L’intégration du marché intérieur de l’électricité Une architecture juridique complexe, des retards, des faiblesses dans la gouvernance et une surveillance incomplète des marchés empêchent la pleine réalisation de cet objectif ambitieux

Synthèse

I Œuvrer à la pleine intégration du marché intérieur de l’énergie a toujours été essentiel, mais est devenu encore plus urgent avec la crise de l’énergie et du coût de la vie à laquelle les citoyens de l’UE sont actuellement confrontés. Un marché intérieur de l’électricité qui fonctionne bien contribue à:

• permettre de bénéficier d’une électricité aux meilleurs prix;
• assurer la sécurité de l’approvisionnement en énergie;
• réaliser la transition écologique.

II La mise en place d’un marché de l’énergie pleinement intégré a commencé en 1996, lorsque les monopoles nationaux du secteur énergétique ont été graduellement ouverts à davantage de concurrence, comme le prévoyaient le premier et le deuxième paquets «Énergie» (adoptés, respectivement, en 1996 et en 2003). Le troisième paquet «Énergie» a suivi en 2009. L’un de ses principaux objectifs consistait à accélérer l’intégration des marchés de l’électricité en harmonisant les pratiques commerciales sur les marchés de gros organisés et, ainsi, à promouvoir la concurrence transfrontalière. Ce paquet a été complété par une série de règlements d’exécution de la Commission (les lignes directrices et codes de réseau), qui devaient permettre de définir les règles harmonisées applicables aux marchés, à l’exploitation du réseau et au raccordement à celui-ci. Un important ajout au troisième paquet «Énergie» a été celui du règlement concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie (REMIT), qui a créé un cadre pour la surveillance des marchés de gros de l’énergie afin de détecter et d’empêcher les manipulations de marché.

III Nous avons réalisé l’audit sur lequel porte le présent rapport afin de déterminer si les mesures prises au niveau de l’UE avaient concouru à une application efficace, efficiente et cohérente de la réglementation relative au marché intérieur de l’électricité, contribuant ainsi au bon fonctionnement de ce dernier. L’Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) joue un rôle essentiel à cet égard en coordonnant l’action des autorités de régulation nationales (ARN) au niveau de l’UE. Dans le cadre juridique établi, elle ne dispose pas de moyens de contrainte et, si la Commission ne soutient pas ses efforts de convergence de manière appropriée, elle ne pourra peut-être pas atteindre les objectifs qui lui ont été assignés.

IV Lors de cet audit, nous avons examiné si, depuis 2015, l’approche réglementaire retenue par la Commission (c’est-à-dire le recours aux lignes directrices) et la surveillance exercée par l’ACER ont contribué à améliorer l’intégration et le fonctionnement du marché intérieur de l’électricité de l’UE. L’audit a été axé sur l’utilisation faite par la Commission des lignes directrices et codes de réseau afin de permettre l’intégration du marché de l’électricité, ainsi que sur la surveillance, par la Commission et l’ACER, de la mise en œuvre de ces lignes directrices et codes destinés aux marchés de l’électricité. La question de la surveillance, par l’ACER, des abus de marché et de la transparence a également été au centre de l’audit.

V Globalement, nous avons constaté que le choix de la Commission concernant les outils réglementaires avait entravé la réalisation du marché intérieur de l’électricité. Ces derniers ont été à l’origine d’une architecture juridique complexe en matière de règles commerciales transfrontalières, ainsi que de retards dans la mise en œuvre. Des faiblesses dans le cadre de gouvernance de l’UE ont également nui à la réalisation du marché intérieur de l’électricité. En outre, l’approche de la Commission et de l’ACER relative à la surveillance n’a pas permis d’améliorer suffisamment le fonctionnement du marché de l’électricité de l’Union. De surcroît, la surveillance des marchés à des fins de détection et de prévention des abus et des manipulations de marché a été incomplète.

VI Bien que des résultats importants aient été obtenus au cours des dix dernières années, l’intégration des marchés de l’électricité a progressé lentement. Le délai a d’abord (en 2009) été fixé à 2014, mais nous avons constaté que fin 2021, c’est-à-dire sept ans après la date initialement prévue, aucune des lignes directrices n’avait été intégralement mise en œuvre, que la mesure dans laquelle elles l’avaient été variait selon les marchés et les pays, et que divers retards s’étaient accumulés. Par ailleurs, les lignes directrices étaient censées favoriser l’accroissement des capacités de transport transfrontalier disponibles et, ainsi, l’efficacité du couplage des marchés. Or, malgré les efforts croissants de l’ACER pour coordonner les gestionnaires de réseau, les progrès accomplis n’ont pas été substantiels.

VII Une analyse d’impact insuffisante, le choix des outils réglementaires et les faiblesses du cadre de gouvernance de l’UE sont autant de facteurs qui ont compromis la réalisation de l’objectif consistant à achever le marché intérieur de l’électricité. Les lignes directrices et codes de réseau de la Commission, nécessaires à la mise en œuvre des règlements, ne les ont pas adéquatement clarifiés. Ils ont été source de complexité et de retards dans l’harmonisation des règles en matière d’échanges transfrontaliers. L’ACER avait donc un rôle crucial et sans équivalent à jouer dans l’obtention d’accords contraignants entre les ARN, les gestionnaires de réseau et les opérateurs du marché, concernant les détails techniques (c’est-à-dire les modalités, les conditions et les méthodologies nécessaires à la mise en œuvre des lignes directrices). Pour ce qui est de régler les désaccords sur le contenu de ces détails techniques, l’Agence a généralement pris des décisions en temps utile.

VIII La Commission se repose dans une large mesure sur l’ACER pour surveiller la mise en œuvre uniforme des lignes directrices et des codes de réseau. Cependant, la surveillance et les rapports de l’ACER concernant cette mise en œuvre uniforme dans l’ensemble des États membres n’ont pas été satisfaisants. Cela s’explique, en particulier, par un manque d’informations et de données, par l’absence de suivi et d’une stratégie de surveillance, par un manque de ressources et par une mauvaise coordination entre l’Agence et la Commission en matière de surveillance. L’approche réglementaire adoptée par la Commission a entraîné une augmentation considérable et injustifiée de la charge administrative, des besoins en ressources et des coûts pour l’ACER, les ARN, les gestionnaires de réseau et les opérateurs du marché.

IX La surveillance des marchés, censée permettre de détecter et d’empêcher les abus et les manipulations, a également été incomplète. La surveillance exercée par l’ACER est devenue pleinement effective à la fin de 2017, mais la collecte de données n’était pas exhaustive et l’évaluation des données recueillies ne couvrait qu’un nombre limité de types de comportement abusif. L’ACER elle-même n’a d’ailleurs pas alloué suffisamment de ressources à l’analyse des données réunies, ce dont a également pâti l’évaluation qu’elle effectue. Elle s’est en outre trouvée dans l’impossibilité d’apporter son soutien aux enquêtes sur les cas potentiels – de plus en plus nombreux – d’abus de marché transfrontalier. De surcroît, l’ACER disposait de peu d’outils pour veiller à la bonne application des règles en matière de surveillance des marchés au niveau national. Pour les raisons exposées ci-dessus, la surveillance qu’elle a exercée n’a finalement pas abouti à un grand nombre de sanctions.

X L’ACER était aussi dépourvue d’une structure de gouvernance appropriée, ainsi que des compétences nécessaires pour coordonner l’action des autorités nationales en vue de la réalisation de projets d’intégration ambitieux. En outre, le principal outil lui permettant d’assurer la transparence et l’obligation de rendre compte, à savoir son site internet, n’est pas géré efficacement.

XI Nous recommandons à la Commission:

• de rationaliser le cadre réglementaire;
• de renforcer le cadre de surveillance relatif aux lignes directrices en matière de réseau;
• d’améliorer la gouvernance de l’ACER;
• d’apprécier dans quelle mesure un cadre permettant une application cohérente des sanctions est nécessaire.

XII Nous recommandons à l’ACER:

• de réexaminer les ressources affectées à la surveillance des lignes directrices;
• d’améliorer sa surveillance de l’intégrité du marché de gros de l’électricité;
• de renforcer la transparence et l’obligation de rendre compte en ce qui concerne ses travaux.

XIII Les futures mesures de l’UE visant à réformer les marchés de l’électricité donnent à la Commission, au Parlement européen et au Conseil l’occasion de remédier aux faiblesses décelées lors de l’audit objet du présent rapport.

Introduction

Description du domaine d’audit

Contexte politique

01 En février 2015, la Commission européenne a publié le paquet «Union de l’énergie», qui comprenait un «cadre stratégique pour une union de l’énergie résiliente, dotée d’une politique clairvoyante en matière de changement climatique» et une «feuille de route pour l’union de l’énergie». L’objectif d’une union de l’énergie résiliente, centrée sur la politique climatique, est de fournir aux consommateurs de l’UE, à savoir les ménages et les entreprises, une énergie sûre, durable et compétitive à un prix abordable.

02 Dans le cadre de la deuxième dimension, veiller au bon fonctionnement d’un marché intérieur de l’électricité pleinement intégré vise à garantir la libre circulation de l’énergie dans l’UE, moyennant la mise en place d’infrastructures adéquates et l’élimination des obstacles techniques ou réglementaires. Le commerce transfrontalier de l’électricité devrait permettre d’amener aux entreprises et aux citoyens l’énergie au coût le plus bas, où qu’elle soit produite dans l’UE. Actuellement, l’Union européenne dispose bien, dans le domaine de l’énergie, de règles adoptées au niveau européen; cependant, dans les faits, il existe 27 cadres réglementaires nationaux. D’après la stratégie de l’UE en matière énergétique arrêtée en 2015¹, «il est nécessaire de mettre en place un marché intégré de l’énergie pour stimuler la concurrence [et pour] accroître l’efficacité du marché».

03 Des difficultés sont à prévoir. La réalisation des objectifs climatiques de l’UE suppose que les besoins en énergie de l’Union soient davantage satisfaits au moyen de sources d’énergie renouvelables. L’éparpillement de la production d’électricité issue de ces sources (assurée par divers petits producteurs et communautés énergétiques), l’intermittence des énergies renouvelables et l’absence actuelle de solutions de stockage économiquement viables engendrent de nouveaux défis en matière de gestion des réseaux électriques ainsi que d’équilibrage de l’offre et de la demande.

04 La réalisation du marché intérieur de l’électricité devrait s’accompagner de plusieurs avantages:

• elle devrait permettre aux consommateurs européens d’obtenir les meilleurs prix, dès lors que les besoins en électricité pourront être satisfaits au moyen des ressources les moins chères de l’Union européenne;
• elle devrait rendre plus sûr l’approvisionnement énergétique de l’UE, puisque, si des perturbations imprévues surviennent, les États membres pourront partager les ressources;
• elle devrait contribuer, avec un bon rapport coût-efficacité, à la concrétisation des objectifs de la transition écologique de l’UE en conférant davantage de flexibilité à l’approvisionnement en énergie et en donnant aux acteurs du marché la possibilité d’adapter leur position en fonction des prévisions de production d’électricité actualisées.

05 Bien que des efforts aient été consentis, à l’échelle de l’UE, pour réaliser l’intégration des marchés nationaux, les prix de détail de l’électricité continuent à varier fortement selon les pays. Les États membres exercent toujours une grande influence sur les prix de détail, par l’intermédiaire des taxes nationales et des redevances de réseau réglementées² plutôt qu’en faisant jouer la concurrence (voir figure 2).

06 Au deuxième semestre 2021 et au premier semestre 2022 (c’est-à-dire au moment où nous achevions cet audit), les prix de l’électricité sur les marchés de gros ont en outre atteint des sommets sans précédent dans toute l’Europe. Ces valeurs extrêmes trouvaient leur origine dans les prix élevés des combustibles fossiles, poussés à la hausse à la fois par la guerre en Ukraine et par divers facteurs secondaires tels que les quotas d’émission de CO₂ (voir figure 3). Les États membres mal reliés au réseau électrique de l’UE, de même que ceux dont la production d’électricité dépendait fortement du gaz, étaient particulièrement concernés.

Les marchés de gros de l’électricité

07 Sur les marchés de gros, les producteurs vendent de l’électricité aux gros consommateurs industriels et aux fournisseurs d’électricité. Ces derniers la revendent ensuite aux consommateurs finals, sur les marchés de détail. Les marchés de gros sont structurés en quatre segments correspondant aux échéances auxquelles l’électricité vendue doit être effectivement livrée: les marchés à terme, les marchés journaliers, les marchés infrajournaliers et les marchés d’équilibrage (voir annexe I).

08 Dans certains États membres, l’électricité est négociée, pour l’essentiel, sur des bourses de l’électricité organisées. Sur ces places boursières, la majeure partie de l’électricité est négociée au moyen de produits standard, sur le marché journalier. Au niveau de l’UE, par contre, la plupart de l’électricité est négociée «de gré à gré», c’est-à-dire en dehors des bourses de l’électricité organisées.

Le cadre réglementaire de l’UE

09 La politique énergétique de l’Union relève de la responsabilité partagée de l’UE et de ses États membres³. Différents instruments de politique de l’Union sont conçus pour permettre l’intégration des marchés européens de l’électricité. Parmi ces instruments figurent des éléments de la politique de la concurrence, des instruments destinés à régir certains acteurs et certains marchés, et des mesures visant à allouer des fonds de l’UE à des investissements dans les réseaux. La législation générale en vigueur se compose de la directive sur l’électricité (directive «Électricité») et du règlement sur l’électricité (règlement «Électricité»): réunis, ces deux textes édictent un ensemble de principes et de règles communs pour l’intégration des marchés nationaux de l’électricité, par exemple l’harmonisation des aspects des marchés de gros qui ont des incidences transfrontalières.

10 Par ailleurs, le législateur de l’UE a habilité la Commission à adopter des règlements d’exécution (lignes directrices et/ou codes de réseau) pour faire appliquer les règles édictées dans la législation. Les lignes directrices exigeaient en outre que des accords contraignants appelés modalités, conditions et méthodologies (Terms, conditions and methodologies, TCM) soient adoptés par convention entre les autorités de régulation nationales (ARN) ou approuvés par l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER).

11 Avant le début, en 1996, de l’intégration du marché intérieur de l’énergie, les marchés nationaux de l’énergie étaient généralement dominés par des monopoles. La première phase de l’intégration a notamment consisté à ouvrir ces monopoles à davantage de concurrence. Tel était l’objet central du premier et du deuxième paquets «Énergie» (adoptés, respectivement, en 1996 et en 2003), qui ont totalement transformé le cadre régissant les marchés de l’énergie de l’UE. Ces paquets visaient, entre autres, à assurer aux consommateurs, au plus tard le 1^er juillet 2007, la liberté d’acheter de l’électricité au fournisseur de leur choix.

12 En 2009, un troisième paquet «Énergie» est entré en vigueur. Il contenait de nouvelles mesures pour promouvoir l’intégration du marché intérieur de l’énergie de l’UE et instituait l’ACER ainsi que le réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité (REGRT-E). Il disposait également que l’ACER était chargée de coordonner l’action des ARN et de combler le vide réglementaire au niveau de l’UE, si nécessaire⁴.

13 Le règlement de 2011 concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie (REMIT)⁵ complète le troisième paquet «Énergie». Il couvre des questions liées à l’intégrité du marché, aux informations privilégiées et aux abus de marché, et instaure une base juridique pour la surveillance des marchés de gros de l’énergie à des fins de détection et de prévention des manipulations de marché. Il assigne à l’ACER un rôle important à cet égard.

14 Le quatrième paquet «Énergie» (adopté en 2019), intitulé «Une énergie propre pour tous les Européens», renforce encore le cadre d’action en matière énergétique existant. Il a introduit de nouvelles règles visant à stimuler la concurrence sur les marchés de détail de l’électricité, à mieux intégrer les sources d’énergie renouvelables dans le marché, à coordonner l’adéquation des ressources en électricité au niveau de l’UE et à gérer la demande par son agrégation et par le stockage de l’énergie. Il remédie également à certaines faiblesses du troisième paquet «Énergie», telles que des lacunes dans les compétences de l’ACER.

La politique énergétique de l’UE: répartition des rôles et des responsabilités

15 À la Commission européenne, la direction générale de l’énergie (DG ENER) est responsable de l’élaboration et de la mise en œuvre de la politique énergétique européenne au sens de l’article 194 du TFUE. Il lui incombe entre autres de garantir le bon fonctionnement du marché de l’énergie et la sécurité de l’approvisionnement en énergie à l’intérieur de l’Union, ainsi que de promouvoir l’interconnexion des réseaux énergétiques. La Commission a pour rôle:

1. de présenter des propositions de documents d’orientation/de stratégies et de mesures législatives, selon les besoins;
2. de veiller au respect du droit de l’Union en vérifiant que les États membres transposent correctement les paquets «Énergie» en droit national et les appliquent effectivement;
3. d’adopter des lignes directrices et des codes de réseau.

16 L’ACER est une agence de l’UE qui œuvre en faveur de l’achèvement des marchés intérieurs de l’électricité et du gaz et qui coordonne les travaux des ARN en ce qui concerne les questions d’importance transfrontalière⁶. Elle a notamment pour mission: 1) de dispenser à la Commission, au REGRT-E et aux ARN des conseils sur l’organisation du marché de l’énergie et sur la sécurité de l’approvisionnement; 2) de détecter et de prévenir les abus dans le commerce des produits énergétiques de gros et 3) de surveiller, par exemple, la manière dont les lignes directrices/codes de réseau sont mis en œuvre sur les marchés de l’électricité et du gaz. L’ACER est également dotée de pouvoirs exécutifs lui permettant d’arrêter des décisions dans des domaines spécifiques. Ces décisions sont directement contraignantes pour les ARN ou les acteurs du marché auxquels elles sont adressées. L’organe décisionnel de l’ACER, à savoir le conseil des régulateurs, est composé de représentants des ARN de tous les États membres.

17 Les autorités de régulation nationales (ARN) sont désignées par le législateur national et doivent être totalement indépendantes du gouvernement national. Il leur incombe, entre autres, de veiller au respect, dans leur État membre, des lignes directrices et codes de réseau de l’UE. Les ARN disposent de pouvoirs d’exécution dans leur juridiction et peuvent mener des enquêtes et infliger des sanctions. Elles ont également l’obligation générale de promouvoir le marché intérieur de l’électricité dans l’UE.

18 Les gestionnaires de réseau de transport (GRT), qui sont des entités réglementées nationales, gèrent la sécurité et la stabilité (marchés d’équilibrage) des systèmes électriques à haute tension et de leurs interconnexions au niveau régional ou zonal; leurs revenus proviennent des tarifs de réseau ainsi que des recettes tirées de la congestion des réseaux. Ils coopèrent au sein du REGRT-E⁷, qui est tenu d’agir en vue de l’établissement d’un marché intérieur de l’électricité intégré qui fonctionne bien. Le REGRT-E doit élaborer des lignes directrices et des codes de réseau, ainsi que des plateformes et des outils pour assurer la coordination des gestionnaires de réseau de l’UE tant en conditions normales qu’en situation d’urgence, et en surveiller la mise en œuvre.

