FR Journal officiel de l'Union européenne L 83/116

DÉCISION (UE) 2017/503 DE LA COMMISSION

du 8 novembre 2016

concernant le régime d'aides SA.39621 2015/C (ex 2015/NN)

[notifiée sous le numéro C(2016) 7086]

(Le texte en langue français est le seul faisant foi)

(Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)

LA COMMISSION EUROPÉENNE,

vu le traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, et notamment l'article 108, paragraphe 2, premier alinéa, de ce dernier,

vu l'accord sur l'Espace économique européen, et notamment l'article 62, paragraphe 1, point a),

après avoir invité les intéressés à présenter leurs observations conformément auxdits articles (1) et vu ces observations,

considérant ce qui suit:

1. PROCÉDURE

(1) Par lettre du 13 novembre 2015 (la «décision d'ouverture»), la Commission a informé les autorités françaises de sa décision d'ouvrir la procédure prévue à l'article 108, paragraphe 2, du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne à l'égard de cette mesure.

(2) Les autorités françaises ont transmis leurs observations sur cette lettre par courrier du 17 décembre 2015.

(3) La décision de la Commission d'ouvrir la procédure a été publiée au Journal officiel de l'Union européenne le 2 février 2016 (2). La Commission a invité les intéressés à présenter leurs observations sur la mesure en cause.

(4) La Commission a reçu des observations de la part des intéressés et les a transmises aux autorités françaises en leur donnant la possibilité de les commenter. Les commentaires des autorités françaises ont été transmis par lettre du 24 mai 2016.

(5) Le 2 mai 2016 la Commission a envoyé une liste de questions aux autorités françaises, qui y ont répondu par lettres des 21 juin et 15 juillet 2016. Le 27 juillet la Commission a envoyé une nouvelle liste de questions aux autorités françaises, qui y ont répondu en date du 9 septembre 2016.

2. DESCRIPTION DÉTAILLÉE DE LA MESURE

(6) Le mécanisme est décrit en détail dans la décision d'ouverture. Les sections suivantes forment un résumé de cet exposé.

2.1. Fonctionnement général du mécanisme

(7) La loi no 2010-1488 du 7 décembre 2010 relative à la nouvelle organisation du marché de l'électricité (dite «loi NOME»), introduit l'obligation pour les fournisseurs d'électricité, les gestionnaires de réseau pour les pertes et les consommateurs pour les consommations hors contrat de fourniture (les «fournisseurs») de contribuer à la sécurité d'approvisionnement en électricité en France en fonction de la consommation en puissance et en énergie de leurs clients ou d'eux-mêmes. Pour répondre à cette obligation, chacun d'entre eux devra justifier chaque année d'un certain volume de garanties de capacité en lien avec la consommation sur la période de pointe de ses consommateurs ou de lui-même.

(8) Les garanties de capacité sont obtenues par les fournisseurs soit directement pour des moyens détenus en propre (installations de production ou capacités d'effacement), soit doivent être acquises sur un marché décentralisé auprès de ceux qui les détiennent (c'est-à-dire les exploitants de capacité, d'autres fournisseurs, des traders, des consommateurs qui sont leurs propres fournisseurs, etc.).

(9) Les exploitants de capacité de production ou d'effacement (les «exploitants de capacité» ou les «exploitants»), quant à eux, ont l'obligation de faire certifier leur capacité auprès du gestionnaire de réseau public de transport d'électricité (RTE). Les exploitants se verront attribuer par RTE des garanties de capacité en fonction de la contribution prévisionnelle de leurs installations à la réduction du risque de défaillance lors des pointes de consommation.

(10) Les garanties de capacité sont échangeables et cessibles. L'achat par les fournisseurs de garanties de capacité aux exploitants de capacité afin de satisfaire à leur obligation légale sera organisé par le biais d'un marché décentralisé des garanties de capacité. Le fonctionnement général du mécanisme est visualisé dans la figure 1. Figure 1 Fonctionnement général du mécanisme Source: Lettre des autorités françaises du 2 février 2015.

2.2. Obligations de capacité

2.2.1. Obligations des fournisseurs

(11) Le calcul de la puissance de référence d'un fournisseur, c'est-à-dire son obligation de capacité, repose sur les principes suivants: 1) prise en compte de la consommation constatée durant la période de pointe (dite «PP1») pendant l'année de livraison («AL»; à chaque fois une année calendrier); 2) correction, d'une part, de la sensibilité de la consommation à la température (thermosensibilité); et 3) correction, d'autre part, de la puissance effacée des capacités certifiées activées durant la période PP1.

(12) Le gestionnaire du réseau de transport définit chaque année les jours de PP1 qui conditionnent l'obligation de capacité des fournisseurs du territoire métropolitain national, en se fondant sur des prévisions de la consommation nationale du jour pour le lendemain (en J-1). Le nombre de jours de PP1 doit être compris entre 10 et 15 pour chaque année de livraison et les heures retenues pour le calcul de l'obligation de capacité sont les heures des plages (07 h 00-15 h 00 et 18 h 00-20 h 00) des jours de PP1 sélectionnés. Le nombre d'heures de pointe de PP1 est donc compris entre 100 et 150 heures par an. Les jours PP1 sont notifiés aux fournisseurs en J-1 avant 10 h 30.

(13) L'obligation n'est pas déterminée de manière normative en amont, mais sur la base de données mesurées, afin de renvoyer à chaque consommateur sa contribution réelle au risque de défaillance. Afin de traduire la contribution d'un consommateur au risque de défaillance du fait de sa thermosensibilité, sa consommation observée lors de l'année de livraison est adaptée afin de simuler une vague de froid dont la sévérité correspond au risque contre lequel le système cherche à se couvrir (vague de froid décennale) et de respecter ainsi le critère de sécurité d'approvisionnement fixé par les autorités françaises. Le critère de sécurité d'approvisionnement a été fixé par le décret no 2006-1170 du 20 septembre 2006 et correspond à une espérance de défaillance de trois heures en moyenne par an.

(14) Les paramètres qui détermineront le besoin effectif en garanties de capacité dans l'année de livraison seront publiés quatre ans avant l'année de livraison et resteront stabilisés sur toute la durée d'un exercice, afin de permettre des échanges dans un cadre de régulation fixe et d'assurer que la valeur du produit ne sera pas modifiée par une intervention extérieure au marché. L'obligation précise de chaque fournisseur est ensuite calculée après l'année de livraison, en appliquant ces paramètres.

(15) Les effacements peuvent être pris en compte selon deux méthodes différentes: soit en réduisant le montant de l'obligation de capacité d'un fournisseur par une réduction de la consommation («effacement implicite»), soit par une certification de la capacité d'effacement («effacement explicite»). Les obligations pour les deux types de capacité d'effacement sont différentes: les «effacements implicites» doivent effectivement être activés durant les heures PP1; tandis que les «effacement explicites» doivent s'engager à être disponibles durant les heures PP2.

(16) Enfin, les autorités françaises ont prévu que des garanties de capacité seraient associées au produit ARENH (3) pour les fournisseurs alternatifs, ce qui, à leur avis, devrait contribuer à la réduction de la concentration du marché des garanties de capacité.

2.2.2. Obligations des exploitants de capacité et principes de certification

(17) Toute installation de production (le mécanisme est technologiquement neutre) raccordée au réseau public de transport ou au réseau public de distribution doit faire l'objet, par son exploitant, d'une demande de certification auprès de RTE. Toute installation de production (le mécanisme est technologiquement neutre) au réseau public de transport ou au réseau public de distribution doit faire l'objet, par son exploitant, d'une demande de certification auprès de RTE. Toute installation d'effacement quel que soit son réseau de raccordement peut faire l'objet d'une demande de certification auprès de RTE. C'est donc l'exploitant de capacité qui fait en premier lieu une estimation de son volume de capacité pouvant être disponible durant des périodes de pointe de consommation (dite «PP2») dans une année de livraison donnée.

(18) Le nombre de jours de PP2 pour une année de livraison est compris entre 10 et 25. Par ailleurs, les jours PP1 sont nécessairement des jours de PP2. Les jours de PP2 qui ne sont pas des jours de PP1 sont sélectionnés un jour pour le lendemain par RTE sur base de critères de tension pesant sur le système électrique. Les plages horaires concernées sont les mêmes que pour les jours de PP1. Le nombre d'heures de pointe de PP2 est donc compris entre 100 et 250 heures par an.

(19) Le niveau certifié est alors calculé par RTE sur la base des données transmises ainsi que sur base de méthodes de calcul prévues dans la base légale du mécanisme. Ainsi, des corrections sont par exemple appliquées afin de prendre en compte le nombre possible de jours d'activation successifs des capacités certifiées ou la contribution effective à la réduction du risque de défaillance d'une capacité dont la source d'énergie primaire est soumise à un aléa météorologique.

(20) Ensuite, l'exploitant peut modifier ses prévisions de disponibilité tout au long du mécanisme, y compris pendant l'année de livraison, grâce à un dispositif de rééquilibrage. Le rééquilibrage correspond à une «re-certification» de la capacité et permet à l'exploitant d'ajuster ses anticipations au fur et à mesure de la révélation de nouvelles informations sur sa capacité. Le rééquilibrage peut se faire à la hausse et à la baisse.

(21) Ce système déclaratif est complété par un système de contrôle de capacité: le principe est que toute capacité certifiée doit être activée au moins une fois par an. Il s'agit de tests aléatoires pour chaque capacité sans préavis de l'exploitant. Une capacité ne peut pas être testée plus de trois fois par période de livraison.

(22) Les modalités précises de certification varient selon le type de capacité concernée: 1) les capacités de production existantes peuvent commencer à se faire certifier quatre ans avant la période de livraison, et ont l'obligation de demander à se faire certifier trois ans avant le début de l'année de livraison; 2) les capacités de production en projet peuvent demander à se faire certifier dès la signature du premier règlement de la convention de raccordement signée et jusqu'à deux mois avant le début de la période de livraison; et 3) les capacités d'effacement peuvent se faire certifier jusqu'à deux mois avant le début de la période de livraison.

(23) Le responsable du périmètre de certification («RPC») est la personne morale responsable financièrement des écarts des exploitants de capacité de son périmètre. Les exploitants peuvent être leur propre RPC ou contractualiser auprès d'un RPC. Il est possible pour les RPC de «foisonner» les capacités au sein de leur périmètre.

(24) Pour le règlement financier des écarts, RTE notifie à chaque RPC l'écart dans leur périmètre au plus tard le 1er décembre de l'année de livraison +2.

2.3. Échanges de garanties de capacité

(25) Les garanties de capacité sont toutes inscrites dans le registre des garanties de capacité, tenu par le gestionnaire de réseau RTE. Chaque fournisseur et chaque exploitant de capacité est tenu d'ouvrir un compte auprès de RTE sur le registre des garanties de capacité. Les acteurs verticalement intégrés sont donc obligés de tenir deux comptes dans ce registre, un pour leurs activités de production et un pour leurs activités de commercialisation.

(26) La propriété d'une garantie de capacité résulte de son inscription par RTE au compte détenu par son titulaire dans le registre des garanties de capacité. Chaque garantie de capacité émise est numérotée afin de permettre sa gestion d'une part et la traçabilité des échanges d'autre part. Elle est valable au titre d'une année de livraison. La garantie de capacité, dont l'unité est de 0,1 MW (4), existe en propre une fois émise: un acteur détenant une garantie de capacité ne supporte aucun risque lié à la capacité sous-jacente qui en est à l'origine.

(27) Les transferts de garanties de capacité entre acteurs (délivrance et cession) se réalisent par le transfert de ces garanties sur le registre des garanties de capacité, après demande des deux parties (la partie cédante et la partie bénéficiaire). Les transferts effectifs de propriété s'effectuent par l'inscription d'une garantie de capacité sur le compte de l'acteur bénéficiaire.

