DÉCISION DE LA COMMISSION (UE) 2020/348

du 24 octobre 2019

concernant le régime d’aides SA.35980 — 2019/C Royaume-Uni — Réforme du marché de l’électricité: mécanisme de capacité

[notifiée sous le numéro C(2019) 7610]

(Le texte en langue anglaise 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 (ci-après le «traité» ou «TFUE»), et notamment son article 108, paragraphe 2, premier alinéa,

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

après avoir invité les parties intéressées à présenter leurs observations conformément aux articles précités (1), et vu ces observations,

considérant ce qui suit:

1. PROCÉDURE

(1) À la suite de contacts de prénotification, conformément à l’article 108, paragraphe 3, du traité, les autorités britanniques ont notifié à la Commission, le 23 juin 2014, une proposition de mesure visant à soutenir les fournisseurs de capacités sur le marché de l’électricité en Grande-Bretagne (2). Cette mesure est appelée «la mesure» dans la présente décision.

(2) Le 23 juillet 2014, la Commission a décidé de ne pas soulever d’objections à l’égard du régime d’aides établissant la mesure, au motif que ce régime tombait sous le coup de l’article 107, paragraphe 3, point c), du traité et était dès lors compatible avec le marché intérieur (3) (ci-après la «décision de 2014»).

(3) Les premières enchères sur le marché de capacité auquel se rapporte la mesure (ci-après le «marché de capacité») ont eu lieu du 16 au 18 décembre 2014. Elles portaient sur la fourniture de capacité quatre ans plus tard, soit en 2018.

(4) Le 15 novembre 2018, par son arrêt dans l’affaire T-793/14, Tempus Energy et Tempus Energy Technology/Commission (ci-après l’«arrêt du Tribunal»), le Tribunal de l’Union européenne (ci-après le «Tribunal») a annulé la décision de 2014. En résumé, le Tribunal a estimé que compte tenu, d’une part, de la durée et des circonstances de la phase de prénotification et, d’autre part, de l’absence d’instruction appropriée par la Commission, au stade de l’examen préliminaire, de certains aspects du marché de capacité, et plus précisément en ce qui concerne le rôle et le traitement de la gestion de la demande dans le mécanisme de capacité notifié, la Commission aurait dû avoir des doutes quant à la compatibilité de la mesure avec le marché intérieur. Ces doutes auraient dû la conduire à ouvrir la procédure prévue à l’article 108, paragraphe 2, du traité, permettant ainsi aux parties intéressées de présenter leurs observations à la Commission et de mettre les informations pertinentes à sa disposition afin qu’elle soit mieux à même d’apprécier la compatibilité du marché de capacité avec le marché intérieur.

(5) Le Royaume-Uni a transmis des informations complémentaires le 20 décembre 2018.

(6) Le 25 janvier 2019, la Commission a formé un pourvoi contre l’arrêt du Tribunal (affaire C-57/19 P). Le pourvoi n’ayant pas d’effet suspensif, la Commission a réexaminé le marché de capacité afin de se conformer à l’arrêt du Tribunal.

(7) À la suite de ce réexamen, la Commission a informé le Royaume-Uni, par lettre du 21 février 2019, de sa décision d’ouvrir la procédure prévue à l’article 108, paragraphe 2, du traité à l’égard de cette mesure.

(8) La décision de la Commission d’ouvrir la procédure (ci-après la «décision d’ouvrir la procédure») a été publiée au Journal officiel de l’Union européenne (4). La Commission a invité les parties intéressées à présenter leurs observations.

(9) Par lettre du 12 avril 2019, le Royaume-Uni a fait part à la Commission de ses observations concernant la décision d’ouvrir la procédure. La Commission a reçu des observations de la part de 35 parties intéressées. Elle les a transmises au Royaume-Uni et a donné à celui-ci la possibilité d’y répondre. Elle a reçu les réponses du Royaume-Uni à ces observations par lettres des 7 juin 2019, 19 juillet 2019 et 12 septembre 2019.

(10) Le 29 mars 2017, le Royaume-Uni a notifié son intention de se retirer de l’Union en vertu de l’article 50 du traité sur l’Union européenne (ci-après «TUE»). Conformément à l’article 50, paragraphe 3, du TUE, les traités cessent d’être applicables à l’État qui se retire, à partir de la date d’entrée en vigueur de l’accord de retrait ou, à défaut, deux ans après la notification, sauf si le Conseil européen, en accord avec l’État membre concerné, décide à l’unanimité de proroger ce délai. Ce délai a été prorogé à deux reprises, la dernière fois par la décision (UE) 2019/584 du Conseil européen (5), qui l’a prorogé jusqu’au 31 octobre 2019.

(11) Le 11 janvier 2019, par la décision (UE) 2019/274 (6), le Conseil a autorisé la signature de l’accord de retrait convenu au niveau des négociateurs le 14 novembre 2018. Le 17 octobre 2019, le Conseil européen a approuvé l’accord de retrait révisé convenu au niveau des négociateurs. Le 21 octobre, le Conseil, sur proposition de la Commission (7), a modifié la décision (UE) 2019/274 de façon à autoriser la signature de l’accord révisé. L’Union a confirmé à nouveau qu’elle était prête à procéder rapidement à sa signature et à sa conclusion dans l’hypothèse où le Parlement du Royaume-Uni approuverait l’accord de retrait. La quatrième partie de l’accord de retrait prévoit une période de transition commençant à la date d’entrée en vigueur de l’accord, au cours de laquelle le droit de l’Union doit continuer à s’appliquer au Royaume-Uni et sur son territoire, comme établi dans ledit accord.

(12) En tout état de cause, la présente décision ne s’applique que tant que le droit de l’Union est applicable au Royaume-Uni et sur son territoire.

2. DESCRIPTION DÉTAILLÉE DE LA MESURE

2.1. Résumé de la mesure

(13) En 2014, le Royaume-Uni a estimé que le marché de l’électricité en Grande-Bretagne atteindrait des niveaux critiques d’adéquation des capacités de production vers 2017/2018. Il a par conséquent conçu la mesure sous la forme d’un marché de capacité, dans le cadre duquel le gestionnaire de réseau organiserait des enchères centralisées de façon à obtenir le niveau de capacité requis pour garantir l’adéquation des capacités de production.

(14) Dans un premier temps, les enchères organisées dans le cadre de la mesure ont été ouvertes uniquement aux producteurs existants et nouveaux, aux opérateurs de gestion de la demande et aux opérateurs de stockage. Les interconnexions ont été autorisées à y prendre part à partir des deuxièmes enchères, en 2015.

(15) Les adjudicataires se voient attribuer un contrat de capacité en vertu duquel ils reçoivent une rémunération régulière pendant la durée du contrat. En contrepartie, ils s’engagent à fournir de l’électricité en période de tension sur le réseau, si le gestionnaire du réseau leur en fait la demande. Des sanctions financières s’appliquent lorsque le fournisseur de capacité ne fournit pas la quantité d’électricité qu’il s’est engagé à fournir. La mesure est financée par un prélèvement mis à la charge des fournisseurs d’électricité.

(16) Les premières enchères ont été organisées en 2014, pour une livraison en 2018. Elles ont été suivies de trois autres enchères quatre ans à l’avance (ci-après «enchères T-4») (en 2015, 2016 et 2017), d’enchères un an à l’avance (ci-après «enchères T-1») (en 2017) et de deux enchères transitoires (en 2016 et 2017).

(17) Le Royaume-Uni a suspendu la mesure le 15 novembre 2018 à la suite de l’arrêt du Tribunal, mentionné au considérant 4 et faisant actuellement l’objet d’un pourvoi. Le Royaume-Uni a confirmé qu’aucune autre aide ne serait accordée dans le cadre d’enchères sur le marché de capacité, et que les paiements des aides octroyées dans le cadre des enchères qui ont déjà été effectués ont été suspendus dans l’attente d’une décision d’autorisation de la mesure par la Commission.

(18) Néanmoins, après l’arrêt du Tribunal, le Royaume-Uni a mis en place les mesures suivantes: a) des enchères T-1 complémentaires de remplacement, pour une livraison de capacité durant l’année 2019/2020, ont eu lieu en juin 2019. Elles ont débouché sur l’attribution de contrats de capacité conditionnels, subordonnés à l’obtention d’une autorisation d’aide d’État et à la mise en place des mesures procédurales requises par la législation établissant le marché de capacité; b) les contrats de capacité attribués dans le cadre d’enchères antérieures devaient toujours être respectés, de sorte que, sous réserve d’une décision positive concernant l’aide d’État, des paiements de capacité différés pouvaient être effectués en faveur des fournisseurs de capacité qui avaient respecté leurs obligations au cours de la période de suspension; c) les fournisseurs d’électricité devaient continuer de répercuter le prélèvement sur les consommateurs au cours de la période de suspension afin d’être sûrs d’être en mesure de payer la redevance due pour la période de suspension intégralement et rapidement si l’aide d’État était autorisée; et d) des procédures de préqualification ont été entamées le 22 juillet 2019 pour une mise aux enchères T-1 (année de livraison 2020/2021), une mise aux enchères T-3 (année de livraison 2022/2023) et une mise aux enchères T-4 (année de livraison 2023/2024), chacune de ces mises aux enchères devant avoir lieu au cours du premier trimestre de 2020.

2.2. Base juridique et dispositions gouvernementales

(19) La base juridique est la loi britannique sur l’énergie de 2013 (Energy Act 2013). La mise en œuvre de la mesure est régie par la législation dérivée, à savoir le règlement de 2014 relatif à la capacité électrique (Electricity Capacity Regulations 2014), les règles de 2014 relatives à la capacité électrique (rémunération des fournisseurs, etc.) et les règles relatives au marché de capacité (Capacity Market Rules).

(20) Le Royaume-Uni réexamine régulièrement le mécanisme du marché de capacité à la lumière des réactions exprimées à l’issue de chaque procédure de mise aux enchères. Il a également procédé à plusieurs consultations publiques afin d’améliorer progressivement les détails réglementaires de certaines caractéristiques spécifiques du régime. En outre, le régulateur de l’énergie (Ofgem) recueille chaque année le point de vue des parties prenantes sur les modifications qui pourraient être apportées aux caractéristiques opérationnelles et administratives du régime, et modifie les règles. Par ailleurs, un examen plus formel et complet associant le gouvernement et l’Ofgem est prévu tous les cinq ans, afin de déterminer dans quelle mesure le marché de capacité permet d’atteindre les objectifs poursuivis et s’il reste la forme d’intervention la plus efficace pour atteindre ces objectifs. Les objectifs consistent notamment à prendre en considération les défaillances sous-jacentes du marché. En substance, le réexamen comprend les deux étapes suivantes: a) tous les cinq ans, l’Ofgem passe en revue les domaines de la conception du marché de capacité couverts par les règles relatives au marché de capacité, en évaluant l’efficacité du régime et en examinant si les dispositions existantes sont adaptées à sa finalité; et b) le gouvernement évalue le marché de capacité et ses objectifs d’un point de vue plus général, en tentant de déterminer si ce marché aura toujours son utilité à l’avenir ou s’il convient de le supprimer progressivement, et dans quelle mesure les objectifs du marché de capacité pourraient être atteints d’une autre façon, moins contraignante sur le plan réglementaire. À cette fin, le gouvernement s’appuie sur l’examen interne annuel visant à déterminer s’il y a lieu d’organiser les enchères de capacité, ainsi que sur les conclusions du premier examen réalisé par l’Ofgem. Dans le cadre de ce processus de réexamen, le gouvernement procède à des consultations publiques.

