VENTE D ELECTRICITE TRANSFRONTALIERE Par Bertrand de Gérando, avocat au Barreau de Paris et Perrine Tisserand, élève-avocate

Transcription

1 VENTE D ELECTRICITE TRANSFRONTALIERE Par Bertrand de Gérando, avocat au Barreau de Paris et Perrine Tisserand, élève-avocate INTRODUCTION Dans un contexte marqué par la baisse des tarifs d achat de l électricité produite à partir d ENR dans le cadre d un contrat d obligation d achat et par la libéralisation du marché de l électricité et son intégration européenne, les producteurs Français d Energies Renouvelables (ENR) ont-ils la possibilité de vendre leur électricité en Belgique par exemple ou un autre Etat européen (membre de l UE)? La question de la vente d électricité transfrontalière revêt une forte dimension communautaire, mais également financière et technique. Ce qu il faut retenir : La vente d électricité transfrontalière, en l espèce à la frontière franco-belge, est rendue possible grâce à l ouverture progressive des marchés de l énergie au sein de l Union Européenne (UE). L UE s est fixée comme objectif d achever l intégration du marché intérieur de l énergie en 2014 et notamment permettre un fonctionnement efficace et transparent du marché intérieur. De nombreux efforts restent à faire pour atteindre cet objectif. En principe, un producteur d électricité est donc libre de vendre son électricité sur le marché européen, a fortiori donc sur un marché transfrontalier. Cependant de nombreux obstacles, tant juridiques que financiers et techniques peuvent rendre cette vente d électricité transfrontalière difficile. Cela semble être d autant plus le cas pour les petits producteurs d ENR devant faire face à de nombreuses barrières à l entrée de ces marchés de l électricité. ANALYSE 1. Contexte juridique Rappel historique: la libéralisation et l intégration européenne du marché de l énergie En vertu de la libéralisation du marché de l énergie, l achat et la vente d électricité au sein de l Union Européenne sont libres. 1

2 La libéralisation du marché de l énergie (électricité et gaz) s est faite en trois étapes principales, incarnées par la succession de plusieurs directives et règlements communément appelés les «Paquets». Le 1 er Paquet a mis en place les bases en faveur de la création d un marché européen de l énergie (Directive 96/92/EC). Le 2 ème Paquet, adopté en 2003, a notamment imposé le découplage des DSO «Distribution System Operateur» (cf. Directive 2003/54/EC et Règlement 1228/2003). Le 3 ème Paquet a renforcé l intégration européenne du marché de l énergie. Les directives et règlement qui constituent ce 3 ème Paquet fournissent le cadre juridique actuel pour le marché européen de l énergie. Ces législations ont notamment favorisé la coopération régionale entre les gestionnaires de réseau. Elles ont par ailleurs crée l Agence de Coopération des Régulateurs de l Energie (ACER). Ces textes ont de plus précisé les conditions d accès aux réseaux transfrontaliers. Le 3 ème Paquet inclut en particulier les deux textes suivants relatifs au marché intérieur de l électricité La Directive 2009/72/CE du Parlement Européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l électricité et abrogeant la Directive 2003/54/CE. Le Règlement CE n 714/2009 du Parlement Européen et du Conseil du 13 juillet 2009 sur les conditions d accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d électricité et abrogeant le Règlement CE n 1228/2003. Le délai de transposition de la Directive 2009/72/CE était fixé au 3 mars Le constat actuel est que de nombreuses dispositions sont encore insuffisamment appliquées au sein de l UE. La Commission a ainsi initié plusieurs procédures devant la CJUE pour non transposition de cette Directive, afin d accélérer l intégration du marché intérieur de l électricité. La France n est cependant pas concernée puisqu elle a en effet transposé cette Directive par la Loi n du 5 janvier 2011 portant diverses dispositions d'adaptation de la législation au droit de l'union européenne, par l Ordonnance n du 9 mai 2011 portant codification de la partie législative du code de l énergie et finalement par le Décret n du 9 novembre En parallèle à la libéralisation des marchés de l électricité et du gaz, l UE s est fortement engagée en faveur du développement des ENR, avec la publication en 2008 du «Paquet Énergie Climat» que résume l objectif « ». La promotion des ENR est directement liée à l existence d un marché européen de l électricité transparent et non discriminatoire, un des défis actuels étant d intégrer les ENR au sein des réseaux électriques et de gérer au mieux leur caractère intermittent. De même, il convient de 1 Relatif notamment à la certification du gestionnaire de réseau de transport d électricité ou de gaz naturel et à la nomination et la révocation des membres de son conseil ou de sa direction. 2

