Rapport spécial Des efforts 
supplémentaires  
sont nécessaires pour 
améliorer la sécurité  
de l’approvisionnement 
énergétique en 
développant le marché 
intérieur de l’énergieFR 2015  n° 16
COUR DES
COMPTES
EUROPÉENN E
COUR DES COMPTES EUROPÉENNE  
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Toute utilisation ou reproduction des photos 1, 2 et 3 ainsi que de l’image figurant dans l’encadré 13 nécessite 
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Des efforts 
supplémentaires  
sont nécessaires pour 
améliorer la sécurité  
de l’approvisionnement 
énergétique en 
développant le marché 
intérieur de l’énergie
(présenté en vertu de l’article 287, paragraphe 4, 
deuxième alinéa, du TFUE)Rapport spécialFR 2015  n° 16
02
 Équipe d’audit
Les rapports spéciaux de la Cour présentent les résultats de ses audits de la performance et de conformité relatifs à des 
domaines budgétaires ou des questions de gestion spécifiques. La Cour sélectionne et conçoit ces activités d’audit de manière 
à maximiser leur incidence en tenant compte des risques susceptibles d’affecter la performance ou la conformité, du niveau des 
recettes ou des dépenses concernées, des évolutions escomptées ainsi que de l’intérêt politique et de l’intérêt du public.
Le présent audit de la performance a été réalisé par la Chambre II, présidée par M. Henri Grethen, Membre de la Cour, et  
compétente pour les domaines de dépenses «Politiques structurelles, transports et énergie». L’audit a été effectué sous la 
responsabilité de M. Phil Wynn Owen, Membre de la Cour, assisté de: M. Gareth Roberts, chef de cabinet; Mme Katharina Bryan, 
attachée de cabinet; M. Pietro Puricella, chef d’unité; M. Erki Must, chef de mission; Mme Jolita Korzunienė, M. Pekka Ulander, 
M. Svetoslav Hristov, Mme Aleksandra Klis-Lemieszonek et M. Andrew Judge, auditeurs.
De gauche à droite:  P . Puricella, A. Judge, G. Roberts, J. Korzunienė, P . Ulander, K. Bryan, E. Must, A. Klis-Lemieszonek, 
P . Wynn Owen et S. Hristov.
03
 Table des matières
Points
 Glossaire
I – VIII Synthèse
1 – 19 Introduction
5 – 8 Sécurité de l’approvisionnement énergétique et marché intérieur de l’énergie
9 – 13 Le cadre juridique du marché intérieur de l’énergie
14 – 19 Besoins d’investissement et outils financiers de l’UE dans le domaine des infrastructures 
énergétiques
20 – 26 Étendue et approche de l’audit
27 – 112 Observations
27 – 71 L ’objectif consistant à réaliser le marché intérieur de l’énergie pour 2014 n’a pas été atteint
30 – 42 Des problèmes continuent d’affecter la mise en œuvre du cadre juridique de l’UE applicable au marché 
intérieur de l’énergie
43 – 54 D’importantes différences dans la manière dont les États membres organisent leurs marchés de l’énergie 
peuvent entraver le développement futur du marché intérieur de l’énergie
55 – 71 Bien que des progrès aient été réalisés en vue de rapprocher les marchés en Europe, le plein effet sur les prix 
du marché intérieur de l’énergie n’est pas encore atteint
72 – 98 Les infrastructures énergétiques en Europe ne sont généralement pas encore conçues  
pour des marchés pleinement intégrés et, par conséquent, ne permettent pas actuellement 
d’assurer efficacement la sécurité de l’approvisionnement en énergie
73 – 81 Les infrastructures de nombreux États membres, tant nationales que transfrontalières, ne sont pas encore 
adaptées au marché intérieur de l’énergie
82 – 87 Il n’existe pas d’évaluation globale des besoins à l’échelle de l’UE visant à fournir une base pour hiérarchiser 
les investissements dans les infrastructures énergétiques dans l’Union
88 – 98 Le développement d’infrastructures transfrontalières requiert une coopération entre États membres 
voisins
04 Table des matières
99 – 112 Le soutien financier relevant du budget de l’UE en matière d’infrastructures énergétiques n’a que 
faiblement contribué au marché intérieur de l’énergie et à la sécurité de l’approvisionnement en 
énergie
100 – 109 L ’UE dispose de plusieurs instruments de financement pour soutenir les projets d’infrastructures 
énergétiques, mais aucun d’entre eux n’a comme objectif premier le marché intérieur de l’énergie
110 – 112 De nombreuses infrastructures énergétiques cofinancées par l’UE n’ont pas encore eu d’impact  
sur le marché intérieur de l’énergie
113 – 127 Conclusions et recommandations
 Annexe I —  a) Prix de détail moyens de l’électricité, taxes incluses, pour les ménages: 
1er trimestre 2015, en centimes d’euros par kWh
    b) Prix moyens de l’électricité, hors TVA et taxes non récupérables, pour les 
consommateurs industriels: 1er trimestre 2015, en centimes d’euros par kWh
 Annexe II —  Évaluation des prix d’approvisionnement en gaz dans les États membres de l’UE, 
moyenne annuelle pour 2014 (en euros par MWh)
 Annexe III —  Participation des États membres aux groupes de travail de l’ACER, de janvier 2013 
à mai 2015
 Réponses de la Commission
05
 Glossaire
Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER): agence de l’UE, sise à Ljubljana, en Slovénie, créée en 
mars 2011 dans le cadre du troisième paquet «énergie» en vue de progresser sur la voie de l’achèvement du marché 
intérieur de l’énergie pour l’électricité et le gaz naturel. L’ACER est une structure européenne indépendante qui favorise  
la coopération entre les régulateurs de l’énergie européens.
Autorités de régulation nationales (ARN): organismes publics des États membres qui vérifient que le marché 
répond à des règles d’accès équitable et qui, dans certains États membres, fixent les prix de gros et de détail pour les 
consommateurs. Ils fournissent des analyses qui sont utilisées pour déterminer les tarifs facturés par les GRT.
Codes de réseau et lignes directrices : il s’agit d’ensembles de règles qui s’appliquent à une ou plusieurs parties du 
secteur de l’énergie. Elles sont conçues comme un outil pour réaliser le marché intérieur de l’énergie en complément des 
règles nationales existantes, en vue de traiter les questions transfrontalières de manière systématique.
Comitologie : système de comités supervisant les actes délégués mis en œuvre par la Commission européenne. Les 
comités sont composés de représentants des États membres et ont pour mandat de réglementer certains aspects 
délégués du droit dérivé adopté par le Conseil et, lorsque la procédure de codécision s’applique, le Parlement européen. 
La Commission préside les réunions des comités et en assure le secrétariat.
Commerce interentreprises (B2B): opération commerciale entre deux entreprises, par exemple entre un fabricant et un 
grossiste, ou entre un grossiste et un détaillant.
Dissociation : processus consistant à séparer les activités de transport d’une compagnie énergétique verticalement 
intégrée d’autres activités, comme la production et la distribution.
Fonds européen pour les investissements stratégiques (EFSI): l’EFSI vise à mobiliser, au cours de la période 2015 
à 2017, au moins 315 milliards d’euros d’investissements privés et publics à long terme dans l’ensemble de l’UE. Le Fonds 
sera créé au sein de la Banque européenne d’investissement (BEI) sous la forme d’un fonds fiduciaire à durée illimitée, afin 
de financer les parties des projets davantage exposées à un risque. Une garantie d’un montant maximal de 16 milliards 
d’euros, financée par le budget de l’UE, compensera le risque supplémentaire pris par la BEI. Les États membres 
peuvent contribuer à l’EFSI. Ce dernier peut contribuer à financer des projets d’intérêt commun (PIC) ou d’autres projets 
d’interconnexion. Les infrastructures énergétiques constituent l’une des priorités du Fonds.
Fonds structurels et d’investissement européens (Fonds ESI): cadre commun dans lequel opèrent le Fonds européen 
de développement régional (FEDER), le Fonds social européen (FSE), le Fonds de cohésion (FC), le Fonds européen 
agricole pour le développement rural (Feader) et le Fonds européen pour les affaires maritimes et la pêche (FEAMP).
Gaz naturel liquéfié (GNL): le GNL est un gaz naturel qui a été converti sous une forme liquide pour le stockage ou le 
transport.
Gestionnaire de réseau de transport (GRT): entité chargée de transporter l’énergie sous forme de gaz naturel ou 
d’électricité à un niveau national ou régional, via des infrastructures fixes.
Îlot énergétique : région insuffisamment connectée aux réseaux de transport d’énergie. Par conséquent, ces régions 
dépendent souvent d’une source ou d’un fournisseur d’énergie externe unique.
Interconnecteur énergétique : structure permettant à l’électricité ou au gaz de circuler entre des réseaux nationaux. Ces 
structures peuvent être détenues et exploitées par un ou plusieurs gestionnaires de réseau de transport.
06 Glossaire
Marché intérieur de l’énergie : le marché intérieur de l’énergie correspond au cadre réglementaire et au système 
d’infrastructures devant permettre la libre circulation et le commerce sans frontières du gaz et de l’électricité sur le 
territoire de l’UE.
Mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE): depuis 2014, le MIE fournit un soutien financier à trois secteurs - 
énergie, transports et technologies de l’information et de la communication (TIC). Dans ces trois domaines, le MIE établit 
des priorités en matière d’investissements qui devraient être mises en œuvre au cours des dix prochaines années, comme 
les corridors dans le secteur de l’électricité ou du gaz, l’utilisation d’énergies renouvelables, les corridors de transport 
interconnectés et les modes de transport plus propres, les connexions à haut débit et à large bande ainsi que les réseaux 
numériques.
Milliards de mètres cubes (milliards de m3): mesure de volumes de gaz utilisée dans le cadre de la production et du 
commerce.
Plans décennaux de développement du réseau (PDDR): les PDDR pour l’électricité et pour le gaz sont des documents 
non contraignants bisannuels publiés par le REGRT-E et le REGRT-G. Ils sont destinés à améliorer l’information et la 
transparence en ce qui concerne les investissements dans les réseaux de transport de l’électricité et du gaz.
Plan d’interconnexion des marchés énergétiques de la région de la Baltique  (PIMERB): initiative régionale signée 
en 2009 pour l’intégration de l’Estonie, de la Lettonie et de la Lituanie dans les marchés européens de l’énergie, en vue de 
mettre un terme à leur statut d’îlots énergétiques et de libéraliser leurs marchés de l’énergie.
Programme énergétique européen pour la relance (PEER): le PEER a été mis en place à la fin de 2008 en réponse à la 
crise économique et financière. Il finance des projets visant à renforcer la fiabilité de l’approvisionnement énergétique et 
à permettre de réduire les émissions de gaz à effet de serre.
Projets d’intérêt commun (PIC): en octobre 2013, la Commission a adopté une liste de 248 projets d’infrastructures 
énergétiques clés. Les PIC devraient bénéficier de procédures plus rapides et plus efficaces pour l’octroi des autorisations 
et d’un aménagement réglementaire amélioré. Ils pourraient également être soutenus dans le cadre du mécanisme pour 
l’interconnexion en Europe.