(21) Le gouvernement du Royaume-Uni a lancé le premier processus de réexamen à cinq ans en publiant un appel à témoignages en août 2018, par lequel il sollicitait des avis et des témoignages à haut niveau sur des questions telles que la nécessité de maintenir le marché de capacité et les domaines dans lesquels des modifications devaient être apportées en priorité. En septembre 2018, l’Ofgem a publié une lettre ouverte dans laquelle il sollicitait des avis et des témoignages afin de lui permettre de déterminer si les règles atteignaient toujours les objectifs fixés. Le rapport final du réexamen à cinq ans du gouvernement britannique a été publié le 22 juillet 2019 (8), tandis que le rapport final de l’Ofgem a été publié le 31 juillet 2019 (9). En outre, le 22 août 2019, la commission de la science et de la technologie (Science and Technology Committee) de la Chambre des communes du Royaume-Uni a publié un rapport mentionnant, entre autres thèmes, le marché de capacité britannique (10).

(22) La mesure est mise en œuvre par le gouvernement britannique, l’Ofgem, l’organisme de mise en œuvre (National Grid, ci-après «NG»), l’organisme de règlement (une nouvelle institution créée en vertu de la loi sur l’énergie de 2013, placée sous la direction et la supervision du gouvernement), et le prestataire de services de règlement (Elexon). Une brève description générale de leur rôle et de leurs compétences est présentée ci-après.

(23) Le gouvernement britannique se charge de la supervision stratégique du marché de capacité et de la modification des règlements qui le régissent, et veille au maintien de l’obligation de rendre des comptes en ce qui concerne les principaux aspects de la conception du marché de capacité. Les règlements déterminent, par exemple, les critères d’éligibilité généraux pour participer aux enchères du marché de capacité, les fonctions du gestionnaire de réseau pour la mise en œuvre du marché de capacité et le règlement des paiements.

(24) Si le gouvernement britannique a conçu les règles relatives au marché de capacité, c’est l’Ofgem qui se charge de leur mise en œuvre (le gouvernement britannique et l’Ofgem sont tous deux habilités à modifier ces règles). Les règles relatives au marché de capacité comprennent des règles et procédures techniques concernant la préqualification et les enchères de capacité, le contenu des contrats de capacité et les obligations des titulaires d’un contrat de capacité. Lorsqu’il souhaite modifier ces règles, l’Ofgem est lié par une série d’objectifs inscrits dans les règlements et les règles, ce qui garantit la transparence et la confiance dans la gouvernance du marché de capacité. L’Ofgem est également chargé de régler les litiges avec des participants au sujet des résultats de la préqualification.

(25) Le gestionnaire du réseau est National Grid. Il se charge de la mise en œuvre du marché de capacité, qui consiste notamment à: émettre des avis sur la sécurité de l’approvisionnement à destination des ministres, et à recommander la quantité de capacité à mettre aux enchères afin de satisfaire à la norme de fiabilité; préqualifier les participants aux enchères, gérer les enchères de capacité et attribuer les contrats (appelés «contrats de capacité») aux adjudicataires; élaborer et gérer de nouvelles procédures d’appui, telles que la communication d’alertes du marché de capacité (Capacity Market warnings).

(26) Le gouvernement britannique définit les fonctions de mise en œuvre du gestionnaire du réseau dans la législation dérivée, qui sont des «obligations pertinentes» dont l’Ofgem veille à l’exécution. Le gouvernement sait ainsi avec certitude ce qui sera fait tandis que, de son côté, l’Ofgem dispose d’une base claire sur laquelle s’appuyer pour contrôler l’exécution de sa mission de mise en œuvre par NG. Un groupe d’experts techniques procède à un examen indépendant des avis de NG concernant la quantité de capacité à mettre aux enchères.

(27) Le gouvernement britannique a mis sur pied (11) un organisme de règlement du marché de capacité (l’Electric Settlement Company), chargé d’assurer le contrôle, la reddition de comptes et la gouvernance ultimes du processus de règlement et des paiements effectués au titre des contrats de capacité (12). L’organisme de règlement est une société en commandite par actions détenue par le gouvernement, qui en est l’unique actionnaire (13). Il détermine sa propre gouvernance interne de façon à être en mesure de s’acquitter de ses obligations, mais le gouvernement en garde le contrôle général (14).

(28) En février 2013, le gouvernement britannique a annoncé sa décision de sous-traiter certaines fonctions à Elexon Ltd. dans le Journal officiel de l’Union européenne. Elexon agit en tant que prestataire de services de règlement, et est notamment chargée de calculer et de déterminer la rémunération des capacités. Son rôle à ce titre est similaire, quoique plus limité, à celui qui est actuellement le sien dans le cadre du code sur l’équilibrage et le règlement. Un contrat entre l’organisme de règlement et Elexon spécifie le service à fournir, le coût de ce service ainsi que les modalités de suivi des résultats.

2.3. Bénéficiaires

2.3.1. Éligibilité

(29) Les fournisseurs de capacité participent au marché de capacité sous la forme d’unités du marché de capacité (Capacity Market Units, ci-après «CMU»). C’est au niveau des CMU que les demandes de préqualification sont introduites, que les contrats de capacité sont attribués, que les obligations applicables en période de tension sur le réseau sont spécifiées, et que les pénalités/paiements relatifs aux livraisons excédentaires sont calculés. Les producteurs (tant existants que nouveaux), les interconnexions, les opérateurs de stockage et les opérateurs de gestion de la demande peuvent participer.

(30) Les unités de production [définies par rapport à la fourniture d’électricité, elles doivent être en mesure d’assurer un contrôle indépendant, leur production nette doit être mesurée par un(des) compteur(s) par demi-heure, et leur capacité de connexion doit être supérieure à 2 mégawatts (MW)] peuvent participer individuellement en tant que CMU ou collectivement, agrégées à d’autres unités de production éligibles, selon les conditions suivantes: a) les unités font toutes partie de la même unité d’échange (Trading Unit) (c’est-à-dire une centrale électrique); ou b) toutes les unités sont reliées au réseau au même point frontière (Boundary Point); il s’agit du même site, mais le concept de l’unité d’échange ne s’applique pas; ou c) la capacité totale de toutes les unités se situe entre le seuil minimal (2 MW) et celui de 50 MW (production effectivement intégrée répartie sur plusieurs sites).

(31) Les CMU de gestion de la demande sont définies en fonction d’un engagement à réduire la demande. Un opérateur de gestion de la demande est défini comme étant i) un consommateur d’électricité direct; ii) une entité propriétaire du consommateur d’électricité; ou iii) une entité exerçant un contrôle contractuel de la gestion de la demande sur le consommateur d’électricité. L’engagement doit amener le consommateur d’électricité à réduire ses importations d’électricité (mesurées par des compteurs par demi-heure) et/ou à exporter l’électricité qu’il produit grâce à des unités de production qu’il a sur place. Les opérateurs de gestion de la demande peuvent participer individuellement en tant que CMU ou collectivement, agrégés à d’autres. Par ailleurs, chaque composant doit être connecté à un compteur par demi-heure et la capacité de gestion de la demande totale du fournisseur doit être comprise entre 2 MW et 50 MW. Le tableau 1 ci-dessous présente les résultats en ce qui concerne la gestion de la demande pour les enchères organisées avant juillet 2019. Tableau 1 Résultats en ce qui concerne la gestion de la demande pour les enchères de capacité organisées avant juillet 2019 Capacités mises aux enchères (en MW) Contrats remportés (en MW) T-4 2014 603 174 T-4 2015 673 456 T-4 2016 1 798 1 411 T-4 2017 2 246 1 206 T-4 2018 (15) (susp.) 2 618 Sans objet T-1 2017 1 283 443 T-1 2018 (susp.) 2 124 Sans objet T-1 2019 (conditionnelle) 1 333 203 Enchères transitoires 2015 619 475 Enchères transitoires 2016 373 312

(32) Sont exclus du marché de capacité les fournisseurs de capacité bénéficiant déjà d’une aide au titre d’autres mesures. Les fournisseurs suivants ne sont pas admissibles au marché de capacité: a) les centrales à faibles émissions de carbone bénéficiant d’une aide dans le cadre des «Contracts for Difference» (ci-après «CfD») ou du mécanisme de tarif de rachat à petite échelle; b) les producteurs d’énergie renouvelable bénéficiant d’une aide par l’intermédiaire du mécanisme «Renewables Obligation» (ci-après le «RO»), sauf s’ils décident de renoncer aux paiements RO (ils sont autorisés à participer une fois leurs contrats RO arrivés à expiration); c) les centrales bénéficiant du système «Renewable Heat Incentive» (ci-après le «RHI»), car le RHI a été conçu pour compléter le RO et les CfD pour les énergies renouvelables; d) les centrales bénéficiant d’un financement dans le cadre du «Carbon Capture and Storage Commercialisation Competition» du Royaume-Uni, car les CfD pour le captage et le stockage du carbone ont été conçus pour leur apporter le soutien supplémentaire dont elles ont besoin pour être commercialement viables; e) les technologies bénéficiant d’un financement au titre du programme «New Entrants Reserve 300» (ci-après «NER 300») de l’Union européenne, qui vise à soutenir les technologies émergentes à faible intensité de carbone, telles que le captage et le stockage du carbone et l’énergie marémotrice, étant donné qu’elles peuvent également bénéficier d’une aide dans le cadre des CfD; f) les centrales auxquelles NG a attribué des contrats d’une durée de quinze ans pour faire partie de la «Short-Term Operating Reserve» (ci-après la «STOR à long terme») juste avant les propositions stratégiques initiales concernant la réforme du marché de l’électricité en 2010, et qui ont choisi de les maintenir.

(33) Les entreprises ayant participé aux programmes «Enterprise Investment Scheme» (ci-après «EIS») et «Venture Capital Trust» (ci-après «VCT») ne sont pas exclues de la participation au marché de capacité, mais font l’objet d’un contrôle destiné à garantir qu’elles ne reçoivent pas de «double subvention» (afin d’éviter le cumul d’aides d’État).

(34) Bien que les capacités étrangères ne soient pas autorisées à participer directement au marché de capacité, depuis les deuxièmes enchères qui se sont tenues en 2015, les interconnexions sont autorisées à y participer en tant que CMU, sur un pied d’égalité avec les producteurs et les opérateurs de gestion de la demande établis en Grande-Bretagne: elles sont, pour l’essentiel, soumises au même régime de récompenses et pénalités, et un coefficient de déclassement leur est appliqué de façon à refléter leur contribution à la sécurité de l’approvisionnement (16). Le tableau 2 illustre la participation des CMU d’interconnexion aux enchères organisées jusqu’à ce jour. Tableau 2 Participation de CMU d’interconnexion à des enchères du marché de capacité jusqu’à ce jour Type d’enchères T-4 T-1 Année des enchères 2015 2016 2017 2018 (susp.) 2018 (susp.) 2019 (condition.) Année de livraison 19/20 20/21 21/22 22/23 19/20 19/20 Nombre de CMU d’interconnexion préqualifiées 3 5 6 8 3 3 Nombre de CMU d’interconnexion retenues 2 4 6 Sans objet Sans objet 3 Dont interconnexions nouvellement construites 0 0 3 Sans objet Sans objet 1 Dont interconnexions existantes 2 4 3 Sans objet Sans objet 2 Capacité des CMU d’interconnexion retenues (en GW) 1,86 2,34 4,56 Sans objet Sans objet 1,025

(35) Dans sa décision de 2014, la Commission a autorisé l’exclusion de la capacité interconnectée dans les premières enchères (décembre 2014) en raison des contraintes suivantes: a) capacité requise: il était indispensable d’adopter une nouvelle méthode pour l’application du coefficient de déclassement à la contribution de l’interconnexion lors des enchères. Il convenait également de renforcer la coopération avec les autres États membres pour évaluer l’adéquation des capacités de production, afin d’éliminer tout risque de parasitisme lorsque les pays obéissent à des normes de fiabilité différentes; b) préqualification: à ce moment-là, il n’était pas possible pour l’organisme de mise en œuvre de mener à bien, de manière indépendante, la phase de préqualification concernant un fournisseur de capacité étranger. Une coopération avec des gestionnaires de réseau de transport (GRT) étrangers pour la mesure et la vérification, l’appel à des fins de test et des plateformes de partage de données auraient été nécessaires; c) enchères: les enchères auraient laissé libre cours à l’agiotage si la participation des capacités étrangères avait été autorisée. Une nouvelle méthode aurait été nécessaire pour limiter la quantité de capacité étrangère à hauteur de la capacité déclassée de l’interconnexion. En outre, le seuil des preneurs de prix aurait probablement été différent sur un autre marché, ce qui signifie que le prix d’équilibre des enchères établi en Grande-Bretagne n’aurait probablement pas été approprié pour une capacité sur un autre marché, et qu’une enchère zonale aurait peut-être été nécessaire; d) livraison: l’obligation de livrer impose aux producteurs de produire lorsqu’une alerte est lancée sur le marché de capacité quatre heures à l’avance. Sur un autre marché, cela aurait pu conduire à un appel non conforme à la préséance économique, qui aurait entraîné une distorsion du marché (17). Cela n’aurait pas permis d’accroître la sécurité de l’approvisionnement du Royaume-Uni dans un monde où le couplage des marchés est pleinement mis en œuvre, les flux d’électricité répondant déjà à la tarification de la rareté.