3 relever l Energy Roadmap 2050 et l Energy Efficiency Directive qui complète le cadre juridique développé par l UE en matière de politique énergétique. Pour conclure, de nouveaux développements sont récemment intervenus dans le cadre du marché intérieur de l énergie : Le REMIT : Le Règlement (UE) n 1227/2011 du Parlement Européen et du Conseil du 25 octobre 2011 concernant l intégrité et la transparence du marché de gros de l énergie, dit REMIT, fournit un cadre pour améliorer l intégrité et la transparence des marchés de gros de l énergie afin de combattre les pratiques abusives sur les marchés de gros. En particulier, le REMIT donne ainsi un rôle de surveillance accrue de l ACER et encadre l accès aux données des marchés de gros et leurs échanges. La Communication pour un bon fonctionnement du marché intérieur de l énergie 2 qui fait suite au Conseil Européen du 4 février 2011, appelant à faire des efforts supplémentaires pour garantir l intégration effective du marché intérieur de l énergie d ici à La Communication revient sur les progrès réalisés et identifie les obstacles à lever d ici Pour ce faire, la Commission a listé une série d axes et d actions qu elle estime prioritaires. Parmi ces axes prioritaires figure notamment la nécessité de garantir l effectivité des marchés transfrontière du gaz et de l électricité. Rappel : les conditions préalables à la production d électricité en France Le Code de l Energie fixe le cadre des obligations juridique qu un producteur d électricité doit accomplir avant de pouvoir vendre son électricité : Obligation d autorisation ou de déclaration afin d exploiter une installation électrique. La distinction entre le régime d autorisation ou de déclaration se fait en fonction de la puissance de l installation (et également selon que l installation soit nouvelle ou non). Article L du Code de l énergie Obligation de raccordement au réseau électrique. Le raccordement se fera auprès du réseau public de distribution (cf. ERDF) pour les installations HTA (< 50 kv) et BT (< 1 kv). Le raccordement se fera auprès du réseau public de transport (cf. RTE) pour les installations HTB (> 50kV). Par ailleurs, le Code de l énergie garantie à son article L un droit d accès au réseau de transport ou de distribution notamment pour : L'exécution des contrats d'achat d'électricité ; L'exécution des contrats d'exportation d'électricité conclus par un producteur ou par un fournisseur installés sur le territoire national. Ce droit est garanti par les gestionnaires de réseau de transport et de distribution de l électricité. 2 Communication de la Commission au Parlement Européen, au Conseil, au Comité Economique et Social Européen et au Comité des Régions Pour un bon fonctionnement du marché intérieur de l énergie, Com (2012) 663 final du

