Martin Borowiecki
Études économiques de l’OCDE : Union européenne et zone euro 2025
Description
L’UE a pour ambition de renforcer sa sécurité énergétique, de réduire les coûts de l’énergie et de tendre vers une économie bas carbone en encourageant l’électrification et en décarbonant sa production d’électricité. En raison d’une fiscalité élevée et de la faiblesse de la concurrence, l’électricité coûte cher. Les généreuses subventions aux combustibles fossiles et les taxes sur l’électricité relativement importantes n’incitent pas à opter pour l’électrification. Pour abaisser les coûts de l’électricité, il faudrait aussi un marché unique de l’électricité plus intégré. Pour cela, il conviendrait d’engager des réformes structurelles destinées à réduire les obstacles sur le marché intérieur et à accroître la concurrence pour mieux aligner l’offre sur la demande. Renforcer l’intégration du marché unique de l’électricité aiderait également à réduire les coûts de la décarbonation.
Pour réduire les coûts de l’électricité et soutenir la compétitivité de son industrie, l’UE a besoin de marchés de l’électricité plus fonctionnels et intégrés. Or, les obstacles à l’entrée, notamment réglementaires, freinent la concurrence, qui pourtant pourrait aider à rendre l’électricité moins onéreuse. Par ailleurs, les taxes sur l’électricité sont relativement plus élevées que celles qui concernent les combustibles fossiles, ce qui réduit les incitations à l’électrification. Il faut également une offre et une demande plus flexibles pour favoriser un système énergétique décarboné comprenant une part notable d’énergies renouvelables intermittentes. De surcroît, le manque de planification et de financement à l’échelle européenne crée des contre-incitations supplémentaires qui dissuadent d’investir dans les interconnexions transfrontalières. Ce chapitre examine les politiques visant à intégrer davantage le marché unique de l’électricité, en vue de réduire les coûts de l’électricité, de renforcer la sécurité énergétique et d’accélérer la transition énergétique.
Pauvre en ressources fossiles, l’UE dépend très largement de ses importations énergétiques. Cette situation est devenue manifeste au début de la guerre d’agression de la Russie contre l’Ukraine, quand l’UE a mis en place un embargo sur les importations de charbon et de pétrole en provenance de la Russie, et que la Russie a considérablement réduit ses flux par gazoduc à destination de l’UE (Graphique 3.1, partie A). Les marchés mondiaux de l’énergie ont alors joué un rôle déterminant en aidant à remplacer les combustibles fossiles russes par des importations depuis d’autres pays. Cependant, cet ajustement a eu un coût élevé puisque le gaz russe moins cher a été remplacé par le gaz naturel liquéfié (GNL) plus onéreux de la Norvège et des États-Unis (partie B).
Note : Dans la partie B, la catégorie « Autres » inclut l’Algérie, l’Azerbaïdjan, la Libye et le Royaume‑Uni.
Source : Eurostat ; et Bruegel d’après le Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport de gaz (ENTSO-G), GIE et Bloomberg.
Au cours de la crise énergétique qui a suivi, le marché intérieur de l’énergie de l’UE a réussi à transférer les faibles volumes d’énergie entre pays de l’UE. Depuis, les prix de l’énergie ont baissé par rapport à leurs pics historiques, même s’ils restent supérieurs à leurs niveaux d’avant la pandémie (Draghi, 2024[1]). Le fait qu’ils soient encore relativement hauts fait subsister la crainte d’un recul de la compétitivité industrielle de l’UE. En 2024, les prix du gaz sur le marché de gros de l’UE étaient près de cinq fois supérieurs à ceux des États-Unis (Graphique 3.2. ).
La hausse des prix du gaz se répercute directement sur ceux de l’électricité : en effet, les centrales à gaz sont souvent celles qui sont appelées pour ajuster l’offre à la demande totale, et leur coût marginal est le plus élevé (Graphique 3.1). Pour cette raison, en 2024, les prix de détail de l’électricité dans le secteur industriel de l’UE ont été presque deux fois supérieurs à leur niveau d’avant la crise énergétique (Graphique 3.3. ). Si l’électricité continue de coûter cher, l’investissement dans des sources d’énergie meilleur marché sera encouragé. Dans l’intervalle, le gaz demeure un important facteur de fixation des prix, et devrait le rester lors des pics de demande de la prochaine décennie (Gasparella, Koolen et Zucker, 2023[2]).
Prix du gaz, USD par millions de Btu
Source : FMI.
Note : Dans la partie A, on a considéré les prix de gros de l’électricité sur le marché journalier. Partie B, consommation comprise entre 2 500 kWh et 4 999 kWh (tranche DC). Partie C, consommation comprise entre 500 MWh et 1 999 MWh (tranche IC).
Source : Calculs de l’ACER, d’après des données issues de la plateforme de transparence du Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité (ENTSO-E) ; Eurostat, Composantes des prix de l’électricité pour les consommateurs résidentiels (base de données) ; et Prix de l’électricité pour les clients non résidentiels (base de données).
Sur les marchés de gros de l’électricité, les prix sont fixés en fonction du coût de production de la dernière unité d’électricité nécessaire pour répondre à la demande (c’est-à-dire, mécanisme de préséance économique et tarification au coût marginal). L’électricité la moins chère est achetée en premier, puis les autres dans l’ordre croissant des prix. Une fois la demande satisfaite, tous les exploitants reçoivent le prix demandé par celui qui a été appelé à produire la dernière unité d’électricité achetée. C’est ainsi qu’en 2023, les centrales à gaz ont fixé le prix de l’électricité dans 37 % des cas (ACER, 2024[3]). Cela signifie que les prix de gros de l’électricité sont sensibles aux fluctuations des prix du gaz, comme on a pu le constater pendant la crise énergétique.
Réforme du marché de l’électricité en 2023
En 2023, pour faire face à la crise énergétique, l’UE a instauré des réformes du marché de gros de l’électricité, comme indiqué plus en détail dans la dernière Étude (OCDE, 2023[4]). L’accent a été mis sur le recours accru à des contrats à long terme afin de réduire la dépendance à l’égard des marchés à court terme plus volatils : accords d’achat d’électricité entre énergéticiens et acteurs de l’industrie, et dispositifs publics de subventions fondées sur la production, avec notamment les contrats d’écart compensatoire (CEC).