(36) Pour la seule année 2014, en l’absence de participation directe de la capacité interconnectée, la contribution attendue de l’interconnexion en période de tension du réseau britannique a correspondu à la quantité de capacité mise aux enchères. Par exemple, si 1 gigawatt (GW) de capacité importée devait être disponible en période de tension sur le réseau britannique, la quantité de capacité mise aux enchères sur le marché de capacité serait réduite de 1 GW. La contribution de l’interconnexion en dehors du cadre du marché de capacité a été initialement évaluée à zéro (marge) par NG lorsqu’elle a recommandé l’objectif T-4 pour l’année de livraison 2018/19, mais a été revue ultérieurement à un chiffre net de 2,1 GW pour les enchères T-1.

2.3.2. Processus de préqualification

(37) La participation au marché de capacité n’est pas obligatoire. Toutefois, toutes les capacités agréées et éligibles sont tenues de participer au processus de préqualification, même si elles n’ont pas l’intention de faire une offre. L’objectif du processus de préqualification est de s’assurer que les participants aux enchères sont en mesure de fournir la capacité qu’ils proposent, et le gestionnaire du réseau peut adapter la quantité de capacité à mettre aux enchères en fonction du volume de capacité retiré des enchères.

(38) Une capacité éligible qui choisit de se retirer des enchères de capacité ne s’expose à aucune pénalité pour défaut de livraison, et ne peut bénéficier d’aucun paiement pour livraison excédentaire. Elle peut réintégrer des enchères ultérieures et participer au marché secondaire. Comme pour les centrales non éligibles, la quantité mise aux enchères est réduite de façon à tenir compte de la quantité de capacité des centrales qui se retirent.

(39) Afin de garantir une capacité fiable pour l’année de livraison, le gestionnaire du réseau procède à des contrôles de préqualification en amont des enchères afin de confirmer l’éligibilité et le statut de soumissionnaire de toutes les capacités potentielles. Les critères de préqualification varient selon le type de capacité (par exemple, la production et la gestion de la demande).

(40) Dans le cadre de la préqualification, les candidats doivent satisfaire à la fois à des exigences générales et spécifiques, qui varient selon qu’il s’agit d’une unité de production existante ou future, ou d’une unité de gestion de la demande. Les exigences générales incluent la constitution d’un dossier administratif de base (coordonnées, état de la licence, structure de l’entreprise, lieu et diverses déclarations des administrateurs). Les unités de production existantes doivent également prouver leurs performances passées. Les unités futures doivent fournir la preuve du permis de construire et de l’accord de raccordement, un plan de construction détaillé ainsi qu’une estimation détaillée de leurs dépenses en capital pour la durée du contrat de capacité pour lequel elles souhaitent soumissionner. Elles sont également tenues de présenter un soutien au crédit (à savoir, une garantie ou «garantie de soumission») afin de démontrer leur sérieux quant à la participation aux enchères et à la mise en place d’une unité opérationnelle avant le début de l’année de livraison.

(41) Les nouvelles capacités de production et les capacités de gestion de la demande non confirmées (par opposition aux capacités de gestion de la demande confirmées (18)) sont tenues de déposer une garantie de soumission s’élevant à 5 000 livres sterling (GBP) (environ 5 650 EUR) par mégawatt pour les enchères T-4 et T-1, et à 500 GBP (environ 565 EUR) par mégawatt pour les enchères transitoires. En ce qui concerne la gestion de la demande, la mesure prévoit que la garantie de soumission sera perdue au prorata du volume de capacité qui n’a pas effectivement été fourni par les opérateurs de gestion de la demande, pour autant que ceux-ci fournissent au moins 90 % du volume de capacité auquel ils s’étaient engagés. S’il est exact que les opérateurs de gestion de la demande peuvent agréger plusieurs sites afin d’atteindre le seuil minimum de 2 MW, il convient de relever qu’ils doivent s’acquitter de la garantie de soumission sur l’intégralité des 2 MW, dès qu’une partie de ce volume, même minime, est constituée de capacités de gestion de la demande non confirmées. Selon le Royaume-Uni, une CMU ne peut être confirmée qu’en tant qu’unité unique, confirmée le même jour au cours de la même période de règlement. Cette exigence de confirmation en tant qu’unité devrait réduire au minimum le risque d’agiotage. Sans elle, les candidats pourraient être confirmés à des moments différents et constituer ensemble une unité qui serait incapable de fonctionner de façon unifiée lors d’une situation de tension, ce qui mettrait en péril la sécurité de l’approvisionnement.

(42) Après avoir mené une consultation en mars 2016, le gouvernement du Royaume-Uni a relevé à 10 000 GBP/MW le montant de la garantie de soumission préalable aux enchères pour les unités de production nouvellement construites, afin de garantir pleinement contre l’augmentation de l’indemnité de résiliation et de contribuer à réduire les demandes spéculatives en exigeant un niveau d’engagement pré-enchères plus élevé. En revanche, le montant de la garantie de soumission préalable aux enchères a été maintenu à 5 000/MW pour les unités de gestion de la demande non confirmées, les parties intéressées ayant indiqué lors de la consultation qu’il était comparativement plus coûteux pour les groupements d’opérateurs de gestion de la demande d’obtenir une couverture de crédit auprès des organismes de prêt.

(43) Le gestionnaire du réseau publie des coefficients de déclassement par type de technologie avant la phase de préqualification. Pour la plupart des catégories de technologie, ces coefficients sont établis sur la base des performances historiques des différents types au cours des sept années précédentes, et représentent la contribution moyenne attendue des centrales en période de tension sur le réseau pour une technologie donnée. Une autre méthode est utilisée pour certaines catégories pour lesquelles les données historiques font défaut ou sont moins pertinentes pour donner une indication fiable des performances futures (par exemple, les interconnexions ou les technologies innovantes telles que le stockage des piles). Les coefficients ainsi établis s’appliquent à l’ensemble des centrales d’une même technologie, indépendamment de leur âge ou de leur situation. Les fournisseurs de capacité qui sont retenus lors des enchères de capacité reçoivent un paiement (au prix d’équilibre) proportionnel à leur coefficient de déclassement multiplié par leur capacité de connexion (volume que leur raccordement au réseau physique leur permet d’exporter sur le système). L’un des objectifs du régime de pénalités est d’affiner le niveau de rémunération, en le fondant non plus sur ce niveau de performance estimé mais sur le niveau de performance effectif des différentes centrales.

2.4. Le processus de mise aux enchères

2.4.1. Détermination de la quantité de capacité à mettre aux enchères

(44) La décision d’organiser ou non les enchères de capacité est prise chaque année, sur la base d’une évaluation indépendante de la capacité électrique réalisée par le gestionnaire du réseau. NG évalue, pour les 15 années suivantes, l’évolution probable des futures marges de capacité, la contribution de la capacité interconnectée et de la gestion de la demande, et recommande le volume de capacité nécessaire pour satisfaire à la norme de fiabilité durable. Cette évaluation permet au gouvernement de déterminer chaque année si des enchères de capacité sont nécessaires.

(45) La quantité de capacité à adjuger lors de chaque mise aux enchères est déterminée sur la base d’une norme de fiabilité durable. Une norme de fiabilité est un niveau objectif de sécurité de l’approvisionnement en électricité, et sert de base à l’établissement d’une courbe de la demande préalablement à chaque mise aux enchères de capacité.

(46) Le Royaume-Uni observe qu’aucun réseau électrique ne peut jamais être fiable à 100 %, et qu’un compromis doit toujours être trouvé entre le coût de la fourniture de capacités de réserve supplémentaires et le degré de fiabilité atteint. La norme de fiabilité permet de trouver ce compromis, car elle indique le moment auquel les coûts liés à la fourniture de capacité l’emportent sur le renforcement de la sécurité d’approvisionnement. Le but est de donner aux investisseurs et aux acteurs du marché une idée précise des objectifs à long terme du gouvernement en matière de sécurité d’approvisionnement, et de permettre une réduction des coûts pour le consommateur. Il s’agit également de faire en sorte que le gouvernement ne puisse pas adjuger un niveau de capacité supérieur au niveau efficace d’un point de vue économique, ce qui permet d’éviter les achats excessifs de capacités britanniques.

(47) Le gouvernement britannique a fixé, pour le marché de l’électricité national, une norme de fiabilité durable équivalant à une prévision de perte de charge de trois heures par an, ce qui correspond à un niveau de sécurité du réseau de 99,97 %. La prévision de perte de charge est le nombre d’heures/de périodes par an au cours desquelles, à long terme, il est statistiquement probable que l’offre ne réponde pas à la demande, et qui reflète le niveau de capacité efficace d’un point de vue économique. La norme de fiabilité a été établie sur une base durable, mais le gouvernement aura la possibilité de la modifier si nécessaire.

(48) Chaque année, le gestionnaire du réseau détermine la quantité de capacité nécessaire pour satisfaire à la norme de fiabilité et adresse un avis au gouvernement dans son rapport sur la capacité électrique (ci-après le «RCE»), au plus tard le 30 mai. La recommandation relative à la quantité de capacité à adjuger lors des enchères de capacité pour satisfaire à la norme de fiabilité est fondée sur l’analyse, par NG, de différents scénarios concernant le niveau de la demande d’électricité et la quantité de capacité fournie par les centrales électriques qui ne sont pas éligibles aux paiements de capacité, par exemple la production à faibles émissions de carbone. Il s’agit donc de l’avis de NG sur la question de savoir s’il y a lieu de se procurer des capacités pour l’année de livraison en question par le biais du marché de capacité et, dans l’affirmative, quelle quantité est nécessaire. Le rapport de NG est examiné par un groupe d’experts techniques, qui adresse au gouvernement un avis sur la fiabilité de l’analyse et des recommandations.

(49) Le gestionnaire du réseau recourt à divers scénarios de la demande ainsi qu’à des variables pour tenir compte des incertitudes liées aux conditions météorologiques, à la disponibilité des centrales, aux flux d’interconnexion et aux niveaux de la production intégrée. Puis, il soustrait les capacités qui ne peuvent pas participer aux enchères (par exemple, une centrale à faibles émissions de carbone bénéficiant d’une autre aide) et les capacités ayant des contrats de capacité en cours (par exemple, lorsqu’un fournisseur de capacité a un contrat pluriannuel couvrant l’année de livraison concernée).

(50) Le gestionnaire du réseau utilise ensuite une méthode d’«optimisation solide» qui minimise les pires résultats possibles en termes de coût de la capacité et de demande non satisfaite parmi les différents scénarios et variables. La modélisation débouche sur une série d’options pour une seule quantité requise et sur une recommandation.

(51) Dans sa notification de 2014, le Royaume-Uni a fourni les prévisions illustrées à la figure 1 pour une fourchette de capacité qui pourrait être requise au cours de la période 2018-2030. La figure 2 présente des prévisions actualisées à partir de décembre 2018. Figure 1 Estimation 2014 de la capacité requise selon différents scénarios (en GW) Figure 2 Estimation 2018 de la capacité requise selon différents scénarios (en GW)

(52) Le gouvernement prend la décision finale quant à la quantité de capacité requise pour chaque mise aux enchères, sur la base d’une courbe de la demande, qui est établie suivant la méthode exposée aux considérants ci-dessous.