4 Dès lors, un producteur d électricité, dont un producteur ENR, désirant vendre son électricité sur le marché européen de l électricité, bénéficie d un droit d accès au réseau de transport ou de distribution d électricité, afin de garantir l exécution de son contrat d exportation d électricité. 2. Contexte opérationnel : les échanges d électricité sur le marché de gros Le marché de l électricité s articule autour d un marché de détail, qui concerne les clients finals et un marché de gros, où l électricité est achetée, vendue et négociée entre les producteurs, les fournisseurs et les négociants. Nous nous concentrons ci-dessous sur le marché de gros, néanmoins il convient de retenir sur le marché de détail en France qu il est depuis le 1 er juillet 2007 entièrement libéralisé. Ainsi, le client a le libre choix de son fournisseur d électricité. Néanmoins, les prix régulés sur le marché de détail français, crée une certaine inertie des échanges sur le marché de détail, peu de clients changeant de fournisseurs, alors qu ils en ont le droit. Seuls les fournisseurs historiques (EDF/GDF SUEZ) ont le droit de proposer des tarifs régulés. Ils peuvent également proposer des tarifs aux offres de marchés, i.e. des tarifs dont le prix est fixé par contrat entre fournisseur et consommateur final, en concurrence avec les nouveaux fournisseurs. Sur le marché de gros Le marché de gros est le marché où l électricité est échangée entre producteur, fournisseur et négociants. C est ainsi sur ce marché, qu un producteur désirant vendre son électricité devra intervenir, soit en vendant directement sa production à un fournisseur, soit en la vendant indirectement à un négociant, agissant alors comme intermédiaire entre le producteur et un fournisseur. Les échanges d électricité sur ce marché sont constitués de deux grands types : Des échanges contractuels qui reflètent les flux commerciaux ; et Des échanges physiques qui reflètent les livraisons physiques, c est à dire le volume réel d électricité qui circule sur le réseau de distribution ou de transport et notamment donc, le flux physique d électricité qui transite par les interconnexions entre réseaux transfrontaliers. A noter : il n y a pas de traçabilité des flux de l électricité une fois celle-ci injectée sur le réseau. Il n est donc pas possible de s assurer «physiquement» que l électricité vendue, par exemple entre un producteur français et un fournisseur belge, passe effectivement par l interconnexion franco-belge. Il en est de même en matière d achat/vente d électricité ENR. La garantie est commerciale : un producteur s engage à injecter un volume défini d électricité en fonction du contrat conclu. Sur les flux commerciaux Les échanges contractuels peuvent être réalisés selon : Un échange sur les marchés grâce aux bourses d échanges d électricité : 4

5 o Les marchés SPOT pour les échanges infrajournaliers, journaliers ou pour le lendemain (le «Day ahead market») o Les marchés dérivés pour les contrats d achat et de vente à terme ou future). Un échange de gré à gré : o Contrat intermédiaire via un courtier o Contrat bilatéral dit «OTC» (Over The Counter) A noter : En France, le marché SPOT est géré par la bourse «EPEX». Il s agit d une bourse intégrée, couvrant les marchés SPOT de l Allemagne, l Autriche, la France et la Suisse. En Belgique, le marché SPOT est géré la bourse BELPEX. Exemples de prix SPOT «Day ahead» sur l EPEX et le BELPEX au 21/02/2013 : EPEX France : eur/mwh (prix base) EPEX Allemagne/Autriche : eur/mwh (prix base) BELPEX : eur/mwh (prix base) En matière transfrontalière En raison de la libéralisation du marché européen de l électricité, les transactions peuvent en principe s effectuer à l échelle communautaire. Des mécanismes similaires aux bourses d échanges d électricité et d échange de gré à gré, s appliquent aux échanges commerciaux transfrontaliers d électricité. Cependant, des éléments spécifiques liés aux flux physiques de l électricité échangée aux frontières et à la capacité d échanges transfrontaliers permise par les réseaux électriques doivent être pris en compte. Le concept clé pour les échanges transfrontaliers d électricité est la notion d interconnexion (cf. point 3 ci-dessous). Cependant, en matière transfrontalière, les échanges physiques d électricité passent par les seuls les réseaux de transport, à travers les interconnexions. L intégration du marché de l électricité à l échelle européenne implique ainsi de garantir un réseau de transport de l électricité intégré, facilitant les échanges transfrontaliers. Cela nécessite notamment une coopération étroite des gestionnaires de réseau de transport pour favoriser l intégration «physique» des marchés et éviter des problèmes de congestions des réseaux. Cela passe également par l existence d interconnexions suffisamment puissantes et par l amélioration et la densification des infrastructures électriques, notamment pour absorber l électricité ENR. Ces éléments ci-dessus figurent actuellement parmi les obstacles à l achèvement du marché européen de l énergie. (Voir point 3 ci-dessous par exemple : interconnexion, congestion, compensation, redevance, code de réseau). C est le rôle de l Union Européenne et des mécanismes communautaires mis en place, d œuvrer en faveur de l harmonisation des flux contractuels et physiques de l électricité au sein du marché intérieur. Cela passe notamment par une forte coopération régionale, au sein des 5

