qui accompagnent les réformes du marché et sont progressivement éliminées dès que celles-ci prennent effet;

lorsqu’un État membre constate un problème d’adéquation de la capacité au niveau local, le choix du mécanisme dépendra des conditions de marché spécifiques. À long terme cependant, le problème local devrait être résolu en améliorant le raccordement au réseau ou en définissant des zones de dépôt d’offres plus appropriées, qui prévoient des prix de l'électricité au niveau local reflétant l’équilibre entre l’offre et la demande au niveau local;

lorsqu’un État membre est préoccupé par le développement insuffisant d’une demande flexible, un régime d’interruptibilité peut constituer une solution appropriée, même s’il convient de veiller à éviter que celui-ci ne se transforme en une subvention aux industries énergivores;

quel que soit le mécanisme de capacité retenu, celui-ci devrait faire l’objet d’un réexamen régulier pour vérifier qu’il reste nécessaire;

il est peu probable que des rémunérations de capacité administratives constituent une mesure adéquate, quels que soient les problèmes spécifiques rencontrés par un État membre, car l’absence de procédure de mise en concurrence comporte un risque élevé de ne pas parvenir à atteindre l’objectif de capacité ou d'aboutir à une surcompensation.

Sixièmement, les mécanismes de capacité devraient être ouverts à tous les types de fournisseurs de capacité potentiels. Cette condition, couplée à une procédure de fixation des prix par mise en concurrence, fait en sorte que la concurrence fasse baisser le prix payé pour la capacité. Les seules exceptions sont les mécanismes d’effacement de la demande, en raison de leur aptitude particulière à remédier aux défaillances sous-jacentes du marché, et les réserves stratégiques, qui ne devraient pas promouvoir l’apparition de nouvelles capacités de production, afin de limiter au maximum les distorsions du marché.

Septièmement, les mécanismes de capacité à l’échelle du marché doivent explicitement permettre la participation transfrontière afin de minimiser les distorsions de la concurrence et des échanges transfrontières, de garantir l’existence d'incitations à poursuivre les investissements dans les interconnexions et de réduire les coûts à long terme de la sécurité d’approvisionnement de l’UE.

Enfin, l’enquête sectorielle a révélé qu’un certain nombre de mécanismes de capacité existants sont conçus d’une manière qui ne répond pas à tous les problèmes de concurrence. La Commission, en collaboration avec les États membres, rendra progressivement tous les mécanismes de capacité existants compatibles avec les règles relatives aux aides d’État, en tenant compte des conclusions de l’enquête sectorielle. Cela contribuera à conférer une certaine sécurité aux fournisseurs de capacité et aux autres acteurs économiques, ainsi qu’à veiller à ce que les bons signaux soient émis à l’intention des investisseurs.

(1)

1 Communication de la Commission, «Cadre stratégique pour une Union de l'énergie résiliente, dotée d'une politique clairvoyante en matière de changement climatique», 25 février 2015 [COM(2015) 80].

(2)

Document de travail des services de la Commission accompagnant le rapport final de l’enquête sectorielle sur les mécanismes de capacité, 30 novembre 2016, SWD(2016) 385.

(3)

Les lignes directrices concernant les aides d’État à la protection de l’environnement et à l’énergie pour la période 2014-2020 («LDAEE») (JO C 200 du 28.6.2014, p. 1) comprennent des règles spécifiques pour l'appréciation des mécanismes de capacité du point de vue du droit de la concurrence.

(4)

Il est à noter que les conclusions de l’enquête sectorielle sont des constatations générales qui ne remplacent pas la nécessité d’une évaluation au cas par cas de toute aide d’État individuelle.

(5)

Allemagne, Belgique, Croatie, Danemark, Espagne, France, Irlande, Italie, Pologne, Portugal et Suède.

(6)

C(2016) 2017 et SWD(2016) 119.

(7)

Un aperçu des réponses reçues lors de la consultation publique figure en annexe du rapport (document de travail des services de la Commission) qui accompagne la présente communication.

(8)

L’ensemble de propositions inclut une révision des règlements (CE) n° 713/2009 et (CE) n° 714/2009 ainsi que de la directive 2009/72/CE. Il comprend également une proposition de nouveau règlement relatif à la préparation aux risques dans le secteur de l’électricité abrogeant la directive 2005/89/CE.