(53) La courbe de la demande donne au gouvernement une certaine flexibilité quant à la quantité de capacité à adjuger d’une année à l’autre, en fonction des coûts. La courbe de la demande descendante permet de trouver un compromis entre la fiabilité et le coût, de telle façon que la capacité requise au cours d’une année donnée est réduite si le prix est très élevé. Elle contribue également à atténuer les risques d’agiotage, car elle fournit un plafond de prix pour les enchères et permet de réduire la capacité requise si le prix est élevé, ce qui limite les possibilités pour les participants de faire grimper les prix en exerçant un pouvoir de marché.

(54) Le gouvernement publie la courbe de la demande avant chaque mise aux enchères de capacité. Cette courbe illustre la relation entre le prix de la capacité et la quantité de capacité à mettre aux enchères demandée par le gestionnaire du réseau. Chaque courbe de la demande est établie à partir du niveau de capacité cible requis pour satisfaire à la norme de fiabilité indiquée par le gestionnaire du réseau et une estimation du coût raisonnable des nouvelles capacités (coût net de la nouvelle entrée ou «net-CONE»). L’intersection entre cette capacité cible et le «net-CONE» fixe un point sur la courbe de la demande. La figure 3 ci-dessous présente un exemple de courbe de la demande de capacité. Figure 3 Courbe de la demande de capacité à titre indicatif Source: autorités britanniques

(55) Le «net-CONE» est déterminé sur la base d’une estimation du prix d’équilibre escompté de la capacité lors des enchères et est revu, le cas échéant, pour chaque mise aux enchères, par exemple sur la base de nouvelles estimations des coûts d’ingénierie pour les capacités nouvellement construites et d’informations obtenues lors d’enchères précédentes. Le coût de la nouvelle entrée est fondé sur des estimations du coût d’investissement des capacités nouvellement construites fournies dans un rapport (19) commandé par les autorités britanniques, en supposant un taux critique de rentabilité de 7,5 % et un délai de récupération de 25 ans.

(56) Outre le niveau de capacité cible et le net-CONE, les autres paramètres clés de la courbe de demande sont les suivants: le plafond de prix des enchères (le prix maximal auquel le gouvernement est disposé à se procurer une capacité), le seuil des preneurs de prix (le prix maximal auquel les centrales existantes peuvent proposer des capacités aux enchères (20)) et le niveau minimal de fournisseurs nécessaire pour organiser les enchères (une obligation de concurrence minimale). Le gouvernement confirme les paramètres définitifs pour chaque mise aux enchères de capacité juste avant l’ouverture de la phase de préqualification concernée.

(57) Le plafond de prix des enchères détermine le sommet de la courbe de la demande, c’est-à-dire le prix auquel aucune autre capacité ne sera plus mise aux enchères. Le plafonnement des prix a pour but de protéger le consommateur britannique de problèmes imprévus liés aux enchères, comme l’absence de concurrence ou l’abus de pouvoir sur le marché par les participants. Toutefois, selon les autorités britanniques, la fixation d’un plafond de prix trop bas pourrait avoir pour effet de dissuader les soumissionnaires et de réduire la concurrence, de sorte qu’il importe que le plafond soit fixé à un niveau qui favorise la concurrence lors des enchères de capacité, et qui permette au marché de fixer un prix efficace pour les nouvelles capacités, en fonction de l’appréciation par les participants des risques et des rendements potentiels sur les marchés de l’électricité et de capacité. Pour définir un plafond de prix approprié, il convient d’apprécier le degré d’incertitude entourant l’estimation centrale du net-CONE.

(58) En 2014, le gouvernement britannique a fixé le plafond de prix à 75 GBP par kilowatt (kW). Le Royaume-Uni a expliqué que ce plafond était supérieur au prix d’équilibre modélisé selon différents scénarios crédibles, mais pas trop élevé afin de permettre aux centrales d’exercer un pouvoir de marché substantiel en cas de participation limitée de capacités nouvellement construites. Ce plafond sert également à éviter que les capacités nouvellement construites tentent de récupérer l’intégralité de leurs coûts fixes par le biais de leur soumission — il doit tenir compte, à tout le moins dans une certaine mesure, des revenus du marché de l’énergie et des paiements du marché de capacité au-delà de la durée initiale du contrat pour que le projet soit viable.

(59) Le gouvernement a également une autre occasion, avant les enchères, de s’assurer que la concurrence est suffisante lors des enchères. En effet, les parties qui ont été préqualifiées doivent confirmer deux semaines avant la tenue des enchères si elles comptent y proposer une capacité. Le gouvernement peut alors passer en revue la liste des unités de capacité qui participeront aux enchères — en examinant, par exemple, le volume de capacité proposé, la combinaison de technologies et le propriétaire des unités proposées — et annuler la mise aux enchères s’il n’est pas convaincu que le processus sera suffisamment concurrentiel pour apporter une valeur ajoutée aux consommateurs.

2.4.2. Fréquence et format des enchères

(60) Les enchères de capacité sont organisées chaque année, pour une livraison quatre ans plus tard: par exemple, pour les enchères de 2014, la livraison était prévue en 2018/19, l’année de livraison étant comprise entre le 1er octobre 2018 et le 30 septembre 2019. Depuis la mise en œuvre de la mesure en 2014, quatre enchères T-4 ont eu lieu: en 2014, 2015, 2016 et 2017. Le Royaume-Uni a suspendu les enchères T-4 prévues pour l’année 2018, avec livraison en 2022, à la suite de l’annulation de la décision de la Commission de 2014 par l’arrêt du Tribunal. Afin de garantir l’approvisionnement en 2022, les autorités britanniques ont indiqué en décembre 2018 que, dans le cadre de la mesure notifiée, elles organiseraient exceptionnellement des enchères T-3 en 2019 [voir considérant 18, point d), ci-dessus].

(61) Des enchères T-1 sont également organisées au cours de l’année précédant immédiatement l’année de livraison des enchères principales. Le processus d’établissement de la courbe de la demande pour ces enchères est identique à celui des enchères principales (T-4), la décision finale étant prise par le gouvernement sur la base d’une analyse fournie par le gestionnaire du réseau. Les enchères T-1 permettent de prévoir une quantité de capacité requise appropriée lorsque des prévisions plus précises de la demande sont disponibles, et sont importantes pour permettre aux capacités de gestion de la demande (pour lesquelles il est difficile de participer à des enchères quatre ans avant la livraison) de participer activement au mécanisme. Depuis la mise en œuvre de la mesure en 2014, des enchères T-1 ont eu lieu au début de l’année 2018, pour l’année de livraison 2018/2019 (21). Comme indiqué au considérant 18, point a), ci-dessus, des enchères T-1 complémentaires de remplacement, conditionnelles, ont eu lieu en juin 2019, pour l’année de livraison 2019/20.

(62) Une certaine quantité de capacité est retranchée des enchères T-4 pour être «réservée» aux enchères T-1. En 2014 et 2015, la quantité de capacité réservée a été déterminée sur la base d’une estimation de la capacité de gestion de la demande «rentable» qui pourrait participer à des enchères, et a été rendue publique lors de la publication de la courbe de la demande pour les enchères T-4 (2,5 GW). En mars 2016, le gouvernement britannique a procédé à un réexamen de la méthode appliquée pour déterminer la quantité à réserver aux enchères T-1. À la suite de ce réexamen, une nouvelle méthode de «mise en réserve», fondée sur l’application d’un intervalle de confiance de 95 % autour de la recommandation annuelle sur la capacité à adjuger lors des enchères T-4 formulée par National Grid dans son RCE, a été adoptée et est utilisée depuis 2016. Lors de la modélisation du processus «Least Worst Regrets» (ci-après «LWR») dans le RCE, National Grid obtient un intervalle de confiance de 95 % autour de la capacité recommandée. Le tableau 3 ci-dessous présente le volume réservé aux enchères T-1. Tableau 3 Capacité réservée aux enchères T-1 et capacité à obtenir lors d’enchères T-1 (en GW) Année de livraison Quantité à obtenir lors d’enchères T-4 Capacité réservée aux enchères T-1 Quantité à obtenir lors d’enchères T-1 Quantité obtenue aux enchères T-1 2018/19 48,6 2,5 4,9 5,79 2019/20 (enchères conditionnelles) 44,7 2,5 2,7 3,68 2020/21 51,7 0,6 Sans objet Sans objet 2021/22 49,2 0,4 Sans objet Sans objet

(63) Si la demande chute entre les enchères T-4 et T-1, la quantité de capacité mise aux enchères lors des enchères T-1 est réduite. Toutefois, étant donné que les enchères T-1 offrent une meilleure voie d’accès au marché pour les opérateurs de gestion de la demande, en 2014, le gouvernement britannique s’est engagé à mettre aux enchères T-1 au moins 50 % de la capacité réservée quatre ans plus tôt. Lors des enchères T-1 pour l’année de livraison 2018/2019, plus du double de la capacité réservée quatre ans plus tôt a été obtenue (4,9 GW contre 2,5 GW initialement envisagés), et, lors des enchères conditionnelles T-1 pour l’année de livraison 2019/2020, la quantité à se procurer a également été supérieure à la capacité réservée initialement (2,7 GW contre 2,5 GW).

(64) Le gouvernement britannique prévoit d’organiser des enchères T-4 et T-1 chaque année, mais ce n’est qu’une fois la phase de préqualification achevée que le gouvernement peut décider de manière définitive d’organiser ou non des enchères de capacité.

(65) Le gouvernement britannique dispose du pouvoir discrétionnaire d’annuler ou de reporter les enchères à tout moment jusqu’au début de la première ronde d’enchères. S’il n’annule pas les enchères, celles-ci commencent automatiquement. Une fois que les enchères ont commencé, le gouvernement ne peut rejeter leur résultat que s’il existe des raisons valables de soupçonner que NG, en tant qu’organisme de mise en œuvre, n’a pas exécuté les enchères conformément aux règlements et règles en vigueur. Si le gouvernement n’annule pas les enchères, celles-ci sont automatiquement validées. Une fois que les enchères ont commencé, le gouvernement n’a plus la possibilité d’influencer leur résultat.

(66) Toutes les enchères du marché de capacité sont des enchères descendantes, à prix discriminatoire, où tous les participants retenus, les adjudicataires, sont payés selon la dernière offre acceptée. La mise aux enchères se déroule suivant des règles prédéfinies. L’adjudicateur annonce un prix élevé au début des enchères et les participants éligibles soumettent des offres pour indiquer la quantité de capacité qu’ils sont prêts à fournir à ce prix. Ce processus est répété plusieurs fois selon un calendrier prédéterminé jusqu’à ce que soit découvert le prix le plus bas auquel la demande correspond à l’offre. Tous les adjudicataires sont payés le même prix d’équilibre («pay-as-clear model»). Il existe par ailleurs un certain nombre de mesures destinées à réduire au minimum les risques d’agiotage et à garantir un résultat efficace.

(67) Lorsqu’ils décident de la quantité de capacité à fournir à un prix donné, les participants doivent tenir compte de la possibilité de générer des revenus sur le marché de l’énergie. Les revenus escomptés sur ce marché varient d’un fournisseur à l’autre, en fonction des estimations de leurs facteurs de charge, des prix de gros, des frais de combustible et des frais liés au carbone.

