Acte préparatoire — 52021SC0456

Résumé de l’analyse d’impact (2 pages maximum)

Analyse d’impact du paquet «Marché de l’hydrogène et du gaz décarboné»

A. Nécessité d’une action

Quel est le problème et pourquoi se situe-t-il au niveau de l’UE?

Le pacte vert pour l’Europe met l’Union européenne sur la voie de la neutralité climatique d’ici à 2050, ce qui requiert une part nettement plus importante de sources d’énergie renouvelables dans un système énergétique intégré. Le gaz naturel représente 95 % des combustibles gazeux consommés aujourd’hui au sein de l’UE et représente 25 % de la consommation énergétique totale de l’UE. Alors que la part de gaz naturel se réduira progressivement, le biométhane, le méthane de synthèse et l’hydrogène devraient gagner en importance. Toutefois, ces alternatives au gaz naturel sont confrontées à un ensemble d’obstacles réglementaires et ne sont pas couvertes par les accords actuels en matière de sécurité. Cela empêche leur déploiement et nuit à leur rentabilité au vu des conditions et des règles actuelles du marché. Le cadre réglementaire actuel ne facilite ni le développement des échanges et des infrastructures transfrontaliers des gaz d’origine renouvelable et bas carbone, ni leur accès sans entraves aux marchés du gaz au sein de l’UE. Le potentiel d’approvisionnement en gaz d’origine renouvelable et bas carbone, à moindre coût et de manière sûre, reste donc inexploité. Enfin, les consommateurs de gaz ne disposent pas des droits et des outils nécessaires pour choisir les options de décarbonation les plus efficaces sur le plan des coûts sur le marché.

Quels sont les objectifs à atteindre?

L’objectif général consiste à faciliter une décarbonation rentable en mettant en place un marché européen de l’hydrogène et en décarbonant progressivement les marchés de combustibles gazeux, tout en garantissant la sécurité énergétique. Les objectifs spécifiques sont: 1) faciliter l’émergence d’un marché de l’hydrogène de l’UE ouvert et concurrentiel, 2) garantir l’accès des gaz d’origine renouvelable aux réseaux et marchés de méthane existants, ainsi que la sécurité d’approvisionnement de ces marchés, 3) garantir une planification transparente et inclusive des infrastructures, et 4) doter les consommateurs de droits et d’outils pour choisir les options de décarbonation les moins onéreuses.

Quelle est la valeur ajoutée de l’action au niveau de l’UE (subsidiarité)?

L’initiative a pour but de modifier la législation européenne existante et d’instituer un nouveau cadre en faveur d’un marché intérieur de l’hydrogène pour parvenir à une économie de l’hydrogène propre et efficace en termes de coûts. L’avènement de marchés européens plus efficaces et mieux intégrés pour les gaz d’origine renouvelable nécessite une approche réglementaire harmonisée et coordonnée au sein de l’UE, et ne saurait être réalisé au seul niveau des États membres. L’initiative cherche également à éviter les distorsions causées par des initiatives stratégiques non coordonnées et fragmentées, car de nombreux États membres élaborent des solutions purement nationales. Cette initiative contribue également à réaliser certains objectifs contraignants au niveau de l’UE. Le rôle des combustibles gazeux dans le bouquet énergétique dans les décennies à venir nécessite la décarbonation du secteur gazier grâce à une conception tournée vers l’avenir axée sur des marchés concurrentiels du gaz décarbonés, capable d’autonomiser et de protéger comme il se doit tous les consommateurs de l’Union. La mise en place d’un cadre réglementaire au niveau de l’UE pour des infrastructures liées à l’hydrogène et des marchés de l’hydrogène dédiés encouragerait l’intégration et l’interconnexion des marchés nationaux d’hydrogène.

B. Les solutions

Quelles sont les différentes options pour atteindre les objectifs? Y a-t-il une option privilégiée? Si tel n’est pas le cas, pourquoi?

La problématique I considère les options suivantes: la mise en concurrence des droits d’exploitation des réseaux (option 1); l’introduction de grands principes réglementaires inspirés de ceux actuellement applicables au marché du gaz naturel, mais adaptés au stade de développement des marchés de l’hydrogène (option 2); et l’établissement d’un régime réglementaire à part entière pour l’hydrogène (similaire à celui actuellement applicable au secteur du gaz naturel) sans qu’une transition vers un marché de l’hydrogène plus mature ne soit nécessaire (option 3).

L’option privilégiée pour la problématique I est d’introduire de grands principes réglementaires tout en fournissant des orientations pour les évolutions réglementaires futures (option 2b «Grands principes réglementaires associés à une vision»). Cette option est la mieux adaptée aux spécificités du secteur de l’hydrogène et consacre certains des avantages que les autres options auraient pu apporter, tout en évitant leurs inconvénients. Grâce aux orientations fournies, le terrain est préparé pour un marché de l’hydrogène plus mature.