(28) Les échanges de garanties de capacité peuvent avoir lieu de gré à gré ou sur des marchés organisés.

(29) Les échanges de garanties de capacité pourront se faire pendant toute la période depuis la certification jusqu'à la date limite de cession des garanties de capacité. Tel qu'expliqué au considérant 23, RTE notifie à chaque fournisseur le montant de son obligation de capacité au plus tard le 1er décembre de l'année de livraison +2. La date limite de cession tombe 15 jours après.

(30) Les fournisseurs qui, à la date limite de notification de l'obligation, ont un excédent de garanties de capacité par rapport à leur obligation sont tenus d'effectuer une offre publique de vente avant la date limite de cession des garanties de capacité.

(31) Cinq jours après la date limite de cession des garanties de capacité, RTE calcule, pour chaque fournisseur, le déséquilibre entre le montant de l'obligation de capacité du fournisseur et le montant de garanties de capacité figurant sur le compte du fournisseur dans le registre des garanties de capacité ainsi que le règlement financier y correspondant.

2.4. Règlement financier des écarts

(32) Le mécanisme prévoit une responsabilisation sur les écarts entre le réalisé et les prévisions.

(33) L'architecture globale des règlements financiers correspond à des règlements des écarts effectués de manière très similaire à celle en vigueur pour l'énergie (rééquilibrage ou balancing) et part du principe que les fournisseurs et les RPCs paient un règlement financier en cas de déséquilibre négatif ou reçoivent un règlement financier en cas de déséquilibre positif. En cas de déséquilibre négatif l'ensemble des consommateurs finaux bénéficieront d'une diminution de prix via le TURPE (tarif d'utilisation du réseau public d'électricité) (5).

(34) Le prix de règlement appliqué pour une année de livraison donnée dépend de certains critères: 1) lorsque la sécurité d'approvisionnement n'est pas significativement menacée, le prix de règlement financier se base intégralement sur le prix de marché (PRM; soit la moyenne arithmétique des prix de la capacité fixés lors des enchères réalisées avant l'année de livraison). Pour le règlement des écarts négatifs, un coefficient d'incitation (le coefficient k) est ajouté à ce prix pour assurer l'incitation à recourir au marché des garanties plutôt que d'attendre le règlement financier (pour les écarts positifs, il en est déduit); et 2) lorsque la sécurité d'approvisionnement est significativement menacée (écart global en deçà d'un seuil à déterminer par RTE; fixé à 2 GW en dessous de l'obligation globale pour les deux premières années de livraison), le prix de règlement des écarts renvoie à un prix administré (Padmin). Ce prix administré représente un plafond du prix de la capacité sur le marché.

(35) Une fois les différents règlements des écarts calculés, les RPC et fournisseurs dont les écarts sont négatifs versent le montant du règlement dont ils sont redevables sur leur fonds respectif et les RPC et fournisseurs dont les écarts sont positifs reçoivent de leur fonds respectif le montant du règlement qui leur est dû. Toutefois, la somme des règlements positifs est au plus égale, pour une année de livraison donnée, à la somme des versements effectués au titre des règlements financiers négatifs. Les soldes éventuels restant sur les fonds pour le règlement des écarts sont intégralement redistribués aux utilisateurs du réseau public de transport d'électricité, c'est-à-dire à l'ensemble des clients finaux.

(36) Il n'y a pas de flux financier entre le fonds pour le règlement des écarts des RPC et le fonds pour le règlement des écarts des fournisseurs. Il n'existe donc aucun flux financier entre les exploitants de capacités et les fournisseurs concernés dans le cadre du règlement des écarts.

(37) RTE assure la gestion administrative, comptable et financière des fonds au titre des écarts («fonds pour le règlement des écarts des responsables de périmètre de certification» et «fonds pour le règlement du rééquilibrage en capacité des fournisseurs») selon les règles de la comptabilité privée. Il est à ce titre chargé de la facturation et du recouvrement des sommes dues par les RPC et fournisseurs, ainsi que de la constatation des éventuels défauts de paiement.

(38) La Commission de régulation de l'énergie (CRE), autorité de régulation nationale du secteur de l'énergie, est quant à elle en charge du contrôle du règlement des écarts des fournisseurs (article 7 du décret no 2012-1405 codifié à l'article R. 335-12 du code de l'énergie) et peut prévoir une sanction administrative en cas de manquement à l'obligation légale de payer les écarts. La sanction doit être proportionnée et ne peut excéder pour une année de livraison 120 000 EUR par MW de capacité (article L. 335-7 du code de l'énergie).

2.5. Base légale nationale

(39) Les textes législatifs et réglementaires encadrant le mécanisme de capacité sont: 1) la loi no 2010-1488 du 7 décembre 2010 relative à la nouvelle organisation du marché de l'électricité, codifiée notamment aux articles L. 335-1 à L. 335-7 et L. 321-16 à L. 321-17 du code de l'énergie; 2) le décret no 2012-1405 du 14 décembre 2012 relatif à la contribution des fournisseurs à la sécurité d'approvisionnement en électricité et portant création d'un mécanisme d'obligation de capacité dans le secteur de l'électricité, prévu par l'article L. 335-6 et codifié aux articles de la partie réglementaire du code de l'énergie R. 335-1 à D. 335-54; 3) l'arrêté du 22 janvier 2015 définissant les règles du mécanisme de capacité et pris en application de l'article 2 du décret no 2012-1405 du 14 décembre 2012 relatif à la contribution des fournisseurs à la sécurité d'approvisionnement en électricité et portant sur la création d'un mécanisme d'obligation de capacité dans le secteur de l'électricité; et 4) l'annexe de l'arrêté du 22 janvier 2015: Règles du mécanisme de capacité.

(40) En vue des remèdes proposés par la France suite aux griefs de la Commission dans la décision d'ouverture, ces textes seront par ailleurs amendés ou complétés pour refléter tous les remèdes décrits dans la section 3 de la présente décision.

2.6. Bénéficiaires

(41) Les bénéficiaires du mécanisme sont les détenteurs de capacité, qui reçoivent les garanties de capacité de l'État (via RTE) et ont la possibilité de les revendre.

2.7. Objectif du mécanisme: sécurité d'approvisionnement

(42) L'indicateur retenu par la France pour évaluer le risque de rupture de l'équilibre entre l'offre et la demande d'électricité est l'espérance de la durée de défaillance pour des raisons de déséquilibre offre-demande [loss of load expectation (LOLE)]. Pour la France, les autorités françaises ont choisi de retenir une espérance de défaillance d'une durée moyenne de 3 heures par an.

(43) Les autorités françaises ont expliqué que depuis de nombreuses années, la France connaît un phénomène de pointe de consommation électrique durant l'hiver. Le système électrique français est en effet caractérisé par une importante thermosensibilité de la consommation électrique qui conduit à un pic de consommation électrique lors des vagues de froid hivernales. Comme illustré à la figure 2, cette thermosensibilité n'a cessé de s'amplifier au cours des dernières années, notamment du fait de l'augmentation de la consommation liée au chauffage électrique, mais aussi de nouveaux usages de l'électricité qui coïncident souvent avec la pointe de consommation du soir.

(44) La croissance de la pointe est plus rapide que celle du niveau général de consommation d'électricité. Par ailleurs, la pointe de consommation française est marquée par sa forte volatilité et les écarts de consommation peuvent donc être particulièrement significatifs (jusqu'à 20 GW entre deux années). La maîtrise de la pointe de consommation électrique est donc une préoccupation centrale, notamment dans un contexte de transferts d'usages énergétiques vers l'électricité. Figure 2 Pics historiques de consommation en France Source: RTE — Bilan prévisionnel de l'équilibre offre-demande d'électricité en France 2014, p. 33.

(45) Selon RTE, du côté de l'offre, l'Europe est caractérisée par une stagnation de la demande et une surcapacité de production électrique significative, dues à plusieurs facteurs. Depuis 2008, la crise économique a réduit la demande électrique. En même temps, le développement des énergies renouvelables subventionnées «hors marché» et bénéficiant d'un accès prioritaire sur le réseau électrique est rapide. De plus, les centrales à charbon européennes connaissent un fort regain d'activité lié à la chute du prix de ce combustible, due à l'essor du gaz de schiste américain qui a poussé les États-Unis à exporter massivement leur production de charbon désormais excédentaire vers l'Europe. Enfin, les centrales à gaz — devenues moins compétitives que les centrales à charbon — voient leur rentabilité, et donc leur activité, se réduire fortement.

(46) Dans ce contexte, les aléas liés aux conditions climatiques font peser une incertitude sur la rémunération des capacités de pointe nécessaires à la couverture de cette pointe de consommation. L'occurrence de pics de consommation est rare, quelques heures sur une année voire pas du tout certaines années si les températures sont douces.

(47) Le mécanisme de capacité français a été conçu comme un des éléments de réponse à cette problématique, afin de garantir le respect du critère de sécurité d'approvisionnement défini par les pouvoirs publics. Il essaie de constituer à la fois un moyen de modifier les comportements de consommation à la pointe (approche demande) et de susciter les investissements adéquats en installations de production et en capacités d'effacement (approche offre).

2.8. Budget

(48) La valeur des garanties de capacité n'est pas fixée administrativement: c'est le marché qui la détermine. Les échanges sont librement établis par les acteurs du mécanisme sur la base de leurs anticipations, de leur stratégie de couverture et des informations dont ils disposent.

(49) Malgré le caractère décentralisé du mécanisme rendant difficile l'estimation du budget, une estimation a été effectuée, prenant pour hypothèse une obligation de capacité globale pour la demande française comprise entre 80 000 et 95 000 MW et supposant un coefficient de sécurité maintenu à la valeur de 0,93. La demande dépendra de l'évolution de la consommation en France métropolitaine, y compris des actions de maîtrise de la demande que mettront en œuvre les fournisseurs d'électricité, conduisant à diminuer l'obligation individuelle à laquelle ils feront face. Sur cette base les revenus bruts perçus par les exploitants sur le marché de la capacité pourraient s'échelonner entre 0 EUR/kW et 30 EUR/kW sur la période comprise entre 2017 et 2026, avec les montants les plus élevés les années où la construction de nouveaux outils de production s'avèrerait nécessaire.

2.9. Durée

(50) La première année de livraison commence au 1er janvier 2017. A titre dérogatoire par rapport à la règle générale disposant que les certifications se font quatre années avant l'année de livraison, la certification pour la première année de livraison (2017) a commencé au 1er avril 2015. Actuellement, si les autorités françaises ne prévoient pas de date de fin du mécanisme, une évaluation annuelle, définie par la réglementation française, sera cependant effectuée par RTE et le régulateur. Celle-ci pourra donner lieu, le cas échéant, soit à une révision du mécanisme (par exemple pour le rendre conforme aux dernières changements dans la législation européenne), soit à la fin du mécanisme si celui-ci n'était plus nécessaire (6).

2.10. Cumul

(51) En ce qui concerne les installations sous contrat d'obligation d'achat (sources d'électricité d'origine renouvelable) ou éligibles au complément de rémunération, les articles L. 121-24 et L. 335-5 du code de l'énergie prévoient que le bénéfice de la vente des garanties de capacité viendra en déduction de leurs charges de service public totales, incluant les autres aides d'État attribuées et finançant le dispositif de soutien par obligation d'achat. Symétriquement, les producteurs ne seront pas soumis au règlement des écarts dans le cas où la capacité effective est inférieure à celle certifiée pour les aléas relatifs à la disponibilité de la ressource primaire (7).

