RAPPORT DE LA COMMISSION AU CONSEIL ET AU PARLEMENT EUROPÉEN concernant l'application du règlement (UE) 2019/941

COMMISSION EUROPÉENNE

Bruxelles, le 29.9.2025

COM(2025) 539 final

RAPPORT DE LA COMMISSION AU CONSEIL ET AU PARLEMENT EUROPÉEN

concernant l'application du règlement (UE) 2019/941

1.Introduction

Le règlement (UE) 2019/941 sur la préparation aux risques (ci-après le «règlement») a été adopté en 2019 dans le cadre du paquet «Énergie propre» dans le but de veiller à ce que tous les États membres soient dotés d’outils appropriés pour prévenir, se préparer et gérer les situations de crise de l’électricité dans un esprit de solidarité et de transparence, tout en respectant les exigences d’un marché intérieur de l’électricité concurrentiel. Le règlement a été adopté dans le contexte de la transformation profonde en cours des marchés de l’électricité de l’UE, caractérisée par des marchés plus décentralisés avec un plus grand nombre d’acteurs, une plus grande proportion d’énergies renouvelables et une meilleure interconnexion des marchés de l’électricité, ce qui nécessite des mesures plus coordonnées en matière de sécurité d’approvisionnement.

Le règlement visait à relever ces défis au moyen de diverses mesures, à savoir: (1) identification de scénarios régionaux et nationaux de crise de l’électricité, (2) évaluation des risques liés à la propriété des infrastructures pertinentes pour la sécurité de l’approvisionnement en électricité, (3) évaluations de l’adéquation saisonnière et à court terme, (4) plans de préparation aux risques, (5) mesures régionales et bilatérales visant à coopérer en matière de prévention ou de gestion d’une crise, (6) exercices. Le présent rapport évalue l’application de ces mesures sur la base de l’expérience acquise dans sa mise en œuvre 1 et conformément à l’article 18, paragraphe 4, du règlement, qui requiert l’élaboration du présent rapport au plus tard le 1er septembre 2025.

Parallèlement, la Commission prépare actuellement un bilan de qualité évaluant la cohérence et les synergies entre le règlement et le règlement (UE) 2017/1938 sur la sécurité de l’approvisionnement en gaz. Le présent rapport, le rapport sur le bilan de qualité, ainsi qu’une analyse d’impact à venir, prépareront le terrain en vue d’une révision du cadre de l’UE en matière de sécurité énergétique, annoncée dans le plan d’action pour une énergie abordable 2 et dans la stratégie européenne pour une union de la préparation 3 . La révision renforcera également la sécurité de l’approvisionnement en électricité au niveau de l’Union, en accordant une attention particulière à l’intégration des systèmes et aux risques émergents (par exemple, les effets du changement climatique, les menaces hybrides, etc.).

2.Analyse de l’application des dispositions du règlement

2.1 Recensement des scénarios régionaux et nationaux de crise de l’électricité

Le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité (REGRT-E) doit recenser tous les quatre ans les scénarios régionaux 4 de crise de l’électricité les plus pertinents en ce qui concerne l’adéquation du réseau, la sécurité du réseau et la sécurité de l’approvisionnement en combustible, en étroite coopération avec plusieurs parties prenantes 5 (article 6). L’identification suit une méthodologie que le REGRT-E élabore et que l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) approuve 6 (article 5). Les scénarios régionaux servent de base à l’identification ultérieure par les États membres de scénarios nationaux de crise de l’électricité (article 7). Ces deux types de scénarios constituent la base de la conception de mesures de prévention et d’atténuation solides.

La première évaluation des scénarios régionaux de crise a été réalisée en septembre 2020 par le REGRT-E. Dans leurs plans de préparation aux risques (ci-après les «plans») qu’ils ont présentés à la Commission en 2022, les États membres n’ont conservé que les scénarios régionaux significatifs pour eux et ont ajouté des scénarios spécifiques le cas échéant (par exemple, le scénario Dunkelflaute pour les Pays-Bas). Sur la base de l’expérience acquise lors de la première identification de scénarios, de la première série de plans et de la recommandation du groupe de coordination pour l’électricité 7 , le REGRT-E, en étroite coopération avec l’ACER et la Commission, a révisé la méthodologie. Cette méthodologie révisée 8 a été approuvée par l’ACER en 2024 et utilisée pour la deuxième identification de scénarios régionaux de crise électrique, qui a été conclu en septembre 2024. Parmi les améliorations apportées à la méthodologie figurent une description améliorée des scénarios régionaux, des simulations obligatoires d’un nombre croissant de scénarios présentant un niveau de gravité accru, une nouvelle approche descendante pour garantir une large dimension régionale dès les premières étapes du processus d’identification, et un dialogue continu avec les parties prenantes.

