Vers un marché de l’électricité européen plus connecté

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L’intégration du marché européen de l’électricité avance à petits pas. Pour faciliter les projets transeuropéens et renforcer les interconnexions, deux règlements et une directive vont rentrer en vigueur le 3 mars 2011. Les initiatives indépendantes de couplage se développent aussi. EURACTIV.fr propose un tour d’horizon de l’avancée des projets.

Régulation et coordination

Renforcer la régulation

Les autorités de régulation nationales ont pour mission de contrôler les règles d’accès aux interconnexions élaborées par les gestionnaires de réseaux de transport (GRT). En France, c’est la Commission de régulation de l’énergie (CRE) qui joue ce rôle. Le développement des échanges transfrontaliers est cependant freiné par les différences de compétences de ces autorités dans chaque État. Le renforcement de leur rôle par le 3ème paquet énergie et une plus grande harmonisation de leurs actions doivent permettre de supprimer les obstacles aux échanges.

  • Certification

Le 3e paquet instaure une procédure de certification des GRT, destinée à garantir leur indépendance par rapport aux opérateurs d’énergie. La France a déjà mis en place la « séparation patrimoniale des activités de production et de transport » en séparant juridiquement ses activités de transport d’électricité par la création de la société RTE en 2005. (Lire encadré).

  • Surveillance du marché

La nouvelle réglementation conduit à une harmonisation des compétences des autorités de régulation nationales en matière de surveillance des marchés de gros et de détail. Celle-ci implique de contrôler le degré de transparence des prix, et de veiller au respect des obligations de transparence par les entreprises. Les autorités de régulation doivent aussi vérifier l’efficacité de la concurrence sur les marchés de gros et de détail.

  • Une Agence de régulation

La réglementation européenne crée une Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (Acre – Acer en anglais). Opérationnelle en mars 2011, cette instance basée à Ljubljana (Slovénie) vise à mettre en place un réseau européen des régulateurs, qui renforcera la diversité et la sécurité d’approvisionnement.

Missions

Elle définira les orientations pour l’élaboration des règles et lignes directrices pour exploiter le réseau et le développer (codes de réseau), afin de faciliter la concurrence dans la production et la fourniture d’électricité. Elle établira ensuite si les règles proposées par les GRT sont conformes à ses lignes directrices.

L’Acre adoptera des avis contraignants et prendra les décisions qui portent sur des questions transfrontalières comme les allocations des capacités d’électricité et la maîtrise de la cogestion ou les conditions d’accès au réseau. 

«Pour que le courant puisse traverser les frontières, il faut un cadre commun. C’est la base pour aboutir à un marché électrique européen», explique la directrice du service de la politique de l’énergie et de la production à l’Union de l’industrie électrique-Eurelectric, Susanne Nies. La mise en place de règles harmonisées est cependant loin d’être acquise. « Il faut élaborer des règles plus détaillées pour l’équilibre électrique. Mais si tout le monde est d’accord pour avoir un système de code harmonisé, chacun veut le faire selon ses propres règles », indique de son côté le directeur de la Sécurité d’approvisionnement et des Marchés énergétiques de la Commission européenne, Heinz Hilbrecht.

Liens avec régulateurs nationaux

L’Agence aidera les autorités nationales à exercer au niveau communautaire les tâches réglementaires effectuées dans les États membres, à coordonner et au besoin à compléter leurs actions. « Il y aura un travail permanent avec le directeur de l’Agence pour avancer dans la construction de ce marché », souligne le directeur de la CRE, Philippe de Ladoucette. L’Agence sera chargée de régler les différends entre les régulateurs.

L’Acre remplace le Groupe des régulateurs européens dans les domaines de l’électricité et du gaz (ERGEG). Le Conseil des régulateurs européens de l’énergie (CEER), une autre association de régulateurs, interlocuteur officiel de la Commission, reste un organe consultatif.

Cependant, à la Commission, on précise que les relations entre l’Acre, les régulateurs et le CEER « sont encore en discussion ». « Il y a des chevauchements potentiels  : l’Agence s’occupera du transnational, mais les décisions des régulateurs au niveau national ont des impacts sur le transnational », précise l’économiste Jacques Percebois. « Dans un premier temps, les États veulent garder un droit de regard. Mais cela ne peut pas durer. A terme, il faudra un véritable pouvoir que l’on pourra imposer. Il y aura une véritable agence européenne », estime-t-il.