Pour encourager les contrats d’achat d’électricité, l’UE a pris les mesures suivantes :
Pour augmenter la demande, les pays de l’UE peuvent proposer des garanties publiques visant à réduire les risques financiers associés aux contrats d’achat d’électricité aux entreprises de taille moyenne qui souhaitent souscrire de tels contrats, ainsi qu’aux intermédiaires qui groupent la demande de plusieurs petites entités consommatrices (PME, par exemple). En effet, il est fréquent que ce type d’entreprises ne bénéficie pas de la note de crédit solide de catégorie investissement que les banques exigent pour leurs lignes de crédit. De plus, aux termes de son Plan d’action pour une énergie abordable, l’UE fournira 0.5 milliard EUR (0.002 % du PIB de l’UE) de garanties à la Banque européenne d’investissement jusqu’en 2027 pour qu’elle puisse contre-garantir des contrats d’achat d’électricité souscrits par des entreprises.
Les fournisseurs d’électricité, qui sont souvent de grandes entreprises historiques dominantes, sont soumis à des exigences plus strictes en matière de couverture des risques liés aux prix, ce qui devrait accroître l’offre de contrats d’achat d’électricité.
Les exploitants de centrales renouvelables qui participent à un appel d’offres public sont tenus de réserver une part de leur production à la vente dans le cadre de contrats d’achat d’électricité afin de se prémunir contre les risques liés aux prix. Cette tendance devrait également accroître l’offre de tels contrats.
Par ailleurs, l’UE encourage également le recours aux contrats d’écart compensatoire :
Les pouvoirs publics garantissent aux exploitants un prix minimum ou « prix d’exercice » pour l’électricité produite, ce qui a pour effet de transférer une partie du risque financier vers le secteur public. En retour, un plafonnement des prix limite les recettes des exploitants, puisque tout montant supérieur au plafond doit être remboursé à l’État.
En assurant la stabilité à long terme des recettes, le système des contrats d’écart compensatoire (CEC) fondés sur la production réduit les incitations à conclure des contrats d’achat d’électricité à long terme dans le cadre du marché. C’est pourquoi il convient d’examiner avec attention les arbitrages à faire entre ces deux mécanismes (voir ci-après).
Les pays de l’UE ne peuvent proposer des CEC qu’à des exploitants de technologies bas carbone matures associées à des coûts d’exploitation faibles mais des dépenses d’investissement élevées, comme le solaire, l’éolien, la géothermie, l’hydraulique et le nucléaire, y compris l’électronucléaire historique. Un tel soutien n’est pas autorisé s’il s’agit d’une technologie bas carbone émergente dont le développement commercial commence à peine (Parlement européen et Conseil européen, 2024[5]).
La libéralisation des marchés nationaux de l’électricité entreprise dans les années 90 a conduit à la création d’un marché unique de l’électricité (Graphique 3.2). L’objectif était de faire baisser les prix de l’énergie payés par les consommateurs et consommatrices en leur donnant accès à un plus large choix de fournisseurs et en stimulant la concurrence. Les réformes ont notamment consisté à libéraliser l’offre en réduisant les obstacles à l’entrée, à réglementer l’accès des tiers, et à dissocier les réseaux de transport de l’activité de production. La séparation opérée entre l’exploitation des centrales et la gestion des réseaux a conduit à l’établissement des marchés de gros de l’électricité. Ce sont désormais des gestionnaires de réseau de transport (GRT) indépendants qui possèdent les réseaux de transport dans la plupart des pays de l’UE. Sur certains marchés, mais pas tous, il existe une distinction entre les GRT et les opérateurs de marché, c’est-à-dire qu’ils fournissent aux exploitants de centrales l’accès au réseau de transport dont ces derniers ont besoin pour participer aux marchés de gros de l’électricité. Le fait que les GRT soient à la fois propriétaires et exploitants de réseau est ce qui distingue principalement ce système d’autres marchés de l’électricité comme celui des États-Unis.
Les interconnexions et les échanges d’électricité à l’échelle de l’Europe permettent aux pays d’exporter leur surplus d’électricité, ce qui contribue à réduire les coûts ailleurs, même si les pays qui produisent de l’électricité bon marché pourraient voir les prix augmenter sur leur territoire (Graphique 3.4. , partie A). L’intégration du réseau électrique à l’échelle de l’UE aide aussi à équilibrer les excédents et les déficits de production entre les pays grâce aux économies d’échelle. Enfin, l’interconnexion des marchés de l’électricité permet également une intégration plus fluide des sources renouvelables intermittentes telles que le solaire et l’éolien (partie B). Cependant, les capacités d’interconnexion entre pays de l’UE sont encore limitées (voir ci-après). Pour pousser l’intégration du marché, il faudrait augmenter les interconnexions transfrontalières.
Source : Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems (ISE) ; Eurostat ; et calculs de l’OCDE.
L’UE a défini des objectifs climatiques qui ont une incidence sur son marché unique de l’électricité. Sa politique climatique vise principalement à ramener à zéro les émissions nettes de gaz à effet de serre (GES) d’ici à 2050. Elle s’est également fixé plusieurs objectifs intermédiaires à l’horizon 2030 : réduire de 55 % ses émissions de GES (par rapport aux niveaux de 1990) ; atteindre une proportion de 42.5 % de sources renouvelables dans sa consommation énergétique ; et faire baisser de 11.7 % sa consommation d’énergie (par rapport aux prévisions établies en 2020 pour 2030) en favorisant l’efficacité énergétique. Les objectifs relatifs aux émissions de GES sont des cibles climatiques tandis que les objectifs relatifs aux énergies renouvelables et à l’efficacité énergétique sont des cibles énergétiques. Si, dans tous les cas, le but est d’atténuer les effets du changement climatique, il s’agit aussi de contribuer à d’autres objectifs de politique énergétique, tels que la sécurité énergétique, la diversification des sources, la réduction de la dépendance à l’égard des importations, et la compétitivité.
L’UE dispose également d’un système d’échange de quotas d’émission (SEQE-UE) pour réduire ses émissions globales de GES. Le prix du carbone dans le SEQE-UE, qui oscille actuellement autour de 80 EUR par tonne de CO2, devrait augmenter, ce qui finira par favoriser la décarbonation en rendant les combustibles fossiles encore plus coûteux que l’électricité bas carbone. A contrario, l’UE ne dispose pas d’instruments économiques lui permettant d’atteindre son objectif en matière d’énergies renouvelables. Ce sont les États de l’UE qui sont responsables à cet égard. Pour atteindre leurs objectifs nationaux de déploiement des renouvelables, ils accordent de généreuses aides publiques. Cependant, de telles aides unilatérales pourraient avoir des conséquences pour le marché unique.
