D’ici à 2020, 20% de l’énergie consommée en Europe devrait être renouvelable. Mais le réseau électrique actuel est insuffisant pour acheminer l’électricité verte des lieux de production dispersés vers les centres de consommation.

Vue d'ensemble

L’Europe s’est lancée, à la fin des années 1990, dans la construction d’un marché européen de l’électricité.

L’objectif était non seulement de renforcer la sécurité de l’approvisionnement, mais aussi d’offrir, grâce à la concurrence, le meilleur prix au consommateur.

Or, pour pouvoir vendre, par exemple, l’électricité des centrales nucléaires françaises aux voisins de l’Hexagone, la marchandise doit être acheminée par des interconnexions entre les réseaux électriques nationaux.

Nouvelle ambition

En 2008, l’Union européenne a adopté le paquet énergie-climat avec deux objectifs contraignants pour 2020 : réduire les émissions de gaz à effet de serre de 20% et augmenter la part des énergies renouvelables dans la consommation énergétique finale à 20%. La réduction de la consommation d’énergie de 20% a également été décidée, mais n’est pas contraignante

Chaque pays européen a soumis un plan d’action énonçant les mesures envisagées et un objectif chiffré pour les renouvelables. En France, leur part dans la consommation finale d’électricité devrait augmenter de 13,5% en 2005 à 27% en 2020.

L’augmentation des renouvelables dans la production d’électricité européenne permettra de réduire les émissions de gaz à effet de serre. Mais ce qui apparaît comme une évidence, se réalisera seulement sous certaines conditions. L’une des plus importantes est l’intégration "intelligente" des nouvelles sources d’électricité dans un réseau électrique européen.  

Réseau naissant

Pour ce faire, le développement du réseau s’impose. Or, il est aujourd’hui naissant. Une situation qui fait dire à la directrice du Centre Energie de l’Institut français des relations internationales (IFRI) Maïté Jaureguy-Naudin que "le développement des énergies renouvelables n’a pas été très concluant en terme de réduction des émissions", pour le moment. 

Leur part dans la production totale peut augmenter, sans que cela entraine automatiquement une baisse des émissions de gaz à effet de serre étant donné le manque de réseau pour acheminer ces énergies.

Les sources d’énergie renouvelables sont par essence de nature intermittente. La production d’électricité varie notamment en fonction des conditions météorologiques. Pour garantir malgré tout la sécurité de l’approvisionnement, plusieurs options peuvent être envisagées. Tout d’abord, l’énergie renouvelable peut être stockée quand la demande est faible et utilisée ultérieurement quand la demande dépasse l’offre. Mais le stockage à grande échelle coûte cher et ne pourra pas, seul, relever le défi de l’intermittence.

Il est également envisageable de responsabiliser davantage le consommateur, et de l’inciter à adapter sa consommation à l’évolution de l’offre.

Un réseau européen intégré

Autre option : l’échange des énergies renouvelables entre les différentes zones géographiques qui en produisent. Dans un réseau européen intégré, l’intermittence de la production des énergies renouvelables pourrait être ainsi réduite à un minimum, souligne une étude l’ONG Greenpeace.

L’idée est simple. Si le soleil ne brille pas en Espagne, il est en revanche probable que les éoliennes tournent en mer du Nord. La solution serait donc d’acheminer l’électricité du Nord vers le Sud, ou l’inverse, en cas de besoin.

Faute d’un réseau européen capable, aujourd’hui, de mutualiser les potentiels géographiques des énergies renouvelables, les pays où elles sont le plus développées ont été contraints de créer des capacités de "backup". C’est-à-dire des moyens de productions d’électricité conventionnels rapidement activables, mais fortement émetteurs de gaz à effet de serre.

Le cas de l’Espagne, qui manque d’interconnexion avec d’autres pays européens, illustre le dilemme. La part des énergies renouvelables dans la production d’électricité du pays a fortement augmenté.