(9)

Cette divergence résulte principalement de la mise en œuvre de décisions d'investissement prises avant le début de la crise. Bien que la capacité installée totale ait augmenté à un rythme différent dans les 11 États membres couverts par l'enquête sectorielle, elle a augmenté de plus de 30 % depuis 2000 au niveau de l'UE dans son ensemble.

(10)

Une marge de capacité est généralement calculée comme la différence entre la capacité installée et les pics de demande (ou la demande moyenne). La capacité installée peut être affectée d'un coefficient de déclassement en fonction de sa disponibilité attendue, ce qui permet de disposer d'une meilleure indication de la marge de capacité attendue.

(11)

Le REGRT-E a estimé que la marge entre la quantité d'électricité nécessaire aux heures de pointe et l'électricité qui peut être produite par la capacité disponible s'élève à 13 % au niveau de l'UE dans son ensemble («ENTSO-E: 2015 Scenario Outlook & Adequacy Forecast», disponible à l'adresse https://www.entsoe.eu/Documents/SDC%20documents/SOAF/150630_SOAF_2015_publication_wcover.pdf) .

(12)

Les données publiées par l'ACER montrent une diminution de la fréquence des flambées des prix sur les marchés de l'électricité de l’UE depuis 2010 («ACER/CEER Annual Report on the Results of Monitoring the Internal Electricity Market in 2015», disponible à l'adresse http://www.acer.europa.eu/Official_documents/Acts_of_the_Agency/Publication/ACER%20Market%20Monitoring%20Report%202015%20-%20ELECTRICITY.pdf ).

(13)

La seule exception majeure a été la Pologne, où, en août 2015, une vague de chaleur a entraîné des arrêts de production forcés.

(14)

En 2014, selon Eurostat, le vent et le soleil ont assuré 11 % de la production d'électricité dans l'UE-28, mais dans certains États membres, à certaines heures, ils assurent pratiquement l'intégralité de la production, tandis qu'à d'autres moments, ils sont totalement improductifs.

(15)

Des plafonds tarifaires efficients devraient en principe refléter le consentement moyen des consommateurs à payer pour éviter les coupures d’électricité en cas de pénurie, ce qu’on appelle la «valeur de la charge perdue».

(16)

À titre d’exemple, si elles sont trop faibles, des sanctions en cas de déséquilibre au moment de la livraison peuvent agir comme un plafonnement tarifaire implicite sur le marché à un jour et d’autres marchés à terme, car les opérateurs peuvent préférer s’acquitter de la pénalité plutôt que payer des prix élevés.

(17)

Les zones de dépôt des offres sont définies comme des zones dans lesquelles les prix sont uniformes, c’est-à-dire où toutes les offres de demande et de production sont dénouées au même moment et au même prix.

(18)

Par exemple, si, dans une région d’une vaste zone de dépôt des offres, la demande est supérieure à la production et le réseau de transport reliant cette région au reste de la zone est insuffisant, les prix dans cette région seront trop faibles par rapport aux coûts réels de production d’électricité à des fins de consommation dans cette région. Pour d’autres régions isolées de la zone de dépôt des offres où la production est supérieure à la demande, les prix seront trop élevés. De ce fait, les consommateurs situés dans une partie de la zone de dépôt des offres subventionnent les consommateurs situés dans une autre partie et les prix du marché restent faussés de sorte que les marchés n’envoient pas de signaux d’investissement aux bons endroits.

(19)

Les producteurs qui produisent moins que promis ou les détaillants qui utilisent davantage d’énergie que promis contribuent au déséquilibre général du système et, de ce fait, doivent acquitter des prix de déséquilibre. Les propositions figurant dans l'initiative sur une nouvelle organisation du marché prévoient certaines dérogations à ce principe général (voir l’article 4 de la proposition de règlement «Électricité»).

(20)

Lorsque la suppression des plafonds tarifaires ne conduit pas à l’apparition souhaitée de prix de pénurie, certains acteurs du marché de l’électricité ont introduit une tarification administrative de la rareté. Il s’agit d’une intervention réglementaire par laquelle une majoration de prix prédéterminée est appliquée automatiquement au prix du marché à mesure qu’augmente la probabilité que la demande ne soit pas satisfaite. De cette manière, à mesure que les marges de capacité diminuent, les prix de l’électricité seront automatiquement fixés à un niveau reflétant le risque de pénurie et fournissant aux acteurs du marché de fortes incitations à produire (ou à réduire la consommation) lorsque la demande d’électricité est la plus forte. On peut trouver des exemples de tarification administrative de la rareté au Texas et au Royaume-Uni («reserve scarcity pricing function»). L’Irlande met actuellement en place un système similaire.