3. DESCRIPTION DES RAISONS AYANT CONDUIT À L'OUVERTURE DE LA PROCÉDURE

3.1. Aide d'État au sens de l'article 107, paragraphe 1, du TFEU

(52) Dans la décision d'ouverture, la Commission avait déjà conclu, au considérant 143, que la mesure constitue une aide d'État au sens de l'article 107, paragraphe 1, du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne (TFUE) et ce pour les raisons suivantes.

3.1.1. Imputabilité et financement par ressources d'État

(53) Dans la décision d'ouverture, la Commission a considéré que l'on pouvait conclure à l'existence d'un transfert de ressources d'État non seulement s'il y a eu un transfert d'argent directement du budget de l'État ou d'une entité publique, mais aussi si les fonds pour soutenir le mécanisme provenaient des fonds propres des entreprises à condition que i) l'État renonce à la collecte de ressources d'État à percevoir et/ou que ii) les moyens financiers mis en œuvre dans le cadre du dispositif restent sous contrôle public, sans nécessairement appartenir de manière permanente au patrimoine public.

(54) En ce qui concerne le premier élément, l'État français renonce à des ressources publiques puisqu'il attribue gratuitement les certificats de capacité aux exploitants de capacité au lieu de les vendre [comme dans les affaires NOx (8) et certificats verts roumains (9)].

(55) Pour ce qui est du second point, les moyens financiers pour supporter le mécanisme restent sous le contrôle de l'État [similairement aux affaires Vent de Colère (10) et Essent (11)] puisque: i) les fonds sont alimentés par des contributions obligatoires imposées par l'État et donc imputables à celui-ci; ii) l'État fixe des paramètres (critère de sécurité d'approvisionnement et méthodologie pour fixer le prix de référence marché déterminant le prix de règlement des écarts) qui influencent le prix de la capacité et la quantité de certificats globale, même s'ils ne sont pas fixés en tant que tels par l'État; iii) la Commission de régulation de l'énergie (CRE) est habilitée à imposer des sanctions aux fournisseurs ne respectant pas leurs obligations en termes de règlement des écarts; et iv) le gestionnaire du réseau de transport — RTE — a été désigné par l'État pour gérer le fonds de règlement des écarts.

3.1.2. Avantage sélectif

(56) Selon la Commission, l'arrêt Altmark (12) ne s'applique pas au cas d'espèce puisque l'obligation de service public n'est pas clairement définie. Les obligations du mécanisme seraient nombreuses et différentes selon les différentes parties prenantes (exploitants de centrales, opérateurs d'effacements, fournisseurs). Du côté de l'obligation pesant sur les exploitants de capacité, l'obligation de certification n'est pas strictement encadrée dans la mesure où: i) elle est optionnelle pour les capacités d'effacement et ii) les opérateurs d'installations de production existantes ont le choix quant au niveau de capacité qu'ils certifient.

(57) La cession des garanties de capacité constitue donc un avantage et non la contrepartie d'une obligation de service public. Cet avantage est sélectif puisque ce mécanisme prévoit une aide aux exploitants de capacité et non à d'autres secteurs de l'économie.

3.1.3. Effets sur la concurrence et les échanges entre États membres

(58) Selon la Commission, le mécanisme de capacité pourrait affecter la concurrence avec les exploitants de capacités situées à l'étranger (et donc affecter également les échanges entre États membres) dans la mesure où les exploitants de capacités situées en France obtiendraient un avantage que les exploitants de capacités situées à l'étranger ne pourraient obtenir faute de pouvoir se faire certifier.

3.2. Objectif d'intérêt commun et nécessité

(59) La préoccupation des autorités françaises en matière d'adéquation des capacités de production est strictement liée à une demande de pointe qui survient pendant des périodes relativement courtes de froid intense, en raison de la dépendance particulière de la France à l'égard du chauffage électrique.

(60) La décision d'ouverture soulevait des doutes quant à la nécessité de la mesure pour les raisons suivantes: 1) l'évaluation de l'adéquation des capacités de production Scenario Outlook and Adequacy Forecast de REGRT-E (13) ne décèle un problème de sécurité d'approvisionnement qu'à partir de 2025; 2) la France ne semblait pas avoir exploré d'autres solutions que le mécanisme de capacité, comme des tarifs qui inciteraient à la réduction de la consommation en période de pointe; et 3) malgré la mise en œuvre d'un cadre réglementaire favorable à l'effacement de la consommation et ayant permis aux effacements indépendants de prendre le relais des effacements offerts historiquement par le fournisseur historique, RTE ne s'attend pas à une augmentation nette significative des capacités françaises d'effacement au cours de la période 2014-2019.

3.3. Caractère approprié de l'aide

(61) Dans sa décision d'ouverture, la Commission considérait que le mécanisme risquait de créer une discrimination entre les différentes capacités d'effacement. En particulier, deux types d'effacement de consommation peuvent participer au mécanisme: d'une part, la capacité d'effacement implicite, qui consiste en une réduction de l'obligation de capacité des fournisseurs à concurrence du volume de capacité obtenu par délestage de clients au cours des heures de pointe entre 10 et 15 jours par an; et d'autre part, la capacité d'effacement explicite, qui exige des (grands) consommateurs ou des agrégateurs qu'ils fassent certifier leur potentiel de réduction de la consommation et qu'ils rendent cette capacité disponible (sans qu'elle soit nécessairement réduite) pendant les heures de pointe entre 10 et 25 jours par an.

(62) En outre, la Commission a critiqué dans sa décision d'ouverture le fait que le mécanisme n'était pas ouvert à toutes les technologies susceptibles de contribuer à la sécurité d'approvisionnement, notamment les interconnexions et/ou les capacités étrangères.

(63) La Commission avait aussi souligné le risque que les nouvelles capacités de production ne puissent pas participer au mécanisme, principalement en raison de l'absence de signaux de prix fiables pour les garanties de capacité. Plus particulièrement, la Commission craignait: 1) que la durée de validité relativement courte des garanties de capacité ne puisse pas donner un signal de prix fiable; 2) que les fournisseurs, et surtout les nouveaux entrants, aient des difficultés à prévoir longtemps à l'avance l'évolution de leurs portefeuilles de clients; 3) que les incitations pour que les acteurs soient en équilibre avant l'AL ne soient pas suffisantes; et 4) que le plafond sur le prix des règlements des écarts ne reflète pas les coûts d'un nouvel entrant (cost of new entry, ci-après «CONE»).

3.4. Proportionnalité

(64) Dans la décision d'ouverture la Commission avait identifié un risque que le mécanisme pourrait conduire à une surcompensation de certains exploitants de capacité, principalement dû aux éléments suivants: 1) le risque de surestimation de la consommation par les fournisseurs — ceci est un risque potentiel si les obligations de capacité individuelles des fournisseurs ne sont pas assez claires; 2) l'absence potentielle de transparence en matière de fixation du prix de la capacité, notamment en raison d'un volume potentiellement élevé de transactions effectuées de gré à gré ainsi que de transactions intragroupe, ce qui pourrait fausser le signal de prix et entraîner une surcompensation; 3) la participation limitée au mécanisme (exclusion des capacités transfrontalières et discrimination entre les différents opérateurs d'effacement); 4) le pouvoir de marché d'EDF — la possibilité d'augmenter artificiellement la valeur des garanties de capacité en tant que vendeur, tout en appliquant des prix inférieurs à sa branche commercialisation. Y sous-jacent, la Commission avait identifié plus précisément trois risques: le risque de rétention de capacités, le risque de rétention de garanties de capacité et le risque de «ciseau tarifaire».

3.5. Prévention des effets négatifs sur la concurrence et les échanges

(65) Dans sa décision d'ouverture, la Commission a relevé un certain nombre de problèmes en termes de distorsions de concurrence potentielles, tant au niveau de la production qu'au niveau de la fourniture d'électricité.

(66) La Commission a fait part de ses préoccupations concernant l'existence d'importantes asymétries d'information. Les grands fournisseurs intégrés verticalement, en particulier ceux qui sont déjà présents sur le marché français, sont susceptibles de bénéficier d'un avantage dû au fait qu'ils ont une connaissance plus approfondie du marché, surtout en ce qui concerne la disponibilité des capacités, les besoins d'approvisionnement et les prix. Ils sont, par conséquent, en mesure de produire des prévisions plus fiables et d'être plus efficients dans le respect des obligations imposées par le mécanisme.

(67) Du fait également de l'asymétrie des informations, il sera probablement plus difficile pour les nouveaux entrants d'estimer leur futur portefeuille de clients, alors que cette estimation est essentielle pour calculer le besoin de garanties de capacité.

(68) La Commission a aussi émis des craintes quant à la possibilité pour un opérateur historique dominant de retenir des capacités.

(69) La Commission avait aussi soulevé le risque qu'un opérateur historique dominant ait la possibilité de retenir des garanties de capacité.

(70) En outre, la Commission avait signalé un risque de pratiques d'éviction par les prix (compression de marges ou ciseau tarifaire, prix prédateurs) de la part de l'opérateur historique dominant.

(71) La Commission a souligné que l'absence de signaux de prix à long terme en matière de capacité risque de créer ou de renforcer les barrières à l'entrée pour les nouveaux producteurs. Les investissements à long terme réalisés par les nouveaux entrants peuvent exiger un certain degré de prévisibilité des prix durant un certain nombre d'années, ce que des garanties certifiées pour une durée d'un an ne sont pas de nature à fournir.

(72) La Commission avait d'ailleurs réitéré sa position concernant une concurrence réduite dans le mécanisme due à l'exclusion du mécanisme de certains types d'opérateurs de capacité (capacités transfrontalières, discrimination parmi les opérateurs de capacités d'effacement).

4. OBSERVATIONS DES INTÉRESSÉS ET COMMENTAIRES DE LA FRANCE

(73) La Commission a reçu 18 réponses de parties intéressées autres que l'État français, RTE et la CRE, durant la période de consultation concernant la décision d'ouverture. Une partie n'a répondu qu'après la période utile.

(74) Les différentes observations seront groupées par thème ci-dessous. Elles seront adressées lors de l'appréciation de la mesure, mais sans qu'une référence explicite y soit faite.

4.1. Aide d'État au sens de l'article 107, paragraphe 1, du TFEU

(75) Les répondants sont divisés en ce qui concerne la qualification d'aide du mécanisme. La moitié trouve que la mesure constitue une aide d'État, soit explicitement soit implicitement en ne réagissant pas au raisonnement de la Commission à ce propos; l'autre moitié considère que le mécanisme ne constitue pas une aide d'État, pour les raisons suivantes.

(76) Deux répondants font explicitement référence à la décision no 369417 du 9 octobre 2015 du Conseil d'État français [recours formé par l'association nationale des opérateurs détaillants en énergie ou ANODE (14)], dans lequel le Conseil d'État a considéré que le mécanisme de capacité proposé ne revêtait pas les caractéristiques d'une aide d'État. Les autorités françaises ont également fait référence aux conclusions du Conseil d'État dans cette même affaire (15).

(77) Les arguments des autorités françaises quant à la qualification de la mesure comme une aide d'État sont à lire ensemble avec ceux déjà mentionnés dans la décision d'ouverture.

(78) Les autorités françaises ont fait le choix de s'engager dans la procédure d'enquête approfondie avec la Commission européenne en ne revenant pas sur ces éléments et se sont focalisées sur la proposition de mesures permettant d'assurer la compatibilité du mécanisme de capacité avec le marché intérieur, indépendamment de la question relative à la qualification d'aide d'État. Pour la complétude, les arguments de la France quant à la qualification d'aide d'État sont quand-même repris ci-dessous.