Mais, dans le même temps, les Espagnols ont été contraints de construire des centrales à gaz pour faire face à l’intermittence du solaire et de l’éolien. La part du gaz dans le mix énergétique est passée de 1% au début des années 1990 à 30% aujourd’hui, rappelle Maïté Jaureguy-Naudin. 

Par conséquent, l’Espagne émet 50% de gaz à effet de serre de plus qu’il y a vingt ans.

Enjeux

Investissements et procédures

Investissements

Le développement des infrastructures énergétiques a un coût très élevé. La Commission estimait en 2010 que, dans les dix ans à venir, environ 140 milliards d’euros seraient nécessaires. Ces investissements doivent être ciblés sur le développement des réseaux de transport d’électricité à haute tension, des infrastructures de stockage et des applications de réseaux intelligents.

Sur la période 2000-2010, à peine la moitié de cette somme a été investie en Europe. L’Union européenne dispose de très peu de moyens financiers. Seul le programme "réseaux transeuropéens de transport – énergie (RTE-E)" permet à l’UE de financer des études de faisabilité à hauteur de 25 millions d’euros par an pour promouvoir certains projets jugés prioritaires. Et l’argent dépensé s’est avéré peu efficace "pour assurer la transition du système énergétique vers un modèle pauvre en carbone", a constaté le Commission fin 2011.  

Pour combler le déficit d’investissements, Bruxelles souhaite intervenir davantage sur le plan financier. Le projet de création d’un "mécanisme pour l’interconnexion en Europe", présenté en octobre 2011,  prévoit une enveloppe de 8,1 milliards d’euros, pour la période 2014-2020. Ces fonds seraient destinés à contribuer au financement de projets prioritaires en Europe, dit « d’intérêt commun ». De nouvelles formes de financement sont également envisagées pour attirer les investissements nécessaires, tel que des emprunts obligataires (EU project bonds).

La répartition des coûts des projets transfrontaliers entre les différents gestionnaires de réseau est un autre problème. C’est pourquoi la Commission propose d’harmoniser la méthodologie employée pour diviser les coûts en fonction du bénéfice attendu pour chaque opérateur. Cette approche standardisée vise à prévenir les longues négociations entre autorités de régulation nationales. Si ces dernières ne parviennent pas à trouver un accord dans un délai fixé, l’agence européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) devra trancher.    

Procédures

Mais à part le financement et la répartition des coûts, ce sont les procédures d’autorisation qui constituent la plus grande entrave au déploiement rapide de l’infrastructure électrique.

La durée moyenne de réalisation d’une ligne électrique aérienne, par exemple, dépasse souvent 10 ans. Et deux tiers de ce temps est consacré à l’autorisation des travaux. Une étude de la Commission de 2010 estime que 50% des projets commercialement viables risquent, en raison des retards, de ne pas être réalisés d’ici 2020.

La Commission craint que la lenteur des procédures ne compromette « sérieusement la transformation de l’UE en une économie efficace dans l’utilisation des ressources et à faibles émissions de carbone ».

Pour y remédier l’un des textes proposés en octobre 2011 prévoit de réduire la durée d’autorisation à trois ans.

La Commission mise d’abord sur ce qu’elle appelle le « guichet unique ». Dans chaque pays, une seule autorité sera chargée de coordonner la procédure et de donner le feu vert aux projets d’intérêt commun. Le texte prévoit également une série de nouvelles contraintes qui s’appliqueront aux différents acteurs impliqués dans la procédure d’autorisation, comme la consultation en amont du public

En outre, la Commission prévoit de nommer un coordinateur européen pour les projets qui connaissent des retards de mise en œuvre considérable.

Corridors prioritaires

Les nouvelles règles européennes s’appliqueront uniquement aux projets d’infrastructure qui se situent dans les «corridors prioritaires » déterminés par la Commission.