Réseaux européens des gestionnaires de réseau de transport d’électricité et de gaz  (REGRT-E/REGRT-G): ces réseaux 
représentent l’ensemble des GRT d’électricité/de gaz de l’UE ainsi que d’autres connectés à leurs réseaux, pour toutes les 
régions, et pour toutes les questions techniques ou relatives au marché.
Réseau transeuropéen d’énergie (RTE-E): le programme RTE-E vise à développer le marché intérieur de l’énergie par 
l’interconnexion, l’interopérabilité et le développement des réseaux transeuropéens de transport de l’électricité et du 
gaz, à assurer la sécurité et la diversification de l’approvisionnement et à promouvoir le développement durable.
Sécurité de l’approvisionnement en énergie : disponibilité ininterrompue de sources d’énergie à un prix abordable, tel 
que définie par l’Agence internationale de l’énergie.
Troisième paquet «énergie» : paquet législatif concernant les marchés de l’énergie dans l’UE. Il définit les principales 
règles pour le fonctionnement du marché intérieur de l’énergie, y compris le commerce transfrontalier et le cadre 
institutionnel.
07
 Synthèse
I
Au cours des vingt dernières années, l’Union européenne 
(UE) a élaboré une approche globale en matière de poli -
tique énergétique et climatique. Cette politique continue 
d’évoluer dans le contexte du défi croissant que repré -
sente le changement climatique ainsi que d’un contexte 
international en mutation, marqué par des développe -
ments politiques aux frontières de l’UE et des accords 
commerciaux avec des partenaires extérieurs.
II
La sécurité de l’approvisionnement en énergie est 
devenue un problème majeur en Europe au cours des dix 
dernières années. Les risques associés à la dépendance 
vis-à-vis de l’extérieur, à l’incertitude politique dans les 
États tiers fournisseurs ou de transit, ainsi qu’aux rup -
tures potentielles dans l’approvisionnement énergétique, 
sont au centre des préoccupations des gouvernements et 
du public. Il est de plus en plus admis que les transforma -
tions qui ont lieu au sein du système énergétique de l’UE, 
consécutives à l’évolution de la demande et au dévelop -
pement des sources d’énergie renouvelable, posent de 
nouveaux défis concernant l’approvisionnement énergé -
tique continu des utilisateurs finals à un prix abordable.
III
L’UE a adopté une série de textes législatifs afin de sou -
tenir la mise en place d’un marché intérieur de l’énergie. 
Le marché intérieur de l’énergie correspond au cadre 
réglementaire et au système d’infrastructures devant 
permettre la libre circulation et le commerce sans fron -
tières du gaz et de l’électricité sur le territoire de l’UE. Le 
paquet législatif le plus récent, appelé troisième paquet 
«énergie», a fixé comme objectif de réaliser le marché 
intérieur pour 2014. Le budget de l’UE a également 
supporté le financement d’infrastructures énergétiques 
à hauteur de 3,7 milliards d’euros entre 2007 et 2013, 
auxquels devraient s’ajouter près de 7,4 milliards d’euros 
entre 2014 et 2020.
IV
Notre audit a visé à déterminer si la mise en œuvre des 
mesures prises dans le cadre de la politique relative au 
marché intérieur de l’énergie et l’exécution des dépenses 
de l’UE en faveur des infrastructures énergétiques ont 
contribué de manière efficace à la sécurité de l’approvi -
sionnement énergétique.
08
 Synthèse
V
L’objectif de l’UE consistant à réaliser le marché intérieur 
de l’énergie pour 2014 n’a pas été atteint. Les infrastruc -
tures énergétiques en Europe ne sont généralement pas 
encore conçues pour des marchés pleinement intégrés 
et, par conséquent, ne permettent pas actuellement 
d’assurer efficacement la sécurité de l’approvisionne -
ment en énergie. Le soutien financier relevant du budget 
de l’UE en matière d’infrastructures énergétiques n’a que 
faiblement contribué au marché intérieur de l’énergie et 
à la sécurité de l’approvisionnement en énergie.
VI
Des problèmes continuent d’affecter la mise en œuvre du 
cadre juridique de l’UE applicable au marché intérieur de 
l’énergie. D’importantes différences dans la manière dont 
les États membres organisent leurs marchés de l’énergie 
peuvent entraver le développement du marché intérieur 
de l’énergie. Bien que des progrès aient été réalisés en 
vue de rapprocher les marchés en Europe, le plein effet 
sur les prix du marché intérieur de l’énergie n’est pas 
encore atteint. Nous formulons les recommandations 
ci-après.
Recommandation n°  1: le marché intérieur de l’éner -
gie n’étant pas encore achevé, la Commission devrait 
terminer ses évaluations et engager les procédures 
d’infraction éventuellement nécessaires contre les États 
membres avant la fin de 2016.
Recommandation n°  2:
a) les États membres devraient s’assurer que leurs auto -
rités de régulation nationales (ARN) sont indépen -
dantes et ne sont pas confrontées à des restrictions 
concernant l’étendue de leur rôle. Les ARN devraient 
disposer de ressources suffisantes pour mener leurs 
activités à bien, y compris pour leur permettre de 
participer pleinement à des activités de coopération 
au niveau de l’UE;
b) la Commission devrait s’assurer que l’Agence de 
coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) est 
dotée des pouvoirs nécessaires pour obtenir des 
acteurs clés dans les États membres les informations 
dont elle a besoin pour réaliser les tâches qui lui sont 
confiées.Recommandation n°  3: la Commission devrait pro -
mouvoir le développement généralisé de mécanismes 
d’échanges transparents pour le gaz et pour l’électricité. 
Il conviendrait notamment de faciliter et de soutenir la 
mise en place de bourses dans les États membres où il 
n’en existe pas actuellement ou dans lesquels les méca -
nismes d’échanges B2B sont prédominants.
Recommandation n°  4: la Commission devrait accélérer 
le processus de comitologie en vue de garantir l’appro -
bation des codes de réseau pour l’électricité avant la fin 
de 2015. Elle devrait également encourager l’ACER et les 
REGRT à soutenir la mise en œuvre précoce des codes de 
réseau par les États membres dans le cadre d’initiatives 
de coopération régionale.
Recommandation n°  5: la Commission devrait:
a) envisager d’établir des objectifs en matière d’inter -
connexion électrique fondés sur les besoins du 
marché plutôt que sur une capacité de production 
nationale fixe;
b) réévaluer les coûts et les bénéfices potentiels du 
modèle cible pour le gaz et, compte tenu de la de -
mande incertaine, examiner s’il existe des solutions 
autres que la construction de grands gazoducs, par 
exemple l’installation de terminaux GNL stratégique -
ment situés pour alimenter un ou plusieurs marchés 
nationaux en utilisant des solutions compatibles 
avec le marché intérieur de l’énergie. Il conviendrait 
de s’appuyer sur une évaluation approfondie des 
besoins à l’échelle de l’UE.
09
 Synthèse
VII
Les infrastructures de nombreux États membres, tant 
nationales que transfrontalières, ne sont pas encore 
adaptées au marché intérieur de l’énergie. Il n’existe pas 
d’évaluation globale des besoins au niveau de l’UE visant 
à fournir une base pour hiérarchiser les investissements 
dans les infrastructures énergétiques dans l’Union. 
Le développement d’infrastructures transfrontalières 
requiert une coopération entre États membres voisins. 
Nous formulons les recommandations ci-après.
Recommandation n°  6: la Commission devrait:
a) recenser les infrastructures énergétiques transfron -
talières qui ne sont pas pleinement exploitées pour 
soutenir le marché intérieur de l’énergie, soit parce 
qu’elles sont liées par des contrats bilatéraux à long 
terme ne permettant pas l’accès de tiers, soit parce 
que leurs capacités techniques, comme les flux inver -
sés de gaz, ne sont pas utilisées;
b) travailler avec les parties prenantes dans les États 
membres en vue d’améliorer la mesure dans laquelle 
ces infrastructures sont réellement utilisées de 
manière continue au profit du marché intérieur de 
l’énergie;
c) examiner les avantages de la mise en place de ges -
tionnaires de réseau de transport (GRT) régionaux 
comme moyen d’encourager et de gérer efficace -
ment les flux énergétiques transfrontières, en exploi -
tant au mieux les infrastructures existantes.
Recommandation n°  7: la Commission devrait:
a) procéder à une évaluation approfondie des besoins 
en matière d’infrastructures énergétiques au niveau 
de l’UE qui servirait de base pour le développement 
du marché intérieur de l’énergie; celle-ci devrait 
constituer une référence pour d’autres documents de 
stratégie comme les plans décennaux de développe -
ment du réseau (PDDR);
b) afin d’étayer l’évaluation des besoins, mettre en 
place une capacité de modélisation des marchés de 
l’énergie, y compris un large éventail de projections 
relatives à la demande élaborées en interne ou par 
l’ACER;
c) travailler avec le REGRT-E et le REGRT-G afin que 
l’évaluation des besoins soit utilisée en vue de la pla -
nification, au niveau de l’UE, des infrastructures liées 
au marché intérieur de l’énergie, y compris l’élabora -
tion des PDDR.VIII
L’UE dispose de plusieurs instruments de financement 
pour soutenir les projets d’infrastructures énergétiques, 
mais aucun d’entre eux n’a comme objectif premier le 
marché intérieur de l’énergie. Les infrastructures éner -
gétiques cofinancées par l’UE ont un impact limité sur le 
marché intérieur de l’énergie. Nous formulons les recom -
mandations ci-après.
Recommandation n°  8: la Commission devrait amélio -
rer ses procédures de planification et, en particulier, la 
hiérarchisation et le financement des projets d’intérêt 
commun (PIC) en tenant compte d’une évaluation appro -
fondie des besoins en matière d’infrastructures énergé -
tiques au niveau de l’UE.
Recommandation n°  9: la Commission devrait soumettre 
des propositions législatives, dans lesquelles elle précise 
comment elle entend faire du fonctionnement efficace et 
continu du marché de l’énergie dans les États membres 
une condition préalable à la sélection des projets 
d’infrastructures énergétiques à financer.
10
 Introduction
01 
Au cours des vingt dernières années, 
l’Union européenne a élaboré une 
approche globale en matière de 
politique énergétique et climatique1. 
Cette politique continue d’évoluer 
dans le contexte du défi croissant que 
représente le changement climatique, 
ainsi que d’un contexte international en 
mutation, marqué par des développe -
ments politiques aux frontières de l’UE 
et des accords commerciaux avec des 
partenaires extérieurs.
02 
Le mandat pour élaborer une politique 
de l’UE dans le domaine de l’énergie 
est énoncé à l’article 4 du traité sur le 
fonctionnement de l’Union européenne 
(TFUE), qui définit l’énergie comme une 
compétence partagée entre l’UE et les 
États membres. L’article 194 dispose que 
la politique de l’Union dans le domaine 
de l’énergie vise à:
a) assurer le fonctionnement du mar -
ché de l’énergie;
b) assurer la sécurité de l’approvision -
nement énergétique dans l’Union;
c) promouvoir l’efficacité énergétique 
et les économies d’énergie, ainsi 
que le développement des énergies 
nouvelles et renouvelables;
d) promouvoir l’interconnexion des 
réseaux énergétiques.