6 Initiatives Régionales favorisant l émergence et l utilisation de règles communes pour le marché de gros européen et l utilisation des interconnexions. 3. Focus sur les échanges transfrontaliers d électricité au sein de l UE Les échanges transfrontaliers d électricité au sein du marché intérieur sont régis par les dispositions communautaires suivantes : La Directive 2009/72 et le Règlement 714/2009, mentionnés ci-dessus Le Règlement 838/2010 de la Commission du 23 septembre 2010 fixant les orientations relatives au mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport et une approche règlementaire commune pour la fixation des redevances de transport. 3 La Communication (2010) 663 final du 15 novembre 2012, également mentionnée ci-dessus. Par ailleurs, l ACER joue un rôle clé en la matière, en coordination avec les gestionnaires de réseau de transport nationaux et les agences nationales de régulation de l énergie. Il convient également de noter que les gestionnaires de réseaux de transport électriques de l UE sont réunis au sein d ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) dont le rôle en matière de coopération régionale et d intégration européenne des réseaux est important. a) Le contexte : les interconnexions et les Initiatives Régionales Les réseaux électriques des Etats Membres sont connectés entre eux au sein de l Union Européenne grâce aux «interconnexions». Le Règlement 714/2009 définit l interconnexion comme «une ligne de transport qui traverse ou enjambe une frontière entre des Etats membres et qui relie les réseaux de transports nationaux des Etats membres». L interconnexion revêt donc une définition «physique» : le hub des réseaux de transport aux frontières. Cependant, ce terme dispose également d une dimension figurative dans la mesure où l ensemble des échanges contractuels aux frontières se matérialisent par un passage physique à travers ces interconnexions et sont dés lors limités par ces interconnexions. La Commission de Régulation de l Energie qualifie ainsi l interconnexion électrique de «vecteur de transactions commerciales transfrontalières». 4 De par ses frontières, la France dispose de six interconnexions : France-Allemagne 3 Ce Règlement fait suite au Règlement 774/2010 du 2 septembre 2010 dont les dispositions ont pris fin au 2 mars Le Règlement 838/2010 s applique à compter du 3 mars Source : Page «Interconnexions» sur le site web de la CRE, disponible ici. 6

7 France-Angleterre France-Belgique France-Espagne France-Italie France-Suisse Les interconnexions permettent donc l intégration des réseaux électriques au sein de l UE, intégration qui répond notamment aux besoins suivant : La sécurité de l approvisionnement électrique de l UE L assistance entre Etats Membres en cas de défaillance de leur production ou réseau national. La diversification de l approvisionnement, tant géographique que sectoriel (cf. intégration des ENR) La garantie du libre échange et des principes de concurrence et transparence du marché européen de l énergie. L importance de cette intégration et la nécessité d accélérer l achèvement du marché européen de l électricité et d en améliorer l efficacité, a notamment conduit à la mise en place d Initiatives Régionales (ou ERI pour European Regional Initiatives). Ces Initiatives Régionales, au nombre de 7, ont été créées dès 2006 afin de favoriser la coopération transfrontalière au sein des régions européennes et d évoluer vers un marché intérieur de l électricité 5. Source : CRE La France participe à 4 Initiatives Régionales : La région Centre-Ouest : Allemagne, Benelux, France La région Centre-Sud : Allemagne, Autriche, France, Grèce, Italie, Slovénie La région Sud-Ouest : Espagne, France, Portugal La région «FUI» : France, Irlande, Royaume-Uni. 5 Décision de l ERGEG du 9 décembre A noter, l ERGEG (European Regulators Group for Electricity and Gas) a été dissous par une décision de la Commission du 16 mai