4.1.1. Imputabilité et financement par ressources d'État

4.1.1.1. Observations des intéressés

(79) Deux agrégateurs d'effacements, deux sociétés d'électricité verticalement intégrées et l'Union française de l'électricité considèrent que la mesure n'est pas financée au moyen de ressources d'État. Plus particulièrement, ces répondants considèrent que les fonds en cause transitent directement et exclusivement entre opérateurs privés; RTE ne possède ni ne dispose du fonds de règlement des écarts.

(80) En outre, selon ces répondants, les règles applicables à la gestion de ces ressources pourraient être comparées à celles définissant la gestion des «écarts-ajustement» dans le cadre du dispositif de responsable d'équilibre dans le marché de l'énergie.

(81) EDF rajoute que le rôle de l'État français par rapport au mécanisme se borne à définir un cadre de régulation spécifique dans lequel ne sont actifs que des opérateurs privés. Selon EDF, en instaurant un mécanisme de capacité, l'État français fait en effet usage de ses prérogatives de puissance publique et agit comme un régulateur de marché.

(82) Selon EDF le mécanisme de capacité se distingue aussi clairement du système en cause dans l'affaire Commission/Pays-Bas (NOx) (16), dans lequel l'État néerlandais avait octroyé de véritables «droits de polluer» permettant d'éviter le paiement d'amendes et présentant une valeur marchande dès leur octroi par l'État. Les certificats n'ont dès lors aucune valeur dans la relation État français/exploitants de capacité.

4.1.1.2. Commentaires de la France

(83) Selon les autorités françaises, le prix des garanties de capacité, et donc les revenus que pourraient retirer les exploitants de capacité de la vente de leurs certificats, n'est pas fixé par l'État. L'État n'intervient non plus sur la quantité de produits offerts sur le marché. Par contre, dans un mécanisme décentralisé, c'est le marché qui détermine le prix et la quantité des certificats. Les flux financiers afférents au mécanisme de capacité se déroulent donc entre des acteurs de droit privé et aucunement sous le contrôle de l'État.

(84) En outre, les autorités françaises considèrent que les flux financiers relatifs au paiement du règlement des écarts, quant à eux, devraient être très marginaux dans le dispositif (compte tenu des incitations à se rééquilibrer sur le marché en amont) et ne sauraient être considérés comme des ressources d'État ou sous le contrôle de l'État. Le règlement des écarts prévu pour le mécanisme de capacité suit un modèle identique à celui actuellement en vigueur en Europe pour le règlement des écarts sur le marché de l'énergie (electricity balancing settlement mechanisms).

(85) Les autorités françaises argumentent encore que le mécanisme est plus similaire à celui traité dans l'affaire PreussenElektra (17) qu'à ceux discutés dans les affaires Vent de Colère (18) et Essent (19). Comme dans le cas PreussenElektra et contrairement à ce qui était prévu dans Vent de Colère, le mécanisme de capacité ne prévoit pas de mécanisme de compensation pour les fournisseurs. Et contrairement à Essent i) les flux financiers restent constamment la propriété d'acteurs privés (fournisseurs et exploitants de capacité); ii) les flux financiers ne découlent pas d'une taxe. La présence de ressources d'État est d'autant plus contestable que, à l'inverse de la jurisprudence PreussenElektra, aucun prix d'achat minimal n'est fixé pour les garanties de capacité.

(86) En outre, selon les autorités, la cession de garanties de capacité ne saurait être considérée comme une renonciation à une ressource publique. L'État ne renonce en effet à aucune ressource puisque la valeur marchande des certificats de garantie peut provenir i) soit de la valeur intrinsèque du sous-jacent qu'ils recouvrent, ii) soit de la rareté lors leur émission. Ces deux éléments sont hors du pouvoir de l'État et distinguent ce cas des affaires NOx et certificats verts roumains, dans lesquelles les certificats pouvaient respectivement être vendus aux enchères ou avaient une valeur minimum.

(87) Enfin, dans le cas roumain, la loi oblige explicitement les fournisseurs à répercuter les coûts d'acquisition des certificats verts sur les consommateurs. La Cour de justice de l'Union européenne (CJUE) avait tenu un raisonnement similaire dans le cas Vent de Colère, les fournisseurs ne servant que d'intermédiaires financiers [la contribution au service public de l'électricité (20) permettant d'assurer la compensation de leurs surcoûts]. À l'inverse, dans le cas du mécanisme français, les fournisseurs sont totalement libres de choisir la façon dont ils répercutent les coûts sur leurs consommateurs. Aucun mécanisme n'assure aux fournisseurs la compensation des surcoûts liés à l'achat des garanties de capacité.

4.1.2. Avantage sélectif

4.1.2.1. Observations des intéressés

(88) Conjointement avec EDF, une société active principalement en France dans la vente en gros considère que le mécanisme constitue une obligation de service public, cette société faisant référence à la décision de la Commission dans le cas N475/2003 portant sur un appel d'offres pour de la nouvelle capacité en Irlande (21).

(89) Selon EDF, dès lors que l'opération de certification correspond à un engagement de disponibilité, elle constitue la contrepartie d'un service rendu par les exploitants de capacité et non un prétendu avantage octroyé à titre gratuit.

(90) En outre, EDF et une autre société d'électricité verticalement intégrée considèrent que le mécanisme de capacité ne confère aucun avantage sélectif aux exploitants de capacité. À leur avis, les différents acteurs dans le mécanisme se trouvent dans une situation factuelle et juridique identique et bénéficient d'une complète égalité de traitement: elles sont rémunérées de la même façon, quelle que soit la technologie mise en œuvre. Aucun exploitant ne pourra donc être avantagé du fait de la spécificité de son parc de production.

(91) Selon EDF, il est erroné d'affirmer que ce soi-disant avantage serait sélectif, au motif que le mécanisme de capacité «prévoit une aide aux exploitants de capacité, et non à d'autres secteurs de l'économie». Ce faisant, la Commission méconnait les caractéristiques du mécanisme de capacité (market-wide et technology neutral), tout comme la jurisprudence de la CJUE qui apprécie la sélectivité d'une mesure par rapport aux autres entreprises se trouvant dans une situation factuelle et juridique comparable.

4.1.2.2. Commentaires de la France

(92) Premièrement, selon les autorités, l'attribution de certificats dans le cadre du mécanisme de capacité est bien la contrepartie d'un engagement de disponibilité pendant les heures de forte consommation ou de tension sur le système électrique.

(93) Deuxièmement, les autorités françaises estiment que l'obligation de service public est bien définie. Concernant les effacements, l'optionalité de leur certification facilite leur participation au mécanisme de capacité. Pour ce qui est des installations de production, la composante déclarative du processus de certification ne remet pas en cause le caractère précis de l'obligation de service public: la CRE sera en mesure de prendre les sanctions nécessaires en cas de tentative de manipulation du marché, notamment si un acteur sous-évaluait ses capacités afin de mettre une pression à la hausse sur le prix de ces garanties de capacité.

(94) Comme le mécanisme de capacité est technologiquement neutre, les autorités considèrent qu'il ne procure aucun avantage sélectif pour une technologie de production ou d'effacement particulière.

(95) Selon la France, le point de vue de la Commission, qui semble considérer que le mécanisme de capacité serait sélectif dans la mesure où il s'adresserait uniquement aux exploitants de capacité (et non à d'autres secteurs de l'économie), signifierait que toute mesure sectorielle serait par nature sélective.

4.1.3. Effets sur la concurrence et les échanges entre États membres

4.1.3.1. Observations des intéressés

(96) Aucun répondant n'a réagi sur ce point.

4.1.3.2. Commentaires de la France

(97) Les autorités françaises considèrent que le mécanisme de capacité n'aura pas d'impact sur le marché de l'électricité — au niveau national, comme dans les interactions avec les pays voisins — qui continuera à fonctionner de la même manière. Plus particulièrement, ils estiment que le marché de capacité ne modifiera pas le prix de l'électricité sur les marchés spot.

4.2. Objectif d'intérêt commun et nécessité

4.2.1. Observations des intéressés

(98) Les répondants sont généralement d'avis que le mécanisme est nécessaire et qu'il devrait faire partie intégrante de l'organisation du marché. Seuls trois répondants contestent la nécessité de la mesure, aux motifs que: 1) l'analyse de l'adéquation des capacités de production réalisée par RTE en 2015 ne prévoit aucun problème de défaillance; 2) il existe actuellement une surcapacité en France, comme le démontre le fait que, pour l'année 2017, le volume des capacités certifiées est supérieur à celui nécessaire pour faire face à une pointe de consommation; et 3) la consommation a diminué au cours des dernières années et la pointe de consommation est stable (RTE avait prévu une augmentation de la pointe de consommation).

4.2.2. Commentaires de la France

4.2.2.1. Quant à la sécurité d'approvisionnement

(99) Selon les autorités, un indicateur de sécurité d'approvisionnement a bien été défini et un risque de défaillance a été identifié dans les dernières études de RTE: dans le dernier Bilan prévisionnel de RTE établi avant l'entrée en vigueur du mécanisme (en 2014) un déficit de marge de 2 GW apparaît dans cette étude pour l'hiver 2016-2017 dans le scénario de référence. Cette marge était réduite à 200 MW dans le Bilan prévisionnel 2015 pour l'hiver 2017-2018, mais ceci grâce au signal donné par l'instauration du mécanisme. Ces analyses seraient confirmées par les analyses du Pentalateral Energy Forum.

(100) En revanche, l'étude d'adéquation réalisée par REGRT-E (le rapport Scenario Outlook and Adequacy Forecast) s'appuyait sur une méthodologie déterministe: la pointe de consommation due aux vagues de froid et à la thermosensibilité n'était pas modélisée dans l'évaluation. Ce sont les différences méthodologiques qui conduisent à ces différences de résultats. L'application de la méthodologie-cible que s'efforce de mettre en place REGRT-E conduira à réduire les écarts entre ces différents exercices prévisionnels. À cet égard, le Mid-Term Adequacy Forecast publié en 2016 par REGRT-E (22), qui est la première version à s'appuyer sur une méthodologie probabiliste, est cohérente avec les résultats de l'étude du PLEF et de RTE.

(101) Contrairement à ce que la Commission semble suggérer, le mécanisme de capacité français n'a pas été conçu pour résoudre un éventuel problème de missing money mais bien pour garantir la sécurité d'approvisionnement du système électrique français (notamment à la pointe de consommation), en rémunérant la disponibilité des moyens qui ne peuvent être rémunérés de façon satisfaisante uniquement sur le marché de l'énergie.

(102) La France met en œuvre plusieurs mesures en complément du mécanisme de capacité: des projets d'interconnexions; des révisions des tarifs réglementés et tarifs d'utilisation des réseaux public de transport et de distribution d'électricité afin qu'ils reflètent mieux les raretés; le développement des capacités d'effacement (par exemple grâce à l'évolution du cadre de régulation des marchés de l'électricité pour permettre une participation des effacements à tous les mécanismes, la suppression des barrières techniques et concurrentielles à l'agrégation des capacités, le déploiement des compteurs communicants); le déploiement des renouvelables, etc.

(103) Dans l'intervalle, RTE a publié son évaluation de l'adéquation des capacités de production pour 2016. Selon les autorités, le dernier Bilan prévisionnel de RTE ne modifie pas l'analyse des autorités françaises. Au contraire, il la conforte en illustrant une nouvelle fois que la sécurité d'alimentation de la France dépend du devenir de certaines centrales thermiques (notamment des cycles combinés gaz) et des effacements de consommation, soit précisément les filières les plus sensibles à la mise en place du mécanisme de capacité. Figure 3 Indicateurs de défaillance en scénarios «thermique haut» et «thermique bas» 2016-17 2017-18 2018-19 2019-20 2020-21 Scénario «thermique haut» Énergie de défaillance 2,0 GWh 1,4 GWh 2,5 GWh 2,7 GWh 0,8 GWh Espérance de durée de défaillance 0 h 45 0 h 30 1 h 00 0 h 45 0 h 15 Marge ou déficit de capacité 4 700 MW 5 400 MW 3 600 MW 3 700 MW 6 600 MW Scénario «thermique bas» Énergie de défaillance 8,6 GWh 13,4 GWh 26,5 GWh 26,2 GWh 7,6 GWh Espérance de durée de défaillance 2 h 30 3 h 45 6 h 45 6 h 15 2 h 15 Marge ou déficit de capacité 600 MW – 700 MW – 2 500 MW – 2 400 MW 900 MW Source: RTE, Bilan prévisionnel 2016.