03 
Les États membres prennent des déci -
sions concernant leur bouquet énergé -
tique national, les taxes et les surcharges 
qui s’appliquent au gaz et à l’électricité, 
et supervisent le fonctionnement des 
marchés de l’électricité et du gaz naturel 
sur leur territoire.04 
La sécurité de l’approvisionnement 
en énergie est devenue un problème 
majeur en Europe au cours des dix 
dernières années. Les risques associés 
à la dépendance vis-à-vis de l’exté -
rieur, à l’incertitude politique dans les 
États tiers fournisseurs ou de transit, 
ainsi qu’aux ruptures potentielles dans 
l’approvisionnement énergétique sont 
au centre des préoccupations des gou -
vernements et du public. Il est de plus en 
plus admis que les transformations qui 
ont lieu au sein du système énergétique 
de l’UE, consécutives à l’évolution de 
la demande et au développement des 
sources d’énergie renouvelable, posent 
de nouveaux défis concernant l’appro -
visionnement énergétique continu des 
utilisateurs finals à un prix abordable.1 Cela inclut entre autres les 
communications de la 
Commission sur la politique 
énergétique de l’UE publiées 
en 1995 et 2007, les paquets 
sur l’énergie et le climat 
à l’horizon 2020 et 2030, ainsi 
que la récente communication 
de la Commission relative 
à l’Union de l’énergie.
11 Introduction
Sécurité de 
l’approvisionnement 
énergétique et marché 
intérieur de l’énergie
05 
La Commission européenne a constam -
ment encouragé au développement 
des marchés intérieurs de l’électricité 
et du gaz naturel aux fins de sécuriser 
les approvisionnements énergétiques 
dans l’Union. Le marché intérieur de 
l’énergie correspond au cadre régle -
mentaire et au système d’infrastructures 
devant permettre la libre circulation et 
le commerce sans frontières du gaz et de 
l’électricité sur le territoire de l’UE. Dans 
sa communication la plus récente sur la 
stratégie européenne pour la sécurité 
énergétique, publiée le 28 mai 20142, la 
Commission déclare que: «La clé d’une 
meilleure sécurité énergétique se trouve, 
en premier lieu, dans une approche 
plus collective assise sur le bon fonc -
tionnement du marché intérieur et sur 
une meilleure coopération au niveau 
régional et européen, notamment en ce 
qui concerne la coordination du déve -
loppement du réseau et l’ouverture des 
marchés...».
06 
Le développement de marchés intérieurs 
ouverts, concurrentiels et pleinement 
opérationnels pour les approvisionne -
ments en électricité et en gaz naturel est 
susceptible de contribuer à la sécurité 
de l’approvisionnement pour toute 
l’Union. Cela permettrait d’accroître 
la diversification de l’approvisionne -
ment, d’atténuer les risques de rupture 
d’approvisionnement au niveau local, de 
mettre en place des échanges fluides et 
flexibles entre les États membres ainsi 
qu’en leur sein, et de disposer d’appro -
visionnements en énergie économique -
ment efficaces. La sécurité de l’appro -
visionnement constitue un bien public 
qui a un coût, et sa réalisation selon le 
meilleur rapport coût/efficacité est un 
objectif central de la politique énergé -
tique de l’UE.07 
En décembre 2014, le Conseil de l’Union 
européenne a réaffirmé son soutien en 
faveur de l’achèvement du marché inté -
rieur de l’énergie, en soulignant «qu’il 
y a lieu de tout mettre en œuvre pour 
réaliser d’urgence l’objectif que repré -
sente un marché intérieur de l’énergie 
pleinement opérationnel et connecté»3.
08 
Afin de développer un marché intérieur 
de l’énergie, il convient, d’une part, 
d’établir des règles sur la manière dont 
les marchés de l’électricité et du gaz 
naturel fonctionneront et, d’autre part, 
de faire en sorte de disposer d’infra -
structures adéquates à cet effet.2 COM(2014) 330 final du 
28 mai 2014 «Stratégie 
européenne pour la sécurité 
énergétique».
3 Conclusions du Conseil de 
l’Union européenne, session 
du Conseil «Transports, 
télécommunications et 
énergie» du 9 décembre 2014.
12 Introduction
Le cadre juridique  
du marché intérieur  
de l’énergie
09 
Les règles pour le fonctionnement du 
marché intérieur de l’énergie peuvent 
revêtir plusieurs formes. La première 
étape est la mise en place d’un cadre 
législatif établissant les principes du 
développement des marchés intérieurs 
de l’électricité et du gaz naturel ainsi 
que les conditions réglementaires dans 
lesquelles l’énergie devrait être négo -
ciée. Ce cadre législatif a été élaboré 
au moyen de trois «paquets» d’actes de 
droit dérivé de l’UE (voir figure 1 ).10 
Le troisième paquet «énergie» a été 
complété en 2011 par le règlement 
concernant l’intégrité et la transparence 
du marché de gros4 de l’énergie (REMIT)5. 
Ce règlement porte sur des questions 
d’intégrité du marché et d’abus de mar -
ché et prévoit la surveillance des mar -
chés de gros de l’énergie afin de détec -
ter et d’empêcher les manipulations de 
marché. Il devrait être pleinement mis en 
œuvre d’ici à avril 2016.Figure 1Élaboration des trois paquets «énergie»
Composantes essentielles
Directive 2009/72/CE
Directive 2009/73/CERèglement (CE) n°/uni00A0713/2009Règlement (CE) n°/uni00A0714/2009Règlement (CE) n°/uni00A0715/2009 Troisième paquet
2009Deuxième paquet
2003Premier paquet
1996/1998
Coordination des GRT par
le REGRT-E et le REGRT-GPlans décennaux
de développement 
du réseauGRT en tant 
qu'entité distincteCoordination
des régulateurs 
par l'ACERJuridiqueRégulateur 
national 
indépendantAccès réglementé 
seulement100 %ComptableToute autorité 
compétenteNégocié, 
réglementé ou 
acheteur uniqueProgressive et 
restreinteDéveloppement 
du réseauDissociation
des GRTRéglementation 
des marchésAccès
des tiersOuverture des 
marchés
Source:  Cour des comptes européenne.4 La vente en gros s’effectue 
entre les importateurs ou les 
producteurs d’énergie et les 
fournisseurs d’énergie qui 
vendent les produits 
énergétiques aux utilisateurs 
finals.
5 Règlement (UE) n° 1227/2011 
du Parlement européen et du 
Conseil du 25 octobre 2011 
concernant l’intégrité et la 
transparence du marché de 
gros de l’énergie (JO L 326 du 
8.12.2011, p. 1).
13 Introduction
11 
Il existe deux autres mesures législatives 
de l’UE qui concernent directement la 
sécurité de l’approvisionnement en élec -
tricité et en gaz. Elles visent à assurer le 
fonctionnement efficace et continu du 
marché intérieur de l’énergie, y compris 
dans des circonstances exceptionnelles:
a) la directive concernant l’appro -
visionnement en électricité6, 
adoptée en 2005, prévoit que les 
États membres instaurent un niveau 
suffisant de capacité de production, 
un équilibre adéquat entre l’offre et 
la demande et un niveau approprié 
d’interconnexion entre les États 
membres;
b) le règlement concernant la sécu -
rité de l’approvisionnement en 
gaz naturel , adopté en 20107, établit 
des normes en matière d’approvi -
sionnement et d’infrastructures et 
arrête les responsabilités respectives 
des entreprises de gaz naturel, des 
États membres et de la Commission 
pour éviter des ruptures d’approvi -
sionnement et pouvoir y faire face le 
cas échéant.12 
Le cadre législatif définit les principes de 
base du marché intérieur de l’énergie, 
mais ne constitue pas en soi un modèle 
sur le plan pratique pour les marchés 
de l’énergie. Des modèles cibles pour 
l’électricité et le gaz ont été mis en place 
à cette fin par la Commission en vue de 
réaliser l’objectif de convergence des 
prix8. Ces modèles ont été étoffés grâce 
à la participation des REGRT et de l’ACER 
ainsi que des représentants de l’industrie 
énergétique et sont en passe d’être inté -
grés dans un cadre de codes de réseau et 
de lignes directrices qui définissent les 
règles techniques de fonctionnement de 
ces marchés:
a) le modèle cible pour l’électri -
cité  prévoit le couplage de mar -
chés nationaux en un seul marché 
paneuropéen9. En plus de faciliter 
la convergence des prix, le cou -
plage de marchés devrait garantir 
l’utilisation optimale des transports 
transfrontaliers;
b) le modèle cible pour le gaz  pro -
meut la convergence des prix au 
moyen de plateformes de négoce10. 
Il prévoit le développement de 
zones d’entrée/sortie et de points 
d’échange virtuels fluides.6 Directive 2005/89/CE du 
Parlement européen et du 
Conseil du 18 janvier 2006 
concernant des mesures visant 
à garantir la sécurité de 
l’approvisionnement en 
électricité et les 
investissements dans les 
infrastructures (JO L 33 du 
4.2.2006, p. 22).
7 Règlement (UE) n° 994/2010 
du Parlement européen et du 
Conseil du 20 octobre 2010 
concernant des mesures visant 
à garantir la sécurité de 
l’approvisionnement en gaz 
naturel et abrogeant la 
directive 2004/67/CE du 
Conseil (JO L 295 du 
12.11.2010, p. 1).
8 Pour de plus amples 
informations sur l’élaboration 
des modèles cibles, voir: 
https://ec.europa.eu/energy/
en/consultations/
consultation-generation-
adequacy-capacity-
mechanisms-and-internal-
market-electricity
9 Le couplage de marchés 
correspond à la connexion  
de différents marchés au 
comptant de l’électricité la 
veille pour le lendemain en 
utilisant la capacité de 
transport transfrontalier. Un 
algorithme spécifique appelé 
«Euphemia» a été élaboré 
pour procéder au couplage de 
marchés de l’électricité dans 
l’Union européenne.
10 Une plateforme gazière est un 
point d’échange, physique ou 
virtuel, où le prix de 
l’approvisionnement en gaz 
est fixé sur la base de la 
demande dans la région en 
question. Les prix sur les 
points d’échange varient en 
fonction des fluctuations de 
l’offre et de la demande 
de gaz.
14 Introduction
Rôles et responsabilités  
des principaux acteurs dans 
le domaine de la politique 
énergétique de l’UE
13 
Le processus de développement, de 
mise en place et de régulation du mar -
ché intérieur de l’énergie fait intervenir 
un grand nombre d’acteurs publics et 
privés, qui ont des rôles et des responsa -
bilités particuliers.
a) À la Commission européenne , la 
direction générale de l’énergie (DG 
Énergie) est responsable de l’élabo -
ration et de la mise en œuvre de la 
politique énergétique européenne 
au sens de l’article 194 du TFUE. Cela 
inclut de garantir le bon fonction -
nement du marché de l’énergie et la 
sécurité de l’approvisionnement en 
énergie à l’intérieur de l’Union, ainsi 
que de promouvoir l’interconnexion 
des réseaux énergétiques. En ce 
qui concerne le marché intérieur de 
l’énergie, la Commission:
i) propose des documents d’orien -
tation et des mesures législa -
tives selon les besoins;
ii) surveille la transposition des 
paquets «énergie» dans le droit 
national;
iii) adopte des codes de réseau 
conjointement avec les États 
membres selon la procédure de 
comitologie.
b) Les marchés de l’énergie devraient 
être surveillés par les autorités de 
régulation nationales  (ARN), qui 
sont totalement indépendantes des 
gouvernements des États membres. 