8 Les échanges transfrontaliers d électricité entre la France et la Belgique se réalisent donc via l interconnexion France-Belgique et s articulent au sein de l Initiative Régionale Centre-Ouest. b) Le fonctionnement des échanges transfrontaliers: l allocation et la nomination des capacités aux interconnexions L ensemble des flux transfrontaliers d électricité passe par ces interconnexions. Les échanges d électricité sont ainsi limités «physiquement» par la capacité d échanges des interconnexions et par conséquent, ces limites physiques déterminent directement les échanges contractuels possibles. Il y a ainsi une articulation permanente entre les flux physiques possibles aux interconnexions et les échanges commerciaux négociés, l objectif étant d équilibrer les flux afin d éviter la congestion aux interconnexions. La gestion des interconnexions est confiée aux gestionnaires des réseaux de transport. Il s agit de RTE en France et d ELIA en Belgique. Un des objectifs clés pour l intégration efficace du marché intérieur de l électricité est donc d éviter la congestion aux interconnexions. Dès lors, des mécanismes complexes d attributions des capacités aux interconnexions ont été mis en place. L harmonisation communautaire est ici essentielle pour garantir cette intégration efficace. L ACER a ainsi développé des «orientations cadres» pour les mécanismes d allocation des capacités et a proposé le développement de codes de réseau, afin de calculer au mieux ces capacités et leurs allocations au sein du marché européen, et ce, en fonction de différents horizons temporels. La coopération au sein des Initiatives Régionales est dans ce cadre, crucial pour favoriser l harmonisation des mécanismes d allocations des capacités. L accès aux interconnexions afin d échanger de l électricité sur un marché transfrontalier s articuler autour de deux grandes étapes : (1) l allocation de capacités aux interconnexions et (2) la nomination des programmes d échanges aux frontières. (i) Sur l allocation des capacités aux interconnexions L allocation des capacités aux interconnexions correspond à l acquisition d une capacité d échange d électricité à l interconnexion concernée. Cela correspond à un droit physique de transport de l électricité. L allocation d une capacité s effectue selon des mécanismes d attributions qui peuvent être spécifiques à chaque interconnexion et qui varient selon l horizon temporel de l échange : journalier, infrajournalier, périodiques. Néanmoins, dans le cadre de l harmonisation communautaire, l ACER a développé plusieurs «modèles cibles» pour l allocation des capacités. Ces modèles constituent différents outils communs, mis à disposition des gestionnaires de réseaux afin d harmoniser les mécanismes d allocation de capacité, toujours dans l objectif d intégration du marché européen de l électricité. Ces modèles cibles sont 8

9 progressivement adoptés et mis en place par les gestionnaires de réseaux pour leurs interconnexions, et ce notamment dans le cadre de la coopération au sein des Initiatives Régionales. Les modèles cibles préconisés par l ACER sont les suivants : Pour le calcul des capacités et la gestion des congestions : modèle de réseau commun et calcul basé sur les flux (méthode flow-based) ou modèle de calcul basé sur les capacités de transfert disponibles (méthode ATC). La région «Centre-Ouest» a mis en place la méthode «flow-based» Pour l allocation des capacités de long terme : l objectif est de développer des règles harmonisées et de mettre en place une plateforme d enchère unique. Pour l allocation des capacités à l échéance journalière : le modèle cible préconisé est celui du couplage de marché. Le couplage de marché est effectif dans la région Centre-Ouest. Pour l allocation des capacités en infrajournalier : le modèle cible défini par l ACER consiste en l allocation implicite des capacités pour l ensemble des frontières sur une plateforme unique. Le schéma ci-dessous, issu du Rapport «Energies 2050» illustre l articulation de ces différents mécanismes cibles, selon l horizon temporel. Source : Rapport Public «Energies 2050» 6 A l interconnexion France/Belgique, RTE en coordination avec ELIA ont choisi d allouer les capacités à l interconnexion franco-belge selon les mécanismes suivants 7 : Allocation des capacités à long terme (annuelles ou mensuelles) : mécanisme d enchères explicites annuelles ou mensuelles Allocation des capacités journalières : allocation implicite par couplage de marchés Allocation des capacités infrajournalières : mécanisme de prorata. 6 annexe 7 «Reseaux et marchés, page Source : RTE 9