L’exécutif européen en propose quatre  :

  • raccorder les parcs d’éoliennes loin des côtes ("off-shore") avec l’Europe du Nord et l’Europe centrale. 
  • renforcer les interconnexions dans le Sud-Ouest de l’Europe, afin d’acheminer les énergies renouvelables en provenance de la péninsule ibérique et de l’Afrique du Nord vers la France et l’Europe centrale.
  • développer les connexions en Europe centrale et orientale sur les axes Nord-Sud et Est-Ouest.
  • intégrer les pays baltes, jusqu’à présent relativement isolés, au marché électrique européen.

COM 2010 - Priorités en matière d’infrastructures énergétiques pour 2020 et au-delà

Projets d’intérêt commun

Au sein de ces corridors, seuls les projets dits « d’intérêt commun » sont susceptibles de bénéficier de la procédure simplifiée et d’un financement européen.

Cette liste, mise à jour tous les deux ans, devrait être dressée par la Commission européenne d’ici juillet 2013. L’exécutif européen se réserve par ailleurs le droit de prendre la décision finale.

Pour identifier les projets, la Commission a proposé toute une série de critères. Le premier d’entre eux est la viabilité économique, sociale et environnementale.

>>> Pour savoir davantage sur les critères de sélection, lire "Infrastructures énergétiques : la Commission veut simplifier les procédures"

L’ambition de Bruxelles est de parvenir à une sélection de projets la plus objective possible "pour éviter un marchandage politique", comme l’a souligné le commissaire Günther Oetttinger en novembre 2011. Des groupes régionaux, composés des gestionnaires de réseau de transport, seront, quant à eux, en charge de proposer les projets à la Commission, et de suivre leur mise en œuvre.

Les pays concernés auront leur mot à dire et devront approuver chaque proposition soumise à la Commission.

Selon une étude, le nombre de projets d’intérêt commun se limitera probablement à 100 pour l’électricité. La construction de lignes électriques en mer du Nord pour relier les lieux de production d’énergie éolienne offshore irlandais au continent européen a été citée comme projet type par le commissaire à l’Energie Günther Oettinger en novembre 2011.

La Commission a entamé une consultation sur le sujet, elle s’achève le 20 septembre. Une liste des projets doit être présentée en 2013. 

États sceptiques

Les États européens réunis au Conseil ont été les premiers à débattre des propositions de la Commission, qui sont loin de faire l’unanimité. Même si la plupart des pays reconnaît l’urgence du développement des réseaux électriques.

Tous les États, sauf le Luxembourg et la Pologne, jugent trop important le rôle accordé à la Commission européenne.

Ils appellent au respect des procédures d’autorisation nationales en place et craignent l’européanisation envisagée dans les textes. C’est pourtant le Conseil qui avait demandé à la Commission européenne en 2007 « de présenter des propositions visant à rationaliser les procédures d’approbation ». L’Allemagne souhaite également revoir les critères de sélection des projets d’intérêt commun, jugés trop généraux, et s’assurer d’avoir son mot à dire sur la liste finale.

Pour Paris, les montants sont injustifiés

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L’enveloppe financière de plus de huit milliards d’euros est modeste face aux besoins d’investissement. Pourtant, la plupart des États, dont la France et l’Allemagne, veulent revoir à la baisse la dotation du volet énergie du mécanisme pour l’interconnexion en Europe.

L’ancien ministre français en charge de l’Industrie Eric Besson a exposé les grandes lignes de la position française lors d’un premier échange de vue au Conseil en novembre 2011. Le gouvernement souhaite que les investissements du nouvel instrument pour l’interconnexion en Europe soit concentrés sur des projets essentiels "pour la sécurité des approvisionnements européens et qui ne trouveraient pas leur rentabilité propre".

« Les dérogations au principe de financement des infrastructures par le marché doivent donc selon nous rester exceptionnelles », a par ailleurs déclaré M. Besson. Cette position ne contredit en rien la proposition de la Commission, qui mise également sur le recours aux marchés.