(68) En 2014, le Royaume-Uni considérait l’effacement (turn-down DSR), la gestion de la demande issue de la production et la production intégrée (ou connectée à la distribution) (jusqu’à 50 MW) comme des secteurs naissants nécessitant un soutien accru pour pouvoir faire face à la concurrence lors des enchères principales sur le marché de capacité. Deux enchères transitoires ont donc été organisées pour 2016 et 2017, afin de les soutenir. Bien que les premières enchères transitoires aient été effectivement ouvertes aux trois catégories de capacité décrites ci-dessus, la production intégrée (ou connectée à la distribution) et la gestion de la demande issue de la production ont eu un tel succès lors des premières enchères transitoires, et des enchères T-4 de 2014 et 2015, que le Royaume-Uni a estimé que ces participants étaient suffisamment mûrs pour réussir à concurrencer les autres types de capacité lors des enchères principales du marché de capacité sans bénéficier d’une aide spécifique. Il a donc exclu ces ressources des deuxièmes (et dernières) enchères transitoires, de façon que seules les capacités d’effacement puissent participer. En outre, pour les deuxièmes enchères transitoires, le Royaume-Uni a indiqué qu’il avait décidé de vérifier si la modification du régime durable du marché de capacité par un abaissement du seuil de participation (500 kW au lieu de 2 MW) pourrait être bénéfique à tous les participants. Le tableau 4 présente les résultats des enchères transitoires. Tableau 4 Capacités (déclassées, en MW) ayant obtenu des contrats dans le cadre d’enchères transitoires Premières enchères transitoires Deuxièmes enchères transitoires Production liée à la distribution 328 Sans objet Gestion de la demande totale, dont: 475 312 — Gestion de la demande issue de la production 322 Sans objet — Effacement: — Dont capacités < 2 MW 153 — Sans objet 312 — 8,5 (représentant 8 CMU) Total 803 312

(69) Le tableau 5 montre, pour chaque mise aux enchères organisée depuis 2014, la quantité à se procurer recommandée par NG, le volume cible approuvé par le secrétaire d’État et la quantité finalement obtenue lors des enchères T-4 et T-1. Tableau 5 Capacités requises (en GW) Quantité à se procurer recommandée par National Grid dans le RCE Recommandation de National Grid concernant la quantité à obtenir lors des enchères, telle qu’ajustée après la préqualification Quantité requise Volume cible approuvé par le secrétaire d’État Quantité obtenue lors des enchères T-4 2014 53,3 48,6 48,6 49,3 (22) T-4 2015 47,9 44,7 45,4 46,4 T-4 2016 49,7 51,1 51,7 52,4 T-4 2017 50,5 49,2 49,2 50,4 T-1 2017 6,3 4,9 4,9 5,79 T-1 2019 (enchères conditionnelles) 4,6 4,3 (novembre 2018) 2,3 (mai 2019) 2,7 3,6

2.4.3. Preneurs de prix

(70) Afin d’atténuer le pouvoir de marché lors des enchères, les fournisseurs de capacité potentiels qui ont été préqualifiés sont classés soit comme «preneurs de prix» (qui ne peuvent pas soumissionner au-delà d’un seuil relativement bas), soit comme «fixeurs de prix» (qui le peuvent). Les fournisseurs de capacité existants sont des preneurs de prix par défaut. Les nouveaux arrivants et les ressources de gestion de la demande sont considérés comme des fixeurs de prix, et sont libres de soumettre des offres d’un montant pouvant atteindre le plafond de prix global fixé pour les enchères. Selon le Royaume-Uni, cette distinction constitue pour les participants une incitation supplémentaire à soumettre des offres correspondant à la juste valeur de leur capacité, et limite le risque que des centrales existantes dont les coûts sont moins élevés tentent de fixer un prix élevé les années où une nouvelle entrée n’est pas nécessaire. Le Royaume-Uni indique que le seuil établi pour les preneurs de prix devrait être fixé à un niveau qui couvre la majorité des centrales existantes, tout en étant suffisamment bas pour atténuer le risque d’agiotage. Le seuil des preneurs a été fixé à 25 GBP/kW (50 % net-CONE), un niveau suffisamment élevé pour couvrir la majorité des centrales existantes. En 2014, la modélisation du Royaume-Uni indiquait que ce niveau permettrait de couvrir environ 80 % des centrales existantes. Le tableau 6 montre que, en réalité, ce seuil a couvert environ 60 % des centrales existantes. Par ailleurs, le niveau de 25 GBP/kW est nettement inférieur au coût de la nouvelle entrée estimé. Par conséquent, un seuil de 25 GBP/kW pour les preneurs de prix atténue également le risque d’agiotage. Tableau 6 Centrales existantes couvertes par le seuil établi pour les preneurs de prix depuis 2014 Enchères Centrale existante couverte par le seuil établi pour les preneurs de prix Capacité (en MW) % Prix d’équilibre (en GBP/kW) T-4 2014 25 007 67 19,40 T-4 2015 39 286 80 18,00 T-4 2016 29 548 56 22,50 T-4 2017 31 099 57 8,40 T-1 2017 2 306 29 (23) 6,00 T-1 2019 (conditionnelle) 1 758 (24) 49 0,77

(71) Les centrales existantes ayant des coûts particulièrement élevés peuvent être autorisées à participer en tant que fixeurs de prix (et soumettre des offres supérieures au seuil des preneurs de prix), mais elles doivent justifier la nécessité d’une rémunération plus élevée (par exemple, une attestation du conseil d’administration et un plan d’entreprise présentés au conseil d’administration du fournisseur). Cette justification doit être fournie à l’Ofgem et peut être utilisée dans le cadre d’une enquête sur un abus de pouvoir de marché.

(72) Tout fournisseur existant qui fait une offre à un prix supérieur au seuil du «fixeur de prix» et qui ne se voit pas attribuer de contrat de capacité lors des enchères, mais qui poursuit ses opérations durant l’année de livraison, est susceptible de faire l’objet d’une enquête de l’Ofgem, lequel pourra utiliser les informations fournies avec l’offre fixant les prix.

(73) Les nouveaux arrivants peuvent fixer un prix sans justifier leur offre. Toutefois, si cette offre était perçue comme une tentative de leur part d’exercer un pouvoir de marché, ils pourraient également faire l’objet d’une enquête de l’Ofgem dans le cadre de sa mission d’application de la loi. En tout état de cause, le niveau de l’offre est limité par le plafond de prix fixé dans la courbe de la demande, fournie avant les enchères.

2.4.4. Durée du contrat de capacité

(74) S’ils sont retenus, les fournisseurs de capacité se voient attribuer un contrat de capacité au prix d’équilibre. La durée des contrats de capacité disponibles varie, ce qui garantit des conditions de concurrence équitables entre les fournisseurs de capacité.

(75) La plupart des fournisseurs de capacité existants ont accès à des contrats d’un an; les fournisseurs de capacité de production ayant des dépenses en capital supérieures à un seuil initial de 125 GBP/kW (centrales à rénover) ont accès à des contrats de capacité d’une durée maximale de trois ans; les fournisseurs de capacité ayant des dépenses en capital supérieures à un seuil initial de 250 GBP/kW (nouvelles centrales) ont accès à des contrats d’une durée maximale de quinze ans. Ces seuils sont réexaminés chaque année et ont été légèrement relevés au fil du temps. Ils se situaient à, respectivement, 135 GBP/kW et 270 GBP/kW en décembre 2018. Les contrats de plus d’un an ne sont accordés que lors des enchères T-4.

(76) Afin de garantir la sécurité réglementaire et de renforcer la confiance des investisseurs dans les mécanismes, les principales dispositions du contrat de capacité sont couvertes par une clause des droits acquis (25) (sous réserve de toute réglementation future contraire, quoiqu’aucune modification de ce type n’ait été opérée jusqu’à ce jour). Il s’agit des dispositions suivantes: a) durée du contrat; b) prix des capacités et droit à une rémunération; c) capacité prévue par le contrat et chiffre du déclassement; d) étapes du processus et frais de résiliation applicables; e) responsabilité maximale pour les pénalités.

(77) Le Royaume-Uni affirme que le fait que des contrats de capacité de plus longue durée sont offerts pour les nouveaux entrants est justifié par la promotion de l’arrivée sur le marché de nouveaux opérateurs concurrentiels. Accorder aux nouveaux entrants un contrat à long terme leur permettrait d’obtenir un financement à moindre coût pour leur investissement. Le Royaume-Uni pense que cela permettrait d’atténuer les barrières à l’entrée pour les entreprises indépendantes qui ne peuvent pas financer leur investissement dans de nouvelles capacités au moyen de revenus provenant d’autres centrales de leur portefeuille. En encourageant la concurrence sur le marché de capacité, les contrats à plus long terme pourraient donc réduire les coûts supportés par les consommateurs sur les marchés de l’énergie et de capacité. L’offre de contrats à plus long terme devrait également, selon les autorités britanniques, réduire le risque que des participants ayant des coûts d’investissement ou de rénovation très élevés ne cherchent à récupérer l’intégralité de leurs coûts sur un contrat d’une seule année.

2.5. Marché secondaire (échanges)

(78) Entre la vente aux enchères et la livraison, et durant l’(les) année(s) de livraison, les participants peuvent adapter leur position par le biais d’échanges, par exemple en assumant une obligation plus ou moins grande, ou en trouvant des capacités de remplacement pour faire face à des défaillances temporaires. Les échanges sur le marché secondaire sont un outil important pour permettre aux parties de gérer le risque de pénalité sur le marché de capacité. Différentes formes d’échanges sur le marché secondaire sont autorisées dans le cadre du marché de capacité: les échanges financiers, la réaffectation des volumes et les échanges d’obligations.

2.6. Livraison

(79) Le marché de capacité suit un modèle d’«énergie livrée»: les fournisseurs de capacité sont tenus de fournir de l’énergie chaque fois que cela est nécessaire pour garantir la sécurité de l’approvisionnement, c’est-à-dire dans les situations réelles de tension du réseau. En cas de manquement à cette obligation, ils sont passibles de pénalités. Ce modèle repose également sur des tests de capacité physiques supplémentaires. Si le fournisseur n’apporte pas la preuve qu’il est en mesure de fournir le niveau de capacité requis chaque fois qu’il y est invité, les paiements de capacité sont suspendus jusqu’à ce que cette preuve soit dûment apportée.

2.6.1. L’obligation de capacité prévue dans le contrat

(80) Selon l’obligation de capacité prévue dans le contrat, constitue une situation de tension sur le réseau toute période de règlement d’une demi-heure durant laquelle une régulation de la tension ou un délestage contrôlé se produit en un quelconque point du réseau pendant au moins quinze minutes. Les fournisseurs sont tenus de déterminer leur propre réponse à ces moments, et de s’abstenir d’enfreindre un code ou des conditions de licence existants. À ce jour, seules deux notifications (Capacity Market Notices) ont été publiées par le gestionnaire de réseau dans le cadre du marché de capacité, les 31 octobre 2016 et 7 novembre 2016. Cette mesure devait être pleinement mise en œuvre pour la première fois durant l’hiver (2018/19).

(81) Afin de permettre aux participants de gérer de façon adéquate le risque d’encourir des pénalités, par exemple le risque que plusieurs centrales fassent défaut simultanément, le gestionnaire du réseau a publié une notification de tension du réseau au moyen d’une «alerte du marché de capacité», conformément à la méthode décrite dans les règles relatives au marché de capacité (8.4.6) (26). Une situation de pénurie ne pourra donner lieu à des pénalités ou à des paiements pour «livraison excédentaire» que si cette alerte a été émise.

(82) Les contrats de capacité obligent les participants à livrer une quantité d’électricité déterminée. L’obligation incombant au fournisseur en période de tension est calculée sur la base des obligations qu’il a contractées dans le cadre des enchères T-4 et T-1, ainsi que de toutes obligations éventuellement négociées sur le marché secondaire, qu’il aurait contractées pour les périodes de règlement au cours desquelles une situation de tension survient.

(83) Lors des périodes de tension précédées d’une alerte du marché de capacité au moins quatre heures à l’avance, les obligations des fournisseurs sont le «suivi de charge». En d’autres termes, ils ne sont tenus de produire de l’électricité ou de réduire la demande jusqu’à concurrence du niveau total de leur obligation que si l’intégralité de leurs capacités, pour lesquelles des contrats de capacité ont été conclus sur le marché, est nécessaire pour répondre à la demande. Dans une situation de tension dans laquelle seuls 70 % du total de ces capacités sont nécessaires pour répondre à la demande, chaque fournisseur ne devra produire de l’électricité ou réduire la demande qu’à concurrence de 70 % de l’intégralité de son obligation de capacité.