10 A noter : la CRE approuve les règles d allocation (explicite/implicite) pour l ensemble des interconnexions françaises. Elle approuve également les méthodes de calcul des capacités. (ii) La nomination des programmes d échanges La deuxième étape pour échanger de l électricité de manière transfrontalière, consiste, après avoir obtenu une capacité à l interconnexion, à procéder à la nomination de sa capacité sur l interconnexion. L étape de nomination consiste en la programmation de l échange transfrontalier, c est à la programmation de la capacité acquise lors de l étape de l allocation, soit pour une importation d électricité, soit une exportation. RTE définit la nomination comme la «Notification par un Utilisateur de son ou de ses Programmes d Exportation et/ou d Importation portant sur la puissance exprimée en MW qu il veut utiliser au sein d une Capacité Allouée» 8. Pour importer ou exporter de l électricité aux frontières françaises, il faut nominer son programme d échange transfrontalier à RTE. Les modalités de nominations, pour l ensemble des interconnexions françaises et des différents horizons temporels sont définies par RTE au sein de ses «Règles d Accès au Réseau Public de Transport Français pour des Importations et des Exportations» (les «Règles I/E»). Cependant, certaines conditions particulières de nominations, selon les interconnexions concernées, peuvent trouver à s appliquer et prévalent alors sur les règles communes d Import/Export mentionnées ci-dessus. En pratique 9, un acteur souhaitant échanger de l électricité à une interconnexion française doit notamment effectuer les démarches suivantes : Obtenir une capacité d accès à l interconnexion, selon le mécanisme d allocation applicable à l interconnexion concernée. Pour cela, l acteur doit adhérer au mécanisme d allocation, afin de pouvoir y participer/ Nominer son programme d échange transfrontalier à RTE en adhérant aux Règles I/E. Cela passe en particulier par la signature d un Accord de Participation aux Règles d Accès au Réseau Public de Transport Français pour des Importations et des Exportations et par le respect de certaines conditions préalables, définies dans les Règles I/E. Rattacher ses transactions à un périmètre d équilibre, géré par un «Responsable d Equilibre», qui s engage à compenser les écarts entre l énergie injectée et soutirée, afin de garantir l équilibre du réseau transfrontalier et d éviter la congestion Source : RTE, Règles d Accès au Reseau Public de Transport pourfrançais pour des Importations et des Exportations. 9 Source : RTE 10 Le Responsable d Equilibre s engage auprès de RTE à équilibrer les écarts entre l injection et le soutirage. Cela passe par une compensation financière, entre le Responsable d Equilibre et RTE. 10

11 c) Quelques données pour l interconnexion France-Belgique La capacité totale d échange transfrontalier en France sur l ensemble de ses interconnexions est de 8000 MW à l import et MW à l export. La capacité annuelle à l interconnexion France Belgique déterminée pour 2011 était de 1450 MW (France Belgique) et de 400 MW (Belgique France). En 2011, vingt sociétés ont été actives sur la frontière franco-belge. Il s agit principalement de producteurs européens et de sociétés financières, la CRE notant ainsi que les échanges à la frontière franco-belge restent encore très concentrés. 11. En 2013, 15 acteurs ont obtenu de la capacité dans le cadre de l enchère annuelle à l interconnexion France-Belgique. Comme en 2011, ces acteurs sont principalement des producteurs européens intégrés d électricité et des acteurs financiers. Pour exemple : EDF Trading Ltd ; Enel Trade S.P.A. ; GASELYS ; J.P Morgan Securities Ltd. ; Electrabel s.a., Iberdrola Generacion S.A.U ou encore Morgan Stanley Caputal Group Inc 12. d) Les principes de compensation et de redevances pour les échanges transfrontaliers d électricité Cadre juridique : Règlement CE n 714/2009 du PE et du Conseil du 13 juillet 2009 sur les conditions d accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d électricité Règlement UE n 838/2010 de la Commission du 23 septembre 2012 fixant des orientations relatives au mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport et à une approche règlementaire commune pour la fixation des redevances de transport. Principes Le Règlement n 838/2010 fixe les principes du mécanisme de compensation et de fixation des redevances pour l accès aux réseaux transfrontaliers. Il est applicable depuis le 3 mars L objectif est (i) de compenser entre les gestionnaires du réseau de transport (GRT) les «coûts engendrés par l accueil de flux transfrontaliers d électricité» et (ii) d harmoniser la réglementation relative à la fixation de redevances imposées aux producteurs d électricité en garantissant le respect du marché intérieur (principe de non-entrave à la libre circulation des marchandises au sein de l UE). Ce Règlement donne un rôle accru à l ACER pour la surveillance du mécanisme de compensation. 11 Source : rapport annuel 2012 de la CRE 12 Source : RTE Résultats des enchères annuelles France- Belgique 2013, disponible ici 11