Le gouvernement s’oppose à l’enveloppe de 8,1 milliards d’euros, dont le montant est, selon Paris, «injustifié». Seuls certains petits pays mal intégrés au marché énergétique européen, notamment d’Europe de l’Est et de la région de la mer baltique, ont insisté sur la nécessité de prévoir une enveloppe conséquente de financements publics pour soutenir des projets non-viables d’un point de vue commercial.

Le gouvernement français craint par ailleurs que le mécanisme pour l’interconnexion en Europe finance des projets d’infrastructure qui ne sont pas d’intérêt européen, ce qui reviendrait, pour Eric Besson, « à mutualiser au niveau européen les coûts des politiques nationales en matière de mix énergétique ». Un coup de griffe à l’égard de l’Allemagne, la France ne voulant pas payer pour des pays qui ont décidé de sortir du nucléaire et ont donc besoin d’interconnexions en priorité.  

L’annonce du gouvernement au Conseil est révélatrice d’une divergence de vue considérable entre la France d’un côté, et la Commission et certains pays attachés aux énergies renouvelables de l’autre.

Alors que le gouvernement français se soucie surtout de la sécurité de l’approvisionnement, l’exécutif européen met l’accent sur l’intégration des énergies renouvelables dans un marché de l’électricité européen. Bruxelles veut mutualiser les capacités géographiques des énergies renouvelables au niveau européen.

Tout en appelant à la simplification des procédures "un objectif louable", le ministre français a par ailleurs souligné qu’elle devrait "prendre compte les contraintes en matière de consultation publique et d’acceptation local des projets".

Non à la mainmise des États

Le Parlement européen n’a pas encore adopté une position définitive. 

Dans un premier projet, le rapporteur de la Commission de l’Industrie António Fernando Correia de Campos a émis un avis positif sur les propositions de la Commission. Il craint pourtant que les États ne tentent de s’approprier la sélection des projets d’intérêt commun. Pour contrer ce risque, le rapporteur propose de renforcer le rôle de l’agence européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) dans le processus de sélection. Un avis définitif sera probablement voté en commission le 16 juin.

Trois pays à la loupe

France

Le bouquet énergétique de la France est marqué par le poids du nucléaire, qui compte pour environ 75% de l’électricité produite. 59 réacteurs sur 165 en Europe sont situés sur le territoire français. Le deuxième pays européen, loin derrière l’Hexagone, est le Royaume-Uni avec 19 réacteurs.

La France produit plus d’électricité qu’elle n’en consomme. Le surplus est exporté dans des pays voisins, tels que l’Allemagne, l’Italie, la Grande-Bretagne et la Belgique. En 2010, les exportations ont dépassé les importations de 250%.

Mais la France s’est elle aussi engagée à accorder une place de plus en plus importante aux énergies renouvelables. Pour intégrer l’éolien, le solaire et les autres sources renouvelables, des investissements conséquents dans le réseau électrique s’imposent, la plupart des futurs lieux de production se trouvant loin du réseau actuel.

En outre, l’Hexagone fait face à un défi particulier. Depuis 2001, sa consommation maximale d’électricité, notamment pendant des vagues de froid, ne cesse de croître, souligne une étude de l’Institut français des relations internationales (IFRI) d’avril 2012. Alors qu’elle s’élevait à 80 GW au début du millénaire, elle frôle désormais les 100 GW. Début février, un nouveau record a été battu avec un pic de consommation de 100,5 GW. Ces situations extrêmes risquent de déstabiliser le réseau. Toutefois, un « blackout » national a toujours pu être évité.  

Ce phénomène propre à la France est lié au recours massif au chauffage électrique dans les ménages français. Une baisse de température de 1 degré Celsius entraîne une augmentation de la consommation d’électricité de 2,3 GW. C’est-à-dire le double de l’électricité consommée par une grande ville comme Marseille.