En vertu de son encadrement temporaire de crise et de transition, l’UE a temporairement assoupli son régime d’aides d’État pour accélérer le déploiement des renouvelables et des dispositifs de stockage de l’énergie pendant la crise énergétique. En 2025, elle a annoncé une simplification des règles relatives aux aides d’État pour les technologies propres et les activités manufacturières à forte intensité énergétique jusqu’à 2030, afin d’encourager les investissements nationaux dans ces domaines alignés avec ses priorités. Le nouveau cadre relatif aux aides d’État fera fond sur l’expérience de l’encadrement temporaire de crise et de transition (Commission européenne, 2024[6] ; Commission européenne, 2025[7]). Or, cette position ainsi que le recours intensifié à la politique industrielle nationale pourraient conduire à un assouplissement des règles relatives aux aides d’État et avoir des conséquences pour l’équité des règles du jeu sur le marché unique, car les pays pourraient donner la priorité à leurs propres secteurs et entreprises. Les politiques industrielles unilatérales ont aussi pour effet de mettre en péril la productivité de l’UE en ralentissant la relocalisation des activités industrielles à forte intensité énergétique vers des sites de l’UE où cette production est plus compétitive. C’est pourquoi l’UE devrait s’abstenir d’assouplir les règles relatives aux aides d’État, sauf dans les situations d’urgence. Au contraire, une approche plus européenne de la politique industrielle est nécessaire (chapitre 4).
Les objectifs nationaux de déploiement des renouvelables compliquent la recherche de solutions fondées sur le marché pour réduire au minimum les coûts d’atténuation. Par exemple, les pays qui ne sont pas sur la bonne voie pour atteindre l’objectif fixé pour 2030 en matière d’énergies renouvelables devront consacrer des investissements supplémentaires à ces énergies. Ces investissements procéderont alors non pas d’une logique de maîtrise des coûts d’atténuation, mais d’une dynamique de développement des énergies renouvelables pour atteindre l’objectif. Il est important de noter que les objectifs nationaux relatifs aux énergies renouvelables entravent l’optimisation du parc de centrales renouvelables à l’échelle de l’UE puisqu’ils ne tiennent pas compte des avantages de coût dans les régions riches en sources d’énergie (Or, les aides publiques, notamment par l’intermédiaire des contrats d’écart compensatoire, bénéficient principalement aux technologies matures, notamment le solaire, l’éolien, la géothermie, l’hydraulique et le nucléaire (Graphique 3.1). Ce biais technologique des subventions freine l’entrée sur le marché de technologies renouvelables plus efficientes, notamment des installations éoliennes innovantes ou des technologies de stockage de l’énergie, pour n’en citer que quelques-unes. C’est pourquoi il faut renforcer la concurrence sur les marchés et l’innovation, diminuer les aides publiques en faveur des technologies matures, et soutenir davantage les nouvelles technologies. Une solution consisterait à faire en sorte que le cadre de l’UE relatif aux aides d’État cible les subventions publiques en faveur de technologies bas carbone qui ne sont pas encore compétitives, comme le recommandait la dernière Étude (OCDE, 2023[4]).
Graphique 3.5. ). De ce fait, on encourage le déploiement de panneaux solaires relativement inefficients en Europe du Nord, ou encore d’éoliennes dans des régions non côtières où le vent souffle moins souvent (ENTSO-E, 2024[8]).
Une approche plus économiquement rationnelle consisterait à appliquer une tarification à toutes les émissions et à laisser les forces du marché déterminer les sites où les coûts de réduction des émissions sont les plus faibles, comme on l’a vu dans la précédente Étude (OCDE, 2023[4]). La tarification du carbone laisse aux acteurs qui connaissent le mieux leurs coûts d’atténuation le soin de déterminer quand et où diminuer les émissions. En raison des défaillances du marché, il pourrait être encore nécessaire de soutenir les nouvelles technologies et la décarbonation. Néanmoins, il faut appliquer une démarche plus européenne pour optimiser les énergies bas carbone à l’échelle de l’UE. Par exemple, la mise en concurrence par enchères du déploiement de moyens de production renouvelable à l’échelle de l’UE permettrait certainement d’optimiser le parc renouvelable européen en tenant compte des avantages que présentent en termes de coûts les régions où certaines sources d’énergie sont abondantes (voir ci-après).
Il est important de veiller au bon fonctionnement des marchés de l’électricité, notamment s’agissant des renouvelables. La transition énergétique aura des effets positifs et l’intégration renforcée des marchés aidera à abaisser les coûts de l’électricité (AIE, 2024[9]). Mais des coûts de transition sont à prévoir à court terme. Ils correspondent au coût de la transition vers un système énergétique bas carbone avec des investissements élevés dans les actifs de production, les réseaux et les mécanismes de flexibilité. De plus, il importe non seulement d’intégrer davantage les marchés, mais aussi de développer des technologies renouvelables plus efficientes pour décarboner l’économie avec un meilleur rapport coût-efficacité.
Le marché de gros de l’électricité de l’Union européenne est divisé en plusieurs zones, avec un prix uniforme dans chaque zone (ce qu’on appelle la tarification zonale). Les zones sont généralement définies en fonction des contraintes de transport ou des points où les interconnexions de transport sont les plus susceptibles d’être encombrées, mais aussi en fonction de considérations politiques. Par exemple, l’Allemagne constitue une zone unique malgré sa superficie relativement élevée, ce qui entraîne souvent une congestion dans le sens nord-sud.
Les gestionnaires de réseau de transport répartissent la production d’électricité à l’intérieur des zones, tandis que les volumes qui transitent d’une zone à l’autre font l’objet d’échanges sur le marché européen de l’électricité (ce qu’on appelle le couplage des marchés). Le marché journalier est le plus important pour la fixation du prix au comptant (spot), les marchés nationaux d’ajustement fournissant des services auxiliaires pour la stabilisation du réseau électrique.
Le couplage des marchés journaliers de gros permet la détermination simultanée des prix en vigueur sur chaque marché et des prix applicables aux échanges transfrontaliers. Grâce à ce mécanisme, les capacités d’interconnexion transfrontalières sont utilisées de façon plus efficace pour l’acheminement de l’électricité des zones où les prix sont bas vers les zones où les prix sont plus élevés, ce qui réduit les écarts de prix de gros entre les pays.
Intégrés et liquides, les marchés journaliers soutienent les échanges transfrontières d’électricité, qui ont représenté 10 % de la consommation finale d’électricité de l’UE en 2023. Au contraire, les marchés d’ajustement et les marchés à terme sont insuffisamment développés. Les jours où la capacité de transport interzonale est suffisante, les prix de l’électricité des différentes zones tendent à converger. Cependant, ce n’est pas souvent le cas (ACER, 2024[3]). C’est pourquoi l’UE cherche à accroître sa capacité de transport interzonale pour renforcer l’intégration de son marché de l’énergie.