12 (i) Sur le mécanisme de compensation (Voir partie A de l Annexe du Règlement 838/2010) Un fond a été mis en place par le Réseau Européen des GRT pour l électricité (REGRT pour l électricité) afin d indemniser les GRT des coûts liés à l accès transfrontalier. Ce fond, dit fond ITC (ITC pour Inter Transmission System Operator Compensation) compense «1) les coûts liés aux pertes subies sur les réseaux nationaux de transport du fait de l accueil de flux transfrontaliers d électricité et 2) les coûts de mise à disposition de l infrastructure d accueil de flux transfrontaliers d électricité». (Article 1.2 de l Annexe, partie A). En pratique, l ACER dispose d un rôle accru pour la supervision des mécanismes de compensation et la définition des méthodes de calcul et des montants des compensations. Cela se fait en coordination étroite avec les régulateurs nationaux de l énergie et les GRT pour l électricité. Les compensations se distinguent selon que la compensation est pour pertes ou pour la mise à disposition de l infrastructure aux flux transfrontaliers. Chaque GRT pour l électricité contribue au fond ITC de manière proportionnelle (comparaison entre le flux national et le flux sur l ensemble du réseau de transport électrique européen pour déterminer le montant de la contribution.) (ii) Sur les redevances de transport (voir partie B de l Annexe du Règlement 838/2010) En vertu de ce Règlement, les producteurs d électricité doivent verser une redevance annuelle pour le transport de l électricité. Afin de garantir le bon fonctionnement du marché intérieur et d éviter une entrave à la libre circulation de l électricité au sein de l UE, le Règlement fixe des limites pour les redevances annuelles moyennes dues par les producteur, i.e. des limites à ne pas dépasser pour afin de garantir une approche règlementaire commune. Le Règlement établit ainsi la méthode de calcul pour la moyenne annuelle des redevances. Cette moyenne correspond à : (redevances annuelles totales versées par les producteurs) / (volume total d énergie mesuré injecté annuellement par les producteurs dans le réseau de transport d un Etat Membre). Ainsi, à l exception de certains Etats Membres (DK, FIN, GB, IRL, RO, SU), la moyenne des redevances annuelles oscille entre 0 et 0,5 euro par MWh. Une mise à jour de ces moyennes serait prévue pour 2015). Par ailleurs, le Règlement 838/2010 exclut du calcul pour aboutir à cette moyenne les éléments suivants (i) les redevances nécessaires au raccordement, (2) les redevances liées aux services auxiliaires et (3) les redevances spécifiques versées par le producteur pour les pertes de réseau. 12