Afin de sécuriser son approvisionnement en électricité, la France importe de l’énergie de ses voisins. Tel était aussi le cas pendant le dernier pic historique de février 2012, quand l’Allemagne a - malgré la fermeture de huit centrales nucléaires – exporté de l’électricité vers la France. Les interconnexions avec d’autres pays européens sont donc cruciales pour la stabilité du réseau français.

Mais la France est encore légèrement au-dessous de l’objectif fixé par le Conseil européen en 2002, qui consiste à augmenter la capacité d’échange de chaque pays européen à 10% de la capacité de production nationale. L’association européenne des gestionnaires de réseau de transport ENTSO-E s’attend pourtant à ce que le taux dépasse les 10% d’ici 2020. 

Le gestionnaire de réseau français RTE a constamment augmenté ses investissements ces dernières années. En 2012, l’entreprise investira 1,4 milliards d’euros dans le développement des réseaux, selon le dernier plan d’investissement approuvé par la Commission de l’énergie en décembre 2011. La moyenne des investissements pour la période 2009-2012 s’élèvera ainsi à 1,2 milliards d’euros, soit une augmentation de 60% par rapport à la période 2006-2008.

Avec 556 milliards d’euros, la plus grande partie des investissements prévus pour 2012 sera consacrée au développement du réseau de grand transport et aux interconnexions.

Les investissements dans les interconnexions en 2012 augmenteront de 180% par rapport à l’année précédente. Les fonds seront notamment investis dans le renforcement des interconnexions avec l’Italie et l’Espagne.

Allemagne

 

L’Allemagne a fait un choix énergétique, qui rend le développement d’un réseau énergétique performant plus urgent que dans la plupart des autres pays. A la suite de la catastrophe nucléaire à Fukushima en mars 2011, le gouvernement allemand a décidé d’accélérer la sortie définitive du nucléaire et le développement des énergies renouvelables.

Huit réacteurs ont été immédiatement arrêtés, le reste du parc nucléaire allemand sera progressivement fermé d’ici à 2022. Dans le même temps, la part des énergies renouvelables dans la consommation d’électricité finale devra augmenter de 10,2% en 2005 à 38,6% en 2020.

Mais le pays se trouve face à un défi particulier. Les nouveaux centres de production d’électricité verte se trouvent au Nord du pays, alors que les grands centres consommation sont situés au Sud.

Le gouvernement a ainsi décidé d’adapter le réseau actuel à ces besoins de transfert. Une loi qui vise à accélérer la construction des lignes à haute tension nécessaires a été adoptée en 2011.

Le texte renforce l’emprise du régulateur fédéral sur les procédures d’autorisation régionales, dont les exigences et la durée varient fortement. Elle améliore également la participation du public afin de rendre les projets plus acceptables.

Malgré ces décisions, l’Allemagne n’est pas sortie d’affaire. Début mai, le nouveau chef de l’autorité de régulation des réseaux a appelé tous les acteurs à faire davantage d’efforts. Des 1834 km de réseaux électriques identifiés comme prioritaires par le législateur en 2009, seul 214 ont été réalisé depuis, déplore-t-il. Et moins de 100 km ont réellement été mise en service.

Selon une étude de l’agence allemande de l’énergie de décembre 2010, 3 700 km de lignes à haute tension doivent être construites d’ici à 2020 pour intégrer les énergies renouvelables. Chaque année, environ 0,946 milliards d’euros devront être investis. Le réseau de transport actuel comprend un peu plus de 35 000 km de lignes à haute tension.  

Italie

L’Italie est l’un des plus grands importateurs net d’électricité en Europe. En 2010, le pays a produit 290 TWh, alors qu’il en consommait 330. Ce déficit s’explique, entre autres, par la décision d’arrêter le programme nucléaire en 1986, à la suite de la catastrophe de Tchernobyl.

La plus grande partie des importations d’électricité provient de France. « Les Italiens s’approvisionnent en énergie nucléaire bon marché surtout la nuit», explique Laura Parmigiani de l’Institut français des relations internationales (IFRI).