(21)

On trouve des exemples de produits de couverture des risques en Australie et en Allemagne, où ils ont été introduits par EEX.

(22)

La mise en œuvre des règles en matière d’ententes et d’abus de position dominante peut également prévenir les comportements anticoncurrentiels, mais ne devrait pas être interprétée comme un obstacle à la formation de prix de l’électricité élevés per se, lorsque ces prix représentent la valeur de l’électricité en période de pénurie.

(23)

Un service purement accessoire développé et exploité de manière autonome par un gestionnaire de réseau de transport ne constitue pas un mécanisme de capacité pertinent sous l’angle des règles relatives aux aides d’État.

(24)

Lorsque des pouvoirs publics élaborent un régime de soutien aux énergies renouvelables et accordent des subventions à un exploitant de parc éolien, il est probable que l’objectif premier de la mesure soit la décarbonisation du secteur de l'électricité. En pareil cas, bien que la mesure augmente la capacité disponible sur le marché, elle n’est pas considérée comme un mécanisme de capacité et, en conséquence, sera évaluée à la lumière des règles régissant le soutien aux énergies renouvelables.

(25)

Elle prévoit, par exemple, l’obligation de tenir compte d’une évaluation économique de la rentabilité future du parc de production (qui pourrait inclure une évaluation de l’incidence de l’évolution attendue des prix de différents carburants et du prix du carbone), la contribution des réformes du marché prévues et l’incidence potentielle d’une hausse des investissements dans les services d’effacement et dans le réseau.

(26)

Toutefois, une réserve stratégique peut également être utilisée pour combler un déficit, si nécessaire, le temps qu’un mécanisme de capacité à l’échelle du marché fondé sur le volume soit introduit; de plus, elle peut être précieuse pour éviter une période de transition dans le régime à l’échelle du marché lorsque les délais pour l’exécution d’enchères sont trop courts pour garantir la concurrence de la part de nouveaux entrants.

(27)

Les nouvelles capacités de production ont généralement besoin d’engagements à long terme pour être en mesure de livrer concurrence aux capacités existantes. Il est peu probable que ces engagements à long terme soient compatibles avec le nécessaire caractère temporaire d’une réserve stratégique.

(28)

Il est à noter qu’une telle appréciation dans le cadre de l’enquête sectorielle ne saurait remplacer la nécessité d’une évaluation individuelle des mesures d’aide d’État, et cette affirmation ne devrait pas être interprétée comme signifiant que les régimes qui n’ont pas encore été évalués et soumis à une décision de la Commission seront considérés comme compatibles.

(29)

Dans les limites des objectifs relatifs au changement climatique, conformément aux lignes directrices concernant les aides d’État à la protection de l’environnement et à l’énergie, point 220 et point 233 e).

(30)

Le «délai d’exécution» est le temps qui sépare l’allocation d’une offre de capacité du moment de l’exécution.

(31)

Toutefois, certains sont des mécanismes anciens ou à venir et tous ne sont pas utilisés en même temps.

(32)

Le produit de capacité «option de fiabilité» peut être particulièrement utile pour ce faire, car il laisse intacts les signaux de marché et, une fois que la tarification de la rareté est mise en œuvre, il ne nécessite pas que le mécanisme de capacité prévoie des sanctions supplémentaires en cas de non-fourniture.

(33)

Ces conclusions se concentrent principalement sur l’aptitude de différents types de mécanismes de capacité à résoudre les problèmes de sécurité de l’approvisionnement en électricité en présentant le meilleur rapport coût-efficacité et en générant le moins de distorsions sur le marché. Les mécanismes de capacité peuvent toutefois affecter la combinaison de modes de production et donc interagir avec les instruments visant à favoriser la décarbonisation. Comme reconnu dans les lignes directrices concernant les aides d’État à la protection de l’environnement et à l’énergie [point 220 et point 233 e)], les mécanismes de capacité devraient, dans leur conception, tenir compte de ces effets pour contribuer à la cohérence globale de la politique énergétique de l’UE sur les marchés de l’électricité.