La deuxième session de négociations interinstitutionnelles sur la conception du marché de l’électricité (‘electricity market design’) a eu lieu jeudi 17 novembre en fin d’après-midi et a porté sur plusieurs points considérés moins polémiques dans les négociations, à savoir les contrats de gré à gré de type PPA (‘power purchase agreement’), les marchés intrajournalier et à terme, les aspects liés aux marchés de la consommation/vente au détail et le partage d’énergie ainsi que les dispositions en matière de flexibilité.
À ce stade, peu de ces points ont été bouclés, « non pas par désaccord » entre les colégislateurs, a expliqué une source parlementaire proche du dossier, mais parce que certains détails nécessitent davantage de discussions au niveau technique avant de revenir sur la table des négociations politiques entre les institutions en décembre. Selon une autre source, cette réunion de décembre pourrait être conclusive.
PPA
Au sujet des PPA, davantage de discussions politiques doivent encore avoir lieu. Toutefois, le Conseil de l’UE s’est penché sur la demande du Parlement européen consistant à mettre l'accent sur les PPA pour le soutien aux énergies renouvelables.
Marchés intrajournalier et à terme
Concernant les marchés intrajournalier (‘day ahead’) et à terme (y compris l’écrêtement des pointes), il a été décidé que la référence à une entité sélectionnée par les gestionnaires de réseau de transport (GRT) et les opérateurs de marché désignés pour gérer le couplage des marchés de l'électricité ‘ahead’ et intrajournalier sera supprimée, comme cela avait été proposé par le Parlement.
Les deux institutions partagent également la structure pour l'introduction par les États membres en 2026 d'une heure de fermeture des guichets interzonaux intrajournaliers plus proches du temps réel pour le marché de l'électricité, avec une dérogation possible à son application jusqu'au 1er janvier 2029 à la demande des GRT et avec l'autorisation des autorités de régulation nationales (ARN).
Pour la conception du marché à terme de l'Union, le Parlement envisageait que la Commission évalue l'impact des différents outils destinés à améliorer la capacité des acteurs du marché à couvrir les risques de prix et qu’un acte d'exécution pour détailler les mesures et outils spécifiques permette d'atteindre cet objectif. La Présidence du Conseil a décidé de faire preuve de flexibilité sur ce point alors que le Conseil envisageait la plateforme virtuelle (‘virtual hub’) comme le modèle à suivre.
Marchés de la consommation/du détail
Concernant le droit aux contrats de prix de l'électricité, un compromis pourrait être trouvé concernant le souhait du PE d’avoir une dérogation pour les fournisseurs d'électricité de l'obligation de proposer des contrats à prix fixe et une clause relative à la modification ou à la résiliation unilatérale des contrats d'électricité par les fournisseurs.
Il a également été décidé d’inclure des « stress tests », si nécessaire, pour les autorités nationales de régulation (ANR) pour s'assurer que les fournisseurs d’électricité aient mis en place des stratégies adéquates de couverture des risques.
Partage d’énergie
Concernant la dimension des projets de communautés énergétiques et de partage d’énergie, les positions sont encore divergentes entre les trois institutions, le Parlement voulant élargir la possibilité de partager l'énergie à tous les clients, d’appliquer 100 kW comme seuil à partir duquel les immeubles collectifs ne sont pas soumis aux obligations des fournisseurs d’énergie (contre 50 kW pour le Conseil) et de rendre accessible aux clients vulnérables 20% de l'énergie partagée par les projets appartenant à des autorités publiques.
Les provisions encadrant la flexibilité (article 19c à 19f) ont également été discutées, ainsi que les tarifs d'accès, les revenus de la congestion et les aspects liés à l'information par les gestionnaires de réseau de transport (GRT) et les gestionnaires de réseau de distribution (GRD).
Pour voir le document 4 colonnes : https://aeur.eu/f/9mi (Pauline Denys)