19 Les opérateurs désignés du marché de l’électricité (Nominated Electricity Market Operators, NEMO) sont des entités nationales chargées par les ARN de veiller à ce que les bourses de l’électricité soient interconnectées dans l’UE et à ce qu’elles fonctionnent de façon appropriée pour les échéances journalières et infrajournalières.

20 Les gestionnaires de réseau de distribution (GRD) sont des entités nationales chargées de gérer l’électricité et de la distribuer aux consommateurs finals. Leur rôle est en voie de s’accroître pour englober l’optimisation de la production et de la consommation locales d’électricité.

21 Les acteurs du marché ont des rôles économiques et des pouvoirs de marché divers. Ils se font concurrence sur les marchés de gros ou de détail de l’électricité. Ce sont par exemple les producteurs d’électricité, les gros consommateurs finals, les fournisseurs d’électricité, les fournisseurs de services auxiliaires aux GRT/GRD et les courtiers. Les petits consommateurs finals, c’est-à-dire les ménages et les autres consommateurs dont la consommation d’énergie ne dépasse pas 600 MWh/an, achètent de l’électricité aux fournisseurs d’électricité (entreprises de services publics) sur les marchés de détail.

Dernières évolutions

22 En octobre 2021, la Commission⁸ a présenté une panoplie de mesures pour réagir face aux niveaux, exceptionnellement élevés depuis quelque temps, des prix du gaz et de l’électricité dans l’UE. Elle a proposé des mesures pour protéger les consommateurs vulnérables contre la précarité énergétique, y compris des plafonds de prix et des mécanismes de transfert, et pour atténuer l’impact des prix élevés de l’énergie sur l’industrie, par exemple des modifications des règles en matière d’aides d’État. En mars 2022, alors que la situation se dégradait davantage en raison de la guerre en Ukraine, la Commission a présenté une proposition de plan d’action⁹ comprenant plusieurs mesures destinées à réduire la dépendance de l’UE à l’égard du gaz russe à moyen terme. Elle a décrit ces actions plus en détail dans son plan REPowerEU, présenté en mai 2022¹⁰. La Cour a récemment publié un avis¹¹ sur les propositions de modifications visant à intégrer REPowerEU dans le règlement établissant la facilité pour la reprise et la résilience (FRR).

Étendue et approche de l’audit

23 Dans notre rapport spécial 16/2015, nous avons conclu que l’objectif de l’UE consistant à réaliser le marché intérieur de l’énergie pour 2014 n’avait pas été atteint et qu’il restait beaucoup à faire avant que le troisième paquet «Énergie» puisse être considéré comme pleinement mis en œuvre¹². C’est l’une des principales raisons pour lesquelles nous avons examiné si l’approche réglementaire adoptée par la Commission et la surveillance exercée par l’ACER depuis 2015 avaient contribué à améliorer le fonctionnement du marché intérieur de l’électricité de l’UE. En outre, la Cour n’a jamais effectué d’audit sur le règlement REMIT, ni sur les lignes directrices et les codes de réseau.

24 Autre raison de réaliser cet audit: en coordonnant l’action des ARN au niveau de l’UE, l’ACER joue un rôle essentiel dans le bon fonctionnement du marché de l’électricité de l’Union. Dans le cadre juridique établi, elle ne dispose pas de moyens de contrainte et, si ses efforts de convergence ne sont pas soutenus de manière appropriée par la Commission, elle ne pourra peut-être pas atteindre les objectifs qui lui ont été assignés.

25 Notre rapport vise à informer les parties prenantes et à fournir des recommandations afin de soutenir l’élaboration de la politique à suivre ainsi que la poursuite de l’intégration du marché de l’électricité.

26 La question d’audit principale était de savoir si l’approche réglementaire adoptée par la Commission et la surveillance exercée par l’ACER avaient contribué à l’intégration du marché intérieur de l’électricité. Les principales entités auditées ont été l’ACER et la Commission.

27 L’audit a porté sur:

• les progrès réalisés dans l’intégration du marché intérieur de l’électricité;
• l’utilisation, par la Commission, des lignes directrices et des codes de réseau afin d’assurer l’intégration du marché de l’électricité;
• la surveillance, par la Commission et l’ACER, de la mise en œuvre des lignes directrices en matière de réseau pour les marchés de l’électricité;
• la surveillance, par l’ACER, des abus de marché et de la transparence (REMIT);
• la structure de gouvernance et les compétences de l’ACER.

28 Nous avons examiné les mesures prises par l’UE pour intégrer les marchés de l’électricité – mesures qui visaient essentiellement les marchés de gros de l’électricité, puisque ni la Commission ni l’ACER n’ont de compétences importantes concernant les marchés de détail et que les flux transfrontaliers sont généralement négociés sur les marchés de gros. En particulier, nous nous sommes penchés sur l’activité menée par l’ACER pour surveiller la mise en œuvre des trois principales lignes directrices concernant les marchés de l’électricité, à savoir la ligne directrice relative à l’allocation de la capacité et à la gestion de la congestion (Capacity Allocation and Congestion Management, CACM)¹³, la ligne directrice relative à l’allocation de capacité à terme (Forward Capacity Allocation, FCA)¹⁴ et la ligne directrice sur l’équilibrage du système électrique (Electricity Balancing, EB)¹⁵. Nous avons également examiné l’application du règlement REMIT.

29 Les critères d’audit ont été tirés de la législation applicable, des documents de planification de l’ACER, des bonnes pratiques internationales – y compris celles d’organisations internationales telles que l’Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE) et l’Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA) – et des évaluations et études disponibles. De plus amples informations sur les critères utilisés sont fournies au début de chaque section.

30 Les éléments probants ont été collectés sur la base:

• d’examens et d’analyses concernant tous les documents pertinents de la Commission, ainsi que les rapports opérationnels de l’ACER, ses lignes directrices internes et les documents rendant compte de sa gestion, mais aussi d’autres documents pertinents;
• d’une revue de rapports établis par des organisations internationales (Agence internationale de l’énergie, IRENA, OCDE) ainsi que des études et recherches universitaires disponibles, pour recenser des exemples de bonnes pratiques;
• de questionnaires, d’entretiens et de réunions avec le personnel, mais aussi avec un expert externe du secteur de l’électricité, sélectionné à l’issue d’une procédure de marché public.

31 L’audit a porté sur la période allant de la mi-2015 à fin 2021. Il n’a donc pas couvert les mesures prises depuis lors pour atténuer les répercussions de la crise de l’énergie.

32 Notre audit a été centré sur le troisième paquet «Énergie». Nous n’avons pas examiné les objectifs en matière d’énergies renouvelables, l’efficacité énergétique, les marchés de détail, les systèmes de distribution d’énergie aux consommateurs finals, ni les activités relevant du mandat de l’ACER au titre du règlement sur les réseaux transeuropéens d’énergie.

Observations

L’intégration des marchés de l’électricité a progressé lentement par rapport aux plans initiaux ambitieux

33 L’intégration des marchés de l’électricité a pour finalité d’offrir une liberté de choix à tous les consommateurs de l’UE, de créer de nouvelles perspectives d’activités économiques et de supprimer les obstacles aux échanges transfrontaliers, de manière à réaliser des progrès sur le plan de l’efficacité, à atteindre des prix compétitifs, à relever les niveaux de service et à contribuer à la sécurité d’approvisionnement ainsi qu’au développement durable. Le marché intérieur de l’électricité aurait dû être achevé pour 2014¹⁶. Les instruments juridiques utilisés par l’UE pour lever les obstacles aux échanges transfrontaliers comprennent le règlement et la directive «Électricité», ainsi que la législation secondaire (voir points 09 à 14).

34 Pour cette section, nous avons pris, comme critères d’audit, les objectifs législatifs suivants (voir explication ci-dessus):

• favoriser l’intégration des marchés moyennant leur couplage (c’est-à-dire l’interconnexion des bourses de l’électricité situées dans les États membres) à l’échelle de l’UE;
• veiller à ce que de la capacité d’interconnexion soit toujours disponible pour les échanges.

Ces deux aspects devraient faciliter la convergence des prix sur les marchés de gros de l’électricité de l’Union.

35 Les législateurs de l’UE ont chargé la Commission d’adopter des codes de réseau afin d’harmoniser les règles techniques pour la gestion du couplage des marchés à court terme organisés (à savoir les marchés journaliers et infrajournaliers, ainsi que les marchés d’équilibrage). Le couplage des marchés est réputé accélérer l’intégration des marchés à court terme de l’électricité. Il permet de calculer les prix de marché et les volumes d’électricité négociés sur la base de l’offre d’électricité à l’échelle de l’UE et de la capacité de transport transfrontalier. Par ailleurs, un système d’allocation de la capacité de transport transfrontalier future a dû être mis en place afin de doper les marchés à terme de l’électricité. Les GRT et les NEMO ont été chargés de le déployer au moyen de divers projets techniques supervisés par les ARN et coordonnés par l’ACER.

36 Les États membres doivent veiller à ce que les GRT rendent disponibles les capacités de transport et investissent dans les interconnexions, conformément aux objectifs de l’intégration des marchés de l’électricité de l’UE.

Le couplage intégral des marchés devait accélérer leur intégration, mais tel n’est pas encore tout à fait le cas

37 Au cours des deux dernières décennies, des progrès importants, mais lents, ont été accomplis dans le cadre des diverses initiatives en faveur du couplage des bourses européennes de l’électricité (voir annexe II). Fin 2021, l’objectif du Conseil européen consistant à mener à bien l’intégration des marchés de l’énergie pour 2014 n’avait pas été atteint. En 2015, la Commission a réaffirmé que l’achèvement du marché intérieur de l’énergie constituait un objectif primordial, qu’elle a fait figurer dans le plan stratégique de la DG ENER pour 2016‑2020. Cependant, le couplage des marchés n’a été inscrit comme objectif que dans le plan stratégique de la DG ENER pour 2020‑2024, soit cinq ans plus tard. La Commission avait déjà adopté les trois lignes directrices en matière de réseau correspondantes au cours de la période 2015‑2017 (voir annexe III), mais, d’après des informations transmises par l’ACER, aucune de ces lignes directrices n’était intégralement mise en œuvre dans l’UE à la fin de 2021.

38 Les progrès ont varié selon les marchés, comme l’atteste le fait que les interconnexions n’ont pas été utilisées avec la même efficacité dans les trois segments de marché à coupler (voir figure 4). En outre, le couplage des marchés à court terme a apporté, jusqu’à présent, des avantages sociaux d’au moins 1 milliard d’euros¹⁷ par an, alors que les bénéfices totaux générés par l’intégration des marchés de l’électricité au fil des décennies avoisinaient 34 milliards d’euros par an (pour 2021), d’après l’estimation de l’ACER. Cette estimation était toutefois fondée sur un scénario ne comportant aucun échange transfrontalier¹⁸. Il subsiste de vastes possibilités d’intégrer davantage les marchés de l’électricité entre les différentes régions d’Europe.

39 La mise en œuvre a également varié d’un pays à l’autre. Sur les marchés journaliers, la majeure partie des avantages économiques ont été obtenus (environ 1 milliard d’euros par an) à la suite du couplage volontaire de 19 bourses de l’électricité situées en Europe occidentale et couvrant l’Europe du nord-ouest (les trois quarts environ du volume d’électricité négocié sur les bourses de l’électricité dans l’UE) avant 2015. Dans les sept autres pays, la ligne directrice CACM a donné lieu à des progrès consistant en une série de couplages bilatéraux, qui se sont étalés de 2015 à 2022. En 2022, toutes les bourses de l’électricité étaient couplées pour ce segment de marché. La ligne directrice CACM a aussi contribué à des couplages sur les marchés infrajournaliers. Malgré les efforts de l’ACER, les couplages n’étaient cependant pas achevés à la fin de 2021, alors que la Commission avait prévu qu’ils le seraient en 2018. Dans son plan stratégique pour 2020‑2024, la DG ENER a fixé l’année 2024 comme nouveau délai, sans apporter d’explication au sujet du retard.

40 Les marchés d’équilibrage sont moins intégrés que les autres marchés à court terme. Fin 2021, une dizaine des TCM requises par les lignes directrices en matière de réseau afin d’interconnecter les marchés d’équilibrage n’avaient pas été adoptées et seules deux des quatre plateformes de trading transfrontalier ciblé exigées par les codes de réseau fonctionnaient effectivement. Ces marchés ont un rôle important à jouer tant pour renforcer la sécurité de l’approvisionnement (et, ainsi, pour prévenir des pannes dans toute l’UE) que pour intégrer les sources d’énergie renouvelables intermittentes dans les marchés (voir annexe I).

41 Les marchés à terme sont importants parce qu’ils permettent aux producteurs et aux consommateurs de se prémunir contre le risque de fluctuation extrême des prix et qu’ils sont susceptibles d’offrir des perspectives d’investissements plus stables aux producteurs. La Commission a adopté des lignes directrices en matière de réseau qui ne visaient pas à connecter ces marchés les uns aux autres, mais seulement à favoriser une utilisation efficace de la capacité d’interconnexion transfrontalière pour les opérations à terme, au moyen d’une plateforme à l’échelle de l’Union destinée à la vente aux enchères des droits de transport. Les progrès ont été partiels et inégaux dans l’UE: les GRT n’ont pas délivré des droits de ce type au niveau de toutes les frontières intérieures de l’Union¹⁹. En 2022, l’ACER a également signalé que la faible liquidité des marchés à terme restreignait les possibilités de se prémunir contre la volatilité actuelle des prix²⁰ et a reconnu que l’organisation de ces marchés présentait des faiblesses²¹.

42 Malgré les progrès des initiatives de couplage des marchés journaliers, la convergence des prix au niveau transfrontalier n’a pas été totale (voir figure 5). En outre, les écarts de prix de l’électricité entre les pays se sont fortement accentués depuis le deuxième semestre 2021, à la suite de la crise mondiale des prix de l’énergie et de la guerre en Ukraine. Cela résulte notamment de l’insuffisance de la capacité de transport transfrontalier. La stagnation des échanges transfrontaliers d’électricité après 2015 s’explique également par l’absence de convergence des prix et par le fait que le couplage des marchés journaliers avait en grande partie été réalisé dès avant l’adoption, en 2015, de la ligne directrice CACM (voir point 39 et annexe II).

Malgré la mise en œuvre des lignes directrices en matière de réseau et les efforts de l’ACER, la capacité disponible des interconnexions n’a pas augmenté

43 Les GRT sont légalement tenus de mettre la capacité maximale des interconnexions à la disposition du marché²², car cela est indispensable à la poursuite de l’intégration des marchés de l’électricité de l’UE et à la convergence des prix. Même si les marchés sont couplés, les prix risquent de ne pas converger si les échanges transfrontaliers sont limités en raison d’une congestion des réseaux électriques. Il est possible d’accroître la capacité disponible et d’atténuer la congestion moyennant:

• une meilleure coordination du calcul de la capacité d’interconnexion par des GRT voisins, avec pour conséquence une moindre congestion du réseau;
• des investissements dans les interconnexions, ceux-ci se traduisant par une augmentation de la capacité d’interconnexion installée.

44 Bien que les lignes directrices en matière de réseau aient été mises en œuvre, les capacités disponibles n’ont pas progressé de manière significative: l’ACER a montré qu’en 2020, plusieurs régions étaient très éloignées de l’objectif du législateur de l’UE consistant à rendre au moins 70 % de la capacité d’interconnexion installée dans chaque État membre disponible pour les échanges transfrontaliers au plus tard en 2025 (voir tableau 1). Elle avait fait état d’une situation similaire en 2016²³.

Remarque: La refonte du règlement «Électricité» a donné lieu à l’introduction de l’obligation, pour tous les GRT, de mettre au moins 70 % de leur capacité de transport entre zones à la disposition du marché. Cette obligation devra être remplie au plus tard à la fin de 2025. Régions mentionnées dans le tableau: Core (Autriche, Belgique, France, Pays-Bas et Allemagne/Luxembourg, c’est-à-dire CWE, ainsi que Croatie, Tchéquie, Hongrie, Pologne, Roumanie, Slovaquie et Slovénie, c’est-à-dire CEE), Italy North (Autriche, Italie du nord, France et Slovénie), SEE (Bulgarie, Grèce et Roumanie), SWE (France, Portugal et Espagne).

Source: Rapport de surveillance des marchés de l’ACER relatif à l’année 2020, p. 49.

45 Cela s’explique entre autres par la montée en puissance des énergies renouvelables intermittentes, qui n’était pas un objectif stratégique de l’intégration du marché de l’électricité, et qui peut aggraver la congestion des réseaux intérieurs ainsi que des interconnexions, augmenter les coûts de gestion de la congestion et réduire la capacité de transport disponible pour les échanges transfrontaliers. Les données de la plateforme pour la transparence du REGRT-E montrent qu’au cours de la période 2015‑2017, les coûts supportés par les GRT en raison des actions correctives qu’ils ont entreprises pour remédier à la congestion des réseaux ont augmenté d’environ 25 %, passant de 999 millions d’euros à 1,27 milliard d’euros. Par exemple, en Allemagne, les compensations payées par les GRT aux producteurs utilisant des sources d’énergie renouvelables en contrepartie de la réduction de leur production (les producteurs y ont été contraints) ont représenté près de la moitié du coût total²⁴.

46 En 2002, le Conseil européen a adopté un objectif de 10 % d’interconnexion électrique, en proportion de la capacité de production de chaque État membre, à atteindre à l’horizon 2005. Le délai a été reporté à 2020 et un nouvel objectif de 15 % a été fixé pour 2030²⁵. Malgré les mesures prises au niveau de l’UE, les rapports annuels d’activités de la Commission ne font état d’aucune avancée significative de la part des États membres: en 2011, la capacité nominale d’interconnexion de onze d’entre eux était inférieure à la valeur cible et, en 2019, la situation ne s’était pas améliorée.

Le cap est fixé pour l’harmonisation des règles en matière d’échanges transfrontaliers, mais le cadre d’action présente des faiblesses

47 Un marché unique de l’électricité et une pleine intégration des marchés nécessitent un cadre réglementaire harmonisé pour les échanges transfrontaliers²⁶. Les colégislateurs de l’UE ont établi ce cadre au moyen de divers instruments juridiques (voir points 09 à 14). Les lignes directrices et codes de réseau de la Commission sont des règlements de l’UE énonçant les règles communes applicables aux marchés, à l’exploitation du réseau et au raccordement à celui-ci. Les règlements de l’UE sont obligatoires dans tous leurs éléments et directement applicables dans tout État membre²⁷. Dans cette section, nous évaluons les outils réglementaires choisis en vue de permettre une intégration plus poussée du marché de l’électricité.