Coopération entre gestionnaires de transport

Le troisième paquet énergie renforce aussi la coopération entre gestionnaires de réseau de transport (GRT). Dans certains États, comme en France avec la société Réseau de transport d’électricité (RTE), le GRT a un monopole national. En Allemagne ou au Royaume-Uni, l’action des gestionnaires est régionale.

« Il y a une dimension européenne fondamentale dans le système électrique, car les GRT exploitent et pilotent à plusieurs la même machine. Cela exige des règles communes et une très forte coordination », souligne le directeur de la division système électrique de Réseau de transport d’électricité (RTE), Pierre Bornard.

Un Réseau européen de gestionnaires de réseau de transport pour l’électricité (REGTR-E) a donc été créé. Il est la formalisation de l’European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E), mis en place en décembre 2008 par 42 gestionnaires volontaires.

REGTR-E a déjà commencé à produire des textes comme le rapport décrivant un plan à dix ans des infrastructures européennes nécessaires pour la fluidité des échanges et la bonne insertion du renouvelable. Ce schéma directeur a été utilisé par la Commission pour déterminer, dans sa communication sur les infrastructures énergétiques, des zones prioritaires d’actions.

REGTR-E doit ainsi promouvoir la réalisation et le fonctionnement du marché ainsi que les échanges transfrontaliers. Il planifie et coordonne aussi les investissements nécessaires. Il sera supervisé par l’Acre et la Commission. « Cette association est dotée de responsabilités très importantes, explique M. Bornard. Elle élabore les codes de réseaux. » 

Dans sa stratégie européenne "Energie 2020", la Commission précise qu’un mandat sera confié à l’Acre et au REGTR-E pour « dresser le schéma d’ensemble des réseaux européens d’électricité » à l’horizon 2020-2030.

L’organisation en régions

Au delà de la législation de l’Union, les liens au sein du réseau électrique européen se construisent par étapes, en créant des initiatives régionales. La France fait partie de quatre grandes régions sur sept : le Centre-Sud (avec l’Allemagne, l’Autriche, la Grèce, l’Italie et la Slovénie), le Centre-Ouest (avec l’Allemagne, la Belgique, le Luxembourg et les Pays-Bas), le Sud-Ouest (avec l’Espagne et le Portugal), et enfin, une région comprenant le Royaume-Uni et l’Irlande.

Les gestionnaires sont regroupés au sein de chaque région dans des associations techniques qui définissent les standards de l’interconnexion. Elles stimulent les échanges aux frontières et met en place des méthodes pour sécuriser les approvisionnements mais aussi pour rapprocher les prix de l’énergie entre les différents pays.

Des initiatives indépendantes

  • Gestion coordonnée des flux d’électricité

Les gestionnaires de réseaux de transport (GRT) français (RTE), britannique (National Grid) et belge (Elia), ont un centre de coordination technique commun, Coreso. Inauguré le 19 février 2008, il réalise en permanence des analyses de sécurité et propose des mesures correctrices coordonnées entre GRT pour maîtriser la sécurité du système électrique. En un an, il a permis d’éviter quatre pannes, selon RTE.

  • Plate-forme unique d’enchères

Pour faciliter la fourniture et les échanges transfrontaliers d’énergie, huit GRT français, belges, néerlandais, allemands et luxembourgeois ont également mis en place une interface unique du marché, nommée « Capacity Allocation Service Company ». Elle permet de gérer l’allocation des droits de transit d’électricité sur les interconnexions transfrontalières. La coopération passe surtout par l’harmonisation des systèmes et des règlements. Un protocole d’accord a été lancé en mai 2010 avec les gestionnaires italien, suisse, slovène et grec, pour étendre la couverture de l’interface.

  • Couplage des marchés

La méthode de couplage des marchés, développée conjointement par les bourses d’électricité et les gestionnaires de réseau de transport, a pour but de mieux utiliser les capacités d’électricité transfrontalières disponibles. L’objectif est également de faire converger les prix entre les régions. 