(104) Selon RTE, parmi les scenarios thermiques présentés dans le Bilan prévisionnel 2016 (voir figure 3), c'est le scenario «thermique bas» qui devrait être retenu en l'absence d'un mécanisme de capacité. Le scenario «thermique bas» inclut la fermeture de certains moyens, notamment ceux pour lesquels les exploitants ont actuellement décalé la fermeture dans l'attente de la mise en œuvre du mécanisme de capacité. Le scenario «thermique haut», par contre, correspond au maintien de toutes les centrales actuelles, indépendamment de toute considération économique: selon les autorités il a donc peu de chances de se concrétiser.

(105) Ainsi, dans le scenario «thermique bas» la sécurité d'alimentation est menacée dès l'hiver 2017-2018 si l'on prend comme référence un hiver moyen. En outre, toujours en supposant le scenario «thermique bas», RTE a fait le calcul de l'espérance de défaillance en simulant un hiver extrême, avec vague de froid, pour les cinq hivers à venir. Les résultats de ce calcul sont repris à la figure 4. Figure 4 Espérance de défaillance en hiver extrême (en heures) 2016-17 2017-18 2018-19 2019-20 2020-21 Espérance de défaillance 5-15 8-21 16-36 14-34 5-13 Source: RTE.

(106) Le calcul montre que l'espérance de défaillance dépasserait à chaque fois le critère de défaillance retenu par la France, c'est-à-dire une espérance de défaillance d'une durée moyenne de 3 heures par an. Il est à noter que c'est justement contre les hivers extrêmes que le mécanisme de capacité français cherche à s'assurer.

4.2.2.2. Quant aux autres griefs exprimés par la Commission à la décision d'ouverture

(107) La Commission avait rappelé, au considérant 164 de la décision d'ouverture, que l'Autorité de la Concurrence avait suggéré la mise en place d'un tarif d'utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d'électricité (TURPE) horo-saisonnalisé, avec notamment une distinction entre heures pleines et heures creuses, afin d'inciter à la réduction de la demande des consommateurs industriels en période de pointe. La France a confirmé que le TURPE est d'ores et déjà horo-saisonnalisé, avec des prix différenciés selon les saisons, les jours de la semaine et/ou les heures de la journée.

(108) Dernièrement, au considérant 153 de la décision d'ouverture, la Commission considérait que les facteurs de de-rating (dans le régime de certification normatif optionnel) n'étaient pas suffisamment clairs. La France a expliqué que, dans ce régime de certification normatif optionnel, le niveau de capacité certifié (NCC) correspond à la moyenne de la puissance délivrée par l'installation sur les heures de PP2 sur l'ensemble des années historiques multipliée par le coefficient de contribution filière (ou facteur de de-rating). Ces coefficients de contribution (85 % pour l'hydraulique fil de l'eau, 70 % pour l'éolien et 25 % pour le solaire) traduisent le fait que, pour les installations des filières fatales, la disponibilité moyenne sur les heures de PP2 ne reflète pas parfaitement la contribution de ces installations à la réduction du risque de défaillance du fait: i) de la corrélation entre la disponibilité de l'installation et les instants de tension du système (ce qui n'est pas le cas pour une capacité commandable) et ii) d'un profil de disponibilité non-constant sur les heures de PP2 (les capacités commandables ont un profil de disponibilité plat) ce qui a un impact car la fonction de probabilité de défaillance sur les heures de PP2 n'est pas uniforme. Les coefficients de contribution pour les années de livraison 2017, 2018 et 2019 ont été calculés à partir des scénarios du Bilan Prévisionnel de RTE, sur la base d'un grand nombre de séries statistiques.

4.3. Caractère approprié de l'aide

4.3.1. Discrimination entre capacités d'effacement

4.3.1.1. Observations des intéressés

(109) Une majorité de répondants fait référence à la discrimination présumée entre les effacements implicites et les effacements explicites. Une majorité d'entre eux (cinq) estime que le mécanisme est plus favorable aux effacements explicites, du fait de l'obligation d'activation imposée à l'effacement implicite, qui est considérée comme plutôt contraignante. Deux répondants ont fait remarquer que selon le critère de sécurité d'approvisionnement retenu, une capacité d'effacement explicite ne devrait être activée qu'une fois tous les dix ans (le mécanisme étant conçu pour une pointe hivernale décennale). Ils considèrent, par conséquent, que le volume d'heures de PP2 (disponibilité de l'effacement explicite) devrait être 10 fois plus élevé que le volume d'heures de PP1 (réduction effective de l'effacement implicite). Deux répondants d'avis contraire font remarquer que selon eux, les conditions des effacements implicites sont plus avantageuses, étant donné que les opérateurs d'effacement explicite doivent supporter les coûts de la certification. Deux répondants considèrent que les autorités françaises ont trouvé un juste équilibre entre les obligations des deux types d'opérateurs d'effacement.

4.3.1.2. Commentaires de la France

(110) La France s'est défendue en pointant les différentes obligations des deux types d'opérateurs d'effacement. Elle affirme que des conditions différentes sont nécessaires précisément pour permettre aux deux types de capacité de participer au mécanisme. En particulier, la contrepartie exigée d'un effacement se valorisant de façon implicite étant plus forte (activation versus disponibilité), il est logique que le nombre de jours sur lequel elle porte (jours de PP1) soit inférieur au nombre de jours durant lesquels un opérateur d'effacement explicite doit être disponible.

(111) Certains parties intéressées s'inquiétaient désormais de ce que la durée de la période PP2, bien que supérieure à celle de PP1, soit potentiellement sous-dimensionnée. Selon la France, le dimensionnement des périodes PP1 et PP2 est une question complexe, dont la réponse constitue nécessairement un compromis. RTE a mené des études pour aboutir à un compromis satisfaisant, dont les résultats ont été présentés dans le Rapport d'accompagnement de la proposition de règles du mécanisme de capacité (2014).

(112) En résumé, afin de capter les heures de plus forte consommation (voir figure 5 ci-dessous) tout en étant capable de révéler la participation des consommateurs effaçables à la réduction du risque de défaillance, les autorités françaises ont choisi de retenir une volumétrie de 100 à 150 heures pour la période PP1. Figure 5 Liens entre défaillance et heures de plus forte consommation Source: RTE, Rapport d'accompagnement de la proposition de règles du mécanisme de capacité (2014), p. 139.

(113) Selon la France, PP2 devrait certes être plus longue que PP1 (car la notion d'activation est plus exigeante que celle de disponibilité), mais PP2 ne devrait pas non plus être trop longue pour ne pas désavantager indûment certaines filières, et notamment les effacements. Il ressortait de la même étude de RTE que 99 % des heures de défaillance sont comprises dans les 300 heures de plus forte consommation et que, dès lors, une période PP2 ciblée, contenant entre 100 et 300 heures de plus forte consommation était un choix cohérent pour estimer de façon pertinente la contribution à la réduction du risque de défaillance des capacités d'effacement explicites.

(114) À l'intérieur de cet intervalle de 100 à 300 heures, les autorités françaises ont retenu le chiffre de 250 heures. En effet, ce chiffre permet i) de capter près de 99 % des heures de défaillance (voir la figure 5) et ne conduit donc pas à une dégradation de la captation du risque de défaillance par rapport au choix maximal de 300 heures, ii) d'augmenter la disponibilité des effacements de consommation explicite par rapport aux autres filières (23). Ainsi, pour assurer un même niveau de sécurité d'approvisionnement, les autorités françaises ont fait le choix de retenir un maximum de 250 heures pour la période PP2 afin de maximiser la contribution des effacements explicites pour un même niveau de couverture du risque de défaillance.

(115) Le fait de prévoir une période PP2 10 fois plus longue que la période PP1 reviendrait à mesurer la disponibilité des moyens de production et d'effacement sur 1 000 à 1 500 heures. Au vu des contraintes de disponibilité des capacités d'effacement sur des durées prolongées, l'élargissement de l'obligation de disponibilité aurait comme effet pour ces capacités de réduire leur potentiel de valorisation sur le mécanisme de capacité. 100 MW d'effacement industriel capables de se rendre disponibles sur une centaine d'heures, mais pas sur un millier d'heures, seraient alors valorisés comme 20 MW de production thermique, alors même que les études montrent que leur contribution à la réduction du risque de défaillance est comparable à 90 MW de production thermique. De ce fait, et afin de garantir une concurrence équitable entre les opérateurs d'effacement et les producteurs, les autorités françaises ont choisi de ne pas retenir une période PP2 10 fois plus longue que la période PP1 et de disposer d'une période PP2 ciblée.

(116) Par ailleurs, les autorités françaises rappellent que le mécanisme de capacité prévoit un contrôle de la disponibilité des capacités (en l'absence d'activation spontanée), qui permet bien de garantir qu'il n'y a pas d'effet d'aubaine entre un engagement de disponibilité et un engagement d'activation.

(117) Les autorités françaises sont néanmoins ouvertes à la fixation d'autres valeurs que celles retenues actuellement dans les règles mais considèrent que le cadre actuellement en vigueur constitue un juste équilibre entre les opérateurs d'effacement indépendants et les fournisseurs. Elles estiment donc que le ratio PP1/PP2 devrait être maintenu en l'état pour les premières années de livraison. Sa valeur pourra être réexaminée si les signaux envoyés ne sont pas suffisamment pertinents et une telle évaluation peut être intégrée dans l'évaluation du fonctionnement du marché de la capacité.

4.3.2. Exclusion des capacités transfrontalières

4.3.2.1. Observations des intéressés

(118) Les observations reçues en réaction à la décision d'ouverture font apparaître un large consensus parmi les acteurs du marché pour que le mécanisme français s'ouvre progressivement (c'est-à-dire sans mettre en danger le lancement du mécanisme en janvier 2017) aux capacités transfrontalières.

4.3.2.2. Commentaires et remèdes proposées par la France

(119) En réaction, la France a proposé une prise en compte explicite des capacités étrangères selon un modèle hybride, qui rémunère aussi bien les interconnexions que les capacités de production et d'effacement étrangères. Dans cette proposition, la rémunération la plus importante reviendra soit aux interconnexions soit aux capacités étrangères selon la rareté.

(120) Dans la proposition, les capacités de production et d'effacement étrangères devraient acquérir des tickets d'interconnexion pour pouvoir être certifiées et ensuite offrir leurs garanties de capacité sur le marché de capacité français.

(121) Les tickets seront accordés par frontière sur la base de la contribution des États-membres transfrontaliers à la sécurité d'approvisionnement en France. Ces tickets seront ensuite mis aux enchères «frontière par frontière». Toutes les capacités de production et d'effacement du pays transfrontalier interconnecté à la France par une interconnexion donnée auront la possibilité de participer à l'enchère des tickets d'interconnexion correspondant à cette interconnexion. Les enchères auront lieu en année de livraison -1 (ci-après AL-1). Le dispositif ne s'oppose pas à ce que des capacités contractées sous le mécanisme français participent simultanément à d'autres mécanismes de capacité dans l'Union européenne. Dans ce contexte, il sera alors nécessaire de définir, en partenariat avec les États concernés, des modalités de contrôle et d'évaluation du service rendu.