Dans les années 2010, deux organismes européens ont été créés pour élaborer un règlement régissant les échanges transfrontières d’électricité et en assurer la supervision. L’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) supervise les échanges transfrontières et les marchés nationaux de gros et de détail, y compris l’accès des tiers, l’allocation des capacités transfrontalières, la gestion de la congestion et l’équilibrage du système. Le Réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité (ENTSO-E) qui, lui, n’est pas une agence de l’UE, est chargé d’élaborer des codes juridiquement contraignants relatifs aux marchés et aux réseaux d’électricité, conformément aux lignes directrices-cadres définies par l’ACER :
règles du marché pour les marchés de gros à court terme : allocation des capacités journalières et infrajournalières, gestion de la congestion, ajustement du réseau et allocation des capacités à terme ;
codes d’exploitation, pour le suivi et l’exploitation du réseau électrique interconnecté à l’échelle de l’UE ;
codes de raccordement au réseau, pour l’intégration des renouvelables, la production décentralisée et les mécanismes de réponse à la demande.
Source : AIE (2020[10]) et OCDE (2022[11]).
Or, les aides publiques, notamment par l’intermédiaire des contrats d’écart compensatoire, bénéficient principalement aux technologies matures, notamment le solaire, l’éolien, la géothermie, l’hydraulique et le nucléaire (Graphique 3.1). Ce biais technologique des subventions freine l’entrée sur le marché de technologies renouvelables plus efficientes, notamment des installations éoliennes innovantes ou des technologies de stockage de l’énergie, pour n’en citer que quelques-unes. C’est pourquoi il faut renforcer la concurrence sur les marchés et l’innovation, diminuer les aides publiques en faveur des technologies matures, et soutenir davantage les nouvelles technologies. Une solution consisterait à faire en sorte que le cadre de l’UE relatif aux aides d’État cible les subventions publiques en faveur de technologies bas carbone qui ne sont pas encore compétitives, comme le recommandait la dernière Étude (OCDE, 2023[4]).
Note : Le facteur de charge est le rapport entre la quantité d’électricité produite dans des conditions éoliennes ou solaires réalistes et la quantité qui aurait été produite si les centrales avaient pu fonctionner en continu au maximum de leur puissance. Les chiffres sont fondés sur les hypothèses relatives au déploiement des moyens de production renouvelable en 2030 communiquées à l’ENTSO-E.
Source : Bruegel (Zachmann et al., 2024[12]), d’après l’évaluation européenne de l’adéquation des ressources conduite en 2023 par l’ENTSO-E.
Il convient également de faire des arbitrages entre politique industrielle et productivité. D’un côté, certaines formes de politique industrielle nationale peuvent avoir des retombées transnationales positives si elles sont motivées par des défaillances du marché bien définies, comme le soutien aux nouvelles technologies et à la décarbonation. La conception et la mise en œuvre de ces politiques devraient néanmoins faire l’objet d’une analyse coûts-avantages rigoureuse, notamment des conséquences pour le marché unique (Millot et Rawdanowicz, 2024[13] ; OCDE, 2024[14]). D’un autre côté, certains pays de l’UE qui pratiquent des prix de l’énergie élevés veulent maintenir leurs industries à forte intensité énergétique, alors qu’elles ne pourraient être compétitives que dans des régions où les prix de l’énergie sont bas, comme le sud de l’Espagne et le nord de la Suède (Zachmann et al., 2024[12]). Les politiques industrielles unilatérales risquent d’immobiliser les ressources dans les entreprises non compétitives, ce qui nuira à la concurrence et empêchera l’industrie de s’adapter aux évolutions structurelles. Certaines activités de production à forte intensité énergétique pourraient être conservées dans l’UE pour des raisons de sécurité. Cependant, il pourrait être nécessaire d’implanter ces activités dans des zones de l’UE où les coûts de l’énergie sont plus faibles. Au contraire, une meilleure intégration des marchés de l’énergie sera essentielle pour faire baisser les prix de l’énergie et soutenir la productivité européenne, et c’est ce à quoi travaille actuellement la Commission européenne (voir ci-après).
3.4.1. Accroître la concurrence pour faire baisser les coûts de l’électricité
Le marché de détail reste caractérisé par une faible concurrence dans un grand nombre des pays de l’UE (Graphique 3.6.). Il en résulte que l’évolution des prix de gros n’est pas répercutée sur ceux de détail, surtout quand l’électricité renouvelable, qui coûte moins cher, les fait baisser (ACER, 2022[15] ; Cour des comptes européenne, 2023[16]). C’est le signe d’un dysfonctionnement des marchés. Dans certains pays, la réglementation qui encadre le secteur de l’électricité continue d’y interdire l’accès aux producteurs et fournisseurs étrangers, ainsi qu’aux petits producteurs décentralisés, tels que les exploitants de panneaux solaires sur toiture. Par exemple, ils ne sont que sept à permettre aux petits producteurs décentralisés d'intervenir sur les marchés de l'électricité et de bénéficier des services d'équilibrage et de gestion de la congestion, conformément aux obligations du droit européen (ACER, 2023[17]). Aux termes de la Directive de l’UE concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité, les États membres de l’UE sont tenus d’élaborer un cadre réglementaire qui permette à ces acteurs de participer aux marchés.
L’UE devrait rendre la concurrence pleinement obligatoire sur les marchés de l’électricité afin d’empêcher ses États membres d’utiliser la réglementation nationale pour fausser le jeu en faveur des opérateurs historiques nationaux. L’UE pourrait, conjointement avec l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER), fournir à ses États membres des orientations techniques sur la manière de procéder pour dûment appliquer les dispositions de la Directive concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité, afin de garantir l’accès aux marchés de l’électricité à l’ensemble des producteurs et fournisseurs. L’UE pourrait aussi envisager d’engager des actions pour manquement en cas de progrès insuffisants.
Part du marché national détenue par le plus gros producteur, en %, 2022
Source : Eurostat, indicateurs des marchés de l’énergie (base de données).
Les marchés de détail de l’électricité restent fragmentés et circonscrits aux frontières nationales. Cela s’explique en partie par la réglementation des prix de détail de l’électricité, mais aussi par l’existence d'obstacles comme l’interdiction d'accès au réseau faite aux fournisseurs (Graphique 3.7. et Graphique 3.8.) (AIE, 2020[18]). Les prix de détail réglementés, qui sont souvent inférieurs aux prix du marché, cadrent mal avec l’état de la demande, ce qui complique la récupération des coûts et décourage les investissements dans le secteur de la production d’électricité bas carbone. L’UE exige de ses États membres qu’ils renoncent progressivement aux prix de détail réglementés sauf si leur application est limitée dans le temps et est circonscrite aux ménages vulnérables ou en situation de précarité énergétique. La poursuite de l’intégration des marchés passe par le renforcement des signaux-prix, ce qui suppose l’élimination progressive des prix de détail réglementés. En retour, un moyen plus efficace de lutter contre la pauvreté énergétique réside dans les compléments de ressources ciblés, comme les transferts sociaux et les crédits d'impôt accordés aux ménages vulnérables, dont il est question dans la dernière Étude (OCDE, 2023[4]).