(84) Selon les autorités britanniques, les obligations de suivi de charge sont un outil approprié pour inciter les producteurs à opérer efficacement sur le marché, et sont proportionnées au préjudice causé aux consommateurs du fait d’une perte de charge. Si chaque participant risquait d’être sanctionné à hauteur de l’intégralité de son obligation de capacité chaque fois qu’une tension survient sur le réseau, le marché de capacité inciterait les centrales à continuer de tourner même lorsque cela n’est pas efficace d’un point de vue économique (ce qui aurait pour effet d’accroître les émissions et de gonfler la facture des consommateurs).

2.6.2. Pénalités

(85) Le régime de pénalités a été mis en place dans le but d’inciter les fournisseurs de capacité à fournir de l’énergie selon les besoins. Les unités qui affichent un niveau de performance inférieur au niveau attendu se voient infliger une pénalité, tandis que celles qui dépassent le niveau attendu reçoivent des paiements pour livraison excédentaire, de sorte qu’à la fin de l’année, les paiements de capacité de chaque unité reflètent globalement leurs performances. Le régime de pénalités repose sur trois éléments principaux: a) un plafond de responsabilité mensuel correspondant à 200 % des revenus de capacité mensuels du fournisseur, ce qui, compte tenu du fait que les paiements mensuels sont pondérés en fonction de la demande du réseau, peut exposer les fournisseurs à une pénalité pouvant atteindre 20 % de leur chiffre d’affaires annuel pour un mois donné; b) un plafond annuel global de 100 % des revenus annuels; c) un taux de pénalité fixé à 1/24e des paiements de capacité annuels d’un fournisseur.

2.6.3. Régime de tests

(86) Le régime de pénalités est assorti d’un système rigoureux de démonstration des performances visant à garantir que les fournisseurs de capacité sont en mesure de fournir de l’énergie en cas de besoin et ne reçoivent une rémunération que s’ils sont fiables. Cela est particulièrement important pour les années de livraison sans incident de tension au cours desquelles le contrôle des performances des fournisseurs garantit que ceux-ci sont matériellement en mesure de fournir les capacités qu’ils sont tenus de fournir.

2.7. Budget, financement de la mesure et flux des paiements

(87) Le tableau 7 présente un résumé des résultats des différentes enchères du marché de capacité qui ont eu lieu depuis 2014, y compris les enchères transitoires. Tableau 7 Résumé des résultats des enchères du marché de capacité Enchères Capacités acquises lors des enchères, en GW Prix d’équilibre, en GBP/kW Budget total pour les capacités souscrites lors des enchères (27), en millions de GBP T-4 2014 49,3 19,40 1 734 T-4 2015 46,4 18,00 1 082 T-4 2016 52,4 22,50 2 012 T-4 2017 50,4 8,40 500 T-1 2017 5,8 6,00 35 T-1 2019 (conditionnelle) 3,6 0,77 3 Enchères transitoires 2016 0,8 27,50 22 Enchères transitoires 2017 0,3 45,00 14

(88) Conformément à l’article 6, paragraphe 1, du règlement de 2014 relatif à la capacité électrique (paiement des fournisseurs, etc.), tous les fournisseurs d’électricité agréés sont tenus de s’acquitter d’une redevance afin de financer les coûts du marché de capacité (c’est-à-dire les coûts exposés pour financer la rémunération des capacités des fournisseurs), suivant la procédure ci-après: a) les paiements sont déterminés en fonction de la demande sur le réseau — de sorte que les fournisseurs de capacité reçoivent une proportion plus élevée de leurs paiements les mois de forte demande (c’est-à-dire pendant l’hiver) et une proportion plus faible en période de faible demande; b) trois mois avant le début de l’année de livraison, les fournisseurs d’électricité établissent une estimation de leur demande entre 16 et 19 heures, tous les jours de la semaine, entre début novembre et fin février, et notifient ces estimations à l’organisme de règlement; c) les redevances appliquées aux fournisseurs d’électricité sont déterminées en fonction de leur part de marché prévisionnelle, et des redevances mensuelles sont appliquées aux fournisseurs d’électricité agréés de façon à adapter le profil de paiement en fonction des fournisseurs de capacité. Les redevances appliquées aux fournisseurs d’électricité sont calculées en fonction de la demande enregistrée entre 16 et 19 heures en semaine, en hiver, afin de les inciter à faire baisser la demande d’électricité de leurs clients pendant les périodes où celle-ci est généralement la plus élevée. Cela devrait se traduire par une diminution des capacités requises et, partant, par une réduction des coûts du marché de capacité; d) les redevances appliquées aux fournisseurs d’électricité sont actualisées de façon à refléter les données réelles sur les parts de marché dès qu’elles sont disponibles, comme pour le processus de rapprochement du «Balance and Settlement Code» (ci-après le «BSC») actuellement en place. Ce processus de rapprochement se poursuit pendant 14 mois, à mesure que les données révisées relatives à la demande sont reçues.

(89) Tous les flux de paiement liés au marché de capacité, pour tous les participants, sont calculés et gérés par l’organisme de règlement, assisté par un prestataire de services de règlement (Elexon). Le rôle et les attributions de l’organisme de règlement et d’Elexon sont décrits à la section 2.2.

(90) Les paiements de capacité sont déterminés par les montants indiqués dans le contrat de capacité établi avec chaque fournisseur à l’issue des enchères concernées, pour chaque année de livraison: le montant des paiements de capacité est égal à la quantité de capacité pour laquelle les fournisseurs de capacité retenus ont fait une offre lors des enchères de capacité, multiplié par le prix d’équilibre.

(91) Les fonds reçus par l’organisme de règlement sont conservés sur un compte bancaire du Government Banking Service ne produisant pas d’intérêts. L’organisme de règlement est également chargé de collecter, de conserver et (le cas échéant) de restituer les garanties éventuellement fournies par des producteurs ou des opérateurs de gestion de la demande nouvellement construits dans le cadre du processus de préqualification préalable à chaque mise aux enchères de capacité.

(92) Les principaux flux financiers à partir et à destination de l’organisme de règlement sont les suivants: a) les fournisseurs d’électricité sont tenus de verser les «settlement body charges» à l’organisme de règlement tous les mois, à compter de l’exercice 2015/2016. Ces «settlement body charges» couvrent les frais administratifs liés au maintien de la fonction de règlement du marché de capacité exposés par l’organisme de règlement (et son agent). La collecte de ces paiements est effectuée suivant l’exercice budgétaire britannique avril-mars, donc suivant un calendrier différent de celui des autres flux de paiement du marché de capacité, qui suivent l’exercice octobre-septembre; b) les fournisseurs d’électricité sont tenus de fournir une couverture de crédit avant le début de chaque mois au cours de l’année de livraison. Cette couverture doit être égale à 110 % de leur redevance mensuelle et est destinée à garantir le maintien des flux de paiement à destination du fournisseur de capacité en cas de défaillance d’un fournisseur; c) les fournisseurs d’électricité sont tenus de verser une redevance mensuelle à l’organisme de règlement au plus tard 24 jours ouvrables après la fin de chaque mois au cours de l’année de livraison. La redevance mensuelle est une obligation imposée aux fournisseurs d’électricité (via une condition de leur licence d’approvisionnement) pour financer le marché de capacité; d) en cas de performance insuffisante au regard de ses obligations de capacité lors d’une situation de tension au cours de l’année de livraison, le fournisseur de capacité est tenu de s’acquitter d’une pénalité auprès de l’organisme de règlement. Celle-ci doit être payée au plus tard 24 jours ouvrables après la fin du mois; e) l’organisme de règlement verse aux fournisseurs de capacité un «paiement de capacité». Il s’agit d’un montant déterminé en fonction de leur obligation de capacité (le montant fixé lors des enchères de capacité) dans les 29 jours suivant la fin de chaque mois au cours de l’année de livraison. Tous les paiements aux fournisseurs de capacité sont financés par les revenus issus des redevances appliquées aux fournisseurs d’électricité agréés. Si un fournisseur de capacité ne s’est pas acquitté de sa pénalité, son paiement est retenu jusqu’à la récupération de la pénalité due. Les paiements effectifs aux fournisseurs de capacité tiennent compte de tout échange d’obligation ayant eu lieu entre la mise aux enchères et la période de livraison; f) si les fournisseurs de capacité fournissent une quantité de capacité supérieure à celle à laquelle ils étaient tenus lors d’une situation de tension survenue au cours de l’année de livraison, l’organisme de règlement verse un «paiement pour livraison excédentaire». Les paiements pour livraison excédentaire dus à chaque fournisseur de capacité sont calculés à la fin de l’année de la capacité, et sont payés au moyen des fonds qui ont été perçus à titre de pénalités au cours de l’année. Cela n’augmente pas le niveau global des paiements de capacité au cours d’une année donnée, étant donné que les paiements pour livraison excédentaire compensent les pénalités perçues pour défaut de livraison; g) le cas échéant, l’organisme de règlement rembourse aux fournisseurs d’électricité un «montant résiduel des pénalités». Il s’agit des revenus restants après que les paiements pour livraison excédentaire accumulés au cours de l’année ont été effectués, au taux requis.

2.8. Adéquation des capacités de production en Grande-Bretagne

2.8.1. Le marché de l’électricité en Grande-Bretagne

(93) Le 1er avril 2005, le Royaume-Uni a mis en place en Grande-Bretagne un ensemble de dispositions relatives aux échanges et au transport de l’électricité sur le marché de gros (British Electricity Trading and Transmission Arrangements, ci-après les «BETTA»). Les BETTA sont fondées sur des échanges bilatéraux entre producteurs, fournisseurs, clients et négociants, et le processus d’appel n’est plus centralisé mais décentralisé.

(94) Selon les BETTA, les contrats d’électricité sont conclus sur des marchés à terme, de plusieurs années à 24 heures avant une période de livraison d’une demi-heure donnée. Les bourses d’électricité à court terme et les courtiers en énergie offrent aux participants la possibilité d’affiner leurs positions contractuelles entre 1 heure et 24 heures avant la livraison. Tous les accords sont bilatéraux et sont conclus au prix enregistré sur la bourse d’électricité, ou convenus bilatéralement ou par l’intermédiaire d’un courtier.

(95) Selon les BETTA, le prix de gros de l’électricité rémunère les producteurs pour leur électricité et leur capacité, et les investisseurs doivent décider d’investir en fonction de leur espoir de récupérer les coûts de cet investissement par la vente d’électricité sur le marché de gros.

(96) Il existe un mécanisme d’équilibrage grâce auquel le gestionnaire du réseau peut, peu avant la livraison, accepter les offres et les soumissions sur le marché de l’électricité en temps proche du temps réel. Ce mécanisme lui permet d’équilibrer l’offre et la demande. À la «fermeture du guichet», une heure avant chaque période de livraison d’une demi-heure, les producteurs sont tenus d’informer le gestionnaire du réseau de la quantité d’énergie qu’ils se sont engagés à fournir ainsi que de la production estimée de chaque centrale. De leur côté, les fournisseurs d’électricité (détaillants) doivent déclarer la quantité qu’ils se sont engagés à acheter, qui devrait correspondre à la quantité qu’ils estiment que leurs clients consommeront. Enfin, par un processus de règlement des déséquilibres, des paiements sont effectués à destination et par des acteurs du marché dont les engagements contractuels ne correspondent pas à leur production ou consommation réelle d’électricité, telle qu’elle a été mesurée. Ce processus permet également de régler les autres coûts d’équilibrage du réseau. Les participants s’exposent à un prix «cash-out» relativement élevé si leurs engagements contractuels ne correspondent pas à leur consommation ou à leur production réelles. Le règlement des déséquilibres ou prix «cash-out» incite donc les participants à contribuer à l’équilibre du réseau en temps réel.