(122) Une fois que les capacités de production ou d'effacement étrangères ont obtenu des tickets d'interconnexion, elles peuvent se faire certifier et obtenir des garanties de capacités. Elles peuvent ensuite vendre ces garanties de capacité sur le marché de capacité français.

(123) Les autorités françaises s'engagent à mettre en œuvre de manière unilatérale la solution «hybride pragmatique» susmentionnée, c'est-à-dire à intégrer dans leur cadre réglementaire la possibilité pour les installations localisées dans les États membres frontaliers de participer de manière explicite au mécanisme de capacité français sous réserve d'une capacité de transit suffisante aux interconnexions. Ce cadre réglementaire prévoira néanmoins l'accord des gestionnaires des réseaux de transport (24) (GRT) des États membres concernés, sous la forme d'un protocole de coopération permettant la mise en place d'un processus de certification et de contrôles nécessaires à la mise en œuvre du mécanisme.

(124) En l'absence de signature d'un tel protocole par certains GRT des États membres concernés, les autorités françaises s'engagent à mettre en place une procédure de sauvegarde permettant de disposer d'une participation explicite des capacités étrangères au mécanisme de capacité et de sortir ainsi définitivement du modèle basé sur une participation implicite. Cette procédure de sauvegarde consistera en une participation explicite des interconnexions (solution qui peut être mise en place sans le concours des autres États membres et qui permet de refléter la valeur apportée par les capacités d'interconnexions à la sécurité d'approvisionnement de la France).

(125) La mise en œuvre de ces engagements nécessite une révision du décret de 2012, pris en Conseil d'État après avis du Conseil supérieur de l'énergie, du Conseil national d'évaluation des normes, de la Commission de régulation de l'énergie et de l'Autorité de la concurrence. Les autorités françaises considèrent qu'il n'est pas envisageable de prévoir une adoption du décret avant la fin 2017 puis une révision des règles prises pour son application. Les autorités françaises considèrent que cette étape pourrait prendre environ 6 mois. Le calendrier présenté par les autorités françaises repose donc sur une déclinaison dans le cadre réglementaire en 2018 pour une mise en œuvre effective pour l'année de livraison 2019.

4.3.3. L'absence de signaux pour les nouveaux investissements

4.3.3.1. Observations des intéressés

(126) La Commission a reçu de nombreuses réponses à ce sujet et les points de vue exprimés étaient très divergents.

(127) La majorité (sept) des répondants convient que le mécanisme ne peut, dans sa forme initiale, encourager de nouveaux investissements dans des centrales de production. Les motifs le plus souvent cités sont notamment l'absence de signal de prix représentatif suffisamment en amont de l'année de livraison, le plafond du prix de la capacité fixé à 40 000 EUR/MW (résultant du plafond applicable au mécanisme de règlement des écarts) et l'absence de contrats à long terme.

(128) Dans leur majorité, les répondants ont, en effet, confirmé soit que le mécanisme était trop complexe, soit qu'il était pour le moins difficile pour les fournisseurs, et en particulier pour les nouveaux entrants, d'estimer leurs futurs portefeuilles. Un des répondants a souligné qu'un mécanisme de capacité centralisé pourrait éviter ce type de problèmes.

(129) Deux producteurs (historiques) ne partagent pas cet avis et pensent que le mécanisme permettra d'attirer de nouveaux investissements, notamment en raison du délai de 4 ans avant l'année de livraison, de la possibilité pour le marché de développer des produits à terme et du signal de prix, qu'ils jugent fiable. Ils estiment en outre que le mécanisme prévoit des garde-fous suffisants pour assurer la transparence des obligations de capacité, notamment grâce à la publication régulière, par RTE, des prévisions relatives au niveau global de garanties de capacité requises pour chaque année de livraison.

(130) Deux autres répondants (des producteurs alternatifs) font remarquer que l'objectif principal du mécanisme est de maintenir en exploitation les capacités existantes plutôt que de stimuler de nouveaux investissements.

4.3.3.2. Commentaires et remèdes proposées par la France

Absence de contrats à long terme

(131) Suite aux retours des parties tierces, les autorités françaises se sont engagées à mettre en place un dispositif de contractualisation pluriannuelle visant à favoriser l'investissement dans de nouvelles capacités. Toutes les nouvelles capacités (25) seront éligibles au dispositif si elles ne disposent pas déjà d'un mécanisme de soutien.

(132) Afin de permettre un délai de mise en œuvre suffisant aux nouveaux projets, une première enchère de garanties de capacité sera organisée sur la plateforme EPEX en AL-4. Les nouvelles capacités potentielles devront soumettre leurs offres à RTE au dernier trimestre de l'AL-4. Les offres doivent principalement proposer un prix et un volume.

(133) La compétitivité du prix est ensuite comparée avec un «prix de référence initial» au-delà duquel les offres ne seraient pas retenues. Le prix de référence initial sera un prix pondéré (26) de la capacité résultant non seulement de l'enchère organisée en AL-4 pour l'année de livraison AL, mais aussi des enchères organisées au cours de cette même année pour les années de livraison AL-2 et AL-1, comme indiqué à la figure 6. Figure 6 Proposition de composition du prix de référence initial Source: Lettre des autorités françaises du 9 septembre 2016.

(134) Le prix de référence initial ne sera donc pas connu des acteurs de marché au préalable et ce sont les résultats du marché qui permettront de déterminer ce prix de référence initial.

(135) En ce qui concerne les volumes à contracter, les autorités françaises appliqueront une courbe de demande permettant de limiter ces volumes aux offres qui sont réellement compétitives sur le long terme. La courbe de demande sera élaborée annuellement par RTE et approuvée par la CRE, et devra refléter la valeur de la nouvelle capacité pour la collectivité. Il s'agit en effet de s'assurer que le mécanisme de contractualisation pluriannuelle aura effectivement un impact positif pour les consommateurs.

(136) Les capacités sélectionnées bénéficieront d'un contrat pour différence d'une durée de 7 ans comparable, dans son fonctionnement, à un complément de rémunération (feed-in premium), ce qui veut dire que tout écart entre le prix de l'offre et le prix de référence marché donne lieu soit à un remboursement de la différence (si le PRM est supérieur au prix de l'offre) soit à un encaissement (si le PRM est inférieur au prix de l'offre). Toutefois, afin d'inciter les opérateurs du marché à s'efforcer de maximiser leurs revenus, tout revenu généré par la vente de garanties à un prix supérieur au prix de l'offre ne donne pas lieu à remboursement de la différence (prix de vente — prix de l'offre) par l'investisseur.

(137) Les autorités françaises envisagent, en outre, l'introduction de critères environnementaux conduisant à accorder une préférence aux producteurs émettant peu de carbone, sous la forme i) d'une préséance environnementale, à caractéristiques techniques et économiques identiques, et ii) d'un plafond sur les émissions pouvant être générées par un actif qui bénéficierait du cadre spécifique pour les nouvelles capacités. Les critères environnementaux, tel que le niveau d'émission des gaz à effets de serre, seront définis dans les règles et l'offre la mieux disante sur le plan environnemental pourra être retenue le cas échéant. Par ailleurs, les installations existantes resteront soumises à la règlementation environnementale en vigueur, européenne et française, ce qui pourra nécessiter pour ces installations, le cas échéant, des investissements de mise en conformité.

(138) Les autorités françaises s'engagent à mettre en œuvre le dispositif pour une sélection des capacités en 2019 associée à une première participation effective des capacités sélectionnées pour l'année de livraison 2023. En outre, elles s'engagent à mettre en œuvre dès 2019 un dispositif transitoire de contrats pluriannuels, permettant de couvrir la période comprise entre 2020 et 2023. A titre d'exemple, cela voudrait dire qu'en 2019, un dispositif «pérenne» pour l'année de livraison 2023 serait lancé mais également un dispositif transitoire pour les années de livraison 2020, 2021 et 2022.

Difficulté pour les fournisseurs de prévoir longtemps à l'avance l'évolution de leurs portefeuilles de clients

(139) Les autorités françaises estiment que les prévisions régulières de RTE devraient fournir une aide suffisante aux fournisseurs pour leur permettre de mieux prévoir le niveau définitif de leur obligation de capacité. Les autorités y rajoutent que les fournisseurs ont la possibilité, au moins pendant les premières années du mécanisme, de rééquilibrer leurs capacités sans frais jusqu'à la fin de l'année de livraison.

(140) Nonobstant ce qui précède, et en complément de ces garde-fous, les autorités françaises proposent d'inscrire dans les règles du mécanisme de capacité des dispositions sur l'accompagnement des fournisseurs alternatifs en ce qui concerne le calcul de leur obligation de capacité. À l'heure actuelle, les règles prévoient que RTE notifie à chaque fournisseur un niveau d'obligation prévisionnel un an après l'année de livraison, puis un niveau d'obligation définitif deux ans après l'année de livraison. En complément, RTE a développé des outils d'accompagnement permettant d'informer les acteurs sur leur niveau d'obligation avant ces échéances. La France propose de formaliser l'obligation pour RTE d'accompagner les fournisseurs dans le calcul de leur obligation, notamment par la mise à disposition d'outils permettant aux fournisseurs alternatifs de mieux anticiper leur obligation de capacité et par l'inscription de guichets réguliers au cours desquels les fournisseurs utiliseront ces outils pour avoir une prévision de leur obligation. Les fournisseurs auront également la faculté d'utiliser ces outils à leur demande en dehors de ces guichets inscrits dans les règles.

Absence potentielle d'incitations pour que les acteurs soient en équilibre avant l'Année de livraison

(141) En outre, les autorités françaises se sont engagées à réviser les modalités de rééquilibrage, afin d'inciter les exploitants de capacité à se certifier au plus juste possible. Plus précisément, les coûts des rééquilibrages appliqués aux acteurs sont calculés en fonction du volume de rééquilibrage de chaque acteur: 1) lorsque la somme des rééquilibrages est inférieure à 1 GW (somme des valeurs absolues), le rééquilibrage reste gratuit avant l'année de livraison; 2) lorsque la somme des rééquilibrages est supérieure à 1 GW (somme des valeurs absolues), les rééquilibrages avant l'année de livraison sont payants.

(142) La progressivité des coûts de rééquilibrage, selon les cas, est illustrée dans la figure 7 ci-dessous (année de livraison: 2020), avec un prix unitaire croissant à mesure que l'on se rapproche de l'année de livraison. Figure 7 Illustration du nouveau cadre proposé pour les rééquilibrages pour l'année 2020 avec k = 0,2 Source: Lettre des autorités françaises du 9 septembre 2016.

(143) Les exploitants de capacité doivent désormais se rééquilibrer dans un délai court et défini dans les règles lors d'évènements importants (c'est-à-dire entraînant une indisponibilité des moyens par rapport à leurs prévisions de disponibilités, comme mise sous cocon, fermeture définitive, avarie conduisant à une diminution de la disponibilité pendant une période longue, etc.) (27).

(144) Les autorités françaises proposent aussi une modification du mécanisme de règlement des écarts afin d'encore décourager les acteurs du marché à présenter des écarts négatifs ou positifs à l'un ou l'autre moment. En particulier, le coefficient d'incitation «k», appliqué aux déséquilibres, sera doublé (il était fixé à 0,1 dans l'arrêté du 22 janvier 2015 mais sera donc augmenté à 0,2) et sera d'ailleurs encore accru pour les déséquilibres négatifs dépassant un seuil de maximum 1 GW et encore moins rémunérateur pour les déséquilibres positifs également dépassant un seuil maximal de 1 GW (le niveau précis des seuils reste à définir par les autorités sur base d'un retour du marché mais il ne dépassera de toute façon pas 1 GW). Ces modifications sont illustrées à la figure 8. Figure 8 Illustration de la proposition de règlement des écarts avec l'effet de seuil de 1 GW et avec k = 0,2 Source: Lettre des autorités françaises du 9 septembre 2016.