Pour soutenir l'électrification de l’économie, l’UE devrait mettre progressivement fin aux réductions tarifaires et exonérations qui bénéficient aux énergies fossiles, comme examiné dans la dernière Étude (OCDE, 2023[4]). Le différentiel de prix entre l’électricité et le gaz n'incite pas à passer du gaz à l’électricité (Graphique 3.9. et Graphique 3.10.). La fiscalité de l’énergie frappe la plupart des sources : au premier chef les huiles minérales, mais également le gaz, le charbon et l’électricité. Pour l’heure, la Directive de l’UE sur la taxation de l’énergie impose un taux d’accise minimal sur l’électricité, à peu près égal à celui applicable au gaz naturel, indépendamment du contenu carbone. Dans les faits, l’électricité est davantage taxée, car le gaz bénéficie des subventions aux énergies fossiles, qui prennent la forme de réductions fiscales dans nombre de pays de l’UE. Cela dit, toute l’électricité n’est pas produite à partir de sources bas carbone et l’électricité bas carbone est soumise à un taux d’imposition effectif net plus faible en raison du subventionnement de l’électricité d'origine solaire, éolienne et nucléaire (OCDE, 2024[19]).
Dans le cas du gaz, en revanche, les taux d’imposition effectifs nets de l’énergie restent relativement faibles et dépassent à peine ceux de l’électricité bas carbone, ce qui n’encourage pas à passer du gaz à l’électricité bas carbone. La Commission européenne défend l’idée de revoir les taux d’imposition de l’énergie applicables aux produits énergétiques dans l’ensemble de l’UE. À cet effet, elle propose d’éliminer progressivement les exonérations et les réductions fiscales applicables aux énergies fossiles et de prendre comme base fiscale, non plus le volume, mais le contenu énergétique et les performances environnementales du produit considéré, en conséquence de quoi les fossiles seraient le plus lourdement taxés. Une telle réforme inciterait de surcroît à se tourner vers l’électricité bas carbone.
Prix de l’électricité pour les ménages, en EUR par MWh, 2024
Note : Prix de l’électricité pour les consommateurs résidentiels des tranches 2.5-5 MWh (tranche DC). La valeur correspondant à « Autres taxes » est négative lorsque le montant des primes énergie est supérieur à celui de la taxe environnementale ; elle tient compte des dispositifs de soutien des prix mis en place au profit des consommateurs d’électricité en période de crise énergétique.
Source : Eurostat, Composantes des prix de l’électricité pour les consommateurs résidentiels (base de données).
Part des ménages ayant souscrit un contrat d’électricité à tarif réglementé et fixe, en %, 2023
Note : Les tarifs fixes réglementés sont ceux fixés dans la loi. Les contrats à prix fixe de marché et à durée déterminée sont des contrats de droit privé conclus entre les fournisseurs et les consommateurs, dans lesquels le prix de l’électricité facturée est fixé pour une durée déterminée.
Source : ACER, d’après les données fournies par les autorités nationales de réglementation.
Note : Partie A, consommation comprise entre 2.5 MWh et 4.999 MWh (tranche DC). Partie B, consommation comprise entre 500 MWh et 1 999 MWh (tranche IC). La valeur correspondant à la « part des autres taxes et prélèvements » est négative lorsque le montant des primes énergie est supérieur au montant dû au titre de la fiscalité énergétique.
Source : Eurostat, Composantes des prix de l’électricité pour les consommateurs résidentiels (base de données), et Prix de l’électricité pour les clients non résidentiels (base de données).
Fiscalité due par produit énergétique, en EUR par MWh, situation au 1er janvier 2025
Note : Les données se rapportent aux taxes appliquées aux produits énergétiques destinés à un usage non professionnel.
Source : Commission européenne, Base de données sur les impôts en Europe (TEDB) ; et calculs de l’OCDE.
3.4.2. Affermir les marchés des sources d'énergie bas carbone
La montée en puissance des énergies bas carbone, comme les renouvelables, doit pouvoir aider à décarboner la production d’électricité et réduire la dépendance de l’UE aux importations de gaz et de pétrole. Du côté de la demande, l’électrification de la consommation finale d’énergie accuse du retard, à cause de la progression hétérogène des véhicules électriques et des pompes à chaleur. Cela tient au fait que la fiscalité continue d’être plus favorable pour les énergies fossiles que pour l’électricité, mais aussi aux prix élevés des véhicules électriques et des pompes à chaleur. D’où l’importance que la transition énergétique réussisse à synchroniser l’offre et la demande. Or, la configuration actuelle des marchés de l’électricité favorise peu leur flexibilité.
La décarbonation du système énergétique nécessite une demande plus flexible, pour pouvoir faire une plus grande place aux énergies renouvelables intermittentes (AIE, 2024[20] ; AIE, 2020[21]). Cependant, l’existence des prix de détail réglementés rend les consommateurs moins disposés à ajuster la demande en fonction de l’offre (voir ci-dessus). À cela s'ajoute que, dans la plupart des pays de l’UE, la tarification reste forfaitaire et n'évolue pas au fil du temps (Graphique 3.8.). Conséquence : près des trois quarts des ménages de l’UE n’ajustent pas leur consommation en fonction de l’évolution des prix. Certes, les consommateurs finals se trouvent ainsi protégés de la volatilité des prix de gros. Il y a des raisons de penser qu’en les confrontant à l’évolution des prix de l’électricité en temps réel, on favorisera les gains d’efficience et les économies d'énergie et que les prix moyens de l’électricité diminueront, comme observé dans le cas des consommateurs industriels en Allemagne (Hirth, Khanna et Ruhnau, 2022[22] ; Ruhnau et al., 2023[23]). Selon toute vraisemblance également, les changements de fournisseur deviendront plus fréquents, ce qui accroîtra le jeu de la concurrence.
D’ailleurs, l’UE impose à ses États membres de veiller à ce que le cadre réglementaire national permette aux fournisseurs de proposer des contrats de fourniture d’électricité à prix fixe et à durée déterminée et des contrats à tarification dynamique. Plus précisément, les clients finals qui disposent d’un compteur intelligent doivent pouvoir demander la conclusion d’un contrat d’électricité à tarification dynamique. En Espagne, par exemple, l’installation des compteurs intelligents a dopé la popularité des offres à tarification dynamique parmi les ménages (ACER-CEER, 2024[24]). Dès 2009, l’UE a fixé l’objectif de parvenir à ce que 80 % des consommateurs finals d’électricité soient équipés de compteurs intelligents en 2020. Cependant, le déploiement des compteurs intelligents ne progresse pas aussi vite que prévu dans nombre des pays de l’UE (Graphique 3.11.).