Une tentative de relance du programme nucléaire a échoué en juin 2011. Lors d’un référendum, 95% des italiens se sont prononcés contre le projet de Silvio Berlusconi. En revanche, l’Italie a fortement développé son parc de centrales à gaz.

Et, depuis quelques années, sous l’impulsion européenne, le gouvernement mise également sur le développement des énergies renouvelables. En 2020, leur part dans la consommation totale devrait s’élever à 17%, contre 8,9% en 2009.

L’intégration de ces nouvelles sources nécessite notamment le renforcement des lignes à haute tension entre le Sud du pays, lieu de production principale, et les centres de consommation au Nord. Le réseau actuel ne permet pas d’intégrer, de manière suffisante, les énergies renouvelables. C’est pourquoi le gestionnaire de réseau italien Terna prévoit d’investir sept milliards d’euros dans le renforcement du réseau d’ici à 2020.

Afin d’assurer son approvisionnement, l’Italie dispose de multiples interconnexions avec ses pays voisins. Neuf lignes à haute tension relient le pays à la Suisse, quatre à la France, deux à la Slovénie et une à l’Autriche.   

Autre particularité du marché italien : la libéralisation est très avancée. Le gestionnaire de réseau est une entreprise privée, qui se tourne régulièrement vers les marchés financiers. Selon une étude du cabinet de conseil Roland Berger de 2011, Terna finance environ 50% de sa dette en émettant des emprunts sur les marchés financiers. "En vue des besoins d’investissement considérables des gestionnaires de réseaux de transport d’ici à 2020, le marché des obligations de société sera sans doute la source de financement la plus importante pour les gestionnaires de réseaux", estiment les experts de Roland Berger.

Pour assurer les investissements dans des projets d’infrastructure stratégiques, mais risqués et parfois moins rentables, le gouvernement italien a instauré un système de rémunération particulière. Les gestionnaires de réseaux peuvent bénéficier, dans certains cas, d’une prime, qui augmente le retour sur investissement de ces projets, les rendant ainsi plus attractifs pour les investisseurs.

Selon Roland Berger, ce système a permis d’augmenter considérablement la somme investie dans les infrastructures stratégiques. En 2009, 71% des investissements réalisés par Terna ont bénéficié de la prime. Les montants investis ne cessent de croître depuis l’introduction du système d’incitation en 2008, et se sont élevés à plus de 1 milliards d’euros en 2010. 

Réactions

Pour la Commission européenne, le développement des infrastructures électriques est la condition sine qua non de la réalisation des objectifs de la politique énergétique européenne, inscrits depuis fin 2009 dans le traité sur le fonctionnement de l’UE (TFUE) : assurer le fonctionnement du marché intérieur de l’énergie, assurer la sécurité de l’approvisionnement énergétique, promouvoir l’efficacité énergétique et développer les énergies renouvelables. Ce dernier objectif est notamment devenu le cheval de bataille du commissaire à l’Energie Günther Oettinger.

"En matière d’énergie, nous ne sommes pas prêts à faire face à l’avenir. Nos réseaux sont vieillissants. Et leur structure est dépassée. Une des raisons pour lesquelles le marché intérieur de l’énergie ne fonctionne pas est l’insuffisance des infrastructures, un manque d’interconnexions et de concurrence", a martelé le commissaire Oettinger en novembre 2011.

Le Sénat français s’interroge de son côté sur "la valeur-ajoutée" du recours aux "emprunts obligataires" pour financer des grands projets d’infrastructure "par rapport à l’éventail actuel de modes de financement", telles que les subventions classiques. Si leur utilisation s’avère inefficace lors de la phase pilote prévue pour 2012-2013, ce projet devrait être abandonné, estiment les membres de la commission des Affaires européennes.