(97) À la fin du mois de décembre 2017, la capacité de production d’électricité du Royaume-Uni s’élevait au total à 81,3 GW. En outre, le Royaume-Uni compte quatre interconnexions permettant des échanges avec l’Europe: Angleterre-France (capacité de 2 GW), Angleterre-Pays-Bas (1 GW), Irlande du Nord-Irlande (0,6 GW) et pays de Galles-Irlande (0,5 GW) (28). L’interconnexion NEMO entre l’Angleterre et la Belgique (1 GW) a été mise en service le 31 janvier 2019.

2.8.2. Problèmes d’adéquation des capacités de production

(98) La norme de fiabilité est exprimée en termes de perte de charge estimée (Loss of Load Expectation, ci-après la «LOLE»). Il s’agit de définir une norme, qui fixe le nombre moyen d’heures par an au cours desquelles il est probable que l’offre ne réponde pas à la demande au cours d’une année type. La LOLE représente le nombre d’heures par an au cours desquelles, à long terme, il est statistiquement probable que l’offre ne réponde pas à la demande. Il s’agit d’une approche probabiliste, c’est-à-dire que la quantité réelle variera en fonction des circonstances au cours d’une année donnée, par exemple la rigueur de l’hiver; le fait qu’un nombre inhabituellement élevé de centrales électriques soient ou non défaillantes à un moment donné; la production d’énergie éolienne lors des pics de la demande; et tous les autres facteurs qui influent sur l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité. Il convient toutefois d’observer, lors de l’interprétation de ce paramètre, qu’un certain niveau de perte de charge n’est pas équivalent à la même quantité de pannes d’électricité; dans la plupart des cas, la perte de charge serait gérée sans répercussion significative sur les consommateurs. Le Royaume-Uni a fixé le niveau critique de la LOLE à plus de trois heures.

(99) Dans sa notification, le gouvernement a indiqué que, quelle que soit l’approche de modélisation choisie, il est extrêmement difficile de déterminer avec certitude l’évolution future de la sécurité de l’approvisionnement en électricité en raison de la sensibilité aux principales hypothèses, notamment la demande d’électricité, les décisions de retrait, les nouvelles constructions, la contribution de l’interconnexion et les facteurs de disponibilité des différentes technologies.

(100) Lorsqu’il a notifié la mesure, en 2014, le Royaume-Uni a indiqué que, selon l’évaluation de la capacité de production d’électricité (Electricity Capacity Assessment) réalisée par l’Ofgem en 2013, la LOLE atteindrait jusqu’à neuf heures en 2015/16 (tout en observant que l’incidence serait très limitée dans le scénario d’une disponibilité élevée de la production conventionnelle), puis qu’elle se rétablirait avant de remonter en 2018/19. À l’époque, le Royaume-Uni a estimé que les différents scénarios démontraient l’incertitude quant au fait que le haut de la fourchette dépasserait trois heures en 2018/19, ce qui, selon lui, constituait un argument solide en faveur d’une intervention. Dans son scénario de référence, l’Ofgem tablait sur des exportations nettes de 0,75 GW pendant la saison hivernale. Figure 4 Perte de charge estimée et norme de fiabilité, telles que communiquées par le Royaume-Uni dans sa notification de 2014 Source: Ofgem, analyse du DECC

(101) Par ailleurs, le Royaume-Uni a indiqué que le ministère britannique de l’énergie et du changement climatique («Department of Energy and Climate Change», ci-après «DECC») avait également procédé à des simulations de l’investissement dans la production jusqu’en 2030. Le scénario de base du DECC, sans marché de capacité, mettait en évidence une tendance similaire à celle de l’analyse de l’Ofgem jusqu’en 2016/17. Au-delà de 2016/17, le scénario de base du DECC montrait une tendance à la baisse des marges de capacité jusqu’au début des années 2020. La modélisation du DECC supposait une interconnexion supplémentaire de 2,9 GW d’ici à 2030, et présumait que les interconnexions, sur une base nette (c’est-à-dire toutes les capacités d’interconnexion prises ensemble), n’importaient et n’exportaient pas lors des périodes de pic de la demande. Figure 5 Estimations à long terme des marges de capacité déclassées, telles que communiquées par le Royaume-Uni dans sa notification de 2014 Source: Ofgem, 2013, analyse du DECC de 2013

(102) Le Royaume-Uni estime que l’analyse effectuée par le gouvernement britannique, ainsi qu’une analyse distincte fournie par National Grid, démontrent que le marché de capacité demeure nécessaire pour se conformer à la norme de fiabilité, à savoir une LOLE de trois heures. Lorsque le marché de capacité n’est pas inclus dans la modélisation, il existe une probabilité que la norme de fiabilité soit dépassée pour chaque année couverte par la modélisation.

(103) NG publie un scénario de base de la réforme du marché de l’électricité sur 5 ans dans le cadre des Future Energy Scenarios (29), afin d’évaluer la capacité à obtenir lors des enchères du marché de capacité. En décembre 2018, NG a présenté un ensemble révisé d’hypothèses pour évaluer l’incidence potentielle de l’absence de marché de capacité au Royaume-Uni sur le scénario de base. Selon l’évaluation de NG, en l’absence de marché de capacité, la LOLE serait comprise entre trois et sept heures entre 2019/20 et 2023/24.

(104) Le ministère britannique des affaires, de l’énergie et de la stratégie industrielle (UK Department of Business, Energy, and Industrial Strategy, ci-après «BEIS») a procédé à une analyse indépendamment de National Grid, en s’appuyant sur les recommandations les plus récentes du RCE de National Grid (RCE 2018) ainsi que sur l’analyse commerciale et l’évaluation de l’économie des centrales du BEIS. Dans cette analyse, il conclut que la fourchette de LOLE estimée dépasse la norme de fiabilité de trois heures pour toutes les années jusqu’en 2030 (entre 3 et 345 heures de LOLE entre 2019/20 et 2029/30).

2.8.3. Causes des problèmes d’adéquation des capacités de production

(105) Le Royaume-Uni affirme que le problème d’adéquation des capacités de production décrit dans la section précédente est principalement imputable à deux défaillances du marché.

(106) La première défaillance réside dans le fait que la fiabilité est un bien public. Les clients ne peuvent pas choisir le niveau de fiabilité souhaité puisque le gestionnaire du réseau ne peut pas les déconnecter de manière sélective, et ils ne réagissent pas aux changements du prix de gros en temps réel. On peut donc raisonnablement penser que les fournisseurs de capacité n’offriront pas le niveau de fiabilité optimal d’un point de vue social en l’absence d’intervention. Cela peut également avoir des coûts élevés pour la société en raison de l’absence de fiabilité de l’approvisionnement en électricité. Il s’agirait de coûts externes s’ils ne sont pas facturés aux producteurs.

(107) La deuxième défaillance du marché est le problème du «missing money». Cette notion a été mise en évidence et décrite dans la littérature académique, et concerne les marchés «energy-only» (30). En théorie, on pourrait remédier à l’impossibilité pour les consommateurs de choisir le niveau de fiabilité souhaité sur un marché «energy-only», en laissant les prix atteindre un niveau reflétant le coût moyen de l’énergie non distribuée, c’est-à-dire le prix auquel les consommateurs ne seraient plus disposés à payer pour l’énergie, et en autorisant les producteurs à percevoir des rentes de rareté. Toutefois, dans la pratique, un marché «energy-only» risque ne pas envoyer les signaux appropriés pour garantir une sécurité d’approvisionnement optimale et permettre aux investisseurs d’obtenir un financement pour des projets de construction de nouvelles capacités. Cela signifie que les seuls revenus du marché de l’énergie risquent de ne pas suffire à permettre des investissements suffisants dans les capacités en raison du «missing money». Les raisons pour lesquelles cela peut se produire sont de deux ordres: a) les prix ne reflètent pas la rareté: les prix actuels de l’énergie sur le marché de gros n’augmentent pas suffisamment pour refléter la valeur des capacités supplémentaires en période de pénurie. Cela s’explique par le fait que les frais facturés aux producteurs qui ne sont pas en équilibre dans le mécanisme d’équilibrage («cash-out») ne correspondent pas au coût total des mesures d’équilibrage prises par le gestionnaire du réseau (telles que l’abaissement de la tension); b) l’incertitude entourant la hausse des prix, même si une telle hausse est possible: à des moments où les prix de l’énergie sur le marché de gros devraient culminer à des niveaux élevés, les investisseurs craignent que le gouvernement/régulateur du marché prenne des mesures contre ce qu’il considère comme un abus de pouvoir de marché, par exemple en plafonnant les prix. Ils craignent également que les prix n’augmentent tout simplement pas, par exemple si les capacités éoliennes livrent des résultats supérieurs aux attentes, réduisant de ce fait les possibilités d’utilisation d’autres capacités mobilisables plus onéreuses.

(108) Le Royaume-Uni soutient que le «missing money» n’est pas un problème théorique. Par le passé, les prix «cash-out» de la Grande-Bretagne n’ont jamais dépassé 938 GBP/MWh. Le Royaume-Uni affirme que les situations de pénurie observées récemment sur le marché britannique indiquent également que les prix n’ont pas atteint les niveaux attendus. Le gouvernement britannique et l’Ofgem ont commandé une étude indépendante afin d’estimer le coût de l’énergie non distribuée (ci-après «CEND»). Selon les conclusions de cette étude, le fait d’empêcher les coupures lors des pics du réseau engendre un coût moyen pour les consommateurs d’environ 17 000 GBP/MWh (31).

(109) Le Royaume-Uni soutient que les défaillances du marché sont aggravées, à court et à moyen terme, par les projets de fermeture très rapide des capacités existantes: selon le scénario principal de NG, sans les revenus du marché de capacité, jusqu’à 8 GW des centrales à charbon et à gaz disponibles en 2018/2019 pourraient fermer en 2019/2020.

2.8.4. Autres mesures visant à garantir l’adéquation des capacités de production

(110) Outre la mesure notifiée, le Royaume-Uni a mis en place, et continue de prendre, une série de mesures sur le marché britannique de l’électricité, qui pourraient contribuer à remédier aux défaillances du marché mentionnées dans la section précédente. Les trois principales initiatives évoquées dans la notification du Royaume-Uni sont décrites ci-dessous.

(111) La première mesure citée par le Royaume-Uni était destinée à réduire les besoins globaux en électricité et à accroître la réactivité de la demande des consommateurs. Le Royaume-Uni a indiqué qu’il prenait des mesures pour réduire les besoins globaux en électricité, par exemple au moyen du Green Deal et de l’Energy Company Obligation. Il cherche également des possibilités d’encourager à la fois une réduction durable de la demande [que le gouvernement appelle «réduction de la demande en électricité» (Electricity Demand Reduction ou «EDR»)] et une réduction de la demande à court terme, comme l’écrêtement/la modulation lors des périodes de pics (que le gouvernement appelle «gestion de la demande» ou «DSR»). Le Royaume-Uni est notamment déterminé à faire en sorte que chaque foyer et chaque petite entreprise du pays reçoivent un compteur intelligent d’ici la fin de l’année 2020 (32). Les compteurs intelligents permettent d’appliquer un système de tarification en fonction de l’heure de consommation (ci-après «tarifs horaires»), qui applique des prix moins élevés en période creuse. Les premiers tarifs horaires statiques ont été introduits au Royaume-Uni au début de l’année 2017 par Green Energy, qui proposait à ses clients détenteurs de compteurs intelligents un prix beaucoup moins élevé durant la nuit en semaine. Toutefois, cela ne reflète pas les coûts réels sur le marché de gros qui permettraient aux consommateurs de réagir en temps réel (33). Par ailleurs, sur la base de précédents travaux et d’un appel à témoignages, le gouvernement britannique et l’Ofgem ont publié conjointement, en juillet 2017, un plan baptisé «Smart Systems & Flexibility Plan» (34). Ce plan définit les principes sous-jacents de l’approche adoptée par le Royaume-Uni pour permettre le passage à un système intelligent et flexible, et présente 29 mesures qui seront mises en œuvre par le gouvernement, l’Ofgem et/ou l’industrie.