L’obligation ARN a été introduite 
dans le cadre du second paquet 
«énergie». Le troisième paquet a   
renforcé leur rôle.c) L’Agence de coopération des 
régulateurs de l’énergie  (ACER), 
créée en vertu du troisième paquet 
«énergie», devrait promouvoir et 
faciliter la coopération entre ARN. 
Elle élabore des orientations-cadres, 
dont sont dérivés les codes de 
réseau, et adopte des avis sur un 
grand nombre de questions rela -
tives aux marchés de l’énergie. Elle 
n’exerce aucun pouvoir exécutif, de 
sorte que ses décisions ne sont pas 
directement contraignantes pour les 
participants au marché.
d) Les gestionnaires de réseau de 
transport  (GRT) sont des entités 
chargées de transporter l’énergie 
sous forme de gaz naturel ou d’élec -
tricité à un niveau national ou régio -
nal, via des infrastructures fixes. Elles 
sont censées coopérer les unes avec 
les autres dans le cadre des réseaux 
européens des gestionnaires de 
réseau de transport d’électricité 
et de gaz  (REGRT-E/REGRT-G). Les 
REGRT sont chargés d’élaborer les 
codes de réseau sur la base des 
orientations-cadres de l’ACER et de 
préparer les plans décennaux de 
développement du réseau (PDDR).
15 Introduction
Besoins d’investissement 
et outils financiers  
de l’UE dans le domaine 
des infrastructures 
énergétiques
14 
Les investissements dans les infrastruc -
tures énergétiques sont nécessaires pour 
parvenir à améliorer la sécurité de l’appro -
visionnement par l’intermédiaire du 
marché intérieur de l’énergie. Dans l’UE, 
les infrastructures énergétiques sont prin -
cipalement financées par les GRT avec les 
tarifs grand public, dans le cadre du prin -
cipe de l’utilisateur-payeur. Les ressources 
propres des GRT utilisées pour financer les 
investissements dans les infrastructures 
peuvent couvrir entre 20 % des coûts du 
projet seulement et l’intégralité des coûts 
de l’investissement nécessaire. Selon les 
chiffres de 2011 de la Commission, les 
GRT ont investi 9,1 milliards d’euros par 
an dans les infrastructures énergétiques 
entre 2005 et 2009, dont 5,8 milliards 
d’euros par an dans les infrastructures 
d’électricité et 3,3 milliards d’euros par an 
dans les infrastructures de gaz.
15 
La Banque européenne d’investis -
sement  (BEI) est le plus important 
pourvoyeur supranational de prêts 
et de garanties en faveur de projets d’infrastructures énergétiques dans l’UE. 
Entre 2007 et 2012, la BEI a consenti des 
prêts pour un montant de 29,4 milliards 
d’euros dans le cadre d’investissements 
dans la modernisation et le développe -
ment des réseaux d’électricité et de gaz 
en Europe11.
16 
Les infrastructures énergétiques figurent 
également parmi les priorités du Fonds 
européen pour les investissements 
stratégiques  (EFSI)12, établi récemment. 
Ce Fonds combine des capitaux pro -
venant du budget de l’UE et de la BEI 
afin de mobiliser au moins 315 milliards 
d’euros d’investissements publics et 
privés dans l’ensemble de l’UE13.
17 
Par rapport aux investissements propres 
des GRT et aux financements disponibles 
de la BEI et de l’EFSI, la part des inves -
tissements supportés par le budget 
de l’UE  dans les infrastructures éner -
gétiques est relativement modeste. 
Quelque 3,7 milliards d’euros provenant 
du budget de l’UE ont été consacrés aux 
infrastructures énergétiques entre 2007 
et 2013, et 7,4 milliards d’euros sup -
plémentaires sont prévus pour la 
période 2014-2020, comme le montre le 
tableau 1 .Tableau 1Fonds affectés aux infrastructures énergétiques pour la période 2007-2020 
(en millions d’euros)
Secteur RTE-E PEER MIE Énergie Fonds ESI Total
2007-2013Électricité 81 905 498 1 484
Gaz 64 1 363 814 2 241
TOTAL 145 2 268 1 312 3 725
2014-2020 Électricité et gaz 5 350 2 00017 350
Total 2007-2020 145 2 268 5 350 3 312 11 075
1 Chiffre indicatif communiqué à l’équipe d’audit par la DG Politique régionale et urbaine.
Source:  Cour des comptes européenne, d’après les bases de données de la DG Politique régionale et urbaine et des rapports de mise en œuvre 
du PEER.11 Banque  européenne 
d’investissement, «Critères 
énergétiques applicables 
à l’octroi de prêts», 
23 juillet 2013.
12 Règlement (UE) 2015/1017 du 
Parlement européen et du 
Conseil du 25 juin 2015 sur le 
Fonds européen pour les 
investissements stratégiques, 
la plateforme européenne de 
conseil en investissement et le 
portail européen de projets 
d’investissement et modifiant 
les règlements (UE) n° 
1291/2013 et (UE) n° 1316/2013.
13 Avis n° 4/2015 concernant la 
proposition de règlement du 
Parlement européen et du 
Conseil sur le Fonds européen 
pour les investissements 
stratégiques et modifiant les 
règlements (UE) n° 1291/2013 
et (UE) n° 1316/2013 (JO C 121 
du 15.4.2015, p. 1).
16 Introduction
18 
Ces fonds ont été affectés par l’inter -
médiaire de plusieurs instruments de 
financement, gérés par la Commission, 
lesquels diffèrent sur le plan de la taille, 
des catégories de projets qu’ils financent 
et des types de financements qu’ils pro -
posent (voir tableau 1 ):
a) le réseau transeuropéen d’énergie  
(RTE-E), mis en place en 199614, était 
un instrument, géré par la Commis -
sion, qui finançait les infrastructures 
d’électricité et de gaz naturel. Les 
règlements RTE-E de 201315 ont 
défini des critères pour sélectionner 
les projets d’intérêt commun (PIC);
b) le programme énergétique euro -
péen pour la relance  (PEER) a été 
établi en 2009 pour stimuler l’éco -
nomie de l’UE au moyen d’investis -
sements dans les infrastructures16. 
Le PEER a financé la liste agréée de 
projets relevant de la gestion directe 
de la Commission. La mise en œuvre 
des projets financés est toujours en 
cours, mais aucun nouveau projet 
ne sera plus supporté au titre de ce 
programme;
c) le mécanisme pour l’inter -
connexion en Europe  (MIE)17 
a été créé afin mobiliser des inves -
tissements dans les secteurs des 
transports, de l’énergie et des 
télécommunications pour la période 
2014-202018. Ce fonds vise à attirer 
les investissements privés au moyen 
d’un certain nombre d’instruments, 
y compris des subventions, des prêts 
spéciaux, des garanties et des instru -
ments de crédit et de fonds propres. 
Le cofinancement au moyen de 
subventions est fondé sur des appels 
à propositions ouverts et est géré 
par l’Agence exécutive pour l’inno -
vation et les réseaux (INEA);d) le financement des infrastructures 
énergétiques provient également 
des Fonds structurels et d’inves -
tissement européens  (Fonds ESI)19. 
Il s’appuie sur des programmes 
opérationnels nationaux approuvés 
par la Commission.
19 
La Commission a estimé en 2010 que le 
secteur de l’énergie en Europe néces -
siterait 1 000 milliards d’euros d’inves -
tissements d’ici à 2020. Sur ce montant, 
environ 210 milliards d’euros seraient 
nécessaires pour les réseaux d’électricité 
et de gaz revêtant une importance pour 
l’Europe20. Plus récemment, l’Agence 
internationale de l’énergie (AIE) a estimé 
que les investissements totaux néces -
saires pour les réseaux d’électricité et 
de gaz dans l’UE se monteront à 931 mil -
liards d’euros au cours de la période 
2014-203521.14 Le programme RTE-E a été 
institué par les actes juridiques 
ci-après: décision 
n° 1364/2006/CE du Parlement 
européen et du Conseil du 
6 septembre 2006 établissant 
des orientations relatives aux 
réseaux transeuropéens 
d’énergie et abrogeant la 
décision 96/391/CE et la 
décision n° 1229/2003/CE 
(JO L 262 du 22.9.2006, p. 1).
15 Le règlement (UE) n° 347/2013 
du Parlement européen et du 
Conseil concernant des 
orientations pour les 
infrastructures énergétiques 
transeuropéennes, et 
abrogeant la décision 
n° 1364/2006/CE et modifiant 
les règlements (CE) 
n° 713/2009, (CE) n° 714/2009 
et (CE) n° 715/2009 (JO L 115 
du 25.4.2013, p. 39) vise 
à faciliter le développement et 
l’interopérabilité en temps 
utile des réseaux 
transeuropéens d’énergie 
(RTE-E).
16 Règlement (CE) n° 663/2009 
du Parlement européen et du 
Conseil du 13 juillet 2009 
établissant un programme 
d’aide à la relance 
économique par l’octroi d’une 
assistance financière 
communautaire à des projets 
dans le domaine de l’énergie 
(JO L 200 du 31.7.2009, p. 31).
17 Conformément au règlement 
(UE) 2015/1017 sur le Fonds 
européen pour les 
investissements stratégiques, 
l’enveloppe financière du 
MIE-secteur de l’énergie pour 
la période 2014-2020 a été 
réduite de 500 millions d’euros 
(passant de 5 850 à 5 350 
millions d’euros) pour financer 
partiellement la contribution 
du budget général de l’Union 
à l’EFSI.
18 Règlement (UE) n° 1316/2013 
du Parlement européen et du 
Conseil du 11 décembre 2013 
établissant le mécanisme pour 
l’interconnexion en Europe, 
modifiant le règlement (UE) 
n° 1954/2003 et (CE) 
n° 913/2010 et abrogeant les 
règlements (CE) n° 680/2007 et 
(CE) n° 67/2010 (JO L 348 
du 20.12.2013, p. 129).
19 Règlement (UE) n° 1303/2013 
du Parlement européen et du 
Conseil du 17 décembre 2013 
portant dispositions 
communes relatives au Fonds 
européen de développement 
régional, au Fonds social 
17
 Étendue et approche 
de l’audit
20 
Cet audit a permis à la Cour de déter -
miner si la mise en œuvre des mesures 
prises dans le cadre de la politique 
relative au marché intérieur de l’énergie 
et les dépenses de l’UE en faveur des 
infrastructures énergétiques ont contri -
bué de manière efficace à la sécurité de 
l’approvisionnement énergétique.