C’est la première fois qu’un ensemble de scénarios régionaux concrets a été identifié à l’appui des travaux sur les mesures, assurant ainsi une certaine cohérence entre les États membres. Il s’agit d’une étape importante qui a réuni les gestionnaires de réseau de transport (GRT) et les autorités nationales pour envisager des scénarios de risque au-delà des frontières nationales compte tenu de la dimension régionale de certains risques (par exemple, des étés extrêmes, avec canicules, incendies de forêt, sécheresses) et du niveau accru d’interconnexion du réseau électrique.

Toutefois, malgré les améliorations déjà réalisées, certaines faiblesses persistent. Tout d’abord, la description des scénarios de risque dans la plupart des plans nationaux, plutôt superficielle et insuffisante, ne permettait pas de comprendre leurs incidences concrètes. Tel était notamment le cas pour les scénarios concernant les attaques malveillantes ainsi que les phénomènes météorologiques extrêmes et l’adaptation au changement climatique. Par exemple, et en particulier pour les scénarios liés à la cybersécurité, la Commission a demandé plus de détails sur les exigences en matière de cybersécurité, les procédures relatives aux incidents et les acteurs concernés. Deuxièmement, on ne trouvait aucune information concrète permettant de quantifier les retombées potentielles d’une crise du gaz sur le secteur de l’électricité afin de déterminer la nécessité de mesures préventives (régionales) potentielles, même à la lumière des changements radicaux résultant de l’invasion à grande échelle de l’Ukraine par la Russie. En fait, certains États membres ont dû élaborer des scénarios ad hoc ou effectuer des tests de résistance pour comprendre l’ampleur des incidences d’un tel événement. Pour remédier à cette situation, la Commission a demandé aux États membres d’approfondir l’analyse des scénarios afin d’inclure les risques géopolitiques, la dépendance à l’égard des combustibles importés et à l’égard d’autres chaînes d’approvisionnement en provenance de pays tiers, ainsi que les conséquences pour le secteur de l’électricité de la situation dans d’autres secteurs 9 , 10 . Troisièmement, le REGRT-E a estimé, avant l’hiver 2022-2023, les volumes critiques de gaz nécessaires au fonctionnement du secteur de l’électricité pendant l’hiver afin de faciliter la prise de décision par les gouvernements. Malgré ces solutions ad hoc, une lacune fondamentale est apparue dans un élément central de la logique de préparation aux risques dans le secteur de l’électricité, qui nécessite des dispositions plus concrètes et plus opérationnelles, ainsi que de nouvelles réflexions sur l’incidence de la dépendance à l’égard des combustibles fossiles importés.

D’autres questions concernent la prise en compte limitée des mesures de prévention et d’atténuation dans les simulations de scénarios, ce qui peut conduire à prévoir des conséquences plus graves que celles que l’on peut raisonnablement attendre dans la pratique. Par conséquent, les scénarios régionaux peuvent décrire des conséquences plus dramatiques que les scénarios nationaux. En outre, le lien avec les scénarios du REGRT concernant la rupture d’approvisionnement en gaz naturel et la défaillance des infrastructures pour le gaz naturel est faible, ce qui conduit à la conclusion générale que la cohérence et la coordination intersectorielles sont limitées, malgré les dispositions du règlement.

En ce qui concerne l’adaptation au changement climatique, un problème commun était l’absence de considérations relatives à la vulnérabilité climatique et aux risques dans les scénarios qui pourraient contribuer à l’élaboration de mesures préventives visant à réduire l’exposition aux risques liés au climat. À quelques exceptions près, il manquait dans les plans une indication claire de la manière dont les futurs développements du réseau aideront à faire face aux conséquences de ces risques (voir également la section 2.4). Enfin, il convient de trouver un équilibre sur la manière dont la dimension nationale est intégrée dans les simulations afin de compléter l’analyse régionale. Lorsque la dimension nationale est limitée, les incidences de certains types de risques peuvent être sous-estimées (par exemple, les incendies de forêt), mais lorsque cette dimension est trop importante, il existe un risque d’évaluations trop fragmentées et centrées sur l’échelon national, ce que la participation des centres de coordination régionaux (CCR) n’a pas résolu.