Taux d’équipement des ménages en compteur intelligent, en %, 2023
Source : ACER, d’après les données fournies par les autorités nationales de réglementation.
Les pays de l’UE subventionnent l’expansion de la production intérieure d’électricité d’origine renouvelable. Le produit des taxes sur l’électricité sert à financer les mesures engagées par les pouvoirs publics pour accompagner la transition du secteur de l’électricité, notamment celles en faveur des énergies renouvelables. Ces taxes sont à distinguer de la fiscalité sur l’énergie dont il est question plus haut. Plus de 70 % de la nouvelle puissance renouvelable installée en 2023 et 2024 s'accompagne de mesures de soutien en faveur des renouvelables, par exemple sous la forme de tarifs d'achat, de primes d'achat et de contrats d’écart compensatoire (l’État paye les producteurs quand le prix de gros est inférieur au prix d’exercice) (AIE, 2023[25]). Ce déplacement d’une partie du risque financier vers le secteur public a un effet incitatif sur le déploiement des renouvelables. Dès lors que les prix de gros de l’électricité sont trop bas ou que le coût du capital est trop élevé en raison des défaillances du marché, il est nécessaire que les pouvoirs publics interviennent pour maintenir la puissance installée à son niveau. Grâce à ce soutien public, les investisseurs disposent d’une sécurité des prix sur le long terme, ce qui permet de financer les coûts d’investissement élevés dans les renouvelables.
En revanche, l’intervention des pouvoirs publics risque de nuire à la flexibilité de l’offre. Une part grandissante du mix énergétique est subventionnée, ce qui a pour effet de dissocier la production de l’évolution des prix du marché de gros. En 2023, la moitié de l’électricité produite dans l’UE était déjà d'origine renouvelable ou nucléaire et subventionnée (Graphique 3.12. , partie A). Les dispositifs de subventionnement de la production (par exemple, tarifs d’achat et CEC fondés sur la production) font disparaître les signaux prix adressés aux producteurs et contribuent à une fréquence accrue des surplus ou déficits de production et, ce faisant, à une plus grande volatilité des prix. Pour preuve, on assiste à la multiplication des épisodes de prix bas, voire négatifs, qui interviennent quand une forte production d’origine renouvelable coïncide avec une demande faible (par exemple, les week-ends d’été), ce qui réduit l’incitation à investir dans les renouvelables (partie B).
Il faudrait donner un plus grand rôle aux prix du marché pour améliorer la réactivité de l’offre par rapport à la demande. À ce sujet, les règles de l’UE relatives aux aides d’État imposent depuis 2022 que les bénéficiaires ne soient pas incités à vendre leur production en dessous de leurs coûts marginaux. De même, aucune aide d’État ne devrait être octroyée à la production quand les prix de gros de l’électricité sont négatifs. Il existe des types de contrats d’écart compensatoire efficients, non fondés sur la production, qui autorisent le soutien par les prix afin de favoriser l’investissement de long terme sans faire disparaître le signal-prix du marché. C’est le cas des contrats d’écart compensatoire bidirectionnels, non liés à la production, qui reposent sur un prix d’exercice fixé par voie d’appel d’offres. En conséquence, le cadre mis en place par l’UE pour régir les aides d’État devrait cibler le subventionnement public des technologies bas carbone sans fausser le fonctionnement du marché. Un autre obstacle de taille à la flexibilité de l’offre réside dans la faiblesse des capacités de stockage de l’énergie.
Il est économiquement rationnel de s’appuyer sur les signaux envoyés par les prix selon la situation géographique (autrement dit, de passer à une tarification localement différenciée ou « différenciée en fonction du point d’accès ») pour que les producteurs soient mieux à même d’investir dans la production ou le stockage selon la rareté (ou l’abondance) de l’électricité à un endroit donné. Une distribution plus efficiente de l’électricité atténuerait aussi la volatilité des prix due aux renouvelables (Cevik, 2025[26]). Il conviendrait donc que l’ACER revoie la carte européenne des zones de dépôt des offres en vue d’améliorer les signaux-prix localement différenciés. Une autre stratégie possible serait de faire une place de choix à une composante de prix localement différenciée dans les tarifs d'accès au réseau, comme proposé par la Commission européenne (Commission européenne, 2025[27]).
Source : Calculs de l’ACER, d’après des données issues de la plateforme de transparence du Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité (ENTSO-E) (production réelle par type) et du règlement concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie (REMIT).
Les marchés privés du risque, comme celui des contrats de long terme, restent sous-développés. Même là où la liquidité de marché est la plus forte, à savoir en Allemagne, cette liquidité est faible lorsque le terme dépasse un an et quasi nulle au-delà de trois ans (ACER, 2024[3]). Il pourrait se développer un marché des contrats de long terme, mais, en l’état actuel de la situation, rien n’inciterait les producteurs à y participer. Ce problème de concurrence tient au fait que, dans la plupart des pays, l’opérateur historique dominant sur le marché de l’énergie est à la fois producteur et distributeur d’électricité. Tirant des bénéfices sur le marché de gros ou celui de détail, il est donc naturellement protégé contre les risques financiers (Ambec, Crampes et Tirole, 2023[28]). Un moyen de renforcer les marchés du risque consiste à encourager les fournisseurs d’électricité à s’assurer sous la forme de contrats de long terme.
La mise aux enchères de contrats d’écart compensatoire peut inciter à investir dans les nouvelles technologies pour lesquelles il n’existe pas encore de marché ou qui présentent un niveau de risque trop élevé pour le secteur privé, comme dans le cas des technologies de captage de CO2. Un autre moyen de soutenir ces technologies serait d'élargir le système d'échange de quotas d'émission de l’UE aux absorptions de carbone, comme examiné dans la dernière Étude (OCDE, 2023[4]).
La sécurité des approvisionnements exige aussi une plus forte intégration des marchés. Pourtant, quand il s’agit d’investir concrètement, les États membres de l’UE ne se coordonnent guère. Considérer l’aide à la filière des renouvelables uniquement du point de vue national revient à ignorer les liens de dépendance qui existent entre les pays. Ce type d’externalité exige de concevoir l’investissement dans les approvisionnements énergétiques sous un angle européen. Par exemple, la mise en concurrence par enchères de capacités renouvelables à l’échelle de l’UE ou dans un cadre transnational permettrait certainement d’optimiser l’ensemble du parc renouvelable européen en tenant compte des avantages que présentent en termes de coûts les régions riches en sources d'énergie. L’UE a déjà commencé à organiser ce type d’enchères pour l’hydrogène (Commission européenne, 2025[29]). Elle pourrait soutenir des projets dans le cadre du financement des projets importants d’intérêt européen commun. Toute action dans ce sens devrait reposer sur une rigoureuse analyse coûts-avantages (chapitre 4).