21 
En particulier, nous avons examiné si:
 ο la Commission et les États membres 
ont assuré la mise en œuvre des 
politiques relatives au marché inté -
rieur de l’énergie  afin de renforcer 
la sécurité d’approvisionnement 
énergétique;
 ο les infrastructures énergétiques  
en Europe sont adaptées à des 
marchés pleinement intégrés et 
permettent d’assurer efficacement la 
sécurité de l’approvisionnement en 
énergie;
 ο le soutien financier de l’UE 
aux infrastructures énergétiques 
a efficacement contribué au déve -
loppement du marché intérieur de 
l’énergie.
22 
Les travaux d’audit sur le terrain se sont 
déroulés entre le second semestre 2014 
et le premier semestre 2015.
23 
Notre audit a été centré sur le trans -
port de gaz par gazoducs, le stockage, 
y compris les terminaux GNL, et le 
transport de l’électricité. Il n’a pas porté 
sur la production d’énergie22 ni sur 
l’efficacité énergétique23. Les systèmes 
de distribution d’énergie aux utilisa -
teurs finals, la pauvreté énergétique, 
les taxes sur l’énergie et les subventions 
à l’énergie, de même que les objectifs de la politique énergétique et climatique 
à l’horizon 2020 et 2030, n’ont pas été 
couverts non plus.
24 
Notre audit a concerné les mesures 
de politique et le financement à partir 
de 2007. Nous avons adopté une ap -
proche régionale et examiné des études 
de cas dans six États membres, à savoir  
la Bulgarie, l’Espagne, l’Estonie, la  
Lituanie, la Pologne et la Suède. Nous 
avons analysé les marchés régionaux 
ainsi que l’étendue des interconnexions 
entre ces États membres et leurs voisins.
25 
Dans ces études de cas, nous avons 
évalué la manière dont les besoins 
d’investissement ont été déterminés, la 
mise en œuvre des principes du marché 
intérieur de l’énergie, les aspects tou -
chant à la coopération transfrontalière et 
la logique sous-tendant les propositions 
de projets. Cette sélection a fourni une 
large représentation géographique dans 
l’ensemble de l’UE. Les études de cas 
incluaient 15 exemples de projets spé -
cifiques cofinancés par l’UE. Les travaux 
d’audit relatifs à chaque étude de cas ont 
comporté des entretiens avec des fonc -
tionnaires des États membres et de l’UE.
26 
Nous avons également recensé, le cas 
échéant, les bonnes pratiques suscep -
tibles d’être partagées entre les parties 
prenantes dans d’autres États membres.européen, au Fonds de 
cohésion, au Fonds européen 
agricole pour le 
développement rural et au 
Fonds européen pour les 
affaires maritimes et la pêche, 
portant dispositions générales 
applicables au Fonds 
européen de développement 
régional, au Fonds social 
européen, au Fonds de 
cohésion et au Fonds 
européen pour les affaires 
maritimes et la pêche, et 
abrogeant le règlement (CE) 
n° 1083/2006 du Conseil 
(JO L 347 du 20.12.2013, 
p. 320).
20 COM(2010) 677 du 
17 novembre 2010 intitulée 
«Priorités en matière 
d’infrastructures énergétiques 
pour 2020 et au-delà - Schéma 
directeur pour un réseau 
énergétique européen 
intégré».
21 World Investment Outlook 2014  
(rapport 2014 sur les 
perspectives internationales 
pour l’investissement) publié 
par l’Agence internationale de 
l’énergie. Paris: OCDE/AIE, 
p. 167.
22 Concernant la production, voir 
le rapport spécial n° 6/2014 
«L’aide en faveur des énergies 
renouvelables accordée au 
titre de la politique de 
cohésion a-t-elle produit de 
bons résultats?».  
(http://eca.europa.eu ).
23 Concernant la consommation, 
voir le rapport spécial 
n° 21/2012 «Rentabilité des 
investissements consacrés 
à l’efficacité énergétique 
dans le cadre de la 
politique de cohésion»  
(http://eca.europa.eu ).
18
 Observations
L ’objectif consistant 
à réaliser le marché 
intérieur de l’énergie pour 
2014 n’a pas été atteint
27 
Depuis 2007, le développement du 
marché intérieur de l’énergie est au cœur 
de la politique énergétique de l’UE. Le 
troisième paquet «énergie», adopté 
en 2009, exigeait la transposition des 
directives «Gaz» et «Électricité» avant 
le 3 mars 201124. Cependant, cet objec -
tif n’a pas été atteint au cours de cette 
année-là. De plus, trois règlements de la 
Commission qui font partie du troi -
sième paquet «énergie» ont été adoptés 
en 200925.
28 
En 2011, le Conseil a réitéré son enga -
gement en faveur du marché intérieur 
de l’énergie et déclaré qu’il devrait être 
achevé d’ici à 2014 de façon à permettre 
la libre circulation du gaz et de l’élec -
tricité26. En décembre 2014, cet objectif 
n’étant toujours pas atteint, le Conseil 
a réaffirmé qu’il était «urgent que tous 
les États membres de l’UE mettent en 
œuvre et appliquent de façon effective 
et cohérente les dispositions énoncées 
dans le troisième paquet “énergie”... »27.29 
Pour atteindre cet objectif, il est 
important:
 ο de mettre en œuvre le cadre régle -
mentaire de l’UE concernant le 
marché intérieur de l’énergie;
 ο d’harmoniser un ensemble disparate 
de marchés locaux et nationaux;
 ο de parvenir à la convergence des 
prix;
 ο d’assurer la disponibilité d’infras -
tructures énergétiques appropriées 
(voir à partir du point 72).24 Pour l’électricité, voir 
l’article 49, paragraphe 1, de la 
directive 2009/72/CE du 
Parlement européen et du 
Conseil du 13 juillet 2009 
concernant des règles 
communes pour le marché 
intérieur de l’électricité et 
abrogeant la directive 
2003/54/CE (JO L 211 du 
14.8.2009, p. 55). Pour le gaz, 
voir l’article 54, paragraphe 1, 
de la directive 2009/73/CE du 
Parlement européen et du 
Conseil du 13 juillet 2009 
concernant des règles 
communes pour le marché 
intérieur de l’électricité et 
abrogeant la directive 
2003/55/CE (JO L 211 du 
14.8.2009, p. 94).
25 Règlement (CE) n° 714/2009 
sur les conditions d’accès au 
réseau pour les échanges 
transfrontaliers d’électricité et 
abrogeant le règlement (CE) 
n° 1228/2003. Règlement (CE) 
n° 715/2009 concernant les 
conditions d’accès aux réseaux 
de transport de gaz naturel et 
abrogeant le règlement (CE) 
n° 1775/2005. Règlement (CE) 
n° 713/2009 du Parlement 
européen et du Conseil du 
13 juillet 2009 instituant une 
agence de coopération des 
régulateurs de l’énergie.
26 Conclusions adoptées par le 
Conseil européen le 
4 février 2011.
27 Conclusions du Conseil, 
session du Conseil «Transports, 
télécommunications et 
énergie» du 9 décembre 2014, 
Bruxelles.
19 Observations
Des problèmes continuent 
d’affecter la mise en œuvre 
du cadre juridique de 
l’UE applicable au marché 
intérieur de l’énergie
30 
Le troisième paquet «énergie» com -
prend à la fois des règlements qui sont 
directement appliqués et des directives 
qui doivent être intégrées dans le cadre 
législatif de chaque État membre. La 
Commission supervise les progrès en la 
matière en effectuant:
a) des contrôles de la transposi -
tion  destinés à vérifier si les États 
membres ont mis à jour leur droit 
national dans le but d’incorporer 
les dispositions des directives28. Si 
la Commission estime qu’un État 
membre ne l’a pas fait, elle peut 
engager une procédure d’infraction, 
l’affaire pouvant le cas échéant être 
portée devant la Cour de justice 
européenne;
b) des contrôles de conformité  visant 
à évaluer si les changements qui 
ont été réalisés dans la pratique 
sont cohérents avec les disposi -
tions des directives. Pour faciliter 
l’évaluation, la Commission adresse 
aux États membres des demandes 
d’informations et de clarification – 
cet échange d’informations se 
fait au moyen de l’outil «EU Pilot». 
Lorsqu’elle estime que les change -
ments effectués dans la pratique 
dans un État membre ne reflètent 
pas correctement les dispositions 
des directives, elle peut engager une 
procédure d’infraction formelle en 
vertu de l’article 258 du TFUE.28 L’évaluation de la Commission 
s’appuie sur des documents 
officiels fournis par les États 
membres, des rapports 
d’entrepreneurs, les 
connaissances des bureaux 
géographiques, la surveillance 
du marché via les médias, ainsi 
que sur des demandes 
spécifiques soumises à des 
tiers.
20 Observations
31 
Le tableau 2  apporte des précisions en 
ce qui concerne l’état d’avancement de 
ces contrôles, y compris les procédures 
d’infraction eu égard à la législation 
relative au troisième paquet «énergie» 
au 30 juin 2015. Cette analyse montre 
qu’il reste encore beaucoup à faire avant 
que le troisième paquet «énergie» puisse 
être considéré comme pleinement mis 
en œuvre dans les États membres. Au 
30 juin 2015:
a) concernant la non-transposition  
des dispositions du troisième paquet 
«énergie», la Commission a jugé 
nécessaire d’engager des procé -
dures d’infraction à l’encontre de 19 
des 28 États membres. Toutes ces 
procédures avaient été clôturées au 
30 juin 2015;
b) en ce qui concerne la non-confor -
mité  avec les dispositions du 
troisième paquet «énergie», la 
Commission a entrepris, en 2013, 
de demander des informations aux 
États membres et, dans certains 
cas, elle a engagé des procédures 
d’infraction:
i) pour dix États membres, elle 
avait achevé son évaluation et 
engagé des procédures d’infrac -
tion en vertu de l’article 258 du 
TFUE. Toutes restent ouvertes;
ii) pour quatre États membres, elle 
avait demandé des informations 
par l’intermédiaire du système 
EU Pilot, mais n’avait pas encore 
achevé son évaluation;
iii) pour 14 États membres, elle 
n’avait pas encore envoyé de 
demande d’informations.32 
Les dispositions du troisième paquet 
«énergie» pertinentes pour le présent 
audit, dans le cadre desquelles les 
contrôles de la Commission ont détecté 
des problèmes, incluent:
 ο le fonctionnement des régulateurs 
nationaux (voir points 34 à 36);
 ο le fonctionnement des gestion -
naires de réseau de transport (voir 
points 37à 42);
 ο des questions relatives à différentes 
formes de réglementation des prix 
(voir point 64).
33 
Au cours de l’audit, nous avons confirmé 
l’existence de problèmes dans ces 
domaines, comme cela est indiqué dans 
les points suivants.