(112) La deuxième mesure est la réforme du système de «cash-out». Les prix de déséquilibre ou «cash-out» incitent les acteurs du marché à faire en sorte que les volumes d’électricité qu’ils vendent ou consomment correspondent aux volumes qu’ils se sont engagés à vendre ou à consommer. Le Royaume-Uni soutient qu’une réforme du mode de fonctionnement du marché contribue à garantir la sécurité de l’approvisionnement.

(113) En 2012, l’Ofgem a entrepris l’Electricity Balancing Significant Code Review (ci-après l’«EBSCR») (35) afin de répondre à plusieurs préoccupations exprimées depuis longtemps concernant des facteurs préjudiciables aux prix «cash-out». Il a adopté et publié sa décision stratégique finale en mai 2014 (36). Les réformes des prix «cash-out» mises en œuvre sont les suivantes: a) l’Ofgem a rendu les prix «cash-out»«marginaux» en les calculant sur la base de la mesure la plus onéreuse prise par le gestionnaire du réseau pour équilibrer le système. Cette réforme a été mise en place progressivement, la première étape ayant consisté à calculer les prix sur la base d’une moyenne des premiers 50 MWh des mesures prises par le gestionnaire du réseau (au lieu de 500 MWh) à partir de novembre 2015. Depuis novembre 2018, les prix sont calculés sur la base du premier mégawattheure; b) un coût pour les coupures et l’abaissement de tension a été inclus dans le calcul des prix «cash-out», sur la base du coût de l’énergie non distribuée (CEND) pour les consommateurs. Ce coût a été introduit progressivement, en commençant à 3 000 GBP/MWh à partir de novembre 2015 puis en passant à 6 000 GBP/MWh à partir de novembre 2018; c) l’Ofgem a amélioré le mode de tarification des coûts liés à la réserve, en tenant compte de la valeur que la réserve fournit aux consommateurs en période de tension sur le réseau. Pour y parvenir, une fonction de tarification de la rareté de la réserve (Reserve Scarcity Pricing) a été introduite. Lorsqu’elle est activée, elle fixe le prix de la réserve en fonction de la rareté sur le réseau (37); d) l’Ofgem a entrepris de mettre en place un prix «cash-out» unique pour chaque période de règlement, de façon à simplifier le système et à réduire le coût des déséquilibres, en particulier pour les parties plus petites.

(114) L’Ofgem a publié un bilan de la première phase de l’EBSCR (38). Depuis la mise en œuvre de la première phase, le prix moyen du déséquilibre (prix «cash-out») a chuté. La majorité des prix de déséquilibre se situent désormais dans une fourchette de 20-30 GBP/MWh, et non plus de 30-40 GBP/MWh comme observé précédemment. Le prix du déséquilibre est toutefois devenu plus volatil. Au cours des deux années ayant précédé la réforme, le prix maximal était de 429,10 GBP/MWh, alors qu’après la réforme, il s’élevait à 1 528,72 GBP/MWh.

(115) Le gouvernement britannique est d’avis que le marché de capacité et la réforme du «cash-out» jouent des rôles distincts mais complémentaires dans la sécurité de l’approvisionnement en électricité. Il est préférable de maintenir le marché de capacité tout en soutenant la réforme du système de «cash-out», plutôt que de se contenter de la seule réforme du «cash-out», et ce pour les raisons suivantes: a) s’il est vrai que la réforme du «cash-out» devrait, à long terme, permettre de renforcer les incitations à investir sur le marché de l’énergie, elle aura probablement une incidence plus limitée sur le niveau d’investissement global à court et à moyen terme (39). Cela s’explique par le fait que les producteurs écoulent la quasi-totalité de leur énergie sur des marchés à terme. Toutefois, avec le temps, la réforme du «cash-out» entraînera une hausse des prix sur ces marchés, à mesure que les producteurs exploiteront les possibilités d’arbitrage entre les marchés à terme et le prix dans le cadre du mécanisme d’équilibrage; b) la réforme du «cash-out» ne peut pas empêcher l’accroissement du risque lié à l’investissement dans des capacités thermiques face à la décarbonation du secteur de l’électricité: les capacités thermiques seront de plus en plus utilisées comme solution de secours, et devront récupérer leurs coûts fixes en profitant des prix élevés lors des rares cas de pénurie et de pic des prix; c) dans la pratique, les investissements peuvent dépendre de l’existence d’un marché liquide pour l’échange d’«options de fiabilité» autour d’un prix en temps réel — les fournisseurs d’électricité paient un prix fixe aux producteurs en échange d’une option d’achat d’énergie à un prix d’exercice. Il est peu probable que cette situation se produise avec la réforme du système de «cash-out» mise en œuvre par l’Ofgem, étant donné que le marché, même après les réformes du «cash-out» actuellement en cours, reste un quasi-marché et que le «cash-out» est déterminé suivant des procédures administratives complexes. Elle pourrait toutefois se présenter si on met en place un marché d’équilibrage de l’électricité pouvant servir de marché de référence solide pour l’échange d’options (40); d) il est difficile de savoir si les investisseurs auront confiance dans le maintien des nouvelles modalités du système. En effet, lorsqu’on laisse les prix culminer à des niveaux élevés, il devient de plus en plus difficile pour l’autorité de réglementation de déterminer si les prix très élevés constituent une opération de marché efficace ou de la spéculation. Cela signifie que les producteurs peuvent se montrer réticents à proposer de l’énergie à un prix élevé (par crainte de faire l’objet d’une enquête pour abus de marché), ou qu’ils peuvent s’attendre à une intervention future des pouvoirs publics visant à réduire la fréquence des flambées des prix; e) si des réformes du «cash-out» sont mises en place et se révèlent efficaces pour remédier aux défaillances du marché, l’augmentation des prix de «cash-out» peut permettre de réduire le coût de l’acquisition de capacités dans le cadre du marché de capacité, de sorte que le prix payé pour les capacités chuterait à zéro lors des enchères; f) bien que la réforme du «cash-out» puisse, une fois achevée, conduire à une hausse des prix en période de pénurie, compte tenu du degré d’incertitude intrinsèquement élevé en ce qui concerne les situations de pénurie, il est très risqué pour les investisseurs dans de grands projets de nouvelles constructions de compter uniquement sur le niveau élevé des rentes de rareté. Le marché de capacité offre une rémunération régulière et stable pendant une période pouvant aller jusqu’à quinze ans pour les projets de nouvelle construction, ce qui réduit les risques pour les investisseurs et encourage l’investissement dans les capacités nouvelles et existantes.

(116) La troisième mesure citée par le Royaume-Uni est l’achèvement du marché intérieur de l’énergie et le soutien au renforcement des interconnexions. Le Royaume-Uni a transposé le troisième paquet «énergie» dans sa législation nationale, et a indiqué qu’il contribuait à l’élaboration de codes de réseau. En particulier, les codes de réseau de l’Union européenne liés au marché, qui harmonisent les délais pour la répartition et l’échange des capacités, fixeront un ensemble standard de règles de marché pour l’ensemble de l’Europe et faciliteront la mise en œuvre d’un marché de l’énergie concurrentiel au niveau paneuropéen. Le Royaume-Uni affirme que ces changements peuvent favoriser les investissements dans les interconnexions grâce à une utilisation plus efficace des actifs. Il observe également qu’en Grande-Bretagne, le niveau d’interconnexion est passé de 4 % en 2014 à 6 % de la capacité totale installée en 2019, notamment grâce à la mise en service de l’interconnexion NEMO le 31 janvier 2019, et pourrait atteindre 9 % d’ici à 2021 (41).

(117) Le Royaume-Uni a également indiqué qu’il participait activement au processus de l’Union européenne visant à recenser les projets transfrontaliers prioritaires tous les deux ans, ainsi que le prévoit le «règlement RTE-E». Ces projets prioritaires ont reçu le statut de «projets d’intérêt commun» (ci-après «PIC»), grâce auquel ils peuvent bénéficier de procédures de planification et d’autorisation potentiellement plus rapides, de mesures incitatives réglementaires potentielles et d’une possibilité d’accès à un soutien financier au titre du mécanisme pour l’interconnexion en Europe.

(118) Le projet Integrated Transmission Planning and Regulation (ci-après «ITPR») de l’Ofgem s’est achevé en 2015 (42). Il a instauré le processus Network Options Assessment (ci-après «NOA») et la publication de rapports NOA annuels. L’analyse du gestionnaire de réseau fournit des informations plus complètes aux développeurs d’interconnexions, et indique notamment les endroits où de nouvelles capacités d’interconnexion peuvent être aisément installées. Ce nouveau rôle consiste également à étudier des propositions d’interconnexion spécifiques et à fournir à l’Ofgem des analyses de leur incidence.

2.9. Durée

(119) La loi de 2013 sur l’énergie ne mentionne aucune date de clôture du marché de capacité. Toutefois, l’autorisation d’aide d’État reste valable pour une période de dix ans (43) à compter de la date de la première mise en œuvre de la mesure, en 2014 (44).

2.10. Motifs justifiant l’ouverture de la procédure

(120) Bien que le marché de capacité ait été notifié par les autorités britanniques avant d’être mis à exécution, la décision de 2014 autorisant le régime a été annulée par le Tribunal. Compte tenu de l’arrêt du Tribunal annulant la décision de 2014, la mise en œuvre de l’aide en question jusqu’à l’arrêt du Tribunal doit être considérée comme illégale (45).

(121) Conformément à sa communication sur la détermination des règles applicables à l’appréciation des aides d’État illégales (46), la Commission a examiné la compatibilité de la mesure avec le marché intérieur, de décembre 2014 à novembre 2018 et pour l’avenir, au regard des conditions établies à la section 3.9 des lignes directrices concernant les aides d’État à la protection de l’environnement et à l’énergie (ci-après les «LDAEE») (47), qui prévoient des conditions spécifiques pour l’aide à la production d’électricité et s’appliquent depuis le 1er juillet 2014.

(122) La procédure d’adoption d’une nouvelle décision peut être reprise au point précis auquel l’illégalité est intervenue (48).

(123) À la lumière des conclusions de l’arrêt du Tribunal, selon lesquelles la Commission aurait dû avoir des doutes quant à la compatibilité de certains aspects de la mesure avec le marché intérieur, la Commission a décidé d’ouvrir la procédure formelle d’examen.

(124) Sur la base des informations disponibles et des éléments décrits dans la décision d’ouvrir la procédure, la Commission a demandé des éclaircissements et des observations, sur les points suivants en particulier: a) caractère approprié de la mesure: 1) la mesure était-elle suffisamment ouverte à tous les fournisseurs de capacité concernés, notamment aux opérateurs de gestion de la demande, eu égard aux différences dans la durée des contrats applicable, à la garantie limitée s’agissant du volume des enchères T-1, et au niveau de participation minimal? 2) y a-t-il lieu de continuer de limiter la participation des capacités interconnectées en utilisant un modèle fondé sur l’interconnexion? b) proportionnalité de la mesure: 1) la mesure était-elle proportionnée, eu égard aux différences potentiellement discriminatoires dans le traitement des opérateurs de gestion de la demande par rapport à celui des producteurs d’électricité en ce qui concerne la durée des contrats de capacité? 2) la méthode de récupération des coûts a-t-elle réussi à inciter suffisamment les consommateurs à réduire leur consommation lors des périodes de pics de la demande et, partant, à réduire au minimum le montant total de l’aide? c) prévention des effets négatifs sur la concurrence et les échanges: 1) la mesure a-t-elle permis d’éviter ces effets, étant donné que les contrats à long terme étaient réservés aux unités de production, ce qui limitait l’ouverture de la mesure, et que la participation directe de fournisseurs de capacité étrangers n’était alors pas autorisée dans le mécanisme de capacité de la Grande-Bretagne?

3. OBSERVATIONS PRÉSENTÉES PAR LES PARTIES INTÉRESSÉES

(125) La présente section résume les observations que la Commission a reçues au cours de la période de consultation de la part de 35 parties intéressées, notamment des parties prenantes actives dans le secteur de l’énergie (telles que des entreprises actives dans la produ