2.2 Risques liés à la propriété d’infrastructures pertinentes pour l’approvisionnement en électricité

Dans un délai de quatre mois à compter de l’identification des scénarios de crise régionaux, les États membres doivent identifier et notifier 11 à la Commission et au groupe de coordination pour l’électricité (GCE) tout risque associé à la propriété des infrastructures pertinentes pour la sécurité de l’approvisionnement en électricité [article 7, paragraphe 4, et considérant (17)]. Le cas échéant, les États membres doivent également indiquer toute mesure de prévention ou d’atténuation pertinente.

Les États membres ont notifié leurs premières évaluations de ces risques en janvier 2021. Ces évaluations se sont principalement concentrées sur les infrastructures de transport, qui, dans de nombreux cas, sont soit détenues par l’État, soit détenues par des entités dans lesquelles l’État détient une participation majoritaire. Peu d’États membres ont identifié des risques potentiels en matière de propriété, qui ont été jugés peu probables. En outre, la plupart des États membres ont mis en place des mesures de prévention et de préparation, telles que des mécanismes de filtrage des investissements directs étrangers ou des procédures spécifiques régissant les transferts de propriété. L’évaluation a de nouveau été réalisée en janvier 2025 avec des résultats similaires.

Cette disposition a donné lieu, pour la première fois, à une évaluation spécifique des risques liés à la propriété. Néanmoins, l’accent a été presque exclusivement mis sur les réseaux de transport et de distribution. D’autres actifs pertinents, tels que les actifs de production, n’ont généralement pas été pris en considération (à quelques exceptions près) même lorsque des entreprises publiques de pays tiers détiennent des parts dans des actifs de production. Cela signifie également que les risques transsectoriels, par exemple ceux liés à la propriété des infrastructures pertinentes dans le secteur du gaz, n’ont pas été pris en considération. Il s’agit d’un domaine dans lequel des améliorations sont nécessaires.

2.3 Évaluations de l’adéquation saisonnière et à court terme:

Le REGRT-E doit procéder à des évaluations de l’adéquation saisonnière au niveau de l’Union avant chaque hiver et chaque été et les publier au plus tard le 1er décembre et le 1er juin respectivement. Bien que cette obligation ne soit pas nouvelle 12 , ces évaluations doivent être effectuées selon une nouvelle méthodologie commune (article 8). Cette méthodologie doit être utilisée pour toutes les évaluations de l’adéquation à court terme, qu’elles soient effectuées au niveau national, régional ou de l’Union.

La méthodologie pour les évaluations de l’adéquation à court terme et saisonnières a été approuvée par l’ACER en mars 2020, sur proposition du REGRT-E, et a été utilisée depuis lors par l’ENTSO-E pour la préparation des «perspectives hivernales» et des «perspectives estivales». Ces évaluations sont devenues un outil très pertinent pour la préparation de chaque saison, en particulier dans les situations où des risques ont touché simultanément plusieurs États membres, par exemple l’indisponibilité de la production dans les pays traditionnellement exportateurs. En outre, depuis l’invasion à grande échelle de l’Ukraine par la Russie, l’adoption des perspectives d’hiver a été avancée à novembre, avec des discussions préalables sur les tendances observées et des informations préliminaires au sein du GCE également en octobre, afin de laisser plus de temps pour adopter des mesures préventives avant l’hiver.

Toutefois, des améliorations sont encore possibles, par exemple en ce qui concerne la prise en compte des effets de propagation à partir d’autres secteurs. Le calcul des volumes critiques de gaz (voir section 2.1) a été utile et a été conservé dans les perspectives d’hiver ultérieures, mais il révèle la nécessité d’une intégration plus poussée entre le gaz et l’électricité, dans un contexte d’augmentation de la part de la production d’électricité renouvelable et d’élimination progressive du gaz fossile, et éventuellement d’autres secteurs à l’avenir (par exemple, l’hydrogène). Certains États membres ont en outre demandé que les résultats de l’évaluation hivernale du REGRT pour le gaz soient pris en considération dans les perspectives hivernales pour l’électricité, et aussi que l’intégration et la coopération entre les deux REGRT soient renforcées.