21 Observations
Contrôles de la Commission relatifs à la transposition du troisième paquet «énergie» 
et à la conformité avec celui-ci – Situation au 30 juin 2015
Contrôles de transposition Contrôles de conformité
Contrôle de transposition 
par la Commission achevéProcédure d’infraction 
ouverte et clôturéeProcédure d’infraction 
ouverte par la CommissionProcédure d’infraction 
clôturée
Belgique √ √ √ Non clôturée
Bulgarie √ √ Pas de procédure ouverte
République tchèque √ Sans objet Pas de procédure ouverte
Danemark √ √ Pas de procédure ouverte
Allemagne √ Sans objet √ Non clôturée
Estonie √ √ Pas de procédure ouverte
Irlande √ √ Pas de procédure ouverte
Grèce √ Sans objet Pas de procédure ouverte
Espagne √ √ √ Non clôturée
France √ √ √ Non clôturée
Croatie √ Sans objet √ Non clôturée
Italie √ Sans objet √ Non clôturée
Chypre √ √ Pas de procédure ouverte
Lettonie √ Sans objet Pas de procédure ouverte
Lituanie √ √ Pas de procédure ouverte
Luxembourg √ √ √ Non clôturée
Hongrie √ Sans objet √ Non clôturée
Malte √ Sans objet Pas de procédure ouverte
Pays-Bas √ √ Pas de procédure ouverte
Autriche √ √ √ Non clôturée
Pologne √ √ Pas de procédure ouverte
Portugal √ Sans objet Pas de procédure ouverte
Roumanie √ √ √ Non clôturée
Slovénie √ √ Pas de procédure ouverte
Slovaquie √ √ Pas de procédure ouverte
Finlande √ √ Pas de procédure ouverte
Suède √ √ Pas de procédure ouverte
Royaume-Uni √ √ Pas de procédure ouverte
Remarque:  
– «Sans objet» signifie qu’aucune procédure d’infraction n’a été ouverte, et que la Commission n’en engagera pas dans le futur sur la base des 
contrôles de transposition, qui sont maintenant achevés pour l’ensemble des États membres.  
– «Pas de procédure ouverte» signifie qu’aucune procédure d’infraction n’a été ouverte à l’encontre de l’État membre en question. La Commis -
sion examine la situation et est susceptible d’envoyer des demandes via EU Pilot dans le futur.  
– «Non clôturée» signifie qu’une procédure d’infraction est actuellement en cours mais n’est pas encore clôturée.
Source:  Cour des comptes européenne, sur la base des informations fournies par la Commission.Tableau 2
22 Observations
Les régulateurs de l’énergie 
éprouvent des difficultés dans 
l’exercice de leurs tâches tant 
au niveau national qu’au niveau 
européen
34 
Les éléments probants recueillis dans le 
cadre du présent audit ont fait appa -
raître les problèmes ci-après dans les 
activités des ARN:
a) l’indépendance  des ARN est indis -
pensable pour garantir que celles-ci 
puissent s’acquitter correctement de 
leurs tâches. Les responsables des 
organismes de régulation devraient 
être sélectionnés de manière 
transparente et jouir d’une liberté 
d’action. Ces principes ne sont pas 
toujours suivis. Voir exemples dans 
l’encadré 1;
b) les représentants de plusieurs ARN 
ont souligné les risques associés aux 
restrictions concernant l’étendue 
de leur rôle . Plusieurs gouver -
nements ont conservé certaines 
compétences réglementaires ou ont 
imposé aux ARN des méthodes de 
tarification susceptibles de favoriser 
certains acteurs de marché. Voir 
exemples dans l’ encadré 2;
c) bien que leurs tâches soient les 
mêmes dans tous les États membres, 
le niveau des ressources  dont 
disposent les différentes ARN varie 
considérablement. Le nombre de 
personnes en charge des questions 
liées à l’énergie dans les ARN que 
nous avons visitées était compris 
entre 21 et plus de 200. Plusieurs 
ARN estiment être dotées de res -
sources suffisantes pour traiter tous 
les aspects du marché de l’énergie. 
Cependant, en raison de contraintes 
en matière de ressources, certaines 
d’entre elles sont mieux armées que 
d’autres pour participer à la coopé -
ration internationale, qui est cruciale 
pour le marché intérieur de l’énergie 
(voir point 35). Voir exemples dans 
l’encadré 3 .
23 Observations
Questions touchant l’indépendance des ARN
Bulgarie  – Au cours de la période 2009-2015, le président de la commission nationale bulgare de régulation de 
l’énergie et de l’eau a été remplacé par le gouvernement à plusieurs reprises, y compris quatre fois au cours de la 
seule année 2013. Les régulateurs indépendants sont tenus de déterminer les tarifs de l’énergie en référence à la 
structure de leurs coûts effectifs. Cependant, la commission nationale bulgare de régulation de l’énergie et de l’eau 
a établi des prix réglementés pour l’électricité qui ont abouti à une situation dans laquelle l’opérateur historique 
d’électricité est obligé, en tant que fournisseur public, d’acheter l’électricité à des prix élevés et de la vendre à des 
prix inférieurs, accumulant ainsi un déficit de près de 800 millions d’euros entre 2010 et la fin de 2014.
Lituanie  – Depuis 2013, le parlement lituanien dispose de la prérogative de vote pour remplacer le responsable de 
l’ARN s’il n’approuve pas le rapport annuel relatif aux activités des régulateurs de l’énergie.
Restrictions concernant l’étendue du rôle des ARN
Espagne  –  Le ministère de l’industrie, de l’énergie et du tourisme établit les tarifs du gaz et de l’électricité, ou rede -
vances d’utilisation du réseau, facturés par les GRT aux usagers de l’infrastructure pour le gaz et l’électricité. L’ARN 
propose une méthodologie couvrant les éléments constitutifs de seulement un tiers des tarifs de réseau finals, tan -
dis que les éléments de coût représentant les deux autres tiers sont fixés par le gouvernement espagnol. Cela incite 
à se demander si l’ARN dispose des pouvoirs suffisants pour exercer cette partie de ses fonctions réglementaires.
Lituanie  – Le troisième paquet «énergie» prévoit que les ARN doivent être investies de la responsabilité d’établisse -
ment des tarifs de transport ou de distribution conformément à des critères transparents. Cependant, en Lituanie, 
le gouvernement dicte la méthodologie à suivre pour les tarifs de transport du gaz et de l’électricité, et les prix de 
détail sont réglementés. Par conséquent, selon les calculs préliminaires effectués par l’ARN, les deux opérateurs 
historiques d’énergie appartenant à l’État pourront collecter, jusqu’en 2024, grâce aux tarifs, 167 millions d’euros  
de plus que si les tarifs avaient été fixés par l’ARN.
Caractère adéquat des ressources des ARN
Suède  – L’inspection suédoise de l’énergie a confirmé qu’avec 100 spécialistes sectoriels, elle est parfaitement équi -
pée pour participer aux travaux de l’ACER, y compris pour fournir des experts nationaux détachés. Elle a également 
confirmé avoir bouclé les préparatifs nécessaires à la mise en œuvre du règlement REMIT, y compris la mise en place 
de l’équipe nécessaire.
Estonie  – Seulement 21 des 61 employés de l’autorité nationale de concurrence sont impliqués dans le domaine de 
l’énergie. Dans ses analyses du marché de l’énergie estonien, la Commission s’inquiétait de savoir si l’ARN dispose 
de ressources suffisantes pour réguler de manière adéquate les marchés de l’énergie estoniens et participer aux 
activités de coopération au niveau de l’UE (voir annexe III ).Encadré 1 Encadré 2 Encadré 3
24 Observations
35 
Il n’existe pas de régulateur de l’énergie 
unique au niveau de l’UE, mais les ARN 
sont censées coopérer dans le cadre 
de l’ACER (voir point 13). À mesure que 
l’intégration des marchés de l’énergie de 
l’UE progresse, il importe de plus en plus 
de résoudre les questions réglemen -
taires transfrontalières. Actuellement, 
l’ACER exerce ses activités par l’intermé -
diaire de groupes de travail, notamment 
pour l’électricité, le gaz, l’intégrité et 
la surveillance du marché, chargés de 
traiter ces questions. Si cette approche 
vise à faciliter l’implication directe des 
États membres, dans la pratique ils 
n’y participent pas tous dans la même 
mesure, et les plus actifs d’entre eux ont 
donc plus d’influence sur les travaux de 
ces groupes. Certaines ARN ont indiqué 
que leurs ressources, en particulier les 
spécialistes capables d’interagir dans un 
environnement international ainsi que 
les budgets pour les déplacements, sont 
restreints (voir point 34). L’ annexe III  
fournit des détails sur la participation 
des représentants des États membres 
aux groupes de travail de l’ACER.
36 
L’une des missions de l’ACER est d’analy -
ser l’évolution des marchés énergétiques 
et de fournir des conseils stratégiques 
aux ARN et aux institutions de l’UE. 
Cependant, elle n’est pas habilitée 
à contraindre les ARN ou les gouverne -
ments des États membres à lui commu -
niquer des données pertinentes relatives 
aux marchés de l’énergie. Le manque 
de données limite la capacité de l’ACER 
à fournir des analyses de marché et des 
conseils stratégiques aux institutions de 
l’UE et aux ARN des États membres.La dissociation des GRT a été 
officiellement réalisée, mais 
cela n’a pas toujours conduit 
à la mise en place de marchés 
libéralisés et concurrentiels
37 
L’électricité et le gaz sont rarement 
consommés là où ils sont produits ou 
entrent dans un pays. Pour qu’une 
grande quantité d’énergie soit accessible 
aux usagers, des systèmes de transport 
doivent être développés. Dans les États 
membres de l’UE, les organisations qui 
gèrent ces systèmes de transport sont 
appelées gestionnaires de réseau de 
transport.
38 
Le processus consistant à séparer le 
transport des autres activités, comme la 
production et la distribution, au sein de 
certaines sociétés d’énergie verticale -
ment intégrées est appelé dissociation. 
Ce processus a débuté avec les premier 
et second paquets «énergie». La Com -
mission a confirmé que l’ensemble des 
États membres ont officiellement trans -
posé la législation du troisième paquet 
«énergie», y compris les dispositions 
relatives à la dissociation (voir point 31). 
La figure 2  décrit le rôle et la position 
des GRT dans le commerce de l’énergie 
avant et après la dissociation.
25 Observations
39 
Si l’objectif des mesures de dissociation 
et autres était de créer les conditions 
réglementaires pour un marché intérieur 
de l’énergie, cela n’a pas souvent donné 
lieu à l’émergence d’un marché libéralisé 
et concurrentiel. La raison en est que de 
nombreux gouvernements et opéra -
teurs historiques d’énergie ont continué 
à limiter l’accès de tiers au réseau par 
l’intermédiaire de règlements et de 
restrictions techniques. Par exemple, les 
nouveaux fournisseurs sur les marchés 
du gaz et de l’électricité ont besoin d’ac -
céder aux installations de transport et de stockage. Sans cet accès, l’entrée de 
nouveaux participants sur les marchés 
nationaux de l’électricité ou du gaz est 
difficile. Par exemple, en Pologne, l’opé -
rateur historique de gaz a établi en 2010 
une société à caractère spécifique, qui 
n’est pas considérée comme un GRT par 
l’ARN, et qui possède 100 % des instal -
lations de stockage souterrain de gaz. 