Le 9 novembre 2010, une initiative a été lancée au sein de la région Centre Ouest Europe (Belgique, France, Allemagne, Luxembourg et Pays Bas) a été lancée. Elle repose sur un calcul coordonné des capacités d’échange transfrontalières, effectué par les gestionnaires de réseau de transport, et sur un calcul coordonné des prix effectué par les bourses d’électricité. 

Un autre mécanisme temporaire de couplage a également été mis en place le même jour. Il relie les frontières allemandes et par là même, la région Centre-ouest de l’Europe au marché nordique via les interconnexions entre l’Allemagne et le Danemark et la Suède. Dix pays sont donc concernés. Selon RTE, le jour du lancement les prix établis par les bourses de la région Centre-ouest, ont totalement convergé sur toutes les heures.

Le couplage a aussi pour ambition l’émergence d’un prix unique de l’électricité. « S’il y a une convergence des prix sur une partie de l’Europe, il commencera à y avoir une convergence des prix européens et donc une véritable concurrence possible », explique Philippe de Ladoucette. 

Contexte

Adoptée en 1996, la directive sur les règles communes pour le marché intérieur de l’électricité a été actualisée par un règlement de 2003. Il fixe les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité.

En 2002, le Conseil européen a imposé aux États membres un objectif de construction d’interconnexions équivalent à 10% de leur capacité de production installée, d’ici 2005.

La panne électrique généralisée du 4 novembre 2006 a également montré la nécessité d’une meilleure coordination entre les gestionnaires de réseaux de transport européens pour sécuriser l’approvisionnement énergétique. Présenté en janvier 2007, le « troisième paquet énergie » de la Commission européenne a été adopté le 13 juillet 2009. Il comprend une directive et deux règlements (l’un sur la création d’une agence de coopération des régulateurs et l’autre sur les conditions d’accès au réseau) concernant l’électricité. Ils doivent entrer en vigueur le 3 mars 2011.

Leur objectif est de :

  • Rendre solidaires les pays voisins et diversifier les sources de production afin de renforcer la sécurité d’approvisionnement et de diminuer le risque de panne généralisée;
  • Adapter les infrastructures existantes pour acheminer l’énergie produite par les nouvelles sources d’énergie renouvelable, qui doivent atteindre 20% du mix énergétique européen d’ici 2020;
  • Permettre aux infrastructures énergétiques, en augmentant les échanges interrégionaux, de favoriser la concurrence et d’améliorer le fonctionnement du marché.

Transposé à temps?

La directive du 13 juillet 2009 sur le marché intérieur de l’électricité n’a pas encore été transposée en droit français. Contre toute attente et en partie pour être dans les temps, elle devrait être intégrée dans le droit national par ordonnance. Le 17 novembre, le Sénat a adopté une loi en ce sens. Elle doit encore être votée par l’Assemblée nationale. 

Certaines dispositions pourraient cependant être transposées par voie parlementaire, à l’instar de celles sur la protection des consommateurs. Elles sont aujourd’hui intégrées à l’article 9 de la loi sur la nouvelle organisation du marché de l’électricité (Nome). Ce texte a été adopté en première lecture. Il devait être examiné en deuxième lecture par l’Assemblée nationale le 17 novembre. Mais la discussion a été repoussée à une date indéterminée. L’objectif reste la promulgation du texte avant fin 2010. 

La volonté de l’UE de créer un marché intérieur intégré de l’énergie est rappelée dans la nouvelle stratégie européenne pour 2020, présentée le 10 novembre 2010 par la Commission. Elle souhaite qu’en 2015, plus aucun État membre ne soit isolé du marché intérieur européen de l’énergie. La réalisation de ce marché nécessite d’accroître la coopération entre les différents États membres, mais aussi de renforcer les capacités d’interconnexions : en construisant des lignes électriques entre les pays mais aussi coordonnant le fonctionnement de leur places de marché, par exemple.   

Bruxelles a également présenté, mercredi 17 novembre, les grandes lignes de son nouveau plan sur les infrastructures, qui devrait être discuté tout au long de l’année 2011.  

Infrastructures et acceptabilité

Développer les infrastructures

Pour la Commission, le futur énergétique de l’Europe passera surtout par l’électricité. Bruxelles souhaite la construction ou l’amélioration de 45 000 km de lignes de transport d’électricité dans la prochaine décennie pour atteindre les objectifs en matière de sécurité d’approvisionnement, d’intégration des renouvelables et de développement du marché. « Les infrastructures sont la clé de tous les objectifs énergétiques », a affirmé le commissaire à l’Energie Gunther Oettinger le 17 novembre.

Le développement des smart grids (réseaux intelligents) permettra d’optimiser l’utilisation de ces énergies sur le réseau. Des propositions européennes sur ce sujet sont attendues en 2011.

Dans sa communication sur les infrastructures énergétiques du 17 novembre 2010, la Commission défini quatre « couloirs », c’est-à-dire des zones prioritaires pour développer les infrastructures.

  • Le raccordement entre un réseau offshore dans les mers du nord et l’Europe du nord et centrale,
  • Les connexions en Europe centrale et orientale et le développement du réseau en Europe du sud-est,
  • L’intégration du marché balte de l’énergie au marché européen,
  • Les interconnexions en Europe du sud-ouest sont les priorités de l’UE.

En 2012, à partir de ces régions, l’exécutif européen désignera des « projets d’intérêt européens » concrets. Il pourra s’agir par exemple d’une ligne électrique à très haute tension. Ils devraient bénéficier de financements européens et la réponse finale à leurs demandes de permis de construire devrait être donnée dans un délai raccourci, pas encore déterminé par la Commission.

L’acceptabilité sociale

Au-delà de la législation sur les interconnexions, le problème essentiel est l’acceptabilité par les citoyens de la construction de nouvelles infrastructures électriques. « L’opinion publique est très favorable aux énergies renouvelables mais ne veut pas des lignes à haute tension qui permettent le transport de l’électricité », explique Maïté Jaureguy-Naudin, coordinatrice du programme énergie de l’Institut français des relations internationales (Ifri). « Selon la feuille de route pour 2050 de la Commission, la capacité d’interconnexion entre la France et l’Espagne doit être à 40GW en 2050, mais à l’heure actuelle on est à 1 GW. Il va falloir beaucoup de lignes à haute tension », souligne-t-elle.

Le projet de ligne à très haute tension entre la France et l’Espagne illustre ces difficultés. Sur la table depuis 1994, il s’est longtemps heurté à l’opposition des populations locales qui souhaitaient protéger le paysage et la santé.

En mars 2010, l’exécutif européen a annoncé l’attribution de 910 millions d’euros à 12 projets dont la ligne à très haute tension (THT) entre Baixas (au nord est de Perpignan) et Santa Llogaia (près de Figueras en Espagne). Lors de la présentation de la communication sur les infrastructures énergétiques à l’horizon 2020, le 17 novembre, le commissaire à l’Energie, Gunther Oettinger a rappelé que le projet était « une des priorités établies ».  

Selon certaines associations opposées aux lignes à haute tension, les infrastructures électriques qui concernent l’interconnexion France-Espagne ne sont pas nécessaires. « La Catalogne est déficitaire de 3% en électricité car ses lignes sont obsolètes. Si elles étaient rénovées, elle serait bénéficiaire. Et il existe une ligne de 400 000 volts qui n’est utilisée qu’à 40% », explique l’association Non à la THT.

« Pour mettre en place les infrastructures, il faut au moins dix ans. Il va y avoir une incertitude dans les approvisionnements si les populations s’opposent aux lignes », s’inquiète de son côté Suzanne Nies, de Eurelectric. 

Positions

Dans un entretien publié lundi 8 novembre dans le journal allemand Frankfurter Rundschau, le commissaire à l’Energie Günther Oettinger a plaidé pour un gestionnaire commun à tous les pays de l’Union. "Le mieux serait d’avoir un seul propriétaire pour toute l’infrastructure de l’énergie dans l’Union", a-t-il expliqué. "Je pense qu’en France ou en Espagne, où l’infrastructure nationale est entre les mains d’un seul propriétaire, les conditions sont meilleures pour garantir l’intérêt général dans le développement indispensable" des réseaux électriques notamment, a précisé M. Oettinger.

 « L’Europe est devant un mur d’investissement de 1000 milliards d’euros », explique le directeur de la Sécurité d’approvisionnement et des Marchés énergétiques de la Commission européenne, Heinz Hilbrecht*. « Aujourd’hui 500 projets concernant les réseaux transeuropéens d’énergie (RTE-E) sont en cours. C’est du micro management. Il faut un accord sur les grands axes prioritaires et une réflexion sur les autorisations qui prennent beaucoup trop longtemps aujourd’hui ». Le directeur a aussi mis en avant la nécessité d’une meilleure vision sur le cadre financier. « Certaines interconnexions ne veulent pas être financées parce qu’elles bénéficient au voisin. Pourquoi ne pas créer un fonds communautaire pour faire effet de levier ? », propose-t-il.

Dans son rapport sur la relance du marché intérieur présenté en mai 2010, l’ancien commissaire Mario Monti précise que le nouveau défi pour 2020 est de mettre en place la structure qui permettra d’acheminer l’électricité et le gaz là où on en a besoin.

« Nous avons progressé [sur les réseaux] depuis 12 ans, beaucoup plus que dans la concurrence des marchés. Tout l’enjeu est de savoir comment arriver à un marché européen unique en Europe », souligne Philippe de Ladoucette, directeur de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). 

Le directeur développement du réseau et perspectives énergétiques de Réseau de transport d’Electricité (RTE), Hervé Mignon précise  : « Les interconnexions sont plus que jamais nécessaires. Avant c’était plutôt un moyen de secourir, maintenant, c’est un enjeu majeur si on veut une politique européenne. L’étape suivante est de gérer les flux sur la plaque européenne, pour augmenter la capacité. »

Pour la directrice du service de la Politique de l’énergie et de la production à l’Union de l’industrie électrique-Eurelectric, Susanne Niesle principal problème est la mise sur le réseau des énergies renouvelables. « Les États membres ont dû soumettre leur plan d’action du renouvelable pour atteindre les objectifs du paquet énergie-climat. Mais les mécanismes de coopération entre les plans nationaux n’existent presque pas. Il faudrait un partage. Cela a un impact sur les infrastructures électriques car les objectifs climatiques stratégiques sont liées aux infrastructures.»

De plus, les réseaux doivent s’adapter à ces énergies intermittentes. « Pour pouvoir intégrer une quantité importante de renouvelables, il est nécessaire de jouer sur tout le réseau européen et de développer les interconnexions entre les États membres », explique la coordinatrice du programme Energie à l’Institut français des relations internationales (Ifri), Maité Jaureguy-Naudin.

« Le marché ne fonctionne pas bien si le réseau ne fonctionne pas bien, précise Jacques Percebois, directeur du Centre de recherche en économie et droit de l’énergie (Creden). La régulation sur le marché doit trancher, la logique ultime de l’UE est un marché unique, avec une concurrence au niveau de la gestion et une harmonisation des règles entres les réseaux. Il ne doit pas y avoir d’obstacles techniques. »

Philippe de la Doucette et Heinz Hilbrecht se sont exprimés lors des journées parlementaires de l’Energie, le 12 octobre 2010 à Paris.

Le directeur développement du réseau et perspectives énergétiques de Réseau de transport d’Electricité (RTE), Hervé Mignon, s’est exprimé dans le cadre du colloque de l’école des Mines sur « Quels équilibres énergétiques en 2050 ?», le 23 septembre à Paris.  

CALENDRIER :

  • 16 et 17 décembre 2010 : Présentation par la Commission de ses deux communications sur l’énergie (Energie 2020 et infrastructures) et premiers échanges de point de vues lors du Conseil européen
  • 4 février 2010  : Conseil européen des chefs d’État et de gouvernement sur l’énergie
  • 3 mars 2011  : Entrée en vigueur des deux règlements et de la directive du troisième paquet énergie 
  • Début 2011 : La Commission présente sa feuille de route sur l’énergie d’ici 2050
  • Mi-2011 : Présentation d’un projet sur les réseaux d’électricité et de gaz entre 2020 et 2050 
  • 2011 : Présentation d’un instrument de mise en œuvre des priorités en matière d’infrastructures pour les 20 ans à venir 
  • 2012 : Présentation des projets d’ "intéret européen"

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