Contrairement au gouvernement de Nicolas Sarkozy, les sénateurs, en majorité socialiste, saluent l’augmentation des fonds européens réservés aux réseaux transeuropéens. Ils partagent en revanche les critiques émises par le gouvernement de François Fillon sur le rôle de la Commission dans la simplification des procédures.

Ils plaident pour une approche alternative qui consisterait à « subordonner tout ou partie des financements au respect d’un calendrier précis d’autorisation et de mise en œuvre ».

>>> Lire "Financement des infrastructures : le Sénat reste prudent sur les intentions de Bruxelles

Le Comité économique et social européen (CESE) se dit favorable aux projets de la Commission européenne et appelle à une mise en œuvre rapide. Il souligne néanmoins le risque d’une répercussion des coûts des investissements dans les infrastructures sur le tarif facturé au consommateur, « ce qui entraîne le risque de voir des citoyens exclus de l’utilisation de l’électricité ».

Le renforcement de la concurrence sur le marché de l’électricité est par ailleurs un moyen de faire baisser les prix, considère l’une des deux institutions consultatives européennes dans son avis rendu le 22 février 2012.

L’association européenne des gestionnaires des réseaux de transport ENTSO-E se félicite des propositions de la Commission. C’est un « pas positif vers un marché intérieur de l’électricité qui fonctionne bien ». ENTSO-E salue également la volonté de l’exécutif européen de simplifier et d’accélérer les procédures d’autorisation.

L’association européenne souhaite même aller plus loin. Elle plaide en faveur d’une application des nouvelles règles à tous les projets d’infrastructure énergétique, seulement envisagée aujourd’hui pour les projets d’intérêt commun. La législation environnementale de l’Union européenne risque en revanche de rendre le respect du délai de trois ans difficile, avertit ENTSO-E.

ENTSO-E se méfie de la méthodologie "objective" proposée par la Commission pour identifier les projets d’intérêt commun, et veut être davantage associé à la sélection.

Pour les gestionnaires de réseaux, les projets susceptibles d’être ajoutés à la liste européenne devraient être restreints aux infrastructures figurant dans le plan décennal de développement du réseau (TYNDP).

Pour le gestionnaire de réseau de transport allemand-néerlandais TenneT le développement de réseaux électriques se heurte à trois obstacles majeurs : un manque de financement, la lenteur des procédures et faible acceptabilité des projets.

Mais même si l’intervention de l’Union européenne est jugée utile, ce sont les États membres qui ont les clés en main, estime le directeur des affaires publiques de TenneT Christian Schneller. Il propose un benchmark des cadres réglementaires nationaux par la Commission européenne pour identifier leurs forces et leurs faiblesses.

Le recours aux marchés financiers pour renforcer les capitaux propres des gestionnaires de réseau est également jugé indispensable par M. Schneller. L’idée de se servir des "project bonds" pourrait s’avérer utile pour abaisser les coûts de financement des entreprises.

Le gestionnaire du réseau de transport français "Réseau de Transport d’Electricité" (RTE) accueille favorablement les propositions de la Commission. "Avec la simplification et la rationalisation des procédures, l’Europe va dans le bon sens", estime le directeur de la Communication et des Affaires Publiques, Michel Derdevet. « Il serait en effet contre-performant d’inventer de nouvelles procédures européennes qui se surajouteraient aux procédures nationales et allongeraient les délais de réalisation ».
 
Pour lui, « il faut plutôt rationaliser les procédures existantes qu’ajouter une strate supplémentaire". Limiter la durée de la procédure à trois ans semble par ailleurs constituer un objectif ambitieux. "Les procédures nationales ne dérivent pas par plaisir de dériver. Elles dérivent principalement parce que l’opinion publique, quel que soit le pays européen, peut à certain endroit être inquiète et susciter des retards dans l’avancement des projets ", estime-t-il.
 
L’acceptabilité des projets est donc considérée comme l’un des enjeux les plus importants. "La question du financement est importante, (…), mais il faut créer avant tout les conditions d’un bon partage et d’une bonne compréhension des enjeux par l’opinion pour que les projets puissent se concrétiser dans des délais conformes au rythme de la transition énergétique engagée", explique M. Derdevet.