Une telle situation induit le risque que 
cette filiale puisse restreindre l’accès au 
marché de nouveaux fournisseurs de gaz 
à la Pologne29.Figure 2Commerce et transport de l’énergie avant et après dissociation
Après dissociation Avant dissociation
Interaction non réglementéeInteraction réglementée
ConsommateurSociété ou fonction distincteLégende:Consommateur ConsommateurDistribution Transport (GRT) Exploitation du réseau
VentesIntermédiaire commercial Production/Importation
Production/Importation
Exploitation du réseau
Commerce
VentesCompagnie verticalement 
intégrée
Source: Présentation, par James Matthys-Donnadieu, le 26 août 2014 à l’université d’été Economics of Electricity Markets , université de Gand.29 Selon les chiffres publiés dans 
le rapport national 2014 de 
l’Office de régulation de 
l’énergie de Pologne, 
l’opérateur historique de gaz 
détient environ 95 % du 
marché de gros de gaz en 
Pologne.
26 Observations
40 
Comme les infrastructures permettent 
une interconnexion croissante des 
réseaux des États membres, il est impé -
ratif d’accroître la coopération entre GRT 
voisins, y compris de développer une 
approche coordonnée du développe -
ment des infrastructures, notamment en 
ce qui concerne la sécurité de l’approvi -
sionnement. Le cas du GRT pour l’élec -
tricité suédois qui peut également gérer 
les réseaux en Norvège ou au Danemark 
parce que ces pays se sont accordés sur 
ce point et parce que leurs réseaux sont 
techniquement interconnectés consti -
tue un bon exemple de coopération. Ce 
niveau de coopération n’est toutefois 
pas généralisé.
41 
Tous les GRT doivent être certifiés par 
leurs ARN. La Commission joue un rôle 
dans ce processus et émet une opinion 
sur les projets de décisions élaborés par 
les ARN. Lorsqu’elle formule une opinion, 
elle vérifie si le GRT dispose d’éléments 
d’actif suffisants et peut prendre des 
décisions d’investissement de manière 
indépendante. La Commission n’a pas 
achevé le processus de certification30 
d’un certain nombre de GRT.42 
Il n’existe pas de GRT unique au niveau 
de l’UE. Les GRT coopèrent les uns avec 
les autres dans le cadre du REGRT-E et 
du REGRT-G. La participation des GRT 
nationaux aux activités des REGRT est 
variable, et cela engendre le risque que 
les solutions techniques éventuelle -
ment mises au point soient davantage 
adaptées aux parties les plus activement 
impliquées.30 Au 1er juin 2015, la Commission 
avait émis 109 opinions. Sept 
GRT pour le gaz et trois pour 
l’électricité attendent toujours 
leur certification: les GRT pour 
le gaz d’Estonie, de Lettonie, 
de Finlande, d’Italie, de 
Hongrie, de Belgique 
(reconduction de la 
certification) et du Royaume-
Uni (reconduction de la 
certification); le GRT pour 
l’électricité de Hongrie, le 
câble de la Baltique entre la 
Suède et l’Allemagne et le GRT 
d’Italie (reconduction de la 
certification).
27 Observations
D’importantes différences 
dans la manière dont les 
États membres organisent 
leurs marchés de l’énergie 
peuvent entraver le 
développement futur du 
marché intérieur de l’énergie
43 
La Commission a évalué les progrès 
accomplis vers la réalisation du marché 
intérieur de l’énergie et est parvenue 
à la conclusion qu’il existe 28 cadres 
juridiques nationaux différents pour les 
marchés de l’énergie31. L’UE fait donc 
face à un ensemble disparate de mar -
chés locaux, nationaux et régionaux 
plutôt qu’à un seul marché intérieur de 
l’énergie. Le défi que pose le dévelop -
pement futur du marché intérieur de 
l’énergie consiste à trouver les moyens 
pour ces marchés de travailler ensemble. 
Il s’agit d’un défi de taille, car:
 ο il existe encore plusieurs méca -
nismes d’échanges différents dans 
l’UE;
 ο les marchés de l’énergie sont 
influencés par de nombreuses 
interventions;
 ο l’élaboration et la mise en œuvre 
des codes de réseau restent 
problématiques;
 ο le niveau d’intégrité et de transpa -
rence du marché varie en fonction 
des marchés.
Il existe encore plusieurs 
mécanismes d’échanges 
différents dans l’UE
44 
Le troisième paquet «énergie» ne prévoit 
pas de mécanismes d’échanges spéci -
fiques à mettre en œuvre dans l’ensemble 
de l’Union. Dans la pratique, le commerce 
de gaz et d’électricité se fait de diverses 
manières (voir point 60). La liquidité, la transparence et la libre participation 
constituent des caractéristiques de mar -
chés qui facilitent effectivement l’établis -
sement du marché intérieur. Nous avons 
observé au cours de l’audit au moins 
quatre mécanismes d’échanges diffé -
rents qui présentent ces caractéristiques 
à des degrés divers, comme le montre le 
tableau 3 .
Les marchés nationaux de 
l’énergie sont influencés par 
des interventions gouverne -
mentales visant à atteindre les 
objectifs d’autres politiques 
nationales ou de l’UE
45 
La politique de l’énergie est étroitement 
liée à beaucoup d’autres domaines d’ac -
tion, tant au niveau national que de l’UE, 
tels que la politique économique géné -
rale, la politique en matière de change -
ment climatique, la politique industrielle, 
la politique d’innovation ou la politique 
du marché du travail. Les mesures 
à prendre pour la mise en œuvre de ces 
politiques peuvent avoir un effet sur le 
fonctionnement des marchés de l’éner -
gie, par exemple en influant sur le choix 
de certaines sources d’énergie ou en 
fournissant un appui spécifique à l’une 
d’entre elles. Si ces politiques peuvent 
s’avérer totalement rationnelles au sein 
d’un État membre donné – par exemple 
le soutien de sources d’énergie autoch -
tones, contribuant ainsi éventuellement 
à promouvoir un sentiment de sécurité 
énergétique au niveau national dans 
l’État membre concerné –, elles peuvent 
aussi entraîner un risque de distorsion 
des marchés et des prix sur le marché 
intérieur de l’énergie.31 COM(2015) 80 final du 
25 février 2015 «Cadre 
stratégique pour une Union 
de l’énergie résiliente, dotée 
d’une politique clairvoyante 
en matière de changement 
climatique».
28 Observations
Mécanismes d’échanges énergétiques mis en évidence
Liquide
Transparent
Ouvert à la 
participationExemple tiré des études de cas de l’audit
Bourses régionales
Ces marchés sont soutenus par des mécanismes de couverture 
financière à long terme, incluent plusieurs pays et visent à créer 
une zone au sein de laquelle l’énergie peut circuler librement. 
Ils sont généralement très liquides et reposent sur le bon 
vouloir des acteurs de marché.√ √ √Bourse commune de l’électricité des pays nordiques et des 
pays baltes.
Commerce interentreprises (B2B) direct
Il s’agit de commerce entre un producteur d’énergie et son 
client. Ces accords, généralement des contrats à long terme, ne 
sont pas transparents parce que les conditions des échanges ne 
sont pas rendues publiques pour les autres acteurs de marché. 
Il est dès lors difficile de déterminer un prix de référence pour 
le gaz et l’électricité dans une zone de marché spécifique.X X √Au moment de l’audit, 100 % du gaz et de l’électricité étaient 
commercialisés de cette manière en Bulgarie.
Il n’existait pas de marché du gaz organisé et intégré en 
Espagne avant 2014. En 2013, près de 66 % du gaz s’échan -
geaient par l’intermédiaire de terminaux GNL sur la base de 
contrats bilatéraux. L’ARN éprouvait des difficultés à obtenir 
des données impartiales sur les prix du gaz.
Bourses limitées
Elles sont établies par une initiative ou un arrêté des gou -
vernements des États membres. L’obligation de négocier par 
l’intermédiaire d’une telle bourse pourrait indiquer que les 
offres de prix ne sont pas entièrement basées sur la dynamique 
de l’offre et de la demande.√ √ XEn 2013, 50 % de l’électricité en Pologne s’est négociée en 
bourse tandis que l’autre moitié l’était en B2B. La bourse 
de l’énergie polonaise a été mise en place par un groupe de 
négociants, mais a été soutenue ensuite par les autorités 
nationales qui ont obligé les producteurs d’électricité 
à vendre au moins 70 % de leur production par ce biais.
Marchés des excédents
Ils existent essentiellement dans le secteur du gaz. Ces bourses 
fonctionnent dans un contexte où le marché est principalement 
réglementé ou dominé par un fournisseur important. Cela se 
traduit par des opérations qui, même si elles sont réalisées de 
manière transparente, ne reflètent pas la dynamique des prix 
sur l’ensemble d’un marché.√ X XLa bourse du gaz polonaise offre la possibilité d’acheter 
du gaz dont le prix est inférieur de 20 % au prix de gros 
réglementé.
Source:  Cour des comptes européenne.Tableau 3
29 Observations
46 
La Commission est consciente de 
l’influence que ces interventions sont 
susceptibles d’avoir sur le fonctionne -
ment des marchés de l’énergie. Cepen -
dant, sa capacité à les restreindre, même 
dans des cas où elle le souhaiterait, est 
limitée. Elle a présenté sa position en 
la matière dans les lignes directrices 
concernant les aides d’État à l’énergie32 
ainsi que dans les notes explicatives rela -
tives aux paquets «énergie». Les princi -
paux points soulevés par la Commission 
pertinents pour le présent audit sont les 
suivants:
 ο la réglementation des prix de gros 
ne devrait pas être autorisée33;
 ο les prix de détail réglementés 
devraient être fixés à un niveau qui 
permettrait de proposer des offres 
concurrentes. Le coût de la compo -
sante électricité dans le prix régle -
menté ne devrait pas être inférieur 
au prix de gros moyen sur un marché 
spécifique34.
L ’adoption des codes de réseau 
et des lignes directrices est 
particulièrement lente en ce  
qui concerne l’électricité
47 
Les codes de réseau sont des règles tech -
niques visant à fournir une base pour 
réaliser l’interopérabilité technique dans 
les systèmes de transport de l’électricité 
et du gaz à l’intérieur de l’UE. Les codes 
définissent des normes techniques com -
munes destinées à garantir que l’énergie 
circule librement entre les différents 
États. Ils complètent le cadre législatif 
des marchés de l’énergie pour garantir la 
mise en œuvre commune des «paquets». 
Les codes de réseau, une fois qu’ils 
seront pleinement mis en œuvre, pour -
raient permettre de réduire le nombre 
de mécanismes d’échanges et de créer 
les conditions nécessaires à l’intégration 
des marchés compatibles. L’ACER joue un 
rôle particulièrement important dans ce processus; elle élabore les orientations-
cadres et évalue les codes élaborés par 
les REGRT avant de les soumettre à la 
Commission. Celle-ci est ensuite chargée 
d’adopter le texte définitif des codes et 
de coordonner le processus de comito -
logie par lequel les codes sont officielle -
ment adoptés.
48 
Si, actuellement, l’énergie fait déjà 
l’objet d’un commerce dans et entre cer -
tains États membres même en l’absence 
de codes de réseau pleinement avalisés 
et approuvés, l’aboutissement de ce 
processus serait un pas important vers 
le développement d’un marché intérieur 
de l’énergie fonctionnant correctement.