Les pays de l’UE accordent aux petites centrales renouvelables et aux plus grandes centrales renouvelables historiques des priorités d'accès au réseau et d'appel (dispatching) tout en limitant leurs responsabilités en matière d’équilibrage. En cas de dispatching, la manière dont une centrale électrique est utilisée est modifiée, pour une courte durée, à la demande d’un gestionnaire de réseau de transport afin de prévenir la formation de goulets d’étranglement dans le réseau électrique. En période de forte demande, priorité est donnée aux centrales renouvelables (hydrauliques, géothermiques et de biomasse) implantées sur le territoire national, l’idée étant de décourager les importations d’électricité, même quand cette solution coûte moins cher. Or, cette façon de procéder constitue une entrave au marché unique. Tous les producteurs d’électricité d’origine renouvelable devraient être soumis aux mêmes devoirs et obligations que leurs homologues des filières classiques, et notamment participer à l’équilibrage du réseau électrique à court terme. En conséquence, il faudrait progressivement supprimer les mécanismes d’appel prioritaire des producteurs d’électricité d’origine renouvelable et imposer des obligations d’équilibrage à ces mêmes producteurs.
Comme examiné en détail dans la dernière Étude, les délais d'instruction des demandes d'autorisation sont longs pour les installations de production d'électricité à partir d’énergies renouvelables (OCDE, 2023[4]). Pour raccourcir ces délais, l’UE a proposé en 2023 de qualifier les projets renouvelables comme relevant de l’intérêt général supérieur (Commission européenne, 2023[30]). C’est ce qu’ont fait plusieurs de ses États membres, dont l’Allemagne et l’Espagne. Depuis, le volume des autorisations délivrées aux projets d'éolien terrestre affiche une croissance à deux chiffres (OCDE, 2023[31] ; OCDE, 2023[32]). Si les délais d’instruction restent toutefois longs, la raison s’en trouve souvent dans des préoccupations environnementales qui sont légitimes. La longueur des procédures tient aussi à l’existence d’un biais technologique en faveur des technologies qui mobilisent des terres agricoles et autres surfaces déjà utilisées, ce qui crée des tensions avec la population locale. Il serait certainement possible d’apaiser ces tensions en tirant un meilleur parti de la production décentralisée, par exemple en favorisant l’installation du solaire photovoltaïque sur les toitures non exploitées des zones urbaines.
3.4.3. Doper l’investissement dans les réseaux électriques
Parmi les obstacles au déploiement des capacités de production d'origine renouvelable figurent le sous-investissement dans les réseaux, notamment de distribution, et la longueur des procédures de planification et de délivrance des autorisations (Graphique 3.3). Les délais d’instruction des demandes d’autorisation de raccordement au réseau sont en moyenne plus longs pour les installations renouvelables, ce qui crée des goulets d’étranglement. À cela s’ajoute qu’il faudrait renforcer la planification et le financement au niveau européen pour encourager l’investissement dans l’interconnexion des réseaux électriques nationaux.
L’investissement dans le réseau est réglementé et requiert une approbation ministérielle au niveau national. Le cadre réglementaire concerne le très court terme, car les autorisations de raccordement ne sont approuvées que lorsqu’elles concernent des installations existantes. À cela s'ajoute que les délais d'instruction des demandes de raccordement au réseau sont en moyenne plus longs pour les installations renouvelables, ce qui crée des goulets d'étranglement (ENTSO-E, 2024[33]). Il est donc nécessaire de disposer d’un cadre réglementaire qui permette d’anticiper davantage l’investissement dans le réseau. Par exemple, les autorités nationales pourraient autoriser le raccordement d'installations renouvelables au stade du projet, avant leur construction, comme proposé par la Commission européenne (Commission européenne, 2025[27]). Il faudrait que celle-ci conseille les pays de l’UE sur la manière de procéder pour accélérer l’instruction des dossiers, par exemple en autorisant le raccordement d’installations au stade du projet. Priorité devrait être donnée aux interconnexions de réseaux nationaux, par exemple en mer du Nord et entre la France et l’Espagne, de façon à resserrer les liens entre les régions de l’UE, qu’elles soient ou non riches en sources d'énergie.
En 2023, l'accès au réseau représentait 17 % de la facture d'électricité des ménages de l’UE (Eurostat, 2024[34]). Vu l’ampleur des investissements dans le réseau qu'il va falloir financer, l’augmentation des tarifs de réseau est à prévoir : exprimés en pourcentage du PIB, les besoins en investissement devraient passer de 0.5 % en 2024, à 0.6 % par an jusqu’en 2030 (Commission européenne, 2022[35]). Cela dit, la hausse des tarifs de réseau ne va guère encourager la conversion gaz-électricité. La réduction des coûts du capital pour les entreprises du réseau pourrait faire baisser les coûts d’investissement et, par conséquent, les tarifs d’accès au réseau. Une solution serait d'appliquer un taux d'amortissement plus élevé afin d'offrir rapidement un meilleur rendement aux investisseurs, ce qui réduirait la prime de risque et les coûts du capital (ENTSO-E, 2024[36]). La Commission européenne a annoncé qu’elle indiquerait aux États membres de l’UE comment utiliser le budget public pour abaisser les redevances d'accès au réseau dans le respect des règles relatives aux aides d’État, ce qu'il y a lieu de saluer (Commission européenne, 2025[27]). Une autre solution consiste à allonger la période de recouvrement des coûts d’expansion du réseau.
Pour accélérer le passage aux énergies renouvelables, il est indispensable de réformer de manière importante les cadres réglementaires nationaux et infranationaux qui régissent les marchés de l’énergie. Si de grandes réformes ont été adoptées au niveau de l’UE, ses États membres sont lents à mettre en œuvre le changement. La Commission européenne a ainsi déclenché des procédures d’infraction à l’encontre de 26 États membres, sur 27, en septembre 2024, pour non-transposition de la directive sur les énergies renouvelables.
Production décentralisée : la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables fait souvent intervenir des installations de différentes tailles, géographiquement dispersées et décentralisées, contrairement aux sites de production classique, centralisés. Désormais obsolètes, les cadres réglementaires conçus pour les centrales classiques, qui fonctionnent aux combustibles fossiles, entravent l’adoption de modèles économiques novateurs et le déploiement des énergies renouvelables. Pour que les choses avancent plus vite, il est impératif d’actualiser la réglementation en faveur des systèmes décentralisés. Aux termes de la Directive de l’UE concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité, les États membres de l’UE sont tenus d’élaborer un cadre réglementaire qui permette à ces acteurs de participer aux marchés, mais les progrès sont lents (voir ci-avant).