La problématique II contient des options promouvant l’accès des gaz d’origine renouvelable et bas carbone à l’infrastructure et aux marchés du gaz existants. Toutes les options comprennent également un niveau progressif d’intervention pour remédier aux préoccupations liées à la sécurité énergétique, en élargissant notamment les outils, normes et procédures existants aux gaz d’origine renouvelable et bas carbone, à travers une solidarité effective et en tenant compte des risques liés à la cybersécurité pour le secteur du gaz. L’option 3 «Permettre et promouvoir le plein accès au marché aux gaz d’origine renouvelable et bas carbone et remédier à la question des contrats de fourniture de gaz naturel à long terme» est l’option privilégiée pour la problématique II. Cette option comporte des mesures pour soutenir l’accès des gaz d’origine renouvelable et bas carbone au marché de gros, aux terminaux GNL, et au réseau de transport (indépendamment du lieu de raccordement), y compris des réductions de tarifs pour les injections dans le réseau et pour le transport transfrontalier. Elle interdit les contrats de fourniture à long terme en gaz fossile sans à partir de 2050. La qualité du gaz relèverait d’une approche harmonisée au niveau de l’UE pour les points d’interconnexion transfrontaliers tout en laissant de la flexibilité aux États membres. Le plafond autorisé d’hydrogène injecté est fixé à 5 % pour l’ensemble des points transfrontaliers – un niveau qui est efficace du point de vue des coûts d’adaptation et d’atténuation des émissions.

La problématique III porte sur les options relatives à la planification intégrée des réseaux. L’option privilégiée pour la problématique III est l’option 2 «Planification nationale sur la base de scénarios européens». Cette option permet la planification au niveau national mais exige que celle-ci se fonde sur des scénarios communs pour le gaz et l’électricité, alignés sur le TYNDP et liés au plan national en matière d’énergie et de climat pertinent. Elle comprend l’ensemble des acteurs pertinents (GRD) et permet le recensement des conduites pouvant servir à la réaffectation du méthane à l’hydrogène à un niveau de détail qui serait difficilement atteignable au niveau européen.

La problématique IV contient des options qui prévoient une approche non réglementée vis-à-vis de la concurrence et de l’engagement des consommateurs ou qui requièrent au contraire de remédier aux causes des problèmes par l’intermédiaire de nouveaux actes législatifs, établissant pour l’essentiel un parallèle avec ce qui est déjà en place dans le secteur de l’électricité. Au vu de cette analyse, l’option privilégiée est l’option 2 «Législation flexible», qui reflète les dispositions en matière de protection des consommateurs du marché de l’électricité ainsi que, le cas échéant, d’autonomisation. De manière générale, cette option est très probablement la plus efficace, efficiente, et cohérente par rapport aux autres problématiques.

Quelle est la position des différentes parties intéressées? Qui soutient quelle option?

S’agissant de la problématique I, une grande majorité des participants est favorable à l’introduction d’une réglementation à un stade précoce pour favoriser un marché de l’hydrogène et des infrastructures liées à l’hydrogène efficaces et compétitifs. Les participants ont fortement plaidé en faveur d’un cadre législatif européen qui définit les principes réglementaires essentiels et qui répond à une approche par étapes. Une large majorité soutient, par exemple, la réglementation de l’accès des tiers, des règles d’accès aux terminaux d’importation et au stockage pour l’hydrogène, et plaide en faveur de la dissociation des activités du réseau. La plupart des participants ont considéré qu’il était important de définir à un stade précoce le rôle des parties privées dans le développement des infrastructures liées à l’hydrogène. Une grande majorité des participants estime également que les réseaux privés existants et futurs pourraient être (temporairement) exemptés de certaines exigences réglementaires mais que la convergence sur un cadre réglementaire unique doit être assurée. La grande majorité des participants estime que les droits et les conditions d’autorisation pour les nouvelles infrastructures liées à l’hydrogène devraient être semblables à ceux actuellement applicables aux conduites de méthane.