Pour Frauke Thies, en charge de la politique énergétique à l’ONG Greenpeace, "les mesures proposées pour un réseau électrique paneuropéen sont un pas en avant".

Un réseau qui permet d’intégrer davantage d’énergies renouvelables dans le système, et qui fait fonctionner le marché pour que les prix de l’électricité propre baissent, est "un réseau qui vaut la peine d’être construit."

Greenpeace craint également une bataille autour de l’accès de différentes centrales électriques au réseau. L’ONG plaide pour que les autorités publiques garantissent un accès prioritaire pour les énergies renouvelables.

>>> Sur l’accès des énergies renouvelables aux réseaux, lire le rapport "Battle of the Grids" de Greenpeace

L’association de consommateur CLCV plaide en faveur d’une plus grande transparence pour les consommateurs sur le coût de l’entretien des réseaux et les investissements nécessaires à l’avenir. "C’est très difficile pour le consommateur de voir sur la facture d’électricité l’impact des réseaux sur le coût de l’électricité", déplore le délégué général de la CLCV Thierry Saniez. "C’est une opacité qui est gênante."

Les consommateurs n’ont souvent pas conscience de l’importance que représentent les réseaux en termes d’investissement. « On voit toujours la centrale nucléaire, le barrage, l’éolienne, mais on ne voit pas que ce qu’il y a dessous coûte plus cher encore », constate-t-il. Pour éclairer le consommateur sur ce sujet et lui permettre de décider de manière rationnelle, la CLCV prône l’organisation d’un débat publique décentralisé sur les choix énergétiques de la France.

Un autre sujet important pour la CLCV est l’intelligence des réseaux. « Il faut surtout que le consommateur soit mieux informé des pics de consommation et de sa propre consommation pour pouvoir l’adapter aux évolutions de prix », affirme Thierry Saniez. Malheureusement, le compteur « Linky » déployé en France à cette fin ne fournit pas ces informations et se limite à avertir le consommateur en cas de dépassement d’un certain seuil mensuel. Malgré ce défaut, le gouvernement a décidé de généraliser l’installation du compteur dans les ménages français à partir de 2013. 35 millions de ménages devraient être équipés en cinq ans.  

Prochaines étapes

  • color:#333333">17 novembre 2010 : 10.0pt;font-family:"Arial","sans-serif";color:#333333">Publication des « Priorités en matière d’infrastructures énergétiques » définissent les corridors prioritaires
  • color:#333333">19 octobre 2011 : color:#333333">  font-family:"Arial","sans-serif";color:#333333">Proposition législative de la Commission, paquet « Infrastructures énergétiques »
  • color:#333333">24 novembre 2011 : color:#333333">  font-family:"Arial","sans-serif";color:#333333">Premier échange de vue au Conseil
  • color:#333333">22 février 2012 : color:#333333">  font-family:"Arial","sans-serif";color:#333333">Avis du Conseil économique et social européen (orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes)
  • color:#333333">Mi-juin 2012 : color:#333333">  font-family:"Arial","sans-serif";color:#333333">Examen au Conseil
  • color:#333333">19 juin 2012 : color:#333333">  font-family:"Arial","sans-serif";color:#333333">Vote de la commission industrie, recherche et énergie du Parlement européen (orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes)
  • color:#333333">20 septembre 2012 font-family:"Arial","sans-serif";color:#333333"> : Fin de la consultation de la Commission sur les projets d’intérêt communs
  • color:#333333">Juin 2013 : color:#333333">  font-family:"Arial","sans-serif";color:#333333">Publication de la liste des projets d’intérêt commun par la Commission européenne
  • color:#333333">Janvier 2014 : color:#333333">  font-family:"Arial","sans-serif";color:#333333">Entrée en vigueur du nouveau instrument pour l’interconnexion en Europe