Difficultés liées à chaque technologie : les cadres réglementaires doivent être adaptés aux particularités des différents segments de la filière des renouvelables. Par exemple, les installations solaires de grande puissance sont généralement soumises à d’importantes procédures d’aménagement de l’espace et d’évaluation environnementale. À l’inverse, la délivrance des permis est simplifiée pour les installations solaires sur toiture ou sur ombrières sur les parcs de stationnement, car elles sont plus faciles à intégrer dans le réseau électrique. La production d’énergie solaire sur sol agricole exige des règles locales adaptées pour conserver la qualification de terres agricoles.
Difficultés liées à la réglementation locale : dans la plupart des États membres de l’UE, il est du ressort des autorités infranationales et locales de délivrer les autorisations et de définir les règles d’aménagement de l’espace ainsi que la réglementation applicable aux gestionnaires locaux de réseau de distribution, concernant par exemple les projets privés de toits solaires. Ces règles ont une incidence sur la facilité avec laquelle raccorder la production décentralisée et l’intégrer dans le réseau local. L’existence de procédures de délivrance efficaces, d’orientations d’aménagement claires et de règles opérationnelles à l’intention des gestionnaires de réseau de distribution est essentielle pour le déploiement des énergies renouvelables.
Source : (OCDE, 2025[37]).
La question des tarifs de réseau impose de trouver un compromis entre compétitivité et décarbonation. Pour l’heure, dans certains pays comme l’Autriche, la France et l’Allemagne, les entreprises énergivores supportent des coûts d’accès au réseau plus faibles que les ménages. À l’inverse, dans d'autres pays comme les Pays‑Bas, les coûts sont plus équitablement distribués entre les entreprises et les ménages (Heussaff et Zachmann, 2025[38]). La réduction des coûts de l’énergie supportés par les entreprises est potentiellement favorable à la compétitivité. En revanche, cette situation crée un déséquilibre dans le marché unique. Les ménages sont aussi moins incités à se convertir à l’électrique, par exemple en investissant dans un véhicule électrique et une pompe à chaleur. L’UE a annoncé qu’elle fournirait des orientations sur la voie à suivre pour harmoniser les méthodes de tarification de l'accès au réseau, afin de ne pas fausser les règles du jeu sur le marché unique, ce qu'il y a lieu de saluer (Commission européenne, 2025[27]).
L’intégration des réseaux électriques permet aux pays d’exporter leurs excédents d’énergie et contribue de ce fait à garantir la sécurité de l’approvisionnement et à abaisser les coûts de l’énergie ailleurs. D'après les estimations, le commerce transfrontalier de l’électricité a allégé les factures de 0.2 % du PIB en 2021 (ACER, 2022[15]). Un autre avantage de l’intégration est que la taille ainsi obtenue permet de mieux répartir l’électricité produite entre les pays et d’injecter plus facilement celle d’origine renouvelable. Il est ainsi possible d’atteindre les objectifs climatiques d’une manière plus efficace sans compromettre la sécurité énergétique.
Cela dit, des progrès supplémentaires sont nécessaires pour connecter les réseaux électriques entre les pays (Graphique 3.13. , partie A). Les investissements dans de nouveaux réseaux transfrontaliers annoncés ou en cours pour l’horizon 2030 représentent environ un quart des besoins annuels d’investissement, chiffrés à 6 milliards EUR (soit 0.03 % du PIB de l’UE) (ENTSO-E, 2022[39]). Le sous-investissement dans les réseaux transfrontaliers tient au fait que, bien souvent, ces projets ne sont pas commercialement viables à cause de la disparité des réglementations nationales et de l’absence d’accord sur le partage des coûts. La solution passe par une plus grande prise de risque et par des coûts plus élevés, auxquels les États se refusent. Le financement de l’UE pourrait y remédier. Cependant, le mécanisme pour l’interconnexion en Europe – l’un des principaux instruments que l’UE utilise pour financer les interconnexions – est doté d’un budget annuel de moins de 1 milliard EUR (0.006 % du PIB de l’UE). Il faudrait donc que l’UE réaffecte des fonds au profit du mécanisme pour l’interconnexion en Europe afin de garantir un financement suffisant pour les interconnexions transfrontalières qu’il n’est pas possible de financer par des sources privées. Cela devrait être réalisé sur la base d’analyses coûts-avantages.
Dans son plan décennal de développement du réseau, l’UE indique les frontières considérées comme prioritaires en matière d’interconnexion d'après une analyse coûts-avantages (ENTSO-E, 2025[40]). Les projets qui relèvent de ces priorités peuvent bénéficier de financements de l’UE. Il convient toutefois de noter que les gestionnaires nationaux de réseau, propriétaires de l’infrastructure réseau, sont très impliqués dans la présentation et la sélection des projets. Or, leurs priorités diffèrent de celles qu’aurait un opérateur paneuropéen. Le Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité (ENTSO-E) et l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) affichent un point de vue plus européen sur les besoins d’investissement, mais il ne leur est pas possible de proposer de projets. La place accordée aux intérêts nationaux dans les procédures de présentation et de sélection des projets pèse contre la décision plus efficiente, du point de vue européen, d’investir dans les réseaux transfrontaliers. L’ACER pourrait être chargée de proposer des projets transfrontaliers particuliers qui répondent aux critères d’une analyse coûts-avantages.
Pour ouvrir les marchés nationaux aux échanges et à la concurrence, l’UE impose à ses États membres de porter à 70 % d’ici à 2025 l’utilisation de la capacité transfrontalière de transport d’électricité. Cependant, la réalisation de cet objectif progresse moins vite que prévu dans la plupart des pays (Graphique 3.13. , partie B) (ACER, 2024[41]). Cela est dû au fait que les gestionnaires nationaux de réseau de transport disposent du pouvoir discrétionnaire d’appliquer des dérogations afin de rendre moins contraignants les objectifs de capacité transfrontalière. Dans la pratique, ces dérogations constituent un obstacle de taille aux échanges et à la concurrence, car elles limitent l’accès des producteurs et distributeurs étrangers aux marchés intérieurs. Bien que chargée de surveiller la réalisation des objectifs de capacité transfrontalière, l’ACER n’a pas le pouvoir de les faire respecter. L’accès non discriminatoire au réseau électrique de l’UE est fondamental pour renforcer l’intégration des marchés. Il faudrait en conséquence que l’ACER dispose des pouvoirs nécessaires pour faire respecter les objectifs de capacité transfrontalière, par exemple, celui de passer outre les dérogations nationales.
Note : Dans la partie B, Fmax désigne le flux maximal circulant par les éléments critiques du réseau respectant les limites de sécurité d’exploitation.
Source : Calculs de l’ACER, d’après les données de l’ENTSO-E et de l’outil sur les enchères JAO.
Références
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