49 
Comme le montre le tableau 4 , l’adop -
tion des codes s’avère être un processus 
long et difficile. Au 30 juin 2015:
 ο pour le gaz, des progrès ont été 
accomplis: quatre des cinq codes ont 
été approuvés, tandis que le dernier 
fait l’objet de négociations;
 ο dans le secteur de l’électricité, en 
revanche, aucun des onze codes 
n’a été approuvé. Même après que 
l’ACER a soumis le dossier à la Com -
mission, l’approbation des codes de 
réseau via les procédures de comito -
logie a pris beaucoup de retard. La 
procédure de comitologie a démarré 
pour seulement cinq des neuf codes 
soumis à la Commission.32 Lignes directrices concernant 
les aides d’État à la protection 
de l’environnement et 
à l’énergie pour la période 
2014-2020 (2014/C 200/01).
33 Les critères applicables en 
matière de réglementation 
des prix afin de se conformer 
à la législation de l’UE ont 
récemment été confirmés par 
la Cour de justice européenne 
dans l’arrêt rendu le 
10 septembre 2015 dans la 
procédure d’infraction contre 
la Pologne en ce qui concerne 
les prix réglementés du gaz 
pour les clients non 
résidentiels (C-36/14).
34 Communication de la 
Commission intitulée «Prix et 
coûts de l’énergie en Europe», 
documents de travail des 
services de la Commission 
SWD(2014) 19 final et 
SWD(2014) 20 final.
30 Observations
Processus d’élaboration des codes de réseau
Orientations-
cadres établies 
par l’ACERFin de l’élabora -
tion des codes au 
sein du REGRT-E 
et du REGRT-GRecommanda -
tion finale de 
l’ACERDébut de la 
procédure de 
comitologieCode publié au 
Journal officiel 
de l’UEGazMécanismes d’attribution  
des capacités3e trimestre 
de 20113e trimestre 
de 20124e trimestre 
de 20121er trimestre 
de 20134e trimestre 
de 2013
Procédures de gestion  
de la congestionSans objet Sans objet Sans objet1er trimestre  
de 20123e trimestre 
de 2012
Équilibrage et réseaux de transport 
du gaz4e trimestre 
de 20111er trimestre 
de 20131er trimestre 
de 20133e trimestre 
de 20131er trimestre 
de 2014
Règles pour l’interopérabilité  
et les échanges de données3e trimestre 
de 20124e trimestre 
de 20131er trimestre de 
20143e trimestre 
de 20142e trimestre 
de 2015
Structures tarifaires harmonisées 
pour le transport4e trimestre 
de 2013ÉlectricitéAttribution des capacités et gestion 
de la congestion 2e trimestre 
de 20113e trimestre 
de 20121er trimestre 
de 20133e trimestre 
de 2014
Attribution prévisionnelle  
des capacités3e trimestre 
de 20132e trimestre 
de 20142e trimestre 
de 2015
Prescriptions applicables  
aux producteurs
2e trimestre 
de 20112e trimestre 
de 20121er trimestre 
de 20131er trimestre 
de 2015
Prescriptions applicables aux 
consommateurs et aux réseaux  
de distribution4e trimestre 
de 20121er trimestre 
de 20132e trimestre 
de 2015
Connexion en courant continu 
à haute tension2e trimestre 
de 20143e trimestre 
de 20142e trimestre 
de 2015
Sécurité opérationnelle
4e trimestre 
de 20111er trimestre 
de 20134e trimestre 
de 2013
Planification opérationnelle  
et programmation1er trimestre 
de 20134e trimestre 
de 2013
Réglage fréquence/puissance  
et réserves2e trimestre 
de 20133e trimestre 
de 2013
Formation opérationnelle
Exigences et procédures  
opérationnelles en cas d’urgence1er trimestre 
de 20152e trimestre 
de 2015
Équilibrage3e trimestre 
de 20124e trimestre 
de 2013
Remarque:  Les procédures de gestion de la congestion des réseaux de gaz ne sont pas soumises au même processus que les autres codes de 
réseau. Elles avaient déjà été établies dans le cadre du troisième paquet «énergie» par le règlement (CE) n° 715/2009 et ultérieurement mises 
à jour en 2012 via une procédure de comitologie.
Source:  Cour des comptes européenne, sur la base des informations fournies par l’ACER.Tableau 4
31 Observations
50 
Notre audit a mis en évidence quatre 
raisons pour lesquelles ce processus 
a été lent:
a) l’absence de besoins perçus  sur 
des marchés qui fonctionnent déjà 
correctement. Les parties prenantes 
à ces marchés sont peu disposées 
à adopter un nouvel ensemble de 
règles techniques et les avantages 
de marchés européens plus intégrés 
ne sont pas reconnus comme des 
priorités. Par exemple, le mécanisme 
de marché intrajournalier ELBAS35 
de la bourse commune de l’électri -
cité des pays nordiques et des pays 
baltes n’est pas compatible sur le 
plan technique avec les plateformes 
d’échanges intrajournaliers en 
Europe centrale. Les États membres 
nordiques et baltes se sont montrés 
réticents à adopter une solution 
européenne commune qui différait 
de l’ELBAS. Le débat qui s’ensuit sur 
le système à utiliser dans l’ensemble 
de l’Europe retarde le couplage de 
marchés;
b) dans le troisième paquet «énergie», 
il n’existe pas de calendrier précis  
ni d’indication de délais pour l’éla -
boration, l’approbation ou la mise en 
œuvre des codes de réseau;
c) l’élaboration des codes, qui implique 
les REGRT et l’ACER, constitue un 
processus complexe . Les décisions 
relatives à l’élaboration des codes de 
réseau sont prises à la majorité des 
voix des GRT au sein des REGRT et 
de celles des ARN au sein de l’ACER. 
Cette situation pose problème parce 
que, bien que les REGRT soient des 
organes européens qui jouent un 
rôle dans le développement du 
marché intérieur de l’énergie, ils 
représentent également les inté -
rêts de leurs différents membres. 
Cela pourrait susciter des conflits 
d’intérêts pour les participants et 
conduire au risque que des solutions 
du type «plus petit dénominateur 
commun» soient acceptées, ce qui ne faciliterait pas le couplage des 
marchés de manière optimale;
d) en particulier pour l’électricité, 
la Commission n’a pas lancé et 
conduit  le processus de comitologie 
en temps opportun.
51 
Peu de codes de réseau ont été rapide -
ment mis en œuvre. Les RGT et les ARN 
de certains États membres ont mis en 
place des initiatives régionales pour 
faciliter la mise en œuvre rapide de deux 
codes de réseau et sept États membres 
ont coopéré à la mise en œuvre 
rapide du code relatif au mécanisme 
d’attribution des capacités pour le gaz 
depuis 201236.
Le niveau d’intégrité  
et de transparence varie  
en fonction des mécanismes 
d’échanges
52 
Les principes du marché intérieur de 
l’énergie requièrent que l’énergie soit 
négociée sur des marchés transparents 
qui obéissent à des règles. Comme il 
a été mentionné plus haut, les degrés de 
transparence diffèrent d’un mécanisme 
d’échanges à l’autre (voir point 44). C’est 
dans ce contexte qu’un règlement de 
l’UE37 a été adopté en 2011 concernant 
l’intégrité et la transparence du marché 
de gros de l’énergie (voir encadré 4 ).35 Pour plus d’informations sur 
ELBAS, voir: http://www.
nordpoolspot.com/TAS/
Intraday-market-Elbas/ .
36 L’Espagne, la France, la 
Hongrie, la Pologne, le 
Portugal, la République 
tchèque et la Roumanie.
37 Règlement (UE) n° 1227/2011 
complété par les actes 
d’exécution REMIT à la 
mi-décembre 2014.
32 Observations
53 
L’ACER et les régulateurs de quatre des 
six États membres visités dans le cadre 
de l’audit ont déclaré qu’ils n’étaient pas 
pleinement préparés à mettre en œuvre 
le REMIT. Une ARN, en Bulgarie, a indiqué 
que, puisqu’il n’existait actuellement pas 
de bourse de l’énergie dans son pays, le 
REMIT n’était pas applicable.
54 
Les bourses qui fonctionnent bien sont 
dotées de mécanismes de transpa -
rence internes destinés à empêcher les 
manipulations de marché. Ces services 
pourraient apporter leur contribu -
tion à l’ACER et aux régulateurs dans 
le cadre du REMIT. Des mécanismes 
d’échanges moins transparents, comme 
le commerce interentreprises B2B et les 
marchés excédentaires, ne disposent pas 
encore de mécanismes de surveillance 
efficaces. Par conséquent, même après 
la pleine entrée en vigueur du règlement 
REMIT, les risques de manipulation de 
marché et d’échanges d’informations 
irréguliers peuvent subsister.Bien que des progrès aient 
été réalisés en vue de 
rapprocher les marchés en 
Europe, le plein effet sur les 
prix du marché intérieur de 
l’énergie n’est pas encore 
atteint
55 
Le troisième paquet «énergie» adopte 
une approche similaire pour les marchés 
de l’électricité et du gaz. De la même 
manière, les modèles qui ont été mis 
au point pour les deux marchés sont 
semblables, dans la mesure où ils pré -
voient l’accès à l’énergie depuis plusieurs 
sources et l’existence d’une concurrence 
tarifaire dans chaque domaine du mar -
ché (voir point 12).
56 
Il conviendrait d’utiliser les prix de gros 
plutôt que les prix de détail pour compa -
rer les niveaux des prix de l’énergie entre 
les États membres, parce que les prix 
au détail incluent les taxes, les autres 
surcharges et les remises qui peuvent 
varier d’un État membre à l’autre. Les 
prix moyens payés par les ménages et les 
clients industriels sont sensiblement dif -
férents des prix de gros (voir annexe I ).REMIT et ACER
Le règlement REMIT  mis en œuvre par l’ACER est un système de surveillance des marchés de gros de l’énergie en 
Europe. Il s’agit d’une nouvelle responsabilité importante pour l’ACER qui vient s’ajouter à celles qui lui ont déjà été 
attribuées dans le cadre du troisième paquet «énergie». L’ACER a demandé une nouvelle infrastructure informa -
tique, des outils de surveillance et une expertise spécifique.
 οLa phase de mise en œuvre  a commencé avec l’adoption du règlement et s’est achevée avec l’entrée en 
vigueur des règles sur la collecte de données. L’ACER a défini la méthodologie, les procédures et les outils 
informatiques en matière de suivi du marché de gros de l’énergie, y compris en ce qui concerne le partage de 
données avec les ARN et d’autres autorités tant au niveau des États membres qu’à celui de l’UE.
 οDurant la phase opérationnelle , l’ACER collecte et analyse les données selon une approche en quatre étapes: 
surveillance, enquête préliminaire portant sur les événements anormaux, enquête et exécution forcée. L’ACER 
collecte les données directement auprès des acteurs de marché et des tiers.Encadré 4
33 Observations
57 
Des écarts relativement faibles concer -
nant les prix de gros de l’énergie entre 
pays voisins et au sein des régions 
constitueraient un indicateur du bon 
fonctionnement du marché intérieur de 
l’énergie. Des variations de prix de gros 
élevées indiqueraient en revanche que 
les gains économiques que pