La Commission européenne, initialement peu favorable à rouvrir les discussions sur le cadre européen en la matière, a finalement accepté une révision ciblée et proposé en mars 2023 une réforme du marché européen de l’électricité. Dans sa proposition originelle, elle entendait développer les contrats de fourniture d’énergie à long terme, moins exposés aux fluctuations des cours du marché, dans la perspective que les fournisseurs comme les consommateurs aient davantage de visibilité et de certitudes dans le temps, et soient mieux prémunis en période de crise. Également, elle visait à accélérer le déploiement des énergies renouvelables, afin que l’UE respecte ses objectifs de 42,5 % de renouvelables dans la consommation énergétique finale et 55 % de réduction des émissions de gaz à effet de serre d’ici à 2030.

Un accord interinstitutionnel a été trouvé sur le règlement concernant la réforme du marché de l’électricité le 14 décembre 2023. Cette version révisée du texte doit encore être formellement validée par le Parlement européen et le Conseil en avril 2024 au plus tard, d’ici la fin de la mandature actuelle et le début de la campagne électorale qui précédera les élections européennes du 6 au 9 juin 2024.

Parmi les principales mesures :

• Création des Contrats pour la différence (CFD) à long terme avec les prix garantis par l’Etat : également nommés « contrats d’écarts compensatoires bidirectionnels », ce nouvel outil correspond à des régimes d’aides publiques autorisés pour favoriser la transition énergétique. Ainsi, cette-dernière implique en matière d’énergies renouvelables des dépenses initiales en capital (CAPEX) pour la création d’infrastructures plus élevées que les dépenses opérationnelles (OPEX) relatives aux couts d’exploitation et de maintenance. Beaucoup de capitaux étant mobilisés à la base, il est plus sécurisant pour les fournisseurs/producteurs d’électricité d’avoir des contrats d’achat d’électricité de long terme, afin de garantir dans la durée un débouché à la production. Les CFD sont ainsi autorisés pour les nouveaux projets d’énergies renouvelables et nucléaire trois ans après l’entrée en vigueur du règlement révisé, ou bien pour les nouveaux projets (extensions) au sein d’infrastructures déjà existantes. A noter que ces contrats doivent couvrir des périodes minimales de 10 années. Si le prix du marché est supérieur à celui garanti par l’Etat, le fournisseur d’électricité sera dans l’obligation de reverser à l’Etat l’argent perçu en surplus, afin d’éviter les surrémunérations. La généralisation des CFD vise bien in fine à permettre une meilleure redistribution des excédents vers les consommateurs, puisque les recettes publiques issues des CFD pourront être redistribuées aux consommateurs finaux. A l’inverse, ils pourront financer le cout des CFD et/ou être redistribués aux producteurs, lorsque le prix du marché est inférieur au prix garanti par l’Etat.
• Contrats de long terme de gré à gré (PPA : Power purchase agreement) entre acteurs privés : le texte vise également à encourager – mais n’impose pas - la conclusion de contrats de droit privé liant un producteur d’électricité à un ou plusieurs consommateurs de type PPA à un prix stabilisé à l’avance. En parallèle des CFD (voir ci-dessus), il s’agit d’un autre moyen de se prémunir contre la volatilité des prix du marché, notamment pour assurer l’approvisionnement en électricité des grosses structures industrielles, bien que les petites et moyennes entreprises puissent également constituer des groupements d’achat en vue de conclure des PPA.
• Zones d’offres/enchères (bidding zone) : Le processus de révision du règlement ne change pas la définition déjà en œuvre : il s’agit de « zones d'offres » ou « zones d'enchères » au sein desquelles les acteurs du marché à terme peuvent échanger sans contraintes de transport (pas d'important point de congestion). Néanmoins, la mise en place de plateformes virtuelles à l’échelle régionale (regional virtual hubs) a pour objectif de résoudre la fragmentation du marché et la faible liquidité constatée dans les « bidding zones ». Les plateformes virtuelles d’échange d’électricité entre pays, sur le modèle du « hub virtuel » nordique, visent ainsi à faciliter l’échange d’électricité entre producteurs et acheteurs de pays différents.
• Obligations de couverture des fournisseurs et de protection des consommateurs : les États membres doivent « veiller » à ce que les fournisseurs d’électricité mettent en œuvre des stratégies de couverture appropriées, notamment en fonction de la taille du fournisseur, et que les consommateurs vulnérables soient « pleinement protégés contre les déconnexions d’électricité ». Les augmentations de prix unilatérales dans les contrats à prix fixe et à durée déterminée sont par ailleurs interdites.
• Partage de l’énergie : cette mesure permet à des petits acteurs privés ou publics de partager l’accès à l’énergie produite selon leurs propres termes et conditions et pour plusieurs usages différents. Ainsi, par exemple, si une administration installe des panneaux solaires, elle peut revendre le surplus d’énergie aux autres résidents. Cette disposition permet d’encadrer le développement de cette pratique tout en réduisant les contraintes administratives afférentes. 
• Mécanismes rémunérant la capacité de production : il s’agit de subventionner les solutions de flexibilité du réseau électrique (ex : centrales fossiles au gaz, charbon, etc.), lorsqu’elles ne sont pas sollicitées suffisamment souvent sur le marché pour être rentables par la seule rémunération de leur production. Ainsi, le texte prévoit des subventions via ce mécanisme rémunérant la capacité disponible (réserves) utilisable en période de pointe, et en simplifie le recours. Une clause de revoyure de cette mesure controversée (subventions d’énergies fossiles…) est toutefois prévue dans le texte.
• Déclenchement d’un épisode de crise et plafonnement des revenus : Il s’agit de définir les épisodes de crise dans la législation afin d’adapter le cadre juridique à ces situations exceptionnelles et faire en sorte qu’une forme d’encadrement des prix soit automatiquement autorisée lorsque celles-ci subviennent, par le biais de mesures de type « bouclier tarifaire ». Ainsi, le texte prévoit qu’une « crise » soit établie si les prix moyens sur le marché de gros sont 2,5 fois plus élevés que la moyenne des cinq années précédentes (sauf autres périodes de crise) et au moins 180 euros/MWh, avec une tendance à la hausse prévue pour durer au moins six mois ; que les prix au détail augmentent de 70 % sur une période d’au moins trois mois.
• Objectif national de flexibilité de la demande : il s’agit de définir un objectif national – non contraignant – de maîtrise de la demande et de stockage, qui doit être intégrée aux plans nationaux en matière d’énergie et de climat (PNEC). Tous les deux ans, les Etats doivent publier une estimation des besoins de flexibilité pour une période d’au moins 5 à 10 ans. Ils doivent également établir un objectif national indicatif de flexibilité « non fossile ».
• Ecart entre les heures de fermeture du guichet infrajournalier et de livraison d’énergie (« gate closure time ») : il s’agit de réduire l’écart de 30 minutes dès 2026 en favorisant la vente d’énergies renouvelables. Les EnRs peuvent en effet proposer une offre plus en adéquation avec les conditions réelles de production, puisqu’elles sont par définition plus prévisible en quasi-temps réel.
• Le nouveau produit « écrêtement des pointes » : il s’agit de permettre aux gestionnaires de réseau de rémunérer les acteurs de marché pour réduire leur consommation en cas de pics de consommation à certaines heures de la journée et ainsi d’encourager la flexibilité du réseau.
• Rôle de l’Acer dans la lutte contre les manipulations du marché : il s’agit de renforcer la transparence et de lutter contre les fraudes (délit d’initié, manipulations de marchés, etc.) sur les marchés de l’énergie transfrontaliers (au moins deux Etats européens touchés) par un renforcement du pouvoir conféré à l’Agence européenne de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER). Par ailleurs, la représentation des acteurs de marché hors UE impose l’enregistrement préalable dans l’UE pour améliorer la transparence du marché européen.

Pour la France, l’accord final obtenu en trilogue en décembre 2023 est jugé satisfaisant et en phase avec ses objectifs préalables, car outre l’inclusion de l’énergie bas-carbone (nucléaire) au même titre que les EnRs dans les différents dispositifs de la révision, il s’accorde avec la doctrine française selon laquelle le consommateur doit être protégé de la volatilité des prix tout en étant soumis aux couts réels de production de l’électricité.

Contact - Robin GUILLON: rguillon@maregionsud.fr