48 Les critères d’audit que nous avons utilisés se fondent sur les exigences des bases juridiques de l’UE applicables (traités, règlement et directive «Électricité», et huit lignes directrices et codes de réseau) ainsi que sur la «boîte à outils pour une meilleure réglementation». Pour examiner les travaux de la Commission sur l’évaluation ex ante des options stratégiques relatives à l’intégration des marchés de l’électricité au moyen de lignes directrices et de codes de réseau, nous nous sommes appuyés sur les bonnes pratiques de l’OCDE concernant l’analyse d’impact de la réglementation. Les autorités publiques devraient intégrer les analyses d’impact dès le début du processus visant à formuler des projets de réglementation, ces analyses étant susceptibles de contribuer à la cohérence de l’action publique en révélant les arbitrages que comporte tout projet de réglementation²⁸.

49 Au cours de la période 2015‑2017, la Commission a adopté quatre codes de réseau et quatre lignes directrices. Trois de ces dernières avaient le plus vaste champ d’application possible, car elles concernaient les marchés de l’électricité et de son transport à l’échelle de l’UE pour toutes les échéances (voir annexe III).

Le recours à des modalités, à des conditions et à des méthodologies a été source de complexité et de retards dans l’harmonisation des règles en matière d’échanges transfrontaliers

50 En vertu du règlement «Électricité», la Commission a dû adopter des codes de réseau afin d’harmoniser les règles en matière d’échanges transfrontaliers d’électricité. Pour adopter les codes de réseau, le REGRT-E, la Commission et l’ACER se sont engagés dans des processus complexes de rédaction et dans des consultations avec les parties prenantes durant la période 2009‑2017 (voir figure 6), mais cela n’a pas pour autant permis l’examen de tous les détails techniques. Au lieu de codes de réseau définissant toutes les règles des marchés, la Commission a donc décidé d’adopter des lignes directrices disposant que les détails techniques complémentaires seraient précisés dans des TCM, et de déléguer aux ARN ou à l’ACER l’adoption des décisions sur ces dernières.

51 Par voie de conséquence, le cadre réglementaire relatif aux règles du marché est devenu plus complexe, et les lignes directrices de la Commission n’ont pas pu être pleinement et immédiatement appliquées, alors qu’aucun délai à l’issue duquel elles prendraient intégralement effet n’était fixé. Les lignes directrices ont donc eu pour effet de reporter à une étape ultérieure une grande partie de l’élaboration des règles, ce qui a certes apporté davantage de flexibilité, mais a également ralenti ou compliqué la mise en œuvre des lignes directrices et l’intégration des marchés en général. En outre, les TCM, tout en permettant de clarifier les lignes directrices, n’ont pas bénéficié de travaux préparatoires de la même qualité, faute de faire l’objet d’analyses d’impact ex ante.

52 Les processus d’approbation des TCM ont été complexes, laborieux et chronophages, et ont généré une charge administrative excessive. Nous avons constaté qu’au cours de la période 2016‑2021, l’ACER et, surtout, les ARN avaient approuvé 161 TCM pour les quatre lignes directrices. Pour certaines TCM, la procédure d’adoption des modifications était la même que celle requise pour l’approbation initiale (35 modifications au total). Certaines modifications nécessitaient également que les ARN adoptent des normes d’exploitation au niveau national. À cela risque de s’ajouter, avec la révision prochaine de la ligne directrice CACM, une nouvelle série de modifications des TCM²⁹.

53 Les TCM ont commencé à être adoptées en 2016 et nous avons constaté que, fin 2021, onze d’entre elles étaient toujours en attente d’approbation. Bien que l’ACER surveille régulièrement les retards et les signale systématiquement à la Commission, les GRT et les ARN n’ont pas respecté les délais prévus dans les lignes directrices pour l’adoption d’un grand nombre de TCM.

54 La longueur du processus d’adoption des TCM a résulté, entre autres:

• des désaccords entre les ARN de différents États membres, chacune cherchant à favoriser ses intérêts nationaux, ou entre les ARN et les GRT, à quoi s’est ajoutée l’inefficience du processus décisionnel établi dans les lignes directrices. La Commission a réagi à certains manques d’efficience, mais les modifications législatives des lignes directrices en matière de réseau ont été effectuées tardivement (en 2019 ou en 2021), ou n’avaient pas encore été entreprises;
• des effets en cascade des retards. En raison d’interdépendances entre les TCM, certains retards touchant une d’entre elles se sont répercutés celles lui faisant suite: ainsi, le retard pris pour adopter la TCM relative aux régions de calcul de la capacité a eu pour effet de reporter l’adoption de la proposition de TCM sur le calcul coordonné des capacités.

55 Lorsque les ARN ne parviennent pas à un accord, l’ACER est tenue de statuer sur la proposition – si elles en font conjointement la demande ou, depuis 2019, si les TCM envisagées ont une portée européenne – dans un délai de six mois³⁰. Elle l’a généralement fait en temps utile. Bien qu’elle ait été appelée à statuer sur un nombre croissant de TCM, l’ACER n’a publié que deux décisions avec deux mois de retard, sur les cinquante rendues au cours de la période 2016‑2021.

56 Un nombre relativement élevé de décisions de l’ACER concernant des TCM ont été contestées devant la commission de recours. Beaucoup de ces recours étaient liés au manque de clarté des procédures, des critères et des compétences établis dans les lignes directrices.

Le cadre d’action a pâti d’insuffisances dans l’analyse d’impact des règlements d’exécution réalisée par la Commission

57 Comme l’exigent ses règles internes³¹, la Commission a consulté les parties prenantes et réalisé des analyses d’impact avant d’adopter des lignes directrices en matière de réseau. Cependant, elle n’a publié ses analyses que vers la fin du processus de consultation, compromettant ainsi leur utilité. En outre, son comité d’analyse d’impact n’a pas vérifié la qualité de celle relative aux lignes directrices CACM et FCA. Par ailleurs, les documents ne traitaient pas de certains aspects clés de la mise en œuvre et de la gouvernance. Par exemple, les charges et les coûts que la mise en œuvre ferait peser sur les acteurs concernés n’ont pas été évalués, et les implications du choix des outils réglementaires (par exemple des TCM) pour l’application des lignes directrices et, plus tard, pour leur surveillance, n’ont pas été abordées.

58 Nous avons également constaté que les analyses d’impact mentionnaient certains indicateurs de suivi des effets des lignes directrices, mais que ces indicateurs n’étaient pas clairement définis et n’étaient pas assortis de valeurs cibles (pour mesurer les impacts ex post de la législation sur les marchés et sur le bien-être social). Ce manque de précision, de nature à compromettre la surveillance des règles, s’est par ailleurs traduit par des insuffisances dans les orientations de l’ACER relatives à ce type de surveillance. L’ACER a progressivement élaboré ces indicateurs (voir point 80). La Commission a également mentionné plusieurs indicateurs que l’ACER ne surveillait pas (par exemple l’évolution du prix infrajournalier et du prix des services d’équilibrage). Elle a par contre omis certains indicateurs clés destinés au suivi de la performance, comme ceux relatifs à la performance des algorithmes utilisés par les NEMO pour coupler les bourses de l’électricité, qui ont ensuite été intégrés dans les TCM.

59 Un autre aspect essentiel qui n’a pas été examiné en profondeur dans l’analyse d’impact sur les lignes directrices CACM et FCA est le choix des méthodes de fixation des prix de l’énergie négociée sur les bourses de l’électricité et dans les zones de dépôt des offres couvertes par un couplage. Les méthodes prescrites n’ont pas non plus fait l’objet d’une analyse et d’un examen (par exemple le refus des groupes d’ordres³²), parce que l’ACER devait fixer les détails techniques ultérieurement, dans des TCM. Or celles-ci ne sont pas étayées par des analyses d’impact.

60 La crise énergétique actuelle a fait ressortir un manque de préparation pour ce qui est des règles en matière de méthodes de fixation des prix dans les situations de crise où ces méthodes pourraient conduire à des profits excessifs (voir encadré 1). Une des mesures de crise que la Commission a proposé d’adopter pour corriger ces distorsions consiste dans la taxation des bénéfices exceptionnels, mais la Commission n’en a pas étudié les conséquences du point de vue de la concurrence sur les marchés intérieurs de l’énergie de l’UE³³.

61 Un élément qui n’a pas été couvert dans les analyses d’impact de la Commission, mais qui permettrait un meilleur fonctionnement des marchés de l’énergie, est la flexibilité de la demande d’électricité face aux prix du marché de gros. Cette flexibilité pourrait être obtenue au moyen de divers outils tels que l’agrégation de la demande, le stockage de l’énergie, la réduction rémunérée de la demande et la coordination entre les GRD et les GRT. Une récente étude de la Commission³⁴ a mis en évidence les difficultés que comporte l’intégration du marché de gros en ce qui concerne la flexibilité de la demande des petits consommateurs. Parmi ces difficultés figurent par exemple le manque de clarté du cadre relatif à l’agrégation des données et les transferts de données entre les gestionnaires de réseau et les opérateurs du marché. D’après des estimations prudentes, les avantages sociaux à retirer de la flexibilité de la demande seraient compris entre 3 et 5 milliards d’euros par an³⁵.

La surveillance de l’intégration des marchés et l’établissement de rapports à ce sujet au niveau de l’UE ne permettent pas de détecter les problèmes en temps utile

62 Étant donné la flexibilité autorisée et la complexité de la mise en œuvre des lignes directrices en matière de réseau (voir section précédente), la surveillance continue et systématique exercée par l’ACER et la Commission constitue une méthode de contrôle essentielle pour rendre cette mise en œuvre cohérente et homogène dans l’ensemble des États membres, mais aussi pour détecter en temps utile les problèmes que pose cette dernière. La Commission et l’ACER ont toutes les deux compétence juridique pour surveiller l’application des lignes directrices et des codes de réseau ainsi que leurs incidences économiques. Nous avons évalué le cadre de surveillance et d’établissement de rapports de la Commission et de l’ACER à la lumière de la base juridique ainsi que des normes de l’OCDE (voir encadré 2).

63 Dans le cadre juridique actuel, l’ACER est mandatée pour assurer la surveillance de la mise en œuvre et des incidences économiques des lignes directrices et des codes de réseau de l’UE, et pour adresser à la Commission des rapports sur les problèmes de mise en œuvre détectés. Dans cette section, nous examinons le cadre de surveillance et d’établissement de rapports de l’ACER en ce qui concerne la mise en œuvre du cadre juridique par les ARN, les GRT et les NEMO, et les incidences de cette dernière sur l’intégration du marché⁴¹.

64 Nous avons également utilisé comme critère d’audit l’exigence juridique aux termes de laquelle l’ACER est tenue de garantir que le public et toute partie intéressée disposent, le cas échéant, d’informations objectives, fiables et facilement accessibles, notamment en ce qui concerne les résultats de ses travaux⁴².

65 L’un des principaux outils qui permettent à l’ACER d’évaluer les incidences de l’intégration du marché et de dispenser des conseils à la Commission de même qu’au législateur de l’UE consiste dans les rapports annuels sur les résultats de ses activités de surveillance des marchés de gros et de détail de l’électricité et du gaz naturel, qui doivent faire état de toute entrave à l’achèvement du marché intérieur et permettre de lancer des actions correctives⁴³. Ces rapports servent donc également à surveiller les effets des lignes directrices/codes de réseau sur l’intégration du marché de l’électricité (voir point 63). Sur cette base, l’ACER peut soumettre des avis relatifs aux mesures envisageables pour éliminer ces entraves.

66 Les activités de surveillance peuvent amener l’ACER à adresser des recommandations aux ARN concernant la manière d’appliquer les règles, ou à la Commission concernant la modification des lignes directrices et des codes de réseau, voire à prendre des mesures coercitives contre les États membres s’ils ne mettent pas en œuvre les règles de manière satisfaisante. L’ACER ne dispose d’aucun pouvoir d’exécution, mais a une mission générale de coordination de l’action des ARN pour ce qui est d’appliquer et de faire respecter le droit de l’UE.

67 Nous avons également examiné la manière dont la Commission et l’ACER coordonnaient leur surveillance de la législation. La Commission est légalement tenue de s’assurer que les États membres appliquent correctement et de façon uniforme le règlement «Électricité» de même que les lignes directrices/codes de réseau, et de surveiller cette application. Il lui incombe de veiller à l’application des traités ainsi que des mesures adoptées par les institutions en vertu de ceux-ci⁴⁴. La mise en œuvre intégrale et l’application rigoureuse de la législation existante en matière d’énergie et dans les domaines connexes constituent la première priorité à prendre en compte pour instituer l’union de l’énergie⁴⁵. Il est également du rôle de la Commission d’apporter son soutien à l’ACER et d’assurer le suivi de ses recommandations.

Le cadre de surveillance et d’établissement de rapports de l’ACER présente d’importantes faiblesses

68 La législation de l’UE ne précise pas comment l’ACER devrait surveiller la mise en œuvre générale des lignes directrices/codes de réseau ainsi que leurs effets (fréquence et produits attendus, par exemple) ni comment elle devrait rendre compte à la Commission. Celle-ci n’a pas fourni un tel cadre d’établissement de rapports (par exemple en précisant la fréquence et le contenu des rapports). En outre, l’ACER n’a pas adopté de stratégie spécifique en matière de surveillance.

69 Depuis 2016, les programmes de travail annuels de l’ACER indiquent systématiquement que la surveillance est une activité cruciale, mais ils ne sont pas suffisamment explicites pour permettre de savoir clairement comment sont planifiés la surveillance et l’établissement de rapports, bien que l’ACER soit tenue de présenter tous les produits attendus⁴⁶. Cela risque d’être préjudiciable à l’Agence et à son obligation de rendre compte, mais aussi d’empêcher les parties prenantes de bien comprendre ses besoins de données et son rôle dans la surveillance de la mise en œuvre.

70 Nous avons constaté que l’ACER a utilisé différents canaux pour obtenir les informations nécessaires à la réalisation de ses activités de surveillance, par exemple:

• des échanges de vues réguliers avec des experts issus des ARN, au sein de son groupe de travail sur l’électricité et des task forces liées à ce groupe;
• des consultations au sein des comités européens de parties prenantes⁴⁷, du forum de Florence⁴⁸ et du groupe sur la mise en œuvre et la surveillance des codes de réseau⁴⁹;
• les rapports de surveillance établis par le REGRT-E⁵⁰ ainsi que d’autres informations publiées sur son site internet;
• la participation à des réunions de parties prenantes consacrées à l’état d’avancement des divers projets liés aux lignes directrices/codes de réseau (de portée régionale ou européenne);
• des questionnaires/enquêtes adressés aux ARN;
• un outil en ligne qui permet aux ARN de faire part de l’adoption de TCM (depuis 2019) et de communiquer cette information sur le site internet de l’ACER⁵¹; cet outil ne permettait pas aux NEMO ni aux GRT de déclarer l’adoption de propositions de TCM.

71 Certains de ces canaux de communication n’étaient pas pleinement efficaces, ce dont a pâti l’aptitude de l’ACER à obtenir en temps utile des informations complètes et, par conséquent, à détecter les problèmes. Par exemple, les experts nationaux participent au groupe de travail sur l’électricité ou assistent à ses réunions sur la base du volontariat, au titre d’un accord avec les ARN; les petites ARN sont souvent moins actives (voir annexe VI). De même, les agents de l’ACER n’ont pas assisté à toutes les réunions de parties prenantes consacrées à l’avancement, les ressources étant insuffisantes⁵².

72 Les informations disponibles sur le site internet de l’ACER ne fournissent pas un inventaire régulier et convivial des projets ainsi que des TCM en cours d’adoption ou de mise en œuvre, pas plus qu’elles ne permettent de comparer les objectifs et les délais de mise en œuvre avec les réalisations actuelles.

73 Les rapports publics de l’ACER relatifs à l’application des lignes directrices/codes de réseau ne sont pas fondés sur une analyse explicite des risques et leur nombre est variable puisqu’ils ne sont pas systématiquement établis. Pour les trois lignes directrices relatives aux marchés qui touchent le plus large éventail de parties prenantes, un seul rapport de surveillance de la mise en œuvre a été publié, en 2019, et il ne couvrait pas la ligne directrice sur l’équilibrage du système électrique. Par ailleurs, ce rapport n’apporte ni vue d’ensemble exhaustive de toutes les TCM, ni description de l’état d’avancement des projets dans chaque État membre. Il est également moins clair en ce qui concerne les recommandations présentées: en particulier, il ne permet pas de savoir exactement lesquelles sont adressées à la Commission. L’ACER et la Commission ont partiellement assuré un suivi de ce rapport en 2021.

74 Sur décision dûment justifiée des ARN, les lignes directrices autorisaient des dérogations aux exigences générales. L’ACER n’a pas surveillé l’application uniforme des dérogations ni émis de recommandations à l’intention des ARN sur cette question, de sorte que les dérogations pourraient devenir un moyen de se soustraire aux obligations légales.

75 L’ACER étant dépourvue de pouvoirs d’exécution, un signalement systématique de sa part aurait pu permettre au public et à la Commission d’être informés en temps utile des insuffisances dans la mise en œuvre des lignes directrices/codes de réseau, inciter les ARN à faire pression les unes sur les autres et les amener à adopter une approche coordonnée en ce qui concerne la surveillance et la mise en application qu’elles-mêmes assurent.

La surveillance et l’établissement de rapports ont pâti du peu de ressources dont dispose l’ACER

76 Le département de l’ACER chargé de l’électricité est le service clé qui surveille l’intégration du marché de l’énergie (voir annexe IV). La Commission a approuvé les principales augmentations de ses effectifs en 2019 et en 2020 pour permettre la réalisation des nouvelles tâches prévues dans le paquet «Une énergie propre pour tous les Européens». Durant la période 2016‑2020, l’ACER n’a pas demandé de renforcement important de l’effectif du département.

77 À plusieurs reprises, une très grande partie des agents chargés de la surveillance de la mise en œuvre a été réaffectée à l’approbation des TCM ou de leurs modifications et à l’examen des recours contre des TCM. Cela s’explique en partie par le nombre plus élevé que prévu de ces procédures.

78 Le manque de ressources a également limité l’étendue de certaines autres activités du département chargé de l’électricité, par exemple:

• des limitations du périmètre des rapports de surveillance des marchés (voir point 80);
• des retards et une portée restreinte en ce qui concerne les rapports de l’ACER sur l’évaluation comparative des tarifs de réseau dans l’UE.

79 Nous constatons que, contrairement à ce qu’exige son règlement financier, l’ACER n’a pas revu ses programmes de travail annuels en fonction des changements imprévus touchant la charge de travail et l’affectation des ressources.

Les rapports de surveillance des marchés de l’ACER sont utiles, mais pâtissent de la collecte difficile des données et de l’absence de suivi

80 Nous avons constaté qu’au fil du temps, l’ACER avait mieux adapté ses rapports de surveillance aux besoins en y faisant figurer davantage d’indicateurs relatifs à l’intégration du marché, en expliquant les méthodologies et en fournissant des analyses plus approfondies des entraves à l’achèvement du marché intérieur. Nous avons également observé que certains domaines restent toujours à analyser (par exemple les investissements dans les interconnexions, les volumes faisant l’objet d’échanges transfrontaliers et la convergence des prix pour toutes les échéances). En outre, sept éléments faisant entrave au marché, signalés par l’ACER, n’ont pas été soumis à une surveillance (par exemple les régimes de soutien en faveur des énergies renouvelables). L’ACER a annoncé qu’elle n’établirait pas de rapport complet en 2022, au risque de ne pas respecter les exigences légales.

81 L’ACER a subi des contraintes lors de l’élaboration d’indicateurs pertinents, dans la mesure où elle a eu du mal à recueillir les données nécessaires (par exemple pour son rapport de surveillance des marchés relatif à l’année 2020⁵³). En outre, il n’existe, en matière de données sur l’énergie, aucune stratégie cohérente au niveau de l’UE qui donnerait systématiquement lieu à une collecte complète de données sur les marchés de l’énergie, soit par la Commission, soit par l’ACER. Aux États-Unis, une agence fédérale est chargée de réunir et de diffuser les données relatives aux marchés de l’énergie dans le pays⁵⁴. Eurostat, la DG ENER et l’ACER publient plusieurs flux de données qui diffèrent par la longueur des séries chronologiques, l’accessibilité et les procédures de vérification, de sorte qu’il n’est pas possible d’utiliser les données de manière systématique.

82 Une plateforme joue un rôle essentiel pour la collecte et la diffusion des données relatives aux marchés de gros de l’électricité de l’UE: il s’agit de la plateforme pour la transparence, gérée par le REGRT-E depuis 2015⁵⁵. L’ACER en est un utilisateur majeur. Une étude publiée en 2017 par la Commission a montré que la plateforme pour la transparence pouvait constituer une excellente source de données complètes sur l’énergie dans l’UE, mais elle présente actuellement plusieurs faiblesses liées à la qualité et à l’accessibilité des données⁵⁶. La Commission n’a pas assuré de suivi de cette étude. L’ACER n’a signé qu’en 2018 un accord de coopération avec le REGRT-E concernant la fourniture de données aux fins de la surveillance des lignes directrices en matière de réseau. En 2021, elle rencontrait encore des difficultés pour accéder aux données⁵⁷.

83 Le manque d’informations concernant les effets des lignes directrices de réseau sur l’intégration et le fonctionnement des marchés de gros peut nuire à l’exactitude des informations communiquées par l’ACER aux ARN, à la Commission et au public, mais aussi empêcher la détection rapide de problèmes dans la mise en œuvre des lignes directrices ainsi que des TCM.

84 L’un des principaux atouts des rapports de surveillance des marchés est la formulation de recommandations. Depuis 2016, ces rapports contiennent régulièrement des recommandations ou des priorités pour ce qui est d’intensifier les efforts d’intégration des marchés de gros de l’électricité. En vertu du règlement «Électricité», des avis peuvent faire suite aux recommandations formulées dans les rapports de surveillance des marchés. Au cours de la période 2015‑2021, l’ACER n’a toutefois soumis d’avis officiel ni à la Commission ni au Parlement européen⁵⁸.

85 La présence de recommandations dans les rapports de surveillance des marchés dépend de l’année et du volume: aucune approche systématique n’a été adoptée. Les recommandations consistent souvent en un simple rappel des objectifs de la politique; parfois, elles sont inutiles, car elles constituent une répétition des obligations légales déjà inscrites dans la législation de l’UE. Le fait que rien n’indique clairement à qui sont adressées les recommandations, qu’aucune idée précise de la manière d’utiliser la politique de l’UE pour éliminer les entraves au marché recensées ne soit présentée et qu’aucun délai ne soit fixé diminue encore leur impact, auquel nuit également l’absence de suivi dans les rapports de surveillance des marchés établis ultérieurement. Nous avons relevé des faiblesses de ce type dans les rapports de surveillance des marchés relatifs aux années 2019 et 2020.

La surveillance des gestionnaires de réseau de transport par l’ACER n’a pas entraîné de progrès substantiels dans l’interconnexion des infrastructures électriques

86 La surveillance est le principal outil dont l’ACER dispose pour encourager une intégration plus poussée des réseaux électriques, bien qu’elle n’ait pas pour conséquence, à elle seule, d’amener les États membres à appliquer de manière cohérente les lignes directrices et les codes de réseau. Nous avons examiné trois aspects qui revêtent une importance primordiale pour augmenter la capacité du réseau (voir explication aux points 43 à 46):

• une révision régulière de la configuration des zones de dépôt des offres;
• le suivi des investissements dans les interconnexions;
• l’établissement régulier de rapports sur la disponibilité des capacités de transport transfrontalier.

87 Les investissements dans l’accroissement de la capacité de transport transfrontalier, mais aussi la configuration appropriée des zones de dépôt des offres, conduisent à l’optimisation durable de la capacité disponible pour les échanges transfrontaliers, toutes échéances confondues. Le développement des échanges transfrontaliers et l’intégration des énergies renouvelables dans le marché intérieur en dépendent. Si la capacité d’échange entre zones disponible varie au sein de l’UE, les acteurs du marché risquent de ne pas avoir accès aux possibilités d’échange sur un pied d’égalité. En particulier, les GRT peuvent réduire structurellement la capacité d’échange entre zones disponible afin de remédier à une congestion du réseau survenant, au sein d’une zone, en raison de la configuration inappropriée des zones de dépôt des offres.

88 L’ACER a contrôlé la configuration des zones de dépôt des offres et a fourni des éléments attestant que l’actuelle n’était pas appropriée. Toutefois, en raison de pouvoirs décisionnels insuffisants (la décision finale doit être prise par les États membres, sur la base de l’analyse réalisée par le REGRT-E), de faiblesses méthodologiques, du manque de clarté des dispositions de la ligne directrice CACM et de l’insuffisance des éléments probants (à cause d’un manque de données), ce contrôle n’a débouché ni sur la reconfiguration de zones de dépôt des offres ni sur la présentation, par l’ACER, d’une demande de révision⁵⁹ (voir annexe V).

89 Tous les deux ans, l’ACER publie un avis dans lequel elle assure le suivi des investissements dans la capacité de transport transfrontalier prévus dans les plans décennaux de développement du réseau élaborés par le REGRT-E. Malgré ce suivi, nous avons constaté qu’en 2019, la mise en œuvre d’environ la moitié des projets d’investissement présentant des incidences transfrontalières accusait des retards⁶⁰.

90 Un autre élément que l’ACER contrôle régulièrement depuis son premier rapport de surveillance des marchés, en 2012, est la capacité de transport entre zones rendue disponible par les GRT. Ceux-ci sont légalement tenus de mettre la capacité maximale des interconnexions et des réseaux de transport ayant une incidence sur les flux transfrontaliers à la disposition du marché. La surveillance de l’ACER a certes permis de repérer que les GRT avaient mal calculé la capacité de transport entre zones, mais pas d’empêcher une réduction injustifiée de cette capacité (voir point 44).

91 Face aux faiblesses du cadre mises en évidence par l’ACER, le législateur de l’UE a fixé, dans le nouveau règlement «Électricité» (celui de 2019), un objectif contraignant concernant la marge de capacité d’interconnexion minimale disponible pour les échanges (70 % de la capacité installée dans chaque État membre, au plus tard en 2025⁶¹).

92 La manière de remplir l’obligation de 70 % n’étant pas claire, l’ACER a pris un certain nombre de mesures de portée limitée pour coordonner le calcul harmonisé de la marge par les GRT et les ARN⁶². Bien que l’ACER ne soit pas légalement tenue d’en effectuer la surveillance⁶³ et que le REGRT-E n’ait pas été d’accord sur les calculs:

• l’ACER a publié une recommandation à l’intention des ARN et des GRT, afin de définir plus clairement l’objectif à atteindre⁶⁴;
• la recommandation n’ayant pas force contraignante, certains GRT et un nombre limité d’ARN s’y sont opposés et ont décidé d’adopter une autre approche. L’ACER a également publié deux rapports de surveillance de l’objectif de 70 % en 2021. Elle n’a pas constaté d’améliorations visibles des capacités d’échange entre zones.

Les faiblesses de la surveillance exercée par la Commission mettent en péril le respect de la réglementation applicable aux échanges transfrontaliers

93 Les rapports de l’ACER ont joué un rôle essentiel dans la surveillance de la mise en œuvre, assurée par la Commission. L’ACER n’est pas légalement tenue de détecter et de signaler les cas de non-respect des règles de l’UE applicables aux échanges transfrontaliers. En décembre 2021, elle s’est dotée d’un cadre de contrôle de la conformité, afin de coordonner les mesures de mise en application prises par les ARN à l’égard des entités agissant au niveau de l’UE (telles que le REGRT-E) et les obligations des GRT ayant des incidences transfrontalières. La Commission était donc confrontée à une surveillance lacunaire, puisqu’il ne suffisait pas de se reposer sur l’ACER pour vérifier si les États membres respectaient les lignes directrices/codes de réseau et le règlement «Électricité». Il n’existait ni accord de coopération ni feuille de route qui définisse clairement les rôles en matière de surveillance et permette d’éviter les doubles emplois entre l’ACER et la Commission. Dans ses analyses d’impact relatives aux lignes directrices en matière de réseau, la Commission mentionnait seulement l’ACER et le REGRT-E. Elle ne précisait pas quel était son propre rôle dans le cadre de surveillance.

94 La Commission a régulièrement assisté, en qualité d’observateur, aux réunions des organes directeurs et des groupes de travail de l’ACER, de même qu’aux réunions des parties prenantes concernées, mais, fin 2021, elle n’avait pas elle-même établi de rapports sur le respect des règles ou sur les contrôles de conformité.

95 Dans ses rapports annuels d’activités de la période 2016‑2020, la DG ENER a assuré le suivi d’un très petit nombre d’indicateurs d’intégration du marché (la convergence des prix et l’objectif d’interconnexion), sans valeur cible en matière de convergence des prix. L’ACER a surveillé un autre indicateur de convergence des prix. Qui plus est, le nouveau plan stratégique de la DG ENER, qui couvre la période 2020‑2024, ne prévoit plus le suivi de ce type d’indicateurs.

96 La Commission et l’ACER n’ont pas surveillé la manière dont les États membres ont établi des sanctions appropriées et comparables dans leur droit national, ni celle dont les ARN ont mis en application les lignes directrices/codes de réseau et les autres actes législatifs de l’UE. L’ancien règlement «Électricité» (2009) n’obligeait pas les États membres à sanctionner le non-respect des lignes directrices/codes de réseau. La directive 2009/72/CE concernant l’électricité prévoit que des sanctions soient imposées en cas de non-respect de ses dispositions ou des décisions juridiquement contraignantes applicables de l’ACER ou de l’autorité de régulation, ou que celle-ci propose qu’une juridiction compétente inflige de telles sanctions⁶⁵. Le règlement «Électricité» (refonte) de 2019 fixe des règles précises concernant l’obligation des États membres de déterminer le régime des sanctions applicables en cas de violation des codes de réseau adoptés conformément à son article 59 et des lignes directrices adoptées conformément à son article 61.

97 L’absence de séparation claire entre les rôles de la Commission et de l’ACER en matière de surveillance risque de rendre inefficiente celle du respect de la réglementation de l’UE relative à l’énergie. Cela pourrait compromettre la convergence des pratiques des ARN concernant la surveillance et la mise en application des règles du marché européen de l’électricité et avoir pour conséquence de ralentir l’intégration des marchés régionaux.

Dix ans plus tard, la surveillance des marchés est toujours incomplète

98 Pour une concurrence ouverte et loyale sur les marchés de gros de l’énergie dans l’UE, il est primordial que les prix reflètent l’offre et la demande, et qu’ils ne soient pas faussés par des opérations d’initiés ni par d’autres formes de manipulation du marché. De telles distorsions ébranleraient la confiance des acteurs du marché dans l’intégrité de ce dernier et amèneraient certains d’entre eux à l’abandonner totalement, au détriment de la concurrence sur le marché. Cela entraînerait une augmentation des prix et se solderait par des factures d’électricité plus élevées pour les ménages et pour les entreprises. Les marchés devraient donc être dotés, dès leur conception, de règles qui permettent de dissuader et de détecter les comportements abusifs⁶⁶.

99 Le règlement REMIT a créé un cadre pour la surveillance des marchés de gros de l’énergie, afin de détecter et d’empêcher les manipulations de marché. Le règlement d’exécution (UE) n° 1348/2014 de la Commission concernant la déclaration de données en application du règlement REMIT a défini plus précisément les obligations de déclarer les transactions ainsi que les données fondamentales. Nous avons utilisé les exigences du règlement comme critères d’audit pour cette section, afin d’évaluer la manière dont était mise en œuvre la surveillance des marchés de gros de l’électricité.

100 Les acteurs du marché sont tenus de déclarer à l’ACER toutes les transactions effectuées sur le marché de gros de l’énergie au niveau de l’UE. L’ACER analyse ces informations afin de détecter des cas potentiels d’abus de marché; si nécessaire, elle alerte les ARN, qui sont chargées de faire respecter les règles et d’imposer des sanctions, et se coordonne avec elles. Pour garantir que les ARN remplissent de manière coordonnée et uniforme leurs tâches au titre du règlement REMIT, l’ACER publie des orientations – toutefois non contraignantes – sur l’application du règlement.

101 Il appartient aux États membres de veiller à ce que les ARN disposent des pouvoirs nécessaires pour imposer des sanctions efficaces, dissuasives et proportionnées à tout acteur du marché qui enfreint les dispositions du règlement⁶⁷. La Commission doit s’assurer qu’en ce qui concerne les sanctions, l’ensemble des États membres légifèrent de manière cohérente, afin que les acteurs du marché ne procèdent pas à des arbitrages réglementaires.

La surveillance des marchés n’est devenue effective que six ans après l’approbation du règlement REMIT et a été suspendue à la suite de dysfonctionnements du système informatique

102 Nous avons constaté que 2017 a été la première année complète en ce qui concerne la déclaration des transactions. Au deuxième semestre 2017, l’ACER a commencé à utiliser régulièrement son logiciel de surveillance pour examiner automatiquement les données transmises. La figure 7 représente l’historique de la surveillance en application du règlement REMIT.

103 Deux ans et demi seulement après le début de l’activité de surveillance du marché, le composant du système d’information lié à REMIT (ARIS) qui permet d’incorporer les transactions déclarées dans la base de données ARIS est tombé en panne, en raison d’un manque chronique d’investissements et de l’augmentation du nombre de transactions notifiées. À cause de ses défaillances répétées, les données nécessaires à la surveillance des marchés ont été indisponibles de juillet 2020 à mars 2021. Durant cette période, presque aucune surveillance efficace des marchés n’a eu lieu, et des cas potentiels d’abus de marché sont peut-être passés inaperçus. La surveillance des marchés a progressivement repris au milieu de 2021, mais l’arriéré de la période allant de juillet à décembre 2020 a été évalué par des méthodes statistiques, c’est-à-dire au moyen d’une forme d’évaluation simplifiée utilisée pour les alertes à faible degré de priorité. Or les résultats de l’analyse statistique ne suffisent pas pour demander aux ARN d’ouvrir des enquêtes.

La collecte des données n’est pas exhaustive, ne couvre pas les principaux domaines à risque et n’apporte qu’une faible valeur ajoutée sur le plan de la transparence du marché

104 Le règlement REMIT fait obligation aux acteurs du marché de déclarer à l’ACER toutes les transactions effectuées sur le marché de gros de l’énergie, et de publier les informations privilégiées ainsi que les données fondamentales qu’ils détiennent, dans un souci de transparence. Il oblige aussi l’ACER à partager les informations qu’elle recueille, à certaines conditions. Nous avons examiné si la collecte de données et d’informations liées aux transactions réalisées sur le marché était complète et si les exigences en matière de transparence étaient bien respectées. Nous avons également vérifié si l’ACER remplissait son obligation de diffuser les données collectées et si elle communiquait, à des fins de recherche, les données recueillies qui ne présentent pas de caractère commercialement sensible, une telle démarche étant de nature à favoriser la transparence.

105 D’après des chiffres communiqués par la DG ENER⁶⁸ et obtenus auprès de fournisseurs de données de premier plan, 68 % des volumes d’électricité négociés en 2019, et 74 % en 2020, l’ont été de gré à gré (les échanges de gré à gré bilatéraux ont contribué aux volumes négociés à hauteur de 44 % en 2019 et de 46 % en 2020). Ainsi, la majeure partie de l’électricité achetée en gros l’est sur les marchés les moins transparents et est donc davantage exposée aux manipulations. Nous avons constaté que l’ACER ne confronte pas systématiquement les données relatives aux volumes d’électricité échangés annuellement sur des bourses de l’électricité ou de gré à gré collectées au titre de REMIT avec celles communiquées par la DG ENER, et qu’elle n’est dès lors pas à même de déterminer si toutes les transactions de gré à gré sont enregistrées dans le système informatique lié à REMIT ni de prendre des mesures pour remédier aux incohérences, le cas échéant.

106 La qualité des données transmises à l’ACER relatives aux échanges réalisés en dehors des bourses de l’électricité pose de multiples problèmes⁶⁹. Les acteurs du marché sont tenus de communiquer ces données, mais pas de respecter les orientations en matière de déclaration publiées par l’Agence, qui ne sont pas contraignantes. L’ACER ne peut donc pas garantir que les données fournies sont complètes ou de qualité suffisante, ce qui l’empêche de les traiter entièrement. Le fait que la plus grande part du marché de gros de l’électricité ne fasse pas l’objet d’une surveillance complète sape l’efficacité de REMIT.

107 La déclaration des transactions associées à des contrats pour des services d’équilibrage n’est obligatoire que sur demande de l’ACER⁷⁰. Celle-ci n’a encore jamais réclamé d’informations de ce type⁷¹. Or des manipulations se produisent également sur le marché d’équilibrage. Dans trois cas, l’ARN britannique a appliqué des sanctions dont le montant total a atteint 50 millions de livres sterling, soit 99,3 % de l’ensemble des sanctions définitives liées à des infractions à la réglementation sur le marché de gros de l’électricité imposées à ce jour (voir annexe VII). Les données n’étant pas collectées, pas d’évaluation, et la surveillance des marchés exercée par l’ACER est donc incomplète.

108 L’ACER ne peut pas surveiller les nouveaux modes de transaction apparus ces dernières années. Le cadre juridique REMIT n’a pas été actualisé depuis son adoption. Par conséquent, les exigences légales liées aux données à déclarer ne sont plus appropriées, ce qui empêche une surveillance complète.

109 Le règlement REMIT fait obligation⁷² aux acteurs du marché de publier les informations privilégiées⁷³ ainsi que les données fondamentales⁷⁴ qu’ils détiennent, dans un souci de transparence. Le règlement d’exécution précise⁷⁵ que l’acteur du marché peut publier les informations privilégiées soit sur son site internet, qui doit comporter des flux internet pour permettre à l’Agence de collecter ces données de manière efficace, soit sur une plateforme d’informations privilégiées gérée par un tiers.