S’agissant de la problématique II, les parties intéressées conviennent de la nécessité de réviser le cadre réglementaire actuel pour contribuer à la réalisation des objectifs de décarbonation. Une majorité des parties intéressées estime qu’il est important de garantir le plein accès au marché et de faciliter l’injection de gaz d’origine renouvelable et bas carbone dans le réseau gazier. De nombreux participants plaident en faveur de l’obligation pour les opérateurs de réseau de raccorder les producteurs de gaz d’origine renouvelable et bas carbone et d’introduire une réduction des frais d’injection. La majorité des participants est également favorable à l’amélioration du cadre de transparence pour les terminaux GNL. L’application harmonisée des normes en matière de qualité du gaz au sein de l’UE, le renforcement de la coordination transfrontalière et l’amélioration de la transparence bénéficient également d’un large soutien. Bien que les participants soient davantage divisés en ce qui concerne le mélange de l’hydrogène, une majorité d’entre eux s’accorde à dire qu’il peut représenter une première étape efficace en termes de coûts et rapide, malgré les coûts techniques élevés, dans la décarbonation du système énergétique. Peu de parties intéressées étaient favorables à l’élimination des tarifs transfrontaliers intra-UE. La majorité des participants considèrent comme importants les défis en matière de sécurité et les mesures en matière de cybersécurité liés au gaz.

S’agissant de la problématique III, la majorité des parties intéressées est favorable à l’alignement du calendrier des plans nationaux de développement du réseau (NDP) sur le TYNDP, avec la mise en place d’un plan unique relatif au gaz indépendamment du modèle de dissociation choisi. Une majorité importante des participants s’est dite encore plus favorable à un scénario commun pour l’électricité et le gaz. Un nombre important de parties intéressées demande l’inclusion des projets liés à l’hydrogène au NDP. La plupart des parties intéressées estiment que les GRD ont notamment pour rôle de fournir et de partager des informations, et plusieurs participants sont également favorables à ce que les GRD fournissent leur propre plan comprenant l’optimisation des systèmes dans différents secteurs. Les participants ont également exprimé une légère préférence pour un plan conjoint relatif au gaz et à l’électricité par rapport à des scénarios conjoints assortis de plans distincts. Plusieurs parties intéressées ont souligné qu’un plan conjoint relatif au méthane et à l’hydrogène, assorti d’un plan distinct relatif à l’électricité, serait l’option privilégiée.

S’agissant de la problématique IV, la grande majorité des parties intéressées a demandé un renforcement des ambitions dans les dispositions en lien avec les citoyens/consommateurs en reflétant celles du marché de l’électricité. De même, les dispositions relatives à la précarité énergétique devraient contribuer à garantir que les consommateurs n’assument pas le coût du passage à des solutions reposant sur du gaz propre. Les représentants du secteur privé sont favorables aux plans consistant à supprimer progressivement les prix réglementés, tandis que certaines organisations de consommateurs choisiraient de les conserver pour protéger les consommateurs vulnérables et en situation de précarité énergétique. Presque la moitié de tous les participants souhaitent que les dispositions en matière de comparabilité des offres et d’accessibilité des données, de transparence, de systèmes intelligents de mesure et de changement de fournisseur soient renforcées. Aucun participant n’a explicitement soutenu l’approche non réglementée.

C. Incidence de l’option privilégiée

Quels sont les avantages de l’option privilégiée (ou, à défaut, des options principales)?

Problématique I: L’option consistant à appliquer des grands principes réglementaires associés à une vision des infrastructures liées à l’hydrogène et des marchés de l’hydrogène présente l’avantage majeur de favoriser l’intégration des marchés, d’apporter de la clarté aux investisseurs (dans les infrastructures), d’éviter l’émergence de structures de marché non concurrentielles ainsi que d’obstacles à l’intégration des marchés pour des questions de qualité de l’hydrogène. Au cours de la montée en puissance du secteur de l’hydrogène, elle donne aux investisseurs de la flexibilité tandis que la clarté vis-à-vis du futur régime réglementaire évite les coûts liés à des ajustements ex post nécessaires lorsque le marché arrive à maturité.

Problématique II: Permettre et promouvoir le plein accès au marché aux gaz d’origine renouvelable et bas carbone et traiter la question des contrats de fourniture de gaz naturel à long terme. Ces mesures ont pour principal avantage qu’elles réduiront les coûts de production pour les producteurs de gaz d’origine renouvelable et bas carbone, renforceront la concurrence, la liquidité et le commerce des gaz d’origine renouvelable. De cette manière, les consommateurs et les contribuables y gagneront car les mesures de soutien pourraient être réduites. Les mesures prévues limiteront également les risques pour la sécurité énergétique et permettront de gagner du temps et d’économiser des ressources, amélioreront l’efficacité des mesures d’urgence, et renforceront les exigences en matière de sécurité pour les entreprises du secteur du gaz.

Problématique III: Mise en place d’une planification nationale sur la base de scénarios européens. Le principal avantage est que cela éliminera les risques que les GRT d’électricité et de gaz ne planifient l’évolution de leurs systèmes sur la base d’hypothèses incompatibles. Elle permet l’intégration des secteurs et un plan conceptuel des réseaux tout en conservant les avantages des plans sectoriels de développement du réseau plus détaillés. Elle garantit une vision commune des différentes parties intéressées impliquant que la planification des réseaux tienne compte des stratégies de décarbonation aux niveaux national et de l’UE, en réduisant le risque potentiel de verrouillages ou d’actifs délaissés.

Problématique IV: Mise en œuvre d’une législation flexible qui traite toutes les causes des problèmes. Elle aura pour principal avantage de présenter un important potentiel d’économies, d’aider les nouveaux fournisseurs et prestataires de services à accéder au marché, de développer des produits innovants, avec pour résultat un renforcement de la concurrence, de la participation des consommateurs et de l’intérêt économique. Elle permettrait aussi aux citoyens et aux communautés d’accroître l’acceptation sociale, de mobiliser des capitaux privés et de faciliter le déploiement des gaz d’origine renouvelable et bas carbone. La réduction du risque de surinvestissements aura une incidence environnementale positive.

Quels sont les coûts de l’option privilégiée (ou, à défaut, des options principales)?

La mise en œuvre des mesures concernant la problématique I implique des coûts économiques et administratifs pour les autorités des États membres, les autorités de régulation et les gestionnaires de réseau car de grands principes devront être introduits et surveillés. Les avantages économiques de l’option privilégiée l’emportent toutefois facilement sur ces coûts.

La mise en œuvre des mesures concernant la problématique II implique des coûts économiques et administratifs car elle augmentera le prix du gaz naturel sur le marché, et nécessite une coopération accrue entre les GRD et les GRT. Les autorités nationales, en particulier les régulateurs, devront être impliquées dans la mise en œuvre de ces mesures. En outre, l’élaboration d’une approche réglementée de la cybersécurité pourrait également entraîner une augmentation des coûts de conformité.

Bien qu’aucune quantification publique des coûts ne soit disponible pour la problématique III, les avantages (renforcement des synergies réduisant les coûts sociétaux) devraient être supérieurs aux coûts d’une coordination additionnelle.

Aucune quantification publique des coûts n’est disponible pour la problématique IV. Les principaux coûts sont de nature économique et sociale car les avantages pour les consommateurs pourraient être moindres que le coût de compteurs intelligents pour donner un accès non discriminatoire aux données de consommation.

Quelles sont les incidences sur les PME et la compétitivité?

Les options privilégiées au regard des différentes problématiques entraîneront une augmentation de la concurrence pour les gaz d’origine renouvelable et bas carbone. L’amélioration de la concurrence des marchés de détail combinée à celle de la protection des consommateurs entraînera une augmentation des taux de changement de fournisseur de la part des plus petits consommateurs, y compris les PME. Une augmentation de la concurrence peut également être le résultat d’un accès non discriminatoire aux données de consommation ainsi que d’accords et de mesures harmonisés de manière rationnelle facilitant l’interopérabilité au sein de l’UE. L’élargissement des exigences d’homogénéisation des marchés garantira une concurrence accrue entre les prestataires de services de cybersécurité et réduira les coûts du fait des économies d’échelle.

Y aura-t-il une incidence notable sur les budgets nationaux et les administrations nationales?

La majorité des options privilégiées au regard des différentes problématiques ont des incidences existantes et limitées sur les États membres, et ne représentent pour la plupart qu’une charge administrative limitée. Toutefois, en ce qui concerne la problématique IV (législation flexible pour les marchés de détail), la protection des consommateurs et leur participation limiteraient cette charge pour les administrations. De manière générale, aucune augmentation importante des incidences sur les États membres n’a été signalée à l’occasion de vastes consultations publiques, auxquelles ont également participé des administrations des États membres.

Y aura-t-il d’autres incidences notables?

Oui, l’option privilégiée au titre de la problématique IV identifie des incidences sur les droits fondamentaux en ce qui concerne la protection des données et garantira un accès et une utilisation étendus des technologies numériques et des services fondés sur les données tout en garantissant un niveau élevé de protection du droit à la vie privée et des données à caractère personnel.

Proportionnalité?

L’ensemble d’options privilégié est jugé proportionné et s’appuie dans la mesure du possible sur les approches existantes. L’équilibre entre les obligations et la prise en considération des différentes capacités d’agir parmi les États membres et les entités privées est considéré comme approprié compte tenu de l’impérative nécessité de parvenir à la neutralité climatique.

D. Suivi

Quand la législation sera-t-elle réexaminée?

La Commission réalisera une évaluation à part entière de l’incidence des initiatives proposées, y compris de l’efficacité, l’efficience, la cohérence et la pertinence continues des propositions, dans un délai donné suite à l’entrée en vigueur des mesures adoptées (à titre indicatif, cinq ans). Aucun réexamen n’est actuellement prévu dans la proposition.