13 L ACER surveille les redevances imposées aux Producteurs et vérifient si celles-ci correspondent aux limites fixées pour les moyennes annuelles. En parallèle au Règlement 838/2010, le cadre communautaire fournit également les grands principes pour la tarification de l accès au réseau électrique (réseau de transport ou de distribution). Ainsi, en vertu du Règlement CE n 714/2009 : la tarification doit : Etre transparente et non discriminatoire. Respecter le principe de la tarification «timbre poste», i.e. la tarification de l accès au réseau (distribution ou transport) est indépendante de la distance parcourue (article 14.1 du Règlement CE n 714/2009). Et couvrir les coûts effectifs. La tarification doit par ailleurs prendre en compte, le cas échéant, les coûts liés aux pertes de réseau, à la gestion de la congestion et les éventuels coûts d investissement pour les infrastructures (article 14.2) ; 4. Obstacles à la vente transfrontalière d électricité En conclusion à l analyse développée ci-dessus, il convient de souligner plusieurs éléments nous apparaissant comme des obstacles à l échange transfrontalier d électricité, notamment pour des petits producteurs ENR. Les contraintes nous paraissent d abord règlementaires : Obligation de respecter le cadre règlementaire communautaire et national pour pouvoir exporter son électricité : la complexité de ce cadre pourrait décourager des petits producteurs et dès lors constituer une barrière à l entrée du marché. L objectif d atteindre en 2014 l intégration complète du marché européen de l électricité paraît difficile, dans la mesure où de nombreux obstacles ont été identifiés. Cependant, plusieurs actions prioritaires ont été définies afin de relever ces obstacles (cf. La Communication 2012 «Pour le bon fonctionnement du marché intérieur». Les efforts doivent notamment se concentrer sur l harmonisation des codes de réseau et l harmonisation des procédures de couplage de marché et plus généralement des règles d utilisation des interconnexions. Les contraintes nous paraissent ensuite économiques : L accès aux capacités d échanges aux interconnexions par les mécanismes d allocation définis semble privilégier, au moins en matière d allocation annuelle, des producteurs d électricité intégrés et des acteurs financiers, ne favorisant pas l accès à ces capacités d échanges de petits producteurs ENR. Les contraintes nous paraissent enfin techniques : L intégration de l électricité issue des ENR sur le réseau électrique Les problèmes de congestion aux interconnexions. 13

14 RESSOURCES Dispositions UE Règlement CE n 714/2009 du Parlement Européen et du Conseil du 13 juillet 2009 sur les conditions d accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d électricité et abrogeant le règlement CE n 1228/2003. Règlement 774/2010 de la Commission du 2 septembre 2010 relatif à la fixation des orientations relatives à la compensation entre gestionnaires de réseau de transport et à une approche règlementaire commune pour la fixation des redevances de transport (dont les dispositions ne sont plus applicables depuis le 2 mars 2011) Règlement 838/2010 de la Commission du 23 septembre 2010 fixant orientations relatives mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport et à une approche règlementaire commune pour la fixation des redevances de transport (dont les dispositions sont applicables depuis le 3 mars 2011 Règlement UE n 1227/2011 du Parlement Européen et du Conseil du 25 octobre 2011 concernant l intégrité et la transparence du marché de gros de l énergie (REMIT). Directive 2009/72/CE du Parlement Européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l électricité et abrogeant la directive 2003/54/CE. Communication de la Commission au Parlement Européen et au Conseil sur le «Rôle futur des initiatives régionales», COM (2010) 721 final du 7 décembre Communication de la Commission au Parlement Européen, au Conseil, au Comité Economique et Social Européen et au Comité des Régions «Energies renouvelables : un acteur de premier plan sur le marché européen de l énergie», COM (2012) 271 final du 6 juin 2012 Communication de la Commission au Parlement Européen, au Conseil, au Comité Economique et Social Européen et au Comité des Régions «Pour un bon fonctionnement du marché intérieur de l énergie», COM (2012) 663 final du 15 novembre Dispositions nationales Code de l énergie, livre III Dispositions relatives à l électricité 14

15 Rapports, études, présentations Annexe 7 «Réseaux et marchés» du Rapport public «Energies 2050», Février 2012, Ministère de l'industrie, de l'énergie et de l'économie numérique «Marché intérieur et coopération transfrontalière : les perspectives du marché transfrontalier de l électricité», Frédérique BERROD, présentation donnée le 30 mai 2012 dans le cadre du MOT, groupe de travail Energies renouvelables dans un contexte transfrontalier. Ressources internet Site web de RTE et blog RTE Site web de la CRE : notamment pages dédiées aux interconnexions et aux marchés de détail et de gros de l électricité Site web de l ACER Site web de l ERGEG Site du Ministère de l écologie, du développement durable et de l énergie : pages dédiées au marché de l électricité en France et à l interconnexion des réseaux européens 15