En ce qui concerne l’évaluation de l’adéquation à court terme, tous les CCR l’ont déjà effectué et disposent d’un outil d’adéquation paneuropéen à court terme. L’évaluation de l’adéquation à court terme est importante pour la connaissance de la situation et pour résoudre les éventuelles contraintes au cours de la semaine à venir (sept prochains jours), ce qui constitue un indicateur significatif permettant de déterminer si la crise de l’électricité est imminente dans les États membres lorsqu’ils examinent l’adéquation (c’est-à-dire si le pays peut satisfaire la demande de son pays avec sa production et ses échanges). Toutefois, cette approche n’inclut pas l’analyse des flux d’électricité et de la sécurité du système, c’est-à-dire par exemple l’identification des maillons faibles qui peuvent être surchargés et provoquer des événements en cascade hors contrôle (N-K). L’analyse de la sécurité peut apporter une dimension supplémentaire à la sécurité de l’approvisionnement en électricité. Par conséquent, certains États membres ont souligné la nécessité d’y inclure les infrastructures de transport, qui font actuellement défaut dans les évaluations, étant donné qu’en cas de crise imminente, cela pourrait fournir une vue d’ensemble des zones saturées potentielles qui entravent l’acheminement de l’énergie vers les lieux où elle est nécessaire.

2.4 Plans de préparation aux risques

Sur la base des scénarios régionaux et nationaux de crise de l’électricité, les États membres doivent adopter et mettre à jour tous les quatre ans des plans nationaux de préparation aux risques (ci-après dénommés «plans»), après consultation des parties prenantes et des organismes nationaux concernés. Avant leur adoption, les États membres doivent consulter les États membres concernés de leur région, les autres États membres directement connectés et le groupe de coordination pour l’électricité sur les versions provisoires de leurs plans, afin d’assurer la cohérence (article 10). Les articles 11 et 12 décrivent le contenu obligatoire des plans et un modèle figure également en annexe 13 .

Les autorités nationales compétentes ont adopté leurs plans et les ont notifiés à la Commission en 2022 14 , après que les consultations obligatoires ont eu lieu. La Commission a examiné ces plans. Bien que nombre d’entre eux soient assez complets dans la description du cadre national, elle a émis des avis 15 soulignant le non-respect de dispositions du règlement et a demandé des modifications. Dans sa demande de modifications, compte tenu des circonstances à la suite de l’invasion à grande échelle de l’Ukraine par la Russie, la Commission a demandé en priorité aux États membres: i) de mettre à jour les plans en mettant l’accent de manière pragmatique sur l’incidence d’une pénurie de combustibles fossiles importés (en provenance de Russie), par exemple le changement de combustible, l’augmentation de la demande d’électricité en cas de pénurie d’autres combustibles pour le chauffage, ii) de procéder à un essai du plan avant l’hiver; iii) de développer les dispositions en matière de solidarité (voir section 2.7) et iv) d’approfondir l’évaluation des scénarios de crise (voir section 2.2).

D’autres demandes communes de la Commission concernent:

·la description limitée des scénarios nationaux de crise de l’électricité (voir section 2.1),

·la définition de la crise de l’électricité, étant donné qu’il est nécessaire que les parties prenantes et les autres pays prévoient quand une situation d’urgence pourrait être déclarée et, surtout, quand des mesures non fondées sur le marché seraient appliquées,

·les exercices de préparation aux situations d’urgence obligatoires (voir point 2.8),

·les informations relatives à la consultation obligatoire des parties prenantes avant l’établissement du plan (article 10, paragraphe 1, du règlement),

·de plus amples informations sur certaines mesures nationales, y compris les procédures, les déclencheurs et les conditions de leur application, en particulier pour les mesures non fondées sur le marché à activer en cas de crise de l’électricité (uniquement en dernier ressort et sans fausser la concurrence),

·les projets de développement de futurs réseaux pour aider à faire face aux risques identifiés,

·les mécanismes utilisés pour informer le public au sujet des crises de l’électricité,

·les mécanismes de coopération et de coordination avec les États membres en dehors de leur région ou avec les pays tiers.

Les plans constituent une pierre angulaire du règlement. Ils assurent la transparence et permettent la coordination des mesures entre les régions. En effet, le REGRT-E a conclu, dans ses perspectives d’hiver 2022-2023 16 , que la coopération transfrontalière et une coordination étroite à tous les niveaux seraient essentielles au cours de cet hiver pour garantir que le système électrique européen maintienne son équilibre entre l’offre et la demande et fait spécifiquement référence à l’échange sur les plans de préparation aux risques.

Toutefois, il y a encore matière à amélioration. Étant donné que les scénarios n’ont pas été décrits de manière détaillée, il n’est pas possible de déterminer si toutes les mesures appropriées pour faire face aux risques recensés ont été incluses dans les plans et adoptées. Le lien intersectoriel reste également faible et on peut se demander pour plusieurs plans s’ils ont une approche tournée vers l’avenir, comme en témoigne la prise en considération limitée des évolutions futures du réseau.

Du point de vue de la procédure, les dispositions peuvent être considérées comme inutilement lourdes, tant pour l’adoption des plans, pour leur évaluation par la Commission que pour la réponse à la demande de modifications de la Commission, ce qui a été attesté par de nombreux retards en dépit des mesures d’exécution. En outre, si la plupart des États membres ont inclus davantage de détails dans leurs plans à la suite des recommandations de la Commission, tous les problèmes n’ont pas été abordés, ce qui témoigne d’une efficacité limitée de la boucle de retour d’information. L’efficacité du processus administratif des plans de préparation aux risques fait l’objet d’un examen plus approfondi dans le rapport sur le bilan de qualité.

2.5 Mesures régionales et bilatérales de coopération pour la prévention ou la gestion d’une crise

Le règlement a établi un nouveau mécanisme permettant aux États membres de coopérer dans un esprit de solidarité afin de prévenir ou de gérer les crises (article 15). Lorsque la capacité technique requise existe, les États membres doivent se prêter mutuellement assistance au moyen de mesures «régionales» ou «bilatérales» 17 dans le but ultime de protéger la sécurité publique et la sûreté des personnes. Les arrangements techniques, juridiques et financiers nécessaires à la mise en œuvre de ces mesures régionales ou bilatérales doivent faire l’objet d’un accord préalable entre les États membres, y compris en ce qui concerne l'indemnisation équitable. Par la suite, chaque État membre doit mettre en œuvre et décrire dans son plan les mesures nationales qui garantissent la mise en œuvre et l’application effectives des mesures de solidarité. La Commission a fourni des orientations 18 aux États membres sur les éléments clés de l’indemnisation équitable et sur d’autres aspects à inclure dans les arrangements techniques et financiers conclus entre les États membres pour l’application du mécanisme d’assistance.

Les plans ne donnaient que très peu d’informations concernant ces mesures. Dans certains cas (9), les plans faisaient référence aux arrangements existants en matière de coopération régionale et bilatérale et mentionnaient un certain nombre de mesures envisageables à l’avenir, mais celles-ci n’avaient pas encore été approuvées ou adoptées. L’un des cas les plus avancés était le Forum pentalatéral de l’énergie 19 , dont les membres ont signé un protocole d’accord en décembre 2021 contenant une liste de mesures communes possibles en vue d’une analyse plus approfondie. Les États membres d’Europe centrale et orientale ont signé un protocole d’accord similaire en 2022. Dans d’autres cas (15), les États membres faisaient référence aux accords existants entre les GRT, mais en l’absence d’informations supplémentaires sur les mesures concrètes, il était difficile de savoir si ces accords répondaient aux exigences du règlement. Les plans modifiés à la suite de la demande d’informations complémentaires de la Commission n’ont pas apporté de précisions significatives et ont simplement attiré l’attention sur les négociations en cours avec leurs voisins. De nettes améliorations s’imposent clairement sur ce point.

Ce mécanisme de coopération bilatérale et régionale a été conçu de manière à laisser aux États membres une large marge de manœuvre dans son application, puisqu’il définit des dispositions et exigences minimales. Bien qu’une telle approche soit bénéfique pour tenir compte de conditions spécifiques différentes, les éléments probants 20 indiquent que la mise en œuvre pratique a été difficile, car elle nécessite un accord préalable et une discussion sur un certain nombre de domaines fondamentaux dans lesquels les États membres avaient des points de départ très différents. Parmi les défis rencontrés figurent la diversité des définitions de la notion de «crise de l’électricité », la définition de la portée des actions de l’autorité compétente en cas de crise, y compris à l’appui d’autres, l’élaboration de mécanismes de compensation financière et la mise en place de protocoles de communication et de coordination. Si certains efforts ont été entrepris par la Commission pour soutenir les États membres (par exemple, clarification de la définition de la notion de «crise de l’électricité» au-delà du contenu du règlement 21 , explication du lien entre le règlement et le code de réseau sur l'état d'urgence et la reconstitution du réseau électrique 22 , partage des pratiques existantes en matière de coopération régionale et de certaines mesures existantes 23 ), aucun nouveau mécanisme de coopération bilatérale ou régionale n’a été pleinement mis au point.

2.6 Réalisation d’exercices

Le règlement exige des tests périodiques de l’efficacité des procédures prévues dans les plans de prévention des crises de l’électricité, y compris les mécanismes de partage d’informations et de coopération. Un calendrier des exercices de préparation aux situations d’urgence bisannuels régionaux et, le cas échéant, nationaux doit être inclus dans les plans, avec des précisions sur les procédures et les acteurs concernés. Les enseignements tirés de ces exercices doivent être pris en compte dans les versions ultérieures des plans.

En général, les plans ou leurs versions modifiées contiennent peu d’informations sur les exercices, mais principalement des informations générales sur les procédures d’exercice et les parties prenantes concernées. Le calendrier obligatoire des futurs exercices régionaux et nationaux de simulation de crise en temps réel fait défaut pour la plupart des États membres. Seuls les États membres du Forum pentalatéral de l’énergie 24 ont été plutôt actifs dans l’organisation d’exercices de crise de l’électricité, ce qui a permis d’améliorer leurs plans (par exemple, les protocoles de communication). En outre, un seul État membre a décrit un lien entre les secteurs de l’électricité et du gaz dans le cadre des exercices de préparations aux situations d’urgence.

En conclusion, et sur la base des informations fournies, les exercices de mise en œuvre des procédures figurant dans les plans ont été au mieux limités, même si les avantages de ces exercices sont largement reconnus par les experts. Cela plaiderait en faveur de dispositions plus normatives concernant les exercices et, éventuellement, d’un rôle de facilitation assigné à un autre acteur dans le cas d’exercices régionaux, en prenant exemple sur les États membres du Forum pentalatéral de l’énergie. Dans le même temps, un certain nombre de délégués des États membres ont fait part de leurs préoccupations au sein du GCE concernant le grand nombre d’exercices prévus dans différents domaines et portant sur l’électricité, ce qui risque de créer une certaine lassitude en la matière et pourrait, en fin de compte, limiter les ressources disponibles pour les exercices telles qu’exigées par le règlement. Dans ce domaine, il existe une marge importante d’amélioration et de synergies.

3.Conclusions

La mise en œuvre du règlement a permis à l’UE de progresser dans la sécurité de son approvisionnement en électricité. Elle a fourni le tout premier cadre commun et uniforme à l’échelle de l’UE pour la préparation aux risques dans le secteur de l’électricité, et les États membres ont élaboré des plans de préparation aux risques, fondés sur des scénarios régionaux et nationaux de crise de l’électricité, selon des méthodes unifiées et un modèle commun.

Toutefois, le présent rapport met également en évidence certains domaines susceptibles d’être considérablement améliorés. Il s’agit notamment de la nécessité d’une analyse plus approfondie des scénarios régionaux et nationaux de crise de l’électricité afin de soutenir l’élaboration des politiques (mesures préventives et mesures d’urgence), de l’élaboration de mesures régionales et bilatérales plus efficaces pour coopérer en matière de prévention ou de gestion d’une crise, ainsi que de l’utilisation d’exercices de préparation aux situations d’urgence pour garantir l’efficacité des plans nationaux. Le présent rapport met également en évidence l’absence d’une approche axée sur l’intégration des systèmes en ce qui concerne la sécurité de l’approvisionnement et la résilience du système, ce qui crée certaines faiblesses dans le cadre actuel.

En outre, la Commission examinera les résultats et les recommandations du groupe d’experts mis en place conformément au droit de l’UE pour enquêter sur la panne généralisée survenue le 28 avril 2025 dans les systèmes électriques de l’Espagne et du Portugal. Ils fourniront de nouveaux éléments d’information à prendre en considération lors de la révision du cadre pour la sécurité énergétique, l’objectif ultime étant de faire en sorte que l’architecture de sécurité énergétique de l’UE soit solide, résiliente et capable d’assurer la protection des citoyens et des entreprises d’Europe eu égard aux défis de demain.

Le système énergétique a également été profondément touché par plusieurs événements survenus depuis l’entrée en vigueur du règlement, tels que l’invasion à grande échelle de l’Ukraine par la Russie et l’augmentation des risques pesant sur les infrastructures énergétiques critiques. En réaction à ces événements, l’UE a accéléré ses travaux sur une nouvelle législation visant à protéger les infrastructures critiques contre les attaques physiques et les cyberattaques 25 , a procédé à des tests de résistance sur les infrastructures énergétiques critiques 26 et a également renforcé la coopération avec d’autres acteurs tels que l’OTAN 27 . Plus récemment, l’UE a intensifié ses efforts 28 pour renforcer la sécurité de ses infrastructures de câbles sous-marins en réponse, entre autres, aux menaces croissantes que les activités illicites de la flotte fantôme russe font peser sur les câbles électriques sous-marins 29 . Ces évolutions récentes n’ont été prises en compte dans l’architecture énergétique actuelle que dans une mesure limitée et sous la forme de recommandations aux États membres contenues dans les avis de la Commission sur les plans, en lien par exemple avec les résultats des tests de résistance ou pour renforcer la coopération entre les autorités chargées de la sécurité de l’approvisionnement et les acteurs de la cybersécurité.

De même, concernant l’inclusion de considérations relatives au changement climatique, telles que la vulnérabilité et les risques climatiques, dans leurs plans, la Commission n’a pu adresser aux États membres qu'une recommandation. La Commission a également publié sa toute première évaluation européenne des risques climatiques 30 , qui conclut que le secteur de l’énergie devrait subir la plus forte augmentation des dommages économiques annuels causés aux infrastructures critiques par rapport aux secteurs des transports, de l’industrie et des secteurs sociaux et a recommandé le renforcement de la planification des risques climatiques dans le secteur de l’électricité 31 . En outre, elle a présenté la stratégie de l’Union européenne de préparation 32 afin de renforcer la capacité de l’UE à anticiper et à prévenir les menaces sans précédent auxquelles l’Union européenne est confrontée, depuis les tensions et les conflits géopolitiques ainsi que les risques de cybersécurité et de manipulation de l’information, jusqu’au changement climatique et aux risques croissants de catastrophes naturelles. Cette stratégie prévoit la réalisation d’évaluations globales des risques et des menaces au niveau de l’UE.

En outre, le système énergétique européen continue de subir une profonde transformation motivée par la nécessité de décarboner et d’électrifier l’économie, dont les effets sont déjà tangibles. Le cadre doit être adapté à ces changements afin de préserver la sécurité de l’approvisionnement dans l’Union.

À la lumière de tout ce qui précède, un réexamen du cadre existant semble essentiel pour s’assurer qu’il est approprié à sa finalité et apte à relever de nouveaux défis. Les conclusions du présent rapport et du bilan de qualité serviront de base aux futures initiatives stratégiques de la Commission visant à renforcer la sécurité de l’approvisionnement en électricité au niveau de l’Union.

(1)

Le présent rapport a été élaboré avant que les conclusions du groupe d’experts mis en place par le REGRT-E pour enquêter sur la panne généralisée dans les systèmes électriques de l’Espagne et du Portugal le 28 avril 2025 ne soient disponibles. Par conséquent, ces conclusions ne sont pas prises en compte dans le présent rapport.

(2)

COM(2025) 79 final

(3)

JOIN(2025) 130 final

(4)

En vertu du règlement sur la préparation aux risques, on entend par «région» un groupe d’États membres dont les gestionnaires de réseau de transport partagent le même centre de coordination régional.

(5)

Le groupe de coordination pour l’électricité (un groupe d’experts composé des États membres, de l’ACER et du REGRT-E), les centres de coordination régionaux (CCR) et les autorités publiques des États membres.

(6)

Décision de l’ACER du 6 mars 2020

(7)

Recommandation émise par le groupe de coordination pour l’électricité conformément à l’article 6, paragraphe 2, du règlement

(8)

Décision de l’ACER nº 02/2024 du 8 mars 2024

(9)

Par exemple, l’augmentation de la demande d’électricité pour le chauffage en l’absence d’autres combustibles.

(10)

Les demandes de la Commission faisaient partie d’avis non contraignants émis par la Commission conformément à l’article 13, paragraphe 2, du règlement.

(11)

La plupart des États membres (24) et l’Irlande du Nord ont notifié entre le quatrième trimestre 2020 et le premier trimestre 2021. Malte et la Lettonie ont adressé leur notification au GCE en juin 2021, à la suite d’une procédure EU Pilot. La Grèce a adressé sa notification à l’ECG en juin 2022, à la suite d’une lettre de mise en demeure.

(12)

L’article 106, paragraphes 1 et 2, du règlement (UE) 2017/1485 charge les GRT de contribuer à l’analyse paneuropéenne des perspectives d’hiver et d’été par analyse de l’adéquation des zones de contrôle, tandis que l’article 8, paragraphe 3, point f), du règlement (CE) nº 714/2009 (abrogé) inclut parmi les tâches du REGRT-E les «perspectives annuelles d’été et d’hiver sur l’adéquation de la production».

(13)

Les principaux chapitres des plans sont les suivants: i) le résumé des scénarios de crise de l’électricité, ii) les rôles et responsabilités de l’autorité compétente, iii) les procédures et les mesures à suivre dans les situations de crise de l’électricité, iv) le coordinateur de crise et les informations sur v) les consultations des parties prenantes au cours du processus d’élaboration des plans et vi) les exercices de préparation aux situations d’urgence que les autorités compétentes sont censées organiser régulièrement.

(14)

À la date limite du 5 janvier 2022, seuls 14 États membres avaient présenté leurs plans. 9 autres ont notifié à la fin du mois d’avril 2022 et le dernier plan a été notifié en décembre 2022 après qu’une série de mesures d’exécution ont été prises par la Commission.

(15)

https://energy.ec.europa.eu/topics/energy-security/security-electricity-supply/risk-preparedness-plans-electricity-sector-national-competent-authorities-and-commissions-opinions_en

(16)

Perspectives d’approvisionnement pour l’hiver 2022-2023 du REGRT-E

(17)

Des mesures régionales sont convenues au sein d’une région, tandis que des mesures bilatérales sont convenues entre deux pays interconnectés électriquement mais n’étant pas situés dans la même région. La région est définie à l’article 2 du règlement comme un groupe d’États membres dont les GRT partagent le même centre de coordination régional. Dispositions transitoires appliquées dans l’attente de la création des centres de coordination régionaux (article 22 du règlement)

(18)

JO 184 du 12.6.2020, p. 79.

(19)

Le Forum pentalatéral de l’énergie est un partenariat régional associant les États membres suivants: Belgique, Pays-Bas, Luxembourg, Allemagne, France et Autriche.

(20)

Provenant notamment de deux ateliers organisés par la Commission avec les États membre en mai 2023 et juin 2024

(21)

Le règlement laisse une marge importante aux États membres pour définir la notion de crise, car ils déterminent ce qu’est une «pénurie importante d’électricité» (article 2). Dans la pratique, cela varie d’approches détaillées et spécifiques, comprenant des valeurs d’indicateurs, à des définitions très génériques, laissant aux États membres une marge de manœuvre pour déclarer une crise en fonction des circonstances.

(22)

Règlement (UE) 2017/2196 de la Commission du 24 novembre 2017 établissant un code de réseau sur l’état d’urgence et la reconstitution du réseau électrique, JO L 312 du 28.11.2017, p. 54.

(23)

Deuxième atelier organisé par la Commission en juin 2024.

(24)

Belgique, Pays-Bas, Luxembourg, Allemagne, France, Autriche et Suisse.

(25)

Directive (UE) 2022/2557 sur la résilience des entités critiques (CER), JO L 333 du 27.12.2022, p. 164. Directive (UE) 2022/2555 concernant des mesures destinées à assurer un niveau élevé commun de cybersécurité dans l’ensemble de l’Union (SRI 2), JO L 333 du 27.12.2022, p. 80.

(26)

Voir le point 6 de la recommandation du Conseil du 8 décembre 2022 relative à une approche coordonnée à l’échelle de l’Union pour renforcer la résilience des infrastructures critiques, JO C 20 du 20.1.2023, p. 1.

(27)

Voir la task-force UE-OTAN sur la résilience des infrastructures critiques

(28)

COM/2025/440 final/2.

(29)

JOIN (2025) 9 final.

(30)

Évaluation européenne des risques climatiques

(31)

COM(2024) 91 final

(32)

JOIN/2025/130 final.