110 L’ACER est tenue d’évaluer constamment le fonctionnement et la transparence des différentes catégories de places de marché et des différents modes de transaction, et d’en rendre compte dans son rapport annuel sur ses activités au titre du règlement REMIT⁷⁶. Ce rapport a toutefois cessé d’être publié en 2017 (le dernier portait sur les travaux effectués en 2016), dès que la surveillance en vertu de REMIT est devenue effective.

111 Au lieu de le faire dans son rapport annuel, l’ACER a publié des informations sur le fonctionnement et la transparence des différentes catégories de places de marché et des différents modes de transaction dans ses rapports trimestriels relatifs à REMIT. Cependant, les informations fournies sont moins détaillées: par exemple, elles ne couvrent pas les volumes des échanges ni la question du respect, par les producteurs et les GRT, des obligations en matière de déclaration. Les rapports trimestriels relatifs à REMIT ne contiennent pas non plus de recommandations, contrairement à la pratique adoptée dans les rapports annuels sur les activités au titre du règlement REMIT publiés les années précédentes. L’ACER a en outre publié, en 2018, une lettre ouverte⁷⁷ rendant compte des résultats de son analyse des activités de publication des acteurs du marché. Elle a conclu qu’une plus grande transparence s’avérait nécessaire quant à la divulgation d’informations privilégiées.

112 Dans ses orientations de 2019 relatives à l’application du règlement REMIT, l’ACER a par anticipation recommandé le recours aux plateformes d’informations privilégiées en tant que solution la plus efficace pour accroître la transparence⁷⁸. Depuis 2020, elle tient un registre des plateformes d’informations privilégiées qui satisfont aux exigences minimales de qualité pour la divulgation effective des informations privilégiées⁷⁹. La liste des plateformes d’informations privilégiées approuvées par l’ACER est publiée sur son site internet. Cependant, les orientations de l’ACER liées à REMIT ne sont pas juridiquement contraignantes⁸⁰. Les acteurs du marché peuvent donc toujours opter pour la solution moins efficace qui consiste à publier les informations privilégiées sur leur propre site internet d’entreprise.

113 L’ACER doit partager les informations qu’elle collecte avec les ARN et les autres autorités compétentes, telles que les autorités financières nationales, les autorités nationales de la concurrence et l’Autorité européenne des marchés financiers (AEMF)⁸¹, à condition que celles-ci respectent certaines exigences de sécurité applicables aux transferts de données⁸². Actuellement, elle communique les données recueillies aux dix ARN⁸³ qui répondent à ses exigences en matière de connexions sécurisées. Des travaux visant à la mise en place de connexions sécurisées avec cinq autres ARN sont en cours⁸⁴. Le partage d’informations avec d’autres institutions est limité et n’a lieu qu’au coup par coup. Il n’existe notamment pas d’échanges systématiques d’informations avec la DG COMP⁸⁵, bien que des violations du règlement REMIT puissent également constituer des infractions au droit de la concurrence, comme c’est le cas de la rétention de capacités. Seules deux autorités chargées de la réglementation financière se sont déclarées intéressées par les données collectées en application du règlement REMIT. Ce manque d’intérêt pour l’utilisation des données empêche les autorités compétentes de tirer parti des informations disponibles.

114 L’ACER est tenue de rendre disponible, à des fins scientifiques, sa base de données non sensibles du point de vue commercial et peut décider de la publier dans le but d’améliorer la transparence des marchés⁸⁶. Toutefois, faute de ressources suffisantes, l’ACER⁸⁷ n’a pas encore publié de données et n’en a que très peu partagé. La publication et le partage des données auraient pour effet d’accroître la transparence du marché de gros de l’électricité, car ils permettraient aux tiers intéressés de réaliser des analyses du marché qui pourraient compléter les propres travaux de surveillance de l’ACER.

115 Nous avons également remarqué qu’en raison de problèmes tenant à la qualité des données, l’ACER n’était généralement pas en mesure d’extraire de sa base de données commerciales les informations utiles à l’établissement de ses rapports de surveillance des marchés de l’électricité (par exemple les volumes d’électricité négociés sur des places de marché organisées, ceux négociés de gré à gré, ou les volumes négociés par segment de marché). L’ACER n’exploite pas les informations déjà en sa possession, mais paie des fournisseurs de données externes pour les lui fournir de nouveau. Cela signifie qu’en dehors de la détection des manipulations de marché, les données recueillies ne sont actuellement guère utiles à l’ACER elle-même, à la DG ENER ou à des tiers. D’après l’ACER, les redevances REMIT (voir point 139) devraient lui fournir les ressources nécessaires pour promouvoir le recours aux données collectées en application du règlement REMIT et, ainsi, accroître leur valeur⁸⁸.

La surveillance des marchés exercée par l’ACER n’est pas exhaustive

116 Nous avons voulu déterminer si les contrôles opérés sur les transactions déclarées et destinés à détecter les cas de manipulation de marché étaient exhaustifs, ce qui est indispensable à une surveillance efficace. Au moyen d’un logiciel de surveillance expert (SMARTS) et avec l’aide d’équipes spécialisées, l’ACER applique un processus en deux étapes (d’abord, un contrôle automatique et ensuite, une évaluation et une analyse initiales réalisées manuellement; voir figure 8) pour surveiller les échanges commerciaux de produits énergétiques de gros afin de détecter et d’empêcher les manipulations de marché ainsi que les opérations d’initiés⁸⁹.

117 D’après les enquêtes sur les activités de surveillance des ARN, réalisées annuellement depuis 2016, le rôle de l’ACER est important parce que les ARN ne peuvent couvrir qu’une petite partie du marché de l’électricité et qu’elles comptent donc sur l’Agence pour surveiller le reste.

118 L’ACER a élaboré des alertes en se fondant sur des pratiques à risque connues, susceptibles de dénoter des actes répréhensibles. En 2017, elle a publié une première liste de 20 pratiques dont, selon elle, la détection est nécessaire à une surveillance efficace⁹⁰. Cette liste a été actualisée pour la première fois en 2021, sur la base de consultations avec des experts. La version actuelle de la liste de l’ACER fournit des informations détaillées sur 29 pratiques suspectes de ce type, relatives aux marchés en continu. Elle décrit également 15 pratiques du même type pour les marchés d’enchères.

119 D’après l’évaluation des risques établie par l’ACER, les pratiques détectées sont censées être celles qui ont le plus grand impact et celles qui sont le plus souvent utilisées. Nous avons constaté que les alertes prévues pour détecter les manipulations couvrent moins de la moitié des pratiques suspectes présentant un risque moyen ou élevé et figurant dans la liste de l’ACER. Cela signifie que des améliorations sont encore nécessaires pour que la surveillance de l’ACER puisse être considérée comme suffisamment efficace.

120 Seuls 5,5 % des effectifs totaux de l’Agence, qui s’élevaient à 108 agents en 2021 (voir tableau 4), participent à cette tâche cruciale pour la réalisation du mandat de l’ACER. Une équipe stable, mais disposant d’un personnel insuffisant (six analystes depuis 2017, et cinq en 2019, dont deux chefs d’équipe) était chargée de traiter les transactions, de plus en plus nombreuses. Le nombre d’alertes présentant un risque élevé traitées manuellement par les analystes s’en trouve considérablement accru (voir tableau 2), ce qui risque de nuire à la qualité et à l’exhaustivité de la surveillance.

121 Étant donné les contraintes en matière de ressources humaines, l’ACER a dû fixer des priorités: seule une partie des alertes déclenchées ont été évaluées manuellement⁹¹. L’amélioration des alertes existantes et l’élaboration d’alertes supplémentaires (voir point 118) ont été nettement ralenties, au détriment de l’étendue de la surveillance des marchés⁹² et, en fin de compte, de l’efficacité de REMIT. Le nombre d’infractions potentielles au règlement REMIT constatées grâce à la surveillance exercée par l’ACER est actuellement faible (seuls 20 des 431 cas recensés au cours de la période 2017‑2021 ont été détectés par l’Agence; voir annexe VIII), et l’apport de l’ACER est donc limité⁹³.

L’ACER n’est pas habilitée à faire appliquer les règles de manière cohérente au niveau national afin d’empêcher les abus de marché

122 Nous avons examiné si l’ACER dispose des outils appropriés pour veiller à la bonne application du règlement REMIT au niveau national, si elle est en mesure d’assurer la coordination des ARN et de leur apporter un soutien dans leurs enquêtes, et quel est l’impact de la surveillance qu’elle exerce, du point de vue des sanctions imposées en cas d’abus de marché.

123 Le cadre juridique actuel ne confère pas à l’ACER le pouvoir de mener des enquêtes ou de faire appliquer les règles sur les abus de marché. Cela entre dans les attributions des ARN, dans les limites prévues par leurs cadres juridiques nationaux respectifs⁹⁴. L’ACER informe les ARN des comportements suspects qu’elle détecte. Celles-ci décident alors, sur la base de leur propre évaluation, d’ouvrir ou non une enquête. Elles fournissent un retour d’information à l’ACER sur les cas qu’elles décident de ne pas examiner.

124 Si nécessaire, l’ACER peut officiellement demander aux ARN d’ouvrir des enquêtes⁹⁵; cependant, elle ne dispose d’aucun moyen de les obliger à satisfaire à ces demandes, qui ne sont donc pas un outil pleinement efficace. Durant la période couverte par l’audit, l’ACER n’a jamais fait usage de ce pouvoir.

125 Le rôle de l’ACER consiste à faire en sorte que les ARN effectuent leurs tâches dans le cadre du règlement REMIT de manière coordonnée et uniforme⁹⁶. À cet effet, elle est chargée d’établir des orientations, qui ne sont toutefois pas contraignantes⁹⁷. Nous avons constaté que l’ACER publie et actualise régulièrement ses orientations sur l’application du règlement REMIT, qui en sont actuellement à leur sixième édition. Elle publie également des notes d’orientation qui fournissent des informations détaillées sur certains types de pratiques abusives⁹⁸. Les documents d’orientation technique sont présentés à des représentants des ARN et mis en débat avec eux lors de réunions régulières du comité permanent chargé de la surveillance des marchés.

126 Ce sont les législateurs nationaux qui établissent les sanctions. Le règlement REMIT ne fait qu’édicter certains principes généraux; il oblige les États membres à notifier les dispositions en matière de sanctions et leurs éventuelles modifications à la Commission⁹⁹. Nous avons constaté que la DG ENER n’a pas pris de mesures pour garantir l’uniformité des sanctions dans l’ensemble des États membres. Par conséquent, les amendes peuvent varier de quelques milliers à plusieurs dizaines de millions d’euros (voir annexe VII).

127 Étant donné la souplesse des conditions d’application illustrée ci-dessus et les importantes différences entre les sanctions appliquées d’un État membre à l’autre, nous pensons qu’il existe un risque que les acteurs du marché exploitent les lacunes ou, pis encore, que les États membres se fassent concurrence pour leur proposer l’environnement le plus permissif du point de vue des sanctions et de la mise en application. Cela nuirait à l’intégrité du marché.

128 La part des opérations transfrontalières dans le nombre total de transactions déclarées par les acteurs du marché est passée de 51,5 % en 2017 à 69 % en 2021. Le nombre de cas présumés d’abus de marché transfrontalier s’inscrit lui aussi en hausse, passant de 20 cas en 2017 (24 % de l’ensemble des nouveaux cas) à 51 cas en 2021 (47 % de l’ensemble des nouveaux cas). Le nombre de cas transfrontaliers en souffrance a également augmenté (voir tableau 3).

129 De nombreuses ARN ne sont pas en mesure d’analyser des marchés complexes ou de tenir compte des aspects multinationaux¹⁰⁰. En raison de divergences entre les priorités nationales, des cas transfrontaliers ayant des incidences sur le développement du marché intérieur de l’UE sont parfois rétrogradés dans la liste des priorités.

130 L’ACER ne peut pas apporter son soutien, bien qu’elle dispose d’une vue d’ensemble des échanges transfrontaliers, ce qui, en théorie, constitue un avantage appréciable. D’après elle¹⁰¹, cette incapacité s’explique par un manque de ressources. Concrètement, la coordination se limite à l’organisation de réunions ad hoc (deux fois par an au maximum) et de débats lors des réunions du comité permanent chargé de la surveillance des marchés (six fois par an). L’ACER peut créer et coordonner des groupes d’enquête pour donner suite aux infractions comportant des incidences transfrontalières. Elle a cependant cessé de participer aux activités des équipes d’enquête transfrontalière, faute de ressources suffisantes¹⁰².

131 L’activité de l’ACER n’a eu qu’un faible impact sur la détection des abus de marché sur le marché de gros de l’électricité et sur l’application de sanctions. À deux exceptions près¹⁰³, les amendes infligées jusqu’à présent pour manipulation du marché étaient liées soit à des abus dans des secteurs sur lesquels l’ACER n’exerce pas de surveillance (voir point 107), soit à des infractions antérieures au quatrième trimestre 2017, c’est-à-dire à la date où l’ACER a entrepris son activité de surveillance du marché (voir point 102 et annexe VII).

L’ACER a régulièrement fait état d’un budget insuffisant pour assurer la surveillance du marché, mais n’a pas bien réparti les ressources dont elle disposait

132 En vertu du cadre juridique, l’ACER devrait être convenablement dotée de ressources pour accomplir ses missions¹⁰⁴. Nous avons voulu déterminer si la Commission lui avait fourni des ressources appropriées et si l’ACER elle-même les avait bien réparties de façon à pouvoir remplir son mandat.

133 Dans ses documents de programmation relatifs à la période 2016‑2021, l’ACER a régulièrement déclaré craindre de ne pas disposer de suffisamment de personnel ou de ressources, ce qui pouvait mettre en péril son aptitude à s’acquitter de son mandat. Bien qu’il ait été établi que des pénuries de ressources humaines et financières menaçaient la plupart des activités, la Commission et l’ACER ne les ont considérées comme un risque critique que pour les activités menées en application du règlement REMIT. D’après l’ACER, c’est en raison du manque de ressources humaines et financières que de nombreuses activités prévues dans ce règlement ont été rétrogradées dans la liste des priorités et que le système ARIS est tombé en panne en 2020 (voir point 103).

134 Une étude indépendante¹⁰⁵ commandée par le Parlement européen a fait apparaître un écart persistant entre les demandes de budget de l’ACER et le montant accordé par la Commission. D’après cette étude, l’écart s’explique par une sous-estimation des besoins en ressources lorsque de nouvelles responsabilités ont été conférées à l’ACER (par exemple dans le cadre de REMIT) et par des divergences entre celle-ci et l’autorité budgétaire en ce qui concerne l’interprétation du mandat confié à l’Agence.

135 Dans ses avis sur les projets de documents de programmation de l’ACER pour les années 2017 à 2021, la Commission a recommandé à l’Agence, pour faire face aux contraintes budgétaires, de se centrer sur les tâches qui lui sont légalement prescrites, en réduisant le nombre d’agents réalisant des activités de soutien et en renforçant les effectifs affectés à ses activités de première ligne.

136 Nous avons cependant constaté qu’entre 2016 et 2021, la taille du département chargé des services administratifs avait augmenté de 47 %, alors que l’ACER avait externalisé un grand nombre d’activités horizontales¹⁰⁶ et que ce département employait la majeure partie du personnel intérimaire recruté par l’Agence. Pendant cette même période, les effectifs de l’ACER ont globalement augmenté de 17 % et la taille des deux départements chargés de REMIT, c’est-à-dire ceux qui ont le plus besoin de ressources, de 14 % seulement (voir tableau 4).

137 Nous avons également observé qu’en décembre 2021, le nombre d’emplois (en équivalent temps plein (ETP)) affectés à l’équipe chargée de la mise en œuvre de la stratégie et de la communication au sein du cabinet du directeur (six ETP et deux intérimaires) était plus élevé que celui alloué à l’équipe chargée de la surveillance des marchés (six ETP et deux stagiaires). L’ACER reconnaît que cette dernière équipe est en sous-effectif (voir point 120). La répartition des emplois à l’ACER est contraire aux dispositions de l’article 41, paragraphe 5, du règlement (UE) 2019/942, selon lesquelles l’affectation de ressources à des activités de communication ne doit pas mettre en péril les activités relevant du cœur de métier de l’Agence.

138 L’ACER a prévenu à plusieurs reprises que les ressources allouées au système informatique lié à REMIT étaient insuffisantes. Nous avons constaté qu’au fil des ans, le sous-financement a engendré des problèmes dans plusieurs domaines (par exemple des logiciels et une infrastructure inadaptés et obsolètes, un soutien aux utilisateurs insuffisant et un manque de services de stockage de données à long terme).

139 En 2021, l’ACER est parvenue à mettre en œuvre une décision de la Commission¹⁰⁷ sur la perception de redevances destinées à financer les activités menées en application du règlement REMIT (les «redevances REMIT»). Elle s’est ainsi procuré une source de recettes supplémentaire de 8,8 millions d’euros. Ce supplément de recettes, partiellement contrebalancé par une réduction de 2,5 millions d’euros de la contribution du budget de l’UE à celui de l’ACER, a permis à cette dernière de porter à 6,2 millions d’euros les crédits budgétaires de 2021 pour les dépenses opérationnelles relatives au système informatique lié à REMIT, soit un renforcement de 88 % par rapport au budget définitif de 2020. Cependant, les reports liés aux dépenses opérationnelles concernant ce système informatique en 2021 ont été quatre fois plus élevés qu’en 2020 (4,0 millions d’euros en 2021 contre 1,1 million d’euros en 2020). En résumé, bien que le taux d’exécution des engagements relatifs au projet REMIT ait atteint 97,58 %, la majeure partie du flux de trésorerie généré par les redevances REMIT la première année n’a pas été utilisée au cours de l’exercice.

140 En 2020, l’ACER a invoqué le manque de fonds comme motif du report des investissements dans le système informatique lié à REMIT¹⁰⁸. Elle a en outre différé l’exécution de son budget 2021 en arguant de l’incertitude pesant sur la perception effective des redevances REMIT, ce qui a eu pour conséquence de retarder le lancement de plusieurs projets opérationnels jusqu’après le 30 avril 2021, c’est-à-dire la date fixée pour le premier règlement des redevances REMIT de 2021¹⁰⁹. Pourtant, deux tiers des redevances REMIT avaient été perçues avant la fin avril 2021, et les domaines dans lesquels le système informatique lié à REMIT appelait des améliorations étaient connus depuis des années. Une meilleure planification et une action plus rapide auraient été nécessaires.

Les outils de l’ACER favorisant la convergence, ainsi que sa structure de gouvernance, ne contribuent pas à l’efficacité et à l’obligation de rendre compte

141 D’après le règlement instituant l’ACER, la principale mission de l’Agence consiste à coordonner les travaux des ARN afin de parvenir à une mise en œuvre convergente des règles en matière d’échanges transfrontaliers pour les marchés de l’électricité. Dans cette section, nous évaluons les compétences de l’ACER par rapport au cadre juridique et à des éléments de référence de l’UE tels que les compétences dévolues à la Commission et à certaines agences de l’UE similaires à l’ACER. Celle-ci devrait disposer des pouvoirs nécessaires pour remplir ses fonctions réglementaires de façon efficace, transparente, motivée et surtout indépendante¹¹⁰. Nous avons également évalué la structure de gouvernance de l’ACER à la lumière des recommandations de l’OCDE consistant à s’assurer que les décisions des agences réglementaires sont prises de manière objective, impartiale et cohérente, sans conflit d’intérêts ni préjugé ou abus de position dominante¹¹¹. L’OCDE recommande en outre que les agents publics et les organismes publics veillent à la transparence lorsqu’il s’agit de résoudre ou de gérer une situation de conflit d’intérêts¹¹².

142 Les institutions, organes et organismes de l’UE doivent œuvrer dans le plus grand respect possible du principe d’ouverture afin d’assurer la participation de la société civile et, ainsi, de promouvoir une bonne gouvernance¹¹³. L’ACER est juridiquement tenue de communiquer de façon transparente avec le public et avec toute partie intéressée au sujet de ses travaux¹¹⁴. Nous avons également évalué la transparence en ligne de l’ACER par rapport à des éléments de référence de l’UE tels que les outils de la Commission et de certaines agences de l’UE similaires à l’ACER.

Les outils de l’ACER qui favorisent la convergence ne permettent pas de coordonner totalement l’action des autorités de régulation nationales

143 La faculté de l’ACER d’accéder à des données confidentielles est l’une des questions récurrentes auxquelles l’Agence a été confrontée dans le cadre de ses activités de surveillance (voir par exemple points 81 et 82). La refonte du règlement qui l’institue lui a conféré le pouvoir d’adopter des décisions contraignantes afin de demander des informations aux ARN, aux GRT, au REGRT-E et aux NEMO (article 3). Cependant, l’ACER n’est pas habilitée à prendre des sanctions en cas de non-respect de ces décisions, contrairement à la Commission, qui peut en infliger lorsque les États membres ne lui fournissent pas d’informations satisfaisantes¹¹⁵.

144 L’ACER a le pouvoir – dont elle a usé – d’adopter des avis et des recommandations à l’intention d’acteurs clés tels que le REGRT-E et les ARN. Le règlement l’instituant ne l’oblige pas, de façon générale, à assurer le suivi de ces avis et recommandations. Leurs destinataires (par exemple les ARN, la Commission, le REGRT-E) ne sont pas tenus de lui rendre compte de leur respect de ses avis/recommandations ou, s’ils ne s’y conforment pas, d’en expliquer les raisons. Le règlement instituant l’AEMF impose par contre une approche de ce type («appliquer ou expliquer») pour les recommandations émises par cette Autorité¹¹⁶.

145 De même, le règlement instituant l’ACER n’oblige pas celle-ci à contrôler le respect de ses décisions contraignantes (par exemple celles qui concernent l’adoption de TCM). Elle n’a pas le pouvoir de les faire exécuter. Quant à la Commission, elle n’a jamais utilisé ses pouvoirs d’exécution en ce qui concerne les TCM.

146 Qui plus est, le règlement instituant l’ACER ne lui permet pas de posséder certains outils favorisant la convergence en matière de surveillance mis à la disposition d’autres agences de l’UE (comme l’Autorité bancaire européenne ou l’AEMF): par exemple, des examens par les pairs des ARN ou la possibilité d’ouvrir d’office des enquêtes sur les violations du droit de l’Union. De telles prérogatives pourraient favoriser la mise en œuvre des avis et des productions réglementaires de l’ACER ainsi que l’efficacité de la coordination, par les ARN, des pratiques de surveillance ou permettre de mieux mettre les travaux du REGRT-E en adéquation avec les intérêts de l’UE.

147 Les GRT tirent des revenus de congestion substantiels des échanges transfrontaliers sur les marchés journaliers (voir point 18). Les ARN doivent vérifier si, comme le prévoit le règlement «Électricité», ils investissent ces revenus dans des capacités d’interconnexion. L’ACER ne dispose pas d’un mandat spécifique pour examiner l’utilisation des revenus de congestion par les GRT ni pour coordonner les pratiques de surveillance des ARN dans ce domaine.

La structure de gouvernance de l’ACER nuit à son efficacité et à son indépendance

148 Pour les principales productions réglementaires de l’ACER (par exemple ses décisions sur l’adoption de TCM, ainsi que la plupart de ses bonnes pratiques, ses recommandations et ses avis), son directeur est tenu d’obtenir un avis favorable du conseil des régulateurs, qui se compose d’un représentant d’ARN par État membre. Ce conseil approuve également la nomination du directeur de l’ACER, qui lui soumet les projets de productions réglementaires, pour approbation. Il est tenu d’agir dans le seul intérêt de l’UE prise dans son ensemble, mais le règlement instituant l’ACER ne comporte aucune garantie législative pour empêcher les représentants des différentes ARN de participer à la prise de décisions du conseil qui iraient à l’encontre de certaines décisions de leur ARN ou seraient contraires à des intérêts nationaux (lorsque les ARN les défendent conformément à leur statut juridique). En effet, l’évaluation des avantages nets sur le plan du bien-être provenant des interventions de l’ACER peut être différente selon qu’ils sont appréciés au niveau national ou de l’UE. À titre de comparaison, certaines garanties sont inscrites dans le règlement instituant l’AEMF, tel qu’il a été révisé en 2019¹¹⁷.

149 Au cours de l’audit, nous avons également relevé des faiblesses dans la mise en œuvre des règles internes de l’ACER¹¹⁸ relatives à la gestion et à la publication des déclarations d’intérêts des membres du conseil des régulateurs et du conseil d’administration. Une plus grande transparence dans les processus décisionnels des conseils et des groupes de travail de l’ACER faciliterait le contrôle public des conflits d’intérêts (par exemple la publication des résultats des votes et des procès-verbaux; voir annexe IX).

150 Les avis du conseil des régulateurs étant rendus à la majorité des deux tiers, la Commission a fait part de sa préoccupation quant au fait qu’une petite minorité pourrait opposer son veto aux propositions du directeur de l’ACER – et, ainsi, faire échouer ou retarder des initiatives réglementaires – et quant à l’existence de problèmes récurrents concernant aussi bien l’indépendance des ARN à l’égard des gouvernements que l’adéquation de leurs ressources (une exigence de la directive «Électricité»)¹¹⁹. Toutefois, aucune mesure d’atténuation n’a été intégrée dans la refonte du règlement instituant l’ACER. Lors d’un débat au conseil des régulateurs, en 2021, des inquiétudes ont été exprimées au sujet de l’indépendance des ARN et de la délimitation des responsabilités respectives de ces autorités et des gouvernements nationaux¹²⁰. À cela s’ajoute qu’à l’ACER, l’expertise externe dépend dans une large mesure de la participation des experts des ARN aux groupes de travail et aux task forces. Ces experts peuvent eux aussi être confrontés aux conflits d’intérêts évoqués ci-dessus. Ils ne sont toutefois pas tenus de signer de déclaration en la matière.

151 Bien que des ressources considérables soient allouées à la mise en œuvre de la stratégie et à la communication, le principal outil de communication de l’ACER – son site internet – n’est pas géré efficacement. Par exemple, les documents essentiels ne sont pas facilement accessibles, voire ne sont pas publiés du tout. Ce site internet ne possède pas la transparence nécessaire à un outil de bonne gouvernance. Dans certains cas, il n’est même pas conforme aux exigences réglementaires (voir annexe IX).

Conclusions et recommandations

152 Le projet ambitieux et complexe consistant à réaliser le marché intérieur de l’électricité a été compromis par le choix des outils réglementaires par la Commission, qui a abouti à l’architecture juridique complexe des règles en matière d’échanges transfrontaliers et a provoqué des retards. Il a également pâti de faiblesses dans le cadre de gouvernance de l’UE. L’approche réglementaire de la Commission, de même que l’approche de celle-ci et de l’Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) en matière de surveillance, n’a pas suffisamment contribué à améliorer le fonctionnement du marché de l’électricité de l’UE. Par ailleurs, la surveillance des marchés à des fins de détection et de prévention des abus et des manipulations de marché a été incomplète.

153 L’intégration des marchés de l’électricité moyennant le couplage de tous les marchés nationaux correspondants exigé par les lignes directrices de l’UE relatives au réseau a progressé lentement au cours de la période 2015‑2021. Les progrès ont été inégaux selon les échéances (segments) du marché. L’intégration elle-même n’était pas achevée à la fin de 2021, soit sept ans après le délai initial, alors même que des projets de couplage essentiels avaient volontairement été lancés dès avant l’adoption des lignes directrices. Aucune de ces dernières n’a été intégralement mise en œuvre. Certains avantages économiques liés à une plus grande convergence des prix, elle-même déclenchée par le développement des échanges transfrontaliers, n’ont pas encore été obtenus. Un autre élément a également nui à l’efficacité de l’intégration des marchés de l’électricité, à savoir le fait que la capacité disponible des interconnexions entre zones n’a pas augmenté (voir points 37 à 46).

154 Les lignes directrices et codes de réseau adoptés par la Commission au cours de la période 2015‑2017 ont constitué une étape clé dans la réalisation des objectifs du législateur de l’UE consistant à promouvoir la concurrence transfrontalière en matière de production d’électricité et à lever les obstacles réglementaires aux échanges transfrontaliers. Cependant, l’approche réglementaire retenue par la Commission, c’est-à-dire le choix de faire adopter des modalités, des conditions et des méthodologies (Terms, conditions and methodologies, TCM) par les autorités de régulation nationales (ARN) et l’ACER, a été source d’une complexité excessive et de retards dans la mise en œuvre de la plupart de ces règles.

155 Bien que l’ACER ait approuvé dans les délais impartis les TCM dont elle était responsable, la mise en œuvre des lignes directrices/codes a accusé des retards imputables, en particulier, au nombre élevé de TCM, à des lenteurs pour parvenir à un accord des ARN et des gestionnaires de réseau de transport (GRT) à leur sujet, et à l’inefficience des processus d’approbation établis dans les lignes directrices en matière de réseau (voir points 50 à 56). Dans son analyse d’impact, la Commission n’a pas suffisamment étudié les incidences de l’organisation et de la gouvernance du marché mises en place. En particulier, elle n’a pas assez examiné les aspects clés liés au fait de déléguer les travaux de réglementation aux ARN et à l’ACER. Elle aurait dû aussi s’intéresser davantage à la cohérence de l’organisation du marché, par exemple aux implications des méthodes de fixation des prix dans les situations de crise caractérisées par des perturbations sur les marchés des matières premières et dans le contexte de la montée en puissance des énergies renouvelables (voir points 57 à 61).

Recommandation n° 1 – Rationaliser la mise en œuvre du cadre réglementaire

La Commission devrait:

1. lors de l’élaboration de lignes directrices et de codes de réseau, évaluer systématiquement le coût et les avantages d’en prévoir la mise en œuvre moyennant l’adoption de TCM, compte tenu, en particulier, de la charge administrative que celles-ci pourraient faire peser sur l’ACER, les ARN et les autres parties concernées;
2. réexaminer les règles de l’UE régissant la formation des prix de gros de l’électricité, eu égard à la crise énergétique en cours et à la place croissante des énergies renouvelables;
3. fixer des règles qui encouragent la flexibilité de la demande.

Quand? À partir de 2023 pour les recommandations n^os 1 a) et 1 b), et d’ici 2025 pour la recommandation n° 1 c).

156 En raison du choix fait par la Commission d’appliquer les règles du marché au moyen de lignes directrices relatives au réseau et de TCM, même renforcées par la pression du groupe des parties prenantes, les États membres possèdent davantage de liberté d’action dans la mise en œuvre que ne leur en laisserait une réglementation directement applicable. Il était dès lors nécessaire que les entités compétentes de l’UE (la Commission et l’ACER) jouent un rôle de premier plan en matière de surveillance, de manière à s’assurer que la mise en œuvre progresse de manière homogène dans l’ensemble des États membres.

157 L’ACER et la Commission partagent la responsabilité de coordonner l’application uniforme des lignes directrices/codes de réseau par les ARN. L’ACER a surveillé l’adoption des TCM, signalé les retards et, d’une manière générale, approuvé dans les délais impartis les TCM relevant de sa compétence (voir point 54). Toutefois, faute d’une stratégie claire concernant la surveillance et de ressources suffisantes, elle n’a pas régulièrement fait le bilan de la mise en œuvre des exigences des lignes directrices en matière de réseau ainsi que des TCM, ni n’en a rendu compte à la Commission et aux ARN (voir points 68 à 78). Le manque de données a compliqué sa surveillance des effets des règles du marché, qui n’a pas débouché sur des recommandations solides à l’intention des ARN. L’ACER n’a pas proposé, au moyen d’avis adressés à la Commission et au Parlement, des mesures susceptibles de favoriser l’intégration du marché (voir points 80 à 85).

158 La Commission et l’ACER ne disposaient pas d’un cadre commun pour la surveillance des lignes directrices/codes de réseau (voir points 93 à 97). La surveillance exercée par l’ACER n’a pas contribué à l’adoption, par les ARN, de mesures de mise en application coordonnées. À cause, entre autres, de dispositions peu claires dans les lignes directrices en matière de réseau, ou de données de mauvaise qualité, voire manquantes (par exemple plateforme pour la transparence), cette surveillance n’a pas permis de progresser dans des domaines clés de la mise en œuvre, en l’occurrence la révision des zones de dépôt des offres et la maximisation des capacités d’interconnexion (points 86 à 92). De ce fait, l’ACER n’a pas réalisé son potentiel pour ce qui est de favoriser la mise en application convergente et en temps utile des lignes directrices par les ARN et, en fin de compte, l’intégration des marchés de l’électricité de l’UE.

Recommandation n° 2 – Améliorer le cadre de surveillance relatif aux lignes directrices en matière de réseau

1. La Commission et l’ACER devraient clarifier leur stratégie relative à la surveillance de la mise en œuvre et des effets des lignes directrices/codes de réseau, et la faire appliquer de manière cohérente dans le temps et dans l’ensemble des États membres.
2. Avec le soutien de l’ACER, la Commission devrait examiner les faiblesses de la plateforme pour la transparence et du cadre de l’UE en matière de données sur l’énergie et adopter si nécessaire des mesures législatives correctives.

Quand? En 2023 pour la recommandation n° 2 a) et d’ici 2025 pour la recommandation n° 2 b).

159 La surveillance, par l’ACER, de l’intégrité des marchés de gros de l’électricité (REMIT) comporte des lacunes (voir points 117 à 121). La collecte des données n’a pas été exhaustive et n’a pas couvert les principaux domaines à risque (voir points 105 à 108), tandis que le système informatique lié à REMIT a pâti d’un manque d’investissements (voir point 103). En outre, les règles sur les abus de marché ont été appliquées de manière incohérente à cause d’approches nationales divergentes et parce que les pouvoirs et les ressources dévolus à l’ACER sont limités. Les ARN jouent un rôle déterminant dans les aspects les plus cruciaux du processus de mise en application (voir points 123 à 127), et l’ACER n’est pas en mesure d’apporter une valeur ajoutée en coordonnant les enquêtes transfrontalières, qui sont de plus en plus fréquentes (voir points 128 à 130). La surveillance exercée par l’ACER n’a pas abouti à un grand nombre de sanctions (voir point 131).

160 Jusqu’à présent, l’accent a surtout été mis sur la collecte de données de bonne qualité. Tout en constituant un aspect essentiel de REMIT, celle-ci est toutefois secondaire par rapport à l’objectif premier du règlement, qui est de garantir que le marché fasse effectivement l’objet d’une surveillance (voir point 100) et que les données ainsi recueillies soient utilisées pour renforcer la transparence du marché (voir points 113 à 115).

161 Les raisons présentées ci-dessus expliquent que, dix ans après son entrée en vigueur et malgré les progrès accomplis, le règlement REMIT n’ait pas encore tenu toutes ses promesses pour ce qui est d’empêcher les abus de marché et de promouvoir la transparence sur le marché de gros de l’électricité. Le marché de l’électricité de l’UE reste donc exposé à un risque de distorsions provoquées par des manipulations de marché, au détriment des consommateurs finals (voir points 102 à 140).

Recommandation n° 3 – Améliorer la surveillance exercée par l’ACER en ce qui concerne l’intégrité des marchés de gros

Afin d’améliorer la surveillance des marchés et d’empêcher des distorsions potentielles de ces derniers, l’ACER devrait mettre pleinement en œuvre le règlement REMIT, par exemple en veillant à l’exhaustivité des données recueillies dans le cadre de la surveillance des marchés au titre de REMIT, en améliorant la couverture des comportements abusifs qu’elle surveille et en créant des groupes d’enquête, ce qui favoriserait la coopération transfrontalière en matière d’enquêtes.

Quand? D’ici 2025.

162 Au cours de la période 2016‑2021, l’ACER a signalé à plusieurs reprises que ses ressources étaient insuffisantes et que cela mettait en péril l’accomplissement de son mandat. Elle a effectivement pâti de l’insuffisance structurelle de son budget (voir points 133 et 134), mais nous avons également relevé des éléments probants tendant à indiquer qu’elle-même a mal réparti ses ressources humaines et financières, aggravant ainsi ces problèmes (voir points 135 à 140).

163 En 2021, l’ACER est parvenue à mettre en place la perception des redevances REMIT, se procurant ainsi une nouvelle source de recettes de 8,8 millions d’euros. Toutefois, la majeure partie du flux de trésorerie généré par les redevances REMIT est restée inutilisée en 2021. À l’avenir, il sera crucial que l’ACER fasse le meilleur usage possible des substantielles ressources financières supplémentaires dont elle dispose pour remédier rapidement aux problèmes structurels.

Recommandation n° 4 – Accélérer l’utilisation des redevances REMIT pour remédier aux insuffisances de la surveillance des marchés assurée par l’ACER

L’ACER devrait utiliser plus rapidement les ressources financières supplémentaires qu’elle perçoit sous la forme de redevances REMIT pour remédier aux insuffisances des activités qu’elle mène en application du règlement (par exemple le système informatique obsolète et le manque d’effectifs). Elle devrait améliorer le suivi des besoins en personnel dans l’ensemble de ses départements en se fondant sur ses priorités établies.

Quand? D’ici fin 2023.

164 Malgré les initiatives de la Commission pour actualiser le règlement instituant l’ACER, celle-ci ne dispose toujours pas des pouvoirs et de la structure de gouvernance nécessaires pour favoriser une mise en œuvre uniforme des règles du marché de l’électricité de l’UE par les ARN, les GRT et les opérateurs désignés du marché de l’électricité (Nominated electricity market operators, NEMO) (voir points 143 à 150).

Recommandation n° 5 – Améliorer la gouvernance de l’ACER

La Commission devrait évaluer et proposer d’améliorer la gouvernance de l’ACER en renforçant son indépendance à l’égard des ARN et des intérêts nationaux, en augmentant ses pouvoirs d’exécution et en optimisant ses outils favorisant la convergence.

Quand? D’ici 2025.

165 Le principal outil de communication de l’ACER, à savoir son site internet, n’est pas géré efficacement. Des documents essentiels pour les parties prenantes et pour le grand public ne sont pas facilement accessibles, voire ne sont pas publiés du tout. Ce site internet ne possède pas la transparence nécessaire à un outil de communication. Dans certains cas, il n’est même pas conforme aux exigences réglementaires (voir point 151).

Recommandation n° 6 – Améliorer la transparence et l’obligation de rendre compte de l’ACER

L’ACER devrait renforcer la transparence et l’obligation de rendre compte concernant ses travaux en facilitant l’accès du public aux documents et aux données hébergés sur son site internet, en publiant l’ensemble de ses décisions et de ses données comme l’exige la législation et dans les délais prévus par celle-ci, et en mettant en place une politique de transparence clairement définie et fondée sur les bonnes pratiques.

Quand? D’ici 2024.

166 Les sanctions sont un moyen important de garantir le respect des exigences légales de l’UE. Pour garantir des conditions de concurrence équitables dans l’UE, il est essentiel que les sanctions soient uniformes dans l’ensemble des États membres.

167 Ni la Commission ni l’ACER n’ont surveillé la manière dont les États membres ont établi des sanctions appropriées et comparables dans leur droit national, pas plus que celle dont les ARN ont fait appliquer les lignes directrices/codes de réseau et les autres actes législatifs de l’UE. Le règlement REMIT ne fait qu’édicter certains principes généraux; ce sont les législateurs nationaux qui établissent les sanctions. Nous avons constaté que la Commission n’avait pris, ni pour les lignes directrices et codes de réseau ni pour REMIT, de mesures visant à garantir l’uniformité des sanctions dans l’ensemble des États membres (voir points 96 et 126).

Recommandation n° 7 – Apprécier dans quelle mesure un cadre permettant une application cohérente des sanctions est nécessaire

Pour favoriser le respect de la réglementation de l’UE et empêcher des arbitrages réglementaires, la Commission devrait:

1. examiner si les sanctions en cas d’infraction à la réglementation de l’UE donnent lieu à l’adoption de dispositions législatives et à une application uniforme dans tous les États membres;
2. si nécessaire, élaborer un cadre fixant des exigences communes minimales en matière de sanctions.

Quand? En 2023.

Le présent rapport a été adopté par la Chambre IV, présidée par Mihails Kozlovs, Membre de la Cour des comptes, à Luxembourg en sa réunion du 13 décembre 2022.

Annexes

Annexe I – Les marchés de gros de l’électricité

L’électricité est un produit de base particulier. Compte tenu de plusieurs de ses caractéristiques, quatre types de marché de gros de l’électricité sont nécessaires:

• une fois produite, l’électricité ne peut pas être stockée de manière économique. En outre, certaines centrales ne peuvent ajuster que lentement la puissance qu’elles produisent, car leur mise en service prend plusieurs heures, ce qui peut provoquer de fortes flambées des prix qui sont ensuite répercutées sur les consommateurs. Il est dès lors nécessaire de disposer de marchés journaliers sur lesquels la production est planifiée et négociée un jour à l’avance;
• les énergies renouvelables occupant une place croissante, la capacité de production peut varier rapidement. Par exemple, la puissance produite par les installations éoliennes ou solaires est imprévisible et ne peut être connue qu’en temps quasi réel. De plus, l’électricité produite ne pouvant pas être stockée, toute indisponibilité d’une infrastructure entraîne une baisse immédiate de l’approvisionnement. Il est donc nécessaire de disposer de marchés sur lesquels la demande planifiée peut être ajustée à bref délai: les marchés infrajournaliers;
• pour prévenir le risque de pannes, il convient de toujours faire correspondre l’offre et la demande sur le réseau. Il est donc nécessaire de disposer de marchés sur lesquels les gestionnaires de réseau de transport peuvent se procurer, peu de temps avant le délai de livraison physique, l’énergie nécessaire pour maintenir l’équilibre du réseau: les marchés d’équilibrage;
• étant donné la volatilité des prix au comptant induite par l’impossibilité de stocker l’électricité, il importe que les distributeurs et les producteurs puissent couvrir leurs risques sur les marchés à terme (c’est-à-dire plusieurs années, plusieurs mois ou plusieurs semaines avant la date de livraison).

Étant donné que des limites de sécurité en matière de capacité doivent être respectées lors de l’exploitation des réseaux, les gestionnaires de réseau de transport allouent la capacité d’interconnexion aux échanges donnant lieu à des livraisons entre zones de dépôt des offres. Ces zones sont des portions de réseau que la congestion structurelle ne devrait pas toucher. Selon le type de marché de gros, différentes méthodes d’allocation sont utilisées. Sur les marchés journaliers, les gestionnaires de réseau de transport vendent la capacité de transport de manière implicite, au moyen d’un algorithme qui apparie l’offre et la demande et alloue la capacité d’échange entre zones. Sur le marché à terme, les droits de transport sont négociés séparément de l’électricité. Les gestionnaires de réseau de transport peuvent également entreprendre des actions correctives (par exemple le redispatching et les échanges de contrepartie) en cas de congestion non programmée du réseau.

Annexe II – Principales évolutions du couplage des bourses de l’électricité

Couplage volontaire des marchés

• 1996‑2000: couplage des bourses norvégienne et suédoise de l’électricité au comptant, formant Nord Pool (échéances journalière et infrajournalière et échéance du marché de l’équilibrage); la Finlande et le Danemark rejoignent Nord Pool;
• 2006: couplage des marchés belge, français et néerlandais (couplage trilatéral des marchés, ou «TMC»);
• 2010: entrée de l’Allemagne et du Luxembourg dans le couplage TMC (formant ainsi la région d’Europe continentale occidentale, ou «CWE»);
• 2012: couplage de la Tchéquie, de la Hongrie et de la Slovaquie;
• 2013: entrée de l’Autriche dans la région CWE;
• 2014: couplage de la région CWE, du Royaume-Uni, de Nord Pool, de l’Estonie, de la Lettonie et de la Lituanie; couplage de l’Espagne et du Portugal avec la région CWE; couplage de la Hongrie avec la Roumanie (formant la région «4M MC»);
• 2015: couplage de l’Italie avec la France, l’Autriche et la Slovénie (formation de la région «MRC», qui rassemble 19 États membres);
• 2015: mise en œuvre du couplage des marchés fondé sur les flux dans la région CWE.

Actions obligatoires (à la suite de l’adoption des lignes directrices relatives aux marchés/des TCM)

• 2018: couplage des marchés infrajournaliers de 15 États membres (région CWE et d’autres États membres continentaux);
• 2019: entrée de sept autres États membres dans le couplage infrajournalier;
• 2020: couplage journalier de l’Italie et de la Grèce;
• 2021: couplage journalier de la Grèce et de la Bulgarie; projet de couplage provisoire journalier entre les régions 4M MC et MRC; couplage journalier de la Roumanie et de la Bulgarie; couplage infrajournalier de l’Italie avec les 22 autres États membres couplés.

Annexe III – Vue d’ensemble des principales exigences contenues dans les lignes directrices en matière de réseau

Annexe IV – Organigramme de l’ACER

Annexe V – Vue d’ensemble de la surveillance des zones de dépôt des offres assurée par l’ACER

Les zones de dépôt des offres sont des zones géographiques à l’intérieur desquelles les acteurs du marché peuvent procéder à des échanges d’électricité sans être obligés d’acquérir de la capacité de transport pour permettre leurs transactions. La ligne directrice CACM dispose que l’allocation de la capacité aux acteurs du marché doit reposer sur la libre tarification de la congestion aux frontières entre les zones de dépôt des offres. Une configuration appropriée des zones de dépôt des offres peut permettre d’accroître la capacité de transport disponible pour les échanges et, en fin de compte, de stimuler les échanges ainsi que la concurrence au niveau transfrontalier. Les zones de dépôt des offres peuvent être modifiées par scission, par fusion ou par adaptation de leurs frontières.

En vertu de la ligne directrice CACM, l’ACER est tenue:

• d’évaluer, tous les trois ans, les incidences de la configuration des zones de dépôt des offres sur l’efficacité du marché («rapport sur le marché»), en se fondant sur un rapport technique du REGRT-E;
• de lancer une révision de la configuration existante des zones de dépôt des offres par les GRT concernés, s’il apparaît que le marché n’est pas totalement efficace.

La ligne directrice CACM ne fixe pas la configuration des zones de dépôt des offres, mais elle autorise l’ACER, les ARN, les GRT et les États membres d’une région de calcul de la capacité à demander aux GRT concernés d’entreprendre une révision de cette configuration. Sur la base de cette révision, les GRT présenteront une proposition conjointe sur laquelle statueront les États membres concernés.

L’ACER a établi deux rapports sur le marché (en 2018 et en 2021), comme l’exige la ligne directrice CACM. Elle a en outre dirigé un projet pilote conjoint avec le REGRT-E, concernant l’évaluation et la révision des zones de dépôt des offres (le projet a été lancé en 2012, c’est-à-dire avant l’adoption de la ligne directrice CACM, et a été achevé en 2018).

Bien que, pendant trois ans (de 2015 à 2017), des éléments attestant des points faibles aient été fournis conformément à la ligne directrice, l’évaluation globale présentée par l’ACER en 2018 n’a débouché sur aucune conclusion quant à la nécessité de modifier l’une ou l’autre zones de dépôt des offres. L’Agence n’y a pas donné suite en lançant une révision en 2018, mais a formulé des recommandations générales visant à ce que l’examen soit poursuivi.

Nous avons trouvé deux types de causes expliquant l’absence de conclusions claires:

• l’ACER a allégué l’insuffisance des données et des informations, y compris celle des éléments probants fournis par le REGRT-E;
• l’évaluation de l’ACER reposait sur le rapport d’examen établi en 2018 par le REGRT-E, qui ne couvrait que certaines régions de l’UE (comme l’avait demandé l’ACER dans le cadre du projet pilote) et non sur le rapport technique du REGRT-E (communiqué en octobre 2018, soit trois mois après le délai légal), en raison du retard pris par ce dernier pour établir ce rapport. /li>

En outre, le cadre juridique comporte des lacunes qui n’ont pas contribué à la clarté des arguments et des conclusions de l’ACER. La ligne directrice ne définit pas la notion de «zone de dépôt des offres» et ne fixe pas de critères spécifiques pour l’évaluation des différentes zones par l’ACER. Il est difficile de déterminer si les incidences de la configuration sur l’efficacité du marché ont fait l’objet d’une analyse complète dans le rapport sur le marché: l’ACER n’a pas tenu compte de certains critères tels que la liquidité du marché ou la puissance sur celui-ci, pourtant mentionnés dans la ligne directrice CACM (article 33).

En 2021, l’ACER a effectué une deuxième évaluation des zones de dépôt des offres, qui a couvert la période 2018‑2020. Cette évaluation n’a pas été efficiente et n’a pas permis de tirer des conclusions. Elle a fait en partie double emploi avec la révision en cours des zones de dépôt des offres lancée en 2020 en application du règlement «Électricité» (article 14). En outre, l’ACER a réitéré la conclusion selon laquelle les configurations de zones de dépôt des offres ne tenaient jusqu’alors pas compte des congestions structurelles sous-jacentes, mais au lieu de cela, suivaient le plus souvent les frontières nationales. Le rapport a montré que l’efficacité du marché était faible dans plusieurs régions. Cependant, une fois encore, le deuxième rapport n’a préconisé aucune modification de la configuration, mais seulement des études plus approfondies.

L’ACER n’est pas légalement tenue de fournir une évaluation ex post des révisions des zones de dépôt des offres. Toutefois, le rapport sur le marché qu’elle a publié en 2018 de même que le rapport de surveillance de la mise en œuvre des lignes directrices CACM et FCA (2019) présentaient des propositions inspirées des enseignements tirés du projet pilote, concernant les modifications à apporter par la Commission au processus de révision des zones de dépôt des offres. Les propositions de l’ACER ont été suivies d’effets: le nouveau règlement «Électricité» (article 14) exige le lancement d’un processus de révision en en précisant davantage les caractéristiques (par exemple étapes et délais plus clairement indiqués, approbation par l’ACER de la méthodologie, etc.). Cependant, aucun élément ne permet de savoir exactement dans quelle mesure les procédures et les critères relatifs au processus de révision décrit dans la ligne directrice CACM restent applicables, que ce soit pour cette révision repensée ou pour celles qui seront effectuées dans un avenir proche. La ligne directrice CACM n’a pas été modifiée pour tenir compte des nouvelles exigences formulées dans le règlement «Électricité».

La nouvelle révision (requise en application de l’article 14 du règlement «Électricité» (refonte)) a été fortement retardée (de plus d’un an) en raison des demandes complémentaires d’informations que l’ACER a adressées afin de pouvoir prendre une décision au sujet des nouvelles configurations à envisager lors de la révision des zones de dépôt des offres à laquelle les GRT doivent procéder prochainement.

Annexe VI – Participation des autorités de régulation nationales aux réunions du groupe de travail sur l’électricité de l’ACER (2019‑2021)

Annexe VII – Décisions de mise en application de REMIT prises par les autorités de régulation nationales – Marché de gros de l’électricité (situation au 4 juin 2022)

Annexe VIII – Nombre total de nouveaux cas d’infractions potentielles au règlement REMIT, par autorité nationale de régulation et par année

Annexe IX – Le site internet de l’ACER: un outil essentiel pour la transparence géré de manière inefficace

En comparaison du site internet de la Commission ou de ceux d’autres agences de l’UE, le site web de l’ACER ne répond pas aux attentes, par exemple:

• il n’est pas convivial. Par rapport à ceux de la Commission ou de l’AEMF, l’outil de recherche sur l’ensemble du site est imprécis et ne donne souvent aucun résultat lorsque l’on recherche un document en particulier. Aucune option de filtrage n’étant disponible, les utilisateurs externes ne peuvent pas rechercher et extraire de lots de documents au moyen de critères spécifiques. L’outil de filtrage censé permettre aux utilisateurs externes de faire des recherches dans certaines notifications des ARN relatives aux TCM ne fonctionne pas¹²²;
• les TCM ne sont pas toutes mises à la disposition du public sur le site internet de l’ACER, et rien n’indique quelles versions sont en vigueur et lesquelles ont été remplacées;
• le site internet ne donne pas d’informations sur la manière de se faire communiquer par l’ACER les documents qui ne sont pas directement accessibles;
• l’ACER ne publie pas de documents sur les activités de ses groupes de travail, task forces ou groupes d’experts (par exemple procès-verbaux ou ordres du jour de réunions, listes des participants, plans d’action, éléments livrables ou rapports). Les règles internes de l’ACER exigent que la transparence soit assurée en ce qui concerne les réunions avec des organisations et des personnes agissant en qualité d’indépendants¹²³;
• les procès-verbaux des réunions du conseil des régulateurs ne précisent pas quelles ARN ont voté contre certaines décisions ou certains avis, ni pourquoi;
• certains documents dont la publication est obligatoire en vertu de la législation ne sont pas publiés du tout¹²⁴. Tel est par exemple le cas des documents de référence destinés aux réunions du conseil d’administration ou du conseil des régulateurs¹²⁵. Qui plus est, certaines décisions du directeur ou du conseil d’administration n’étaient pas disponibles¹²⁶, et le conseil des régulateurs n’a pas publié de documents officiels en 2022¹²⁷;
• les données sur lesquelles repose chaque rapport de surveillance du marché, par exemple, sont liées à l’édition correspondante du rapport; la création d’une base de données unique dans laquelle il serait possible de faire des recherches avec des filtres et qui permettrait de générer des séries chronologiques aurait été préférable¹²⁸;
• l’ACER ne publie aucune information provenant de la base de données relative à REMIT (voir point 114), et certaines données étayant les rapports de surveillance du marché ne sont pas publiées¹²⁹ (sans qu’aucune justification ait été rendue publique).

Sigles, acronymes et abréviations

ACER: Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie

AEMF: Autorité européenne des marchés financiers

ARN: autorité de régulation nationale

CACM: ligne directrice relative à l’allocation de la capacité et à la gestion de la congestion (Capacity Allocation and Congestion Management)

DG COMP: direction générale de la concurrence de la Commission

DG ENER: direction générale de l’énergie de la Commission

GRD: gestionnaire de réseau de distribution

GRT: gestionnaire de réseau de transport

NEMO: opérateur désigné du marché de l’électricité (Nominated Electricity Market Operator)

OCDE: Organisation de coopération et de développement économiques

Règlement/Directive «Électricité»: règlement/directive sur l’électricité

REGRT-E: réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour l’électricité

REMIT: règlement concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie (Regulation on wholesale Energy Market Integrity and Transparency)

TCM: modalités, conditions et méthodologies (Terms, Conditions and Methodologies)

Glossaire

Bourse de l’électricité: marché virtuel où de l’électricité est négociée en gros conformément à des règles formelles.

Capacité de transport: quantité d’énergie qu’il est possible de transporter entre différentes zones de dépôt des offres, dans le réseau électrique.

Congestion du réseau: situation dans laquelle la quantité d’électricité fournie dépasse la capacité du réseau.

De gré à gré: échanges entre acteurs du marché, réalisés soit bilatéralement, soit par l’intermédiaire d’un courtier, en dehors de toute bourse de l’électricité.

Gestionnaire de réseau de transport: entreprise responsable d’un réseau national à haute tension.

Interconnexion: dans le réseau de transport, liaison physique entre deux zones de dépôt des offres ou entre deux pays.

Marché à terme: marché sur lequel de l’électricité et des droits de transport sont négociés plusieurs jours, plusieurs semaines ou plusieurs mois avant leur livraison.

Marché d’équilibrage: marché, géré par des gestionnaires de réseau de transport, où est négociée l’énergie nécessaire pour équilibrer en temps réel l’offre et la demande du réseau électrique.

Marché de gros de l’électricité: marché où l’électricité est négociée entre les entreprises de production et les entreprises de vente au détail, et sur lequel interviennent également des intermédiaires financiers, des négociants en énergie et de gros consommateurs.

Marché infrajournalier: marché sur lequel sont négociées l’électricité à fournir et la capacité de transport à allouer le jour même.

Marché journalier: marché sur lequel sont négociées l’électricité et la capacité de transport à livrer le lendemain.

Modalités, conditions et méthodologies: spécifications techniques qui complètent les lignes directrices et les codes de réseau, et qui sont nécessaires à leur mise en œuvre.

Zone de dépôt des offres: la plus grande zone géographique à l’intérieur de laquelle les acteurs du marché peuvent procéder à des échanges d’énergie sans qu’il leur soit nécessaire d’acquérir de la capacité de transport.

Réponses de la Commission

https://www.eca.europa.eu/fr/Pages/DocItem.aspx?did=63214

Réponses de l’ACER

https://www.eca.europa.eu/fr/Pages/DocItem.aspx?did=63214

Calendrier

https://www.eca.europa.eu/fr/Pages/DocItem.aspx?did=63214

Équipe d’audit

Les rapports spéciaux de la Cour présentent les résultats de ses audits relatifs aux politiques et programmes de l’Union ou à des questions de gestion concernant des domaines budgétaires spécifiques. La Cour sélectionne et conçoit ces activités d’audit de manière à maximiser leur impact en tenant compte des risques pour la performance ou la conformité, du niveau des recettes ou des dépenses concernées, des évolutions escomptées ainsi que de l’importance politique et de l’intérêt du public.

L’audit de la performance objet du présent rapport a été réalisé par la Chambre IV (Réglementation des marchés et économie concurrentielle), présidée par Mihails Kozlovs, Membre de la Cour. L’audit a été effectué sous la responsabilité de Mihails Kozlovs, Membre de la Cour, assisté de: Edite Dzalbe, cheffe de cabinet; Laura Graudina, attachée de cabinet; Valeria Rota et Juan Ignacio Gonzalez Bastero, managers principaux; Stefano Sturaro, chef de mission; Adrian Savin, chef de mission adjoint; Marc Hertgen et Satu Levelä-Ylinen, auditeurs. L’assistance linguistique a été fournie par Richard Moore et Laura Mcmillan. L’assistance en matière de données a été fournie par Zsolt Varga.

De gauche à droite: Adrian Savin, Stefano Sturaro, Laura Graudina, Mihails Kozlovs, Edite Dzalbe et Juan Ignacio Gonzalez Bastero.

Notes

¹ «Cadre stratégique de l’UE en matière énergétique» (2015), p. 3.

² Rapport de la Commission au Parlement européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions «Rapport 2020 sur l’état de l’union de l’énergie en vertu du règlement (UE) 2018/1999 sur la gouvernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climat», COM(2020) 950 final du 14 octobre 2020, p. 10.

³ Article 194 du TFUE.

⁴ Règlement (CE) n° 713/2009 du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 instituant une agence de coopération des régulateurs de l’énergie.

⁵ 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.

⁶ https://www.acer.europa.eu/

⁷ https://www.entsoe.eu/

⁸ COM(2021) 660 final du 13 octobre 2021 «Lutte contre la hausse des prix de l’énergie: une panoplie d’instruments d’action et de soutien».

⁹ COM(2022) 108 final du 8 mars 2022 «REPowerEU: Action européenne conjointe pour une énergie plus abordable, plus sûre et plus durable».

¹⁰ https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/fr/ip_22_3131

¹¹ Avis 04/2022 – REPowerEU.

¹² Cour des comptes européenne, rapport spécial 16/2015, points 113 et 115.

¹³ Règlement (UE) 2015/1222 de la Commission du 24 juillet 2015 établissant une ligne directrice relative à l’allocation de la capacité et à la gestion de la congestion.

¹⁴ Règlement (UE) 2016/1719 de la Commission du 26 septembre 2016 établissant une ligne directrice relative à l’allocation de capacité à terme.

¹⁵ Règlement (UE) 2017/2195 de la Commission du 23 novembre 2017 concernant une ligne directrice sur l’équilibrage du système électrique.

¹⁶ Conclusions adoptées par le Conseil européen le 4 février 2011.

¹⁷ Rapport de surveillance des marchés de l’ACER relatif à l’année 2013, point 288.

¹⁸ ACER’s final assessment of the EU Wholesale Electricity Market Design, avril 2022, p. 22.

¹⁹ Rapport de surveillance des marchés de l’ACER relatif à l’année 2020 – Marché de gros de l’électricité, p. 53.

²⁰ ACER’s Final Assessment of the EU Wholesale Electricity Market Design (2022), p. 37 et 44.

²¹ https://www.ceer.eu/documents/104 400/-/-/8fca26ef-8791-7da0-1fa2-e64 518b4ebf8

²² Article 16, paragraphe 3, et point 1.7 de l’annexe I de l’ancien règlement «Électricité»; article 16, paragraphe 4, du règlement «Électricité» en vigueur.

²³ Rapport de surveillance des marchés de l’ACER relatif à l’année 2016.

²⁴ https://eepublicdownloads.entsoe.eu/clean-documents/Publications/ENTSO-E general publications/ENTSO-E_PowerFacts_2019.pdf

²⁵ Conclusions du Conseil européen des 15 et 16 mars 2002 et des 23 et 24 octobre 2014.

²⁶ Considérant 74 du règlement «Électricité».

²⁷ Article 288 du TFUE.

²⁸ OCDE, «Recommandation du Conseil concernant la politique et la gouvernance réglementaires», 2012.

²⁹ https://www.acer.europa.eu/events-and-engagement/news/acer-provides-recommendation-reasoned-amendments-capacity-allocation-and congestion management regulation

³⁰ Voir, par exemple, article 9, paragraphe 11, de la ligne directrice relative à l’allocation de la capacité et à la gestion de la congestion.

³¹ La«boîte à outils pour une meilleure réglementation» de la Commission.

³² IRENA,Adapting market design to high shares of variable renewable energy, 2017, section 2.2.

³³ «REPowerEU: Action européenne conjointe pour une énergie plus abordable, plus sûre et plus durable», COM(2022) 108 final.

³⁴ https://op.europa.eu/fr/publication-detail/-/publication/be5268ba-3609-11ec-bd8e-01aa75ed71a1

³⁵ Rapport de surveillance des marchés de l’ACER relatif à l’année 2013, point 237.

³⁶ https://documents.acer.europa.eu/en/The_agency/Organisation/Documents/ Energy Prices_Final.pdf

³⁷ Investment perspectives in electricity markets, SWD(2015) 142.

³⁸ https://op.europa.eu/fr/publication-detail/-/publication/be5268ba-3609-11ec-bd8e-01aa75ed71a1

³⁹ OCDE, «Principes de bonnes pratiques de l’OCDE pour la politique de la réglementation – Contrôle et mise en œuvre de la réglementation», 2014.

⁴⁰ OCDE, «Recommandation du Conseil concernant la politique et la gouvernance réglementaires», 2012.

⁴¹ Article 5, paragraphe 1, point e), du règlement (UE) 2019/942 instituant l’ACER, et article 6, paragraphe 6, de l’ancien règlement instituant l’ACER (règlement (CE) n° 713/2009).

⁴² Article 14, paragraphe 2, du règlement (UE) 2019/942 instituant l’ACER et article 10, paragraphe 2, de l’ancien règlement instituant l’ACER (règlement (CE) n° 713/2009).

⁴³ Article 11 de l’ancien règlement «Électricité» et article 15 du règlement «Électricité» en vigueur.

⁴⁴ Article 17 du traité sur l’Union européenne.

⁴⁵ COM(2015) 80 final.

⁴⁶ Article 32 de la décision n° 8/2019 du conseil d’administration portant règlement financier de l’ACER.

⁴⁷ Des comités européens de parties prenantes ont été mis en place afin de renseigner et de consulter les parties prenantes au sujet des exigences inscrites dans les lignes directrices/codes de réseau relatifs à l’électricité au cours de la période de mise en œuvre. Depuis 2015, l’ACER et le REGRT-E ont organisé trois comités européens de parties prenantes consacrés chacun à un ensemble de codes (marché, exploitation du réseau, raccordement au réseau).

⁴⁸ https://ec.europa.eu/info/events/european-electricity-regulatory-forum-florence-forum_en#past-events

⁴⁹ https://www.entsoe.eu/network_codes/esc/#network-code-implementation-and-monitoring-group

⁵⁰ Le REGRT-E a publié des rapports annuels sur la mise en œuvre des lignes directrices CACM et FCA, intitulés Market report, de 2016 à 2021, et deux rapports relatifs à la ligne directrice sur l’équilibrage du système électrique, en 2020 et en 2022: https://www.entsoe.eu/network_codes/monitoring/

⁵¹ https://surveys.acer.europa.eu/eusurvey/runner/ACERnotification

⁵² Voir le rapport de l’ACER relatif à la mise en œuvre des lignes directrices CACM et FCA, point 123: faute de ressources suffisantes, l’ACER n’a pas été en mesure de suivre activement les discussions dans toutes les régions de calcul de la capacité.

⁵³ Rapport de surveillance des marchés relatif à l’année 2020 – Marché de gros de l’électricité, p. 15 (tableaux i et ii).

⁵⁴ https://www.eia.gov/

⁵⁵ Conformément au règlement (UE) n° 543/2013 de la Commission.

⁵⁶ A review of the ENTSO-E Transparency Platform - Output 1 (2017).

⁵⁷ ACER report on the result of monitoring the margin available for cross-zonal electricity trade in the EU in the second half of 2020.

⁵⁸ Article 11, paragraphe 3, de l’ancien règlement «Électricité» et article 15, paragraphe 3, durèglement «Électricité» en vigueur.

⁵⁹ Article 34, paragraphe 7, de la ligne directrice CACM.

⁶⁰ Voiravis n° 6/2019 de l’ACER.

⁶¹ Article 16 du règlement «Électricité» (refonte).

⁶² Recommandation n° 1/2019 de l’ACER sur la mise en œuvre de la marge minimale disponible pour les échanges entre zones; deux rapports de l’ACER sur les résultats de la surveillance de la marge disponible pour les échanges d’électricité entre zones dans l’UE (publiés en 2020 et en 2021).

⁶³ La seule obligation imposée aux GRT par les dispositions de l’article 15 du règlement «Électricité» (refonte) consiste à présenter à l’ACER les évaluations de la conformité et les plans de mise en conformité qu’ils établissent annuellement.

⁶⁴ Recommandation n° 1/2019 de l’ACER sur la mise en œuvre de la marge minimale disponible pour les échanges entre zones en vertu de l’article 16, paragraphe 8, du règlement (UE) 2019/943.

⁶⁵ Article 37, paragraphe 4, point d), de la directive 2009/72/CE.

⁶⁶ Considérants 1, 2 et 3 du règlement (UE) n° 1227/2011.

⁶⁷ Article 18 du règlement concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie.

⁶⁸ Rapport trimestriel sur les marchés de l’électricité dans l’Union – Quatrième trimestre 2020.

⁶⁹ REMIT Quarterly, 2^e trimestre 2022; présentation en vue du 6^e forum consacré à REMIT, diapositive n° 86.

⁷⁰ Article 4 du règlement d’exécution (UE) n° 1348/2014 de la Commission.

⁷¹ Lettres de non-intervention du 7 janvier 2015 (ACER-VZ-pp-2015-3), du 15 décembre 2016 (ACER-VZ-MG-mm-up-2016-662) et du 14 décembre 2017 (ACER-VZ-MG-tl-653). Depuis 2018, les «lettres de non-intervention» ont cessé d’être émises, mais la politique correspondante a été poursuivie moyennant un simple ajout au document de programmation. Tel a été le cas, par exemple, à la section 2.10 (p. 115) du document de programmation pour 2019, qui précise qu’en outre, l’Agence ne requerra pas la déclaration des contrats à déclarer à la demande de l’Agence en vertu de l’article 4, paragraphe 1, du règlement d’exécution (UE) n° 1348/2014 de la Commission en 2019.

⁷² Article 4 du règlement (UE) n° 1227/2011.

⁷³ Article 2, paragraphe 1, du règlement (UE) n° 1227/2011.

⁷⁴ C’est-à-dire les informations concernant la capacité et l’utilisation des installations de production, de stockage, de consommation ou de transport d’électricité, y compris l’indisponibilité prévue ou imprévue desdites installations.

⁷⁵ Article 10 du règlement d’exécution (UE) n° 1348/2014 de la Commission.

⁷⁶ Article 7, paragraphe 3, du règlement (UE) n° 1227/2011.

⁷⁷ Lettre ouverte sur la divulgation d’informations privilégiées et l’utilisation des plateformes d’informations privilégiées du 30 mai 2018, référence ACER-VZ-az-jws-tl-2018-266.

⁷⁸ ACER Guidance on the application of Regulation (EU) 1227/2011 of the European Parliament and of the Council of 25 October 2011 on wholesale energy market integrity and transparency 6th Edition, section 4.2.1.

⁷⁹ https://www.acer-remit.eu/portal/list-inside-platforms

⁸⁰ Article 16, paragraphe 1, du règlement (UE) n° 1227/2011.

⁸¹ Article 10 du règlement (UE) n° 1227/2011.

⁸² Article 12, paragraphe 1, du règlement (UE) n° 1227/2011.

⁸³ ARN d’Autriche, de France, de Slovénie, du Danemark, d’Allemagne, de Suède, des Pays-Bas, de Hongrie, de Finlande et de Belgique.

⁸⁴ ARN d’Italie, de Lituanie, de Roumanie, de Lettonie et de Tchéquie – Présentation de l’ACER du 4 mars 2021.

⁸⁵ Forum 2021 consacré à REMIT, session spéciale «REMIT data and technology» – REMIT data features – diapositive n° 3.

⁸⁶ Article 12, paragraphe 2, du règlement (UE) n° 1227/2011.

⁸⁷ ACER Programming Document 2020‑2022, p. 79.

⁸⁸ Forum 2021 consacré à REMIT, session spéciale «REMIT data and technology» – Information Management and Technology, diapositive n° 7.

⁸⁹ Rapport annuel 2016 sur les activités menées en application du règlement REMIT, p. 25.

⁹⁰ Rapport annuel d’activités consolidé relatif à 2017, p. 8.

⁹¹ Rapport annuel d’activités consolidé relatif à 2020, p. 34.

⁹² Rapport annuel d’activités consolidé relatif à 2020, p. 33.

⁹³ L’ACER a commencé à surveiller les marchés au dernier trimestre 2017.

⁹⁴ Article 13 du règlement (UE) n° 1227/2011.

⁹⁵ Article 16, paragraphe 4, du règlement (UE) n° 1227/2011.

⁹⁶ Article 16, paragraphe 1, du règlement (UE) n° 1227/2011.

⁹⁷ Article 16, paragraphe 4, du règlement (UE) n° 1227/2011.

⁹⁸ Note d’orientation n° 1/2017 sur les opérations fictives; note d’orientation n° 1/2018 sur l’accaparement de capacités de transport; note d’orientation n° 1/2019 sur l’empilage d’ordres (layering) et l’émission d’ordres trompeurs (spoofing).

⁹⁹ Article 18 du règlement (UE) n° 1227/2011.

¹⁰⁰ Un tiers des ARN ont fait état d’un manque de ressources (financement) contraire, selon elles, aux principes d’indépendance des ARN. Source: Conseil des régulateurs européens de l’énergie, rapport intitulé Monitoring NRA’s Independence, avril 2021, p. 7.

¹⁰¹ Rapport annuel d’activités consolidé relatif à 2020, p. 17.

¹⁰² Rapport annuel d’activités consolidé relatif à 2020, p. 33.

¹⁰³ Décisions prises par BNetzA (ARN d’Allemagne) le 30 septembre 2021 à l’encontre d’Energi Danmark A/S (Danemark), pour un montant de 200 000 euros, et d’Optimax Energy GmbH (Allemagne) pour un montant de 175 000 euros.

¹⁰⁴ Considérant 37 du règlement (UE) 2019/942 instituant l’ACER (refonte).

¹⁰⁵ Budget and staffing needs for the Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER), PE 658.177, novembre 2020.

¹⁰⁶ Depuis septembre 2010, l’ACER sous-traite le calcul des rémunérations et des droits du personnel à l’Office de gestion et de liquidation des droits individuels et, depuis septembre 2017, elle externalise la tenue de ses comptes à la DG Budget. Le soutien, la maintenance et le développement informatiques sont également confiés à des contractants externes (infrastructure et logiciel ARIS) et à la Commission (ABAC, ARES, SYSPER).

¹⁰⁷ Décision (UE) 2020/2152 de la Commission du 17 décembre 2020.

¹⁰⁸ Rapport annuel d’activités consolidé relatif à 2020.

¹⁰⁹ Rapport annuel d’activités consolidé relatif à 2021, p. 84.

¹¹⁰ Considérant 33 du règlement (UE) 2019/942 instituant l’ACER.

¹¹¹ OCDE, «Recommandation du Conseil concernant la politique et la gouvernance réglementaires», 2012.

¹¹² OCDE, «Recommandation du Conseil sur les lignes directrices pour la gestion des conflits d’intérêts dans le service public», 2003.

¹¹³ Article 15 du TFUE.

¹¹⁴ Article 14, paragraphe 2, du règlement (UE) 2019/942 instituant l’ACER (refonte).

¹¹⁵ Article 22 de l’ancien règlement «Électricité» et article 66 du règlement «Électricité» en vigueur.

¹¹⁶ Articles 14, 15 et 16 du règlement (UE) n° 1095/2010 instituant une Autorité européenne de surveillance (Autorité européenne des marchés financiers). Les règlements instituant l’Autorité bancaire européenne (ABE) et l’Autorité européenne des assurances et des pensions professionnelles (AEAPP) contiennent des dispositions similaires.

¹¹⁷ Par exemple, les ARN ne peuvent plus participer au vote sur les cas de «violation du droit de l’Union» qui les concernent (article 41 du règlement instituant l’AEMF).

¹¹⁸ Décision n° 02/2015 du conseil d’administration de l’ACER.

¹¹⁹ Voir également Commission Evaluation of the third energy package, SWD(2016) 412 final, section 7.1.1.

¹²⁰ https://documents.acer.europa.eu/Official_documents/BoR/Meeting_Docs/A21-BoR-98-02.pdf

¹²¹ La capacité de transport nette correspond à la quantité maximale d’électricité, calculée ex ante, qui peut être transférée dans une certaine direction via une interconnexion, compte tenu de la marge de fiabilité (c’est-à-dire d’un coefficient de sécurité).

¹²² https://surveys.acer.europa.eu/eusurvey/publication/ACERnotification

¹²³ Décision n° 2017-35 du directeur relative à la publication d’informations sur les réunions avec des organisations ou avec des personnes agissant en qualité d’indépendants.

¹²⁴ Article 14, paragraphe 4, du règlement (UE) 2019/942 instituant l’ACER et article 10, paragraphe 4, de l’ancien règlement instituant l’ACER (règlement (CE) n° 713/2009).

¹²⁵ Par exemple rapport 2020 de l’ACER sur l’utilisation des recettes tirées de la congestion.

¹²⁶ Par exemple, aucune décision officielle du directeur relative à la création du comité chargé de REMIT n’a été publiée.

¹²⁷ https://acer.europa.eu/the-agency/organisation-and-bodies/board-of-regulators/bor-official-documents

¹²⁸ Par exemple https://ec.europa.eu/energy/data-analysis/energy-union-indicators/scoreboard_fr

¹²⁹ Rapport de surveillance des marchés relatif à l’année 2020 – Marché de gros de l’électricité, p. 15 (données relatives aux tableaux i et ii).

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Figure de l’encadré 1: © Next Kraftwerke GmbH.

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