Le plafond sur le prix des règlements des écarts ne reflète pas CONE

(145) En complément, les autorités françaises se sont engagées à augmenter progressivement le prix administré (qui est un plafond sur le prix des écarts et, dès lors, indirectement sur le prix des garanties de capacité), selon le calendrier suivant: 1) en 2017, un prix administré de 20 000 EUR/MW pour que les acteurs puissent apprendre à maîtriser le fonctionnement du marché avec des risques limités, du fait de la mise en œuvre effective tardive du dispositif; 2) en 2018 et 2019, un prix administré à 40 000 EUR/MW; 3) à partir de 2020, un prix administré à 60 000 EUR/MW pour que le mécanisme de capacité puisse, le cas échéant, envoyer des signaux de prix correspondant à des besoins en nouvelles capacités, dans un marché qui devrait alors avoir atteint une maturité suffisante.

(146) En outre, les autorités françaises s'engagent pour les années de livraison 2021 et suivantes, à actualiser annuellement le prix administré pour le porter à une valeur correspondant au CONE, notamment aux coûts d'une centrale à gaz de type CCG ou cycle ouvert, tel que calculé par le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité et approuvé par le régulateur. Cette actualisation ne se fait pas nécessairement par le biais d'une procédure de révision complète des règles du mécanisme de capacité.

(147) Ce calendrier permet i) de faire coïncider une éventuelle hausse du prix administré avec l'entrée en vigueur du dispositif de contrats pluriannuels pour les nouvelles capacités et ii) d'interroger les acteurs de marché conjointement sur la hausse du prix administré et sur l'introduction du dispositif de contrats pluriannuels pour les nouvelles capacités (28).

(148) En complément de ce qui précède et de ce qui était indiqué à la décision d'ouverture, la Commission avait indiqué dans les discussions avec les autorités françaises qu'elle craignait que le spread entre l'ARENH et le prix de l'électricité sur le marché de l'énergie ne puisse aussi constituer un plafond implicite sur les prix de capacité, étant donné que le produit ARENH inclut les garanties de capacités.

(149) Les autorités françaises ont répondu que: 1) le volume des garanties de capacité lié au produit ARENH est suffisamment faible en comparaison avec la totalité du marché de capacité et n'est, dès lors, pas capable d'influencer le prix des autres garanties de capacité; et 2) le spread actuel est plus ou moins égal à 10 EUR/MWh, ce qui correspond à un prix capacitaire de 87 600 EUR/MW. Le prix administré de la capacité étant respectivement fixé à 20 000 EUR/MW/an, 40 000 EUR/MW/an et 60 000 EUR/MW/an pour les années 2017, 2018-2019 et 2020, l'ARENH n'est pas un produit compétitif actuellement (29).

(150) Néanmoins, les autorités françaises s'engagent, dans le cadre d'une évaluation future du fonctionnement du marché, à étudier l'opportunité de «financiariser» la part capacité du produit ARENH (30), afin d'éviter que ce produit ne perturbe la formation libre des prix sur le marché de capacité.

4.3.4. Autres griefs de la Commission

(151) Au considérant 182 de la décision d'ouverture, la Commission avait indiqué que la France devait clarifier pourquoi certaines des propositions d'amélioration du mécanisme faites par l'Autorité de la concurrence dans son avis no 12-A-09 du 12 avril 2012 n'avaient pas été retenus.

(152) Les autorités françaises ont expliqué que, tenant compte des amendements proposés (c'est-à-dire contraindre les producteurs à déclarer la disponibilité prévisionnelle de leurs installations de production sur la base de la disponibilité historique de ces installations et mettre en œuvre un mécanisme pour la participation explicite des capacités transfrontalières), il ne restait que deux propositions de l'Autorité de la concurrence non retenues: 1) prévoir de ne pas attribuer de certificats aux installations en obligation d'achat (renouvelables), dans la mesure où les tarifs de rachat de l'électricité produite par ces installations couvrent déjà les coûts complets de ces installations; et 2) ne pas faire supporter le financement de l'appel à projet transitoire par les fournisseurs alternatifs.

(153) Concernant à la première proposition non retenue, les autorités ont expliqué qu'elles avaient retenu la certification des installations en obligation d'achat afin de respecter le caractère market-wide du mécanisme de capacité. En revanche, afin d'éviter un éventuel cumul de rémunérations pour les installations sous obligation d'achat, il a été décidé que les acheteurs obligés seraient responsables de la certification de ces installations, et détenteurs des garanties de capacités associées, les recettes tirées de la vente des capacités étant déduites de la compensation des acheteurs obligés.

(154) Quant à la seconde proposition non retenue, les autorités ont expliqué qu'il a été décidé de ne pas mettre en œuvre l'appel à projets transitoire; les fournisseurs alternatifs n'ont donc à supporter aucun coût. Ils supporteront néanmoins des coûts pour ce dispositif dans le futur, puisque le dispositif de sécurisation actuel sera bien annulé et remplacé par le dispositif de contrats pluriannuels après l'évolution du décret.

4.4. Proportionnalité

4.4.1. Surestimation de la consommation

4.4.1.1. Observations des intéressés

(155) Les observations des parties tierces sur ce point sont intégrées dans la section 4.3.3.1 ci-dessus.

Commentaires de la France

(156) Les commentaires de la France sur ce point sont repris au considérant 139 ci-dessus.

(157) Nonobstant lesdits commentaires, les autorités proposent d'obliger RTE à accompagner les fournisseurs alternatifs en ce qui concerne le calcul de leur obligation de capacité, tel qu'expliqué au considérant 140.

4.4.2. Manque de transparence sur la fixation du prix de la capacité

4.4.2.1. Observations des intéressés

(158) Une large majorité des répondants (treize) déplore le manque de visibilité des transactions de gré à gré, et plus particulièrement des transactions intragroupe, alors que plusieurs d'entre eux estiment que la plupart des transactions devraient se faire sous cette forme. Un des répondants a à nouveau souligné qu'un mécanisme de capacité centralisé pourrait éviter ce type de problèmes.

(159) L'opérateur historique estime lui que le mécanisme, dans sa forme actuelle, offre des garanties suffisantes pour assurer la transparence des échanges (y compris intragroupe), notamment: 1) l'obligation de tenir des comptes séparés dans le registre des garanties de capacité (un compte pour les exploitants de capacité et un compte pour les fournisseurs); et 2) l'obligation de transparence à l'égard de la CRE et la surveillance par cette dernière des transactions internes.

4.4.2.2. Commentaires de la France

(160) Les autorités françaises mentionnent aussi les garanties relevées par l'opérateur historique (reprises au considérant 160). Elles précisent également que, compte tenu de la nécessité pour les fournisseurs de s'adapter à l'évolution de leur clientèle, il semble opportun de maintenir la possibilité des échanges de gré à gré entre les acteurs du marché en complément des enchères périodiques. Un mécanisme d'échanges continus garantirait cette souplesse, ainsi que la visibilité des transactions et des prix, et permettrait d'atténuer l'asymétrie d'informations entre les acteurs du marché. Toutefois, la participation à un tel mécanisme serait coûteuse, en particulier pour les fournisseurs relativement modestes. Les autorités françaises proposent dès lors de maintenir les transactions de gré à gré en association avec un marché organisé, où le prix de chaque transaction serait rendu public.

(161) Elles proposent cependant aussi de prévoir des garanties supplémentaires afin d'accroître la transparence et la représentativité des échanges de capacité.

(162) Le mécanisme prévoit déjà que les prix des enchères sur la plateforme qui sera mise en place par EPEX Spot seront publics. Afin de garantir un niveau de transparence équivalent à celui d'une plateforme de négociation pour les transactions de gré à gré, les autorités françaises proposent de donner à tous les acteurs un accès au registre des transactions gré à gré (rendus anonymes), assurant ainsi la visibilité des volumes et des prix, tout en garantissant l'anonymat des opérateurs. Les parties intéressées pourront alors prendre ces informations en considération dans leur stratégie d'achat et de vente dans les enchères organisées.

(163) De plus, les enchères seront renforcées. Les autorités françaises se sont engagées à augmenter la liquidité des enchères organisées, en portant le nombre d'enchères au cours des 4 années précédant la première année de livraison à 15, soit 1 nouvelle enchère en l'année de livraison AL-4, 4 en AL-3, encore 4 en AL-2 et finalement 6 en AL-1 (dans la version initiale du mécanisme, les autorités françaises avaient prévu seulement 10 enchères, étalées sur les 3 années précédant l'année de livraison).

(164) En outre, les autorités françaises s'engagent à contraindre, dans le cadre réglementaire, certains exploitants de capacité à offrir sur le marché leurs certificats sur la base du schéma suivant: 1) AL-4: 25 % du niveau de capacité certifiée; 2) AL-3: le maximum entre 25 % du niveau de capacité certifiée et 25 % du volume de certificats de capacité invendus; 3) AL-2: le maximum entre 25 % du niveau de capacité certifiée et 50 % du volume de certificats de capacité invendus; 4) AL-1: le maximum entre 25 % du niveau de capacité certifiée et 100 % du volume de certificats de capacité invendus.

(165) Cette contrainte s'appliquera aux responsables des périmètres de certification détenant un volume de capacité excédant un seuil de 3 GW.

4.4.3. Exclusion de certains types d'exploitants de capacité du mécanisme

(166) Les observations des parties tierces et les commentaires des autorités françaises quant à la potentielle discrimination entre les différents types de capacité d'effacement sont élaborés à la section 4.3.1.

(167) Les observations des intéressés et les propositions des autorités françaises pour remédier à l'exclusion notamment des capacités transfrontalières et des nouveaux investissements sont décrits à la section 4.3.3.

4.4.4. Le pouvoir de marché d'EDF

4.4.4.1. Risque de rétention de capacités

Observations des intéressés

(168) Trois quarts des parties ayant réagi à la décision d'ouverture font spécifiquement référence au risque de rétention de capacités dans le mécanisme français.

(169) Une association de consommateurs industriels français craint qu'EDF n'ait un intérêt à influencer le prix de référence de marché (PRM) à la hausse et à vendre l'excédent de capacité après l'année de livraison, étant donné que: 1) dans un tel cas, la pénalité qu'EDF paiera au règlement des écarts sera largement compensée par les recettes tirées d'un PRM relativement élevé; et 2) le PRM sera utilisé pour facturer le coût de la capacité à la très grande majorité des consommateurs, et sera dès lors répercuté sur ces derniers.

(170) Un fournisseur alternatif a fait remarquer qu'outre le fait que les enchères organisées ne seront probablement pas très représentatives des échanges réalisés dans le cadre du mécanisme (les fournisseurs devraient être tentés de choisir des transactions bilatérales pour éviter les paiements anticipés au comptant), le fait que le PRM ne prendra pas en compte les transactions réalisées pendant et après l'année de livraison pourrait avoir pour effet d'encore affaiblir l'effet dissuasif du mécanisme de règlement des écarts et encourager ainsi les stratégies de rétention des détenteurs de capacités.

(171) Afin de mieux encourager les opérateurs de capacité à ne pas faire de rétention de capacités, ce fournisseur alternatif propose trois mesures correctives: 1) revoir l'assiette du PRM; 2) renforcer le caractère dissuasif du mécanisme de règlement des écarts; et 3) supprimer le dispositif de sécurisation (fall back tender), puisque ce dernier peut inciter les opérateurs à adopter une stratégie de rétention.

(172) L'association des fournisseurs et producteurs alternatifs AFIEG critique l'option du rééquilibrage des capacités sans frais avant l'année de livraison, parce qu'elle permet, à son avis, de jouer avec la disponibilité de la flotte nucléaire, et ainsi de créer des pénuries ou des surcapacités artificielles.

Commentaires de la France

(173) Compte tenu de ces réactions par les acteurs de marché à la décision d'ouverture, les autorités françaises ont exprimé leur volonté d'améliorer le dispositif afin de réduire au minimum tout risque d'abus de pouvoir de marché.

(174) En particulier, elles s'engagent à contraindre les exploitants de capacité à certifier à l'avance avec précision l'ensemble de leurs capacités disponibles et ont limité leurs possibilités de certification à un tunnel fixé autour des valeurs de référence historiques (voir figure 9). Tout écart par rapport à cette plage doit être justifié auprès de RTE et du régulateur. Figure 9 Illustration du tunnel de certification Source: Lettre des autorités françaises du 9 septembre 2016.

(175) En outre, les autorités françaises se sont engagées à réviser les modalités de rééquilibrage, afin d'inciter les exploitants de capacité à se certifier au plus juste possible. Elles proposent que tout rééquilibrage cumulé significatif (dépassant un seuil de maximum 1 GW; le niveau précis du seuil est à définir par les autorités sur base d'un retour du marché mais il ne dépassera de toute façon pas 1 GW) intervenant avant l'année de livraison, déclencherait une sanction. La sanction, visant à dissuader les exploitants de capacité de sous-certifier ou sur-certifier leurs capacités, augmente progressivement jusqu'au moment du règlement des écarts. Les exploitants de capacité doivent aussi se rééquilibrer dès qu'ils ont connaissance d'un événement entraînant une indisponibilité des moyens (mise sous cocon, fermeture définitive, avarie conduisant à une diminution de la disponibilité pendant une période longue, etc.) par rapport à leurs prévisions de disponibilités.

(176) Les autorités proposent aussi une modification du mécanisme de règlement des écarts afin d'encore décourager les acteurs du marché à présenter des écarts négatifs ou positifs à l'un ou l'autre moment. En particulier, le coefficient d'incitation «k», appliqué aux déséquilibres, sera doublé et sera d'ailleurs encore accru pour les déséquilibres négatifs dépassant un seuil de maximum 1 GW et encore moins rémunérateur pour les déséquilibres positifs également dépassant un seuil maximale de 1 GW (le niveau précis des seuils restera à définir par les autorités sur base d'un retour du marché mais il ne dépassera de toute façon pas 1 GW).

(177) En réponse au grief d'un fournisseur alternatif selon lequel le dispositif de sécurisation peut inciter les opérateurs à adopter une stratégie de rétention, les autorités françaises ont confirmé que ce dispositif de sécurisation serait bien annulé et remplacé par le dispositif de contrats pluriannuels (décrit aux considérants 131 à 138 de la présente).

(178) Enfin, comme expliqué aux considérants 146 et 147 de la présente, les autorités françaises proposent d'augmenter la quantité maximale de compensation des écarts de prix appliquée en cas de grave menace à la sécurité de l'approvisionnement (c'est-à-dire un déséquilibre global négatif supérieure à 2 GW). Il est proposé que ce plafond (le prix administré ou Padmin) soit renforcé progressivement de 20 000 EUR/MW en 2017 à 40 000 EUR/MW en 2018 et 2019, et finalement à 60 000 EUR/MW en 2020. À partir de l'année de livraison 2021 les autorités françaises actualiseront annuellement le prix administré pour le porter à une valeur correspondant aux coûts d'un nouvel entrant (CONE), notamment aux coûts d'une centrale à gaz de type CCG ou cycle ouvert, tel que calculé par le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité et approuvé par le régulateur.

4.4.5. Risque de rétention de garanties

4.4.5.1. Observations des intéressés

(179) Quatre répondants craignent particulièrement le risque de rétention de garanties de capacité ou, en tout état de cause, un manque de liquidité sur le marché des garanties.

(180) L'association des fournisseurs et producteurs alternatifs AFIEG a fait remarquer que le mécanisme obligeant les acteurs du marché qui ont un excédent de garanties après l'année de livraison (mais avant le règlement des écarts) à vendre cet excédent aux enchères ne sera pas suffisant pour prévenir les rétentions de garanties avant l'année de livraison (période prise en compte pour la détermination du PRM).

(181) Outre les suggestions destinées à accroître les incitations à être en équilibre avant l'année de livraison (révision de l'assiette du PRM et renforcement de l'effet dissuasif du mécanisme du règlement des écarts), les répondants proposent deux mesures pour améliorer l'accès aux garanties de capacité: 1) obliger EDF à revendre ses garanties d'une manière ou d'une autre (par exemple, au moyen d'un «programme de cession de garanties», en lui imposant un rôle de «teneur de marché»); ou 2) améliorer le produit ARENH: a) en instaurant un ARENH capacitaire. Pour ce faire, il convient de scinder l'ARENH en deux produits: un produit capacitaire et un produit «énergie»; chaque fournisseur serait libre de souscrire indifféremment un des deux produits ou de souscrire les deux produits simultanément; et/ou b) en révisant à la hausse le volume de capacités embarquées par le produit «énergie» d'ARENH (1,15 garantie par MW d'ARENH). À cet égard, les autorités françaises ont insisté sur le fait que les fournisseurs ont l'obligation de faire une offre publique de vente pour toutes les garanties excédant leurs besoins internes. Elles estiment que cela devrait permettre d'éviter toute rétention potentielle de capacités. En outre, une partie des garanties de capacité détenues par l'opérateur historique serait automatiquement transférée aux fournisseurs alternatifs par l'intermédiaire de l'ARENH et le régulateur continuerait à surveiller tout abus de pouvoir de marché potentiel.

4.4.5.2. Commentaires de la France

(182) Compte tenu de ces craintes, les autorités françaises se sont engagées à réviser le mécanisme de façon à obliger les exploitants de capacité à offrir certains volumes minimaux de garanties lors de chaque session d'enchères organisée avant l'année de livraison, tel qu'expliqué aux considérants 165 et 166. En plus, des enchères supplémentaires seront organisées, tel qu'expliqué au considérant 164.

4.4.6. Risque de ciseau tarifaire par l'opérateur historique dominant

4.4.6.1. Observations des intéressés

(183) Renvoyant à un avis émis par l'Autorité de la concurrence en 2012, deux répondants craignent des subventionnements croisés entre la branche production et la branche commercialisation de l'opérateur historique (à savoir la vente de garanties de capacité aux concurrents à un prix plus élevé que le prix de cession interne entre sa branche production et sa branche commercialisation, avec pour conséquence un effet d'exclusion des concurrents du marché de la fourniture d'électricité). Ce subventionnement croisé pourrait, selon eux, entraîner un «ciseau tarifaire» pour un fournisseur alternatif dépourvu d'actifs de production, étant donné qu'il serait contraint d'acheter des garanties sur le marché pour faire face à ses obligations de capacité.

4.4.6.2. Commentaires de la France

(184) En ce qui concerne la possibilité de pratiques d'éviction par les prix (compression de marges ou ciseau tarifaire, prix prédateurs), les autorités françaises ont rappelé que de telles pratiques anticoncurrentielles font déjà l'objet d'un contrôle et de sanctions par l'Autorité de la concurrence.

(185) Néanmoins, afin de faciliter la détection de telles pratiques, les autorités renforceront les règles en contraignant les acteurs verticalement intégrés à communiquer à la Commission de régulation de l'énergie leur méthode de prise en compte du prix des garanties de capacité dans leurs offres.

(186) Ils spécifieront aussi plus clairement dans les règles que les acteurs verticalement intégrés sont tenus de déclarer un prix pour toute transaction interne portant sur des garanties de capacité. Une lacune dans la législation permettant le transfert gratuit de garanties sera ainsi corrigé.

(187) Enfin, les autorités françaises se sont engagées à accorder aux acteurs du marché un plein accès au registre des garanties de capacité, dans lequel les transactions de gré à gré seront enregistrées, tout en garantissant l'anonymat des opérateurs de chaque transaction.

4.5. Prévention des effets négatifs sur la concurrence et les échanges

4.5.1. Barrières à l'entrée de nouvelles capacités de production

(188) Les observations des parties tierces et les commentaires et remèdes des autorités françaises quant à la participation des nouvelles capacités de production au mécanisme de capacité français sont discutés à la section 4.3.3.

(189) Dans leur réponse à la décision d'ouverture du 17 décembre 2015, les autorités françaises ont indiqué que le mécanisme proposé n'est pas nécessairement prévu pour générer de nouveaux investissements massifs augmentant la capacité de production totale, mais plutôt pour s'assurer de la disponibilité des capacités nécessaires, par exemple pour faire face à une vague de froid hivernale.

(190) Néanmoins, les autorités françaises ont reconnu qu'il convenait que le mécanisme permette aux nouvelles capacités de production de rivaliser avec la capacité de production existante ainsi que la nécessité de disposer d'un cadre plus stable pour les nouveaux entrants qui facilite cette concurrence. Deux nouveaux éléments ont été proposés pour remédier à ce problème: 1) comme décrit aux considérants 146 à 148, le relèvement progressif au fil du temps du prix administré, qui passera dans un premier temps de 20 000 EUR/MW pour l'année de livraison 2017 à 40 000 EUR/MW pour les années de livraison 2018 et 2019, et enfin à 60 000 EUR/MW pour l'année de livraison 2020. À partir de l'année de livraison (AL) 2021, les autorités réviseront annuellement ce prix administré pour le porter à une valeur correspondant aux coûts d'un nouvel entrant (CONE), notamment aux coûts d'une centrale à gaz de type CCG ou cycle ouvert, tel que calculé par le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité et approuvé par le régulateur; et 2) la mise en place d'un régime pluriannuel de contrats pour différence (CFD) spécifiques pour les nouvelles capacités de production, tel que décrit aux considérants 131 à 138.

4.5.2. Discrimination entre effacement implicite et effacement explicite

(191) Les observations des parties tierces et les commentaires des autorités françaises concernant ce point ont été abordés/développés à la section 4.3.1.

4.5.3. Participation explicite des capacités étrangères

(192) Les observations des parties tierces et les commentaires et remèdes des autorités françaises quant à la participation explicite des capacités étrangères sont discutés à la section 4.3.2.

(193) Comme indiqué aux considérants 119 à 125, en réponse aux préoccupations de la Commission et des parties tierces, les autorités françaises ont proposé un modèle hybride, prévoyant l'attribution de tickets d'interconnexion qui permettraient, en définitive, la participation des capacités de production et d'effacement situées dans les États membres frontaliers de la France. Leur point de vue est que cette approche est conforme aux principes de base énoncés à l'annexe 2 du Document de travail des services annexé à l'enquête sectorielle sur les mécanismes de capacité de la Commission européenne.

4.5.4. Asymétries d'information entre l'opérateur historique dominant et ses concurrents actuels et potentiels

4.5.4.1. Difficulté pour les fournisseurs de prévoir longtemps à l'avance l'évolution de leurs portefeuilles de clients

Observations des intéressés

(194) Les observations des parties tierces sur ce point sont intégrées dans la section 4.3.3.1 ci-dessus.

Commentaires de la France

(195) Les commentaires de la France sur ce point sont repris au considérant 139 ci-dessus.

(196) Comme expliqué au considérant 140 ci-dessus, la dernière proposition des autorités françaises est d'aider les fournisseurs à mieux estimer leurs futurs portefeuilles de clients et d'encadrer cet accompagnement de manière explicite dans les règles.

4.5.4.2. Manque de transparence sur la fixation du prix de la capacité

Observations des intéressés

(197) Les observations des parties tierces sur ce point sont reprises aux considérants 159 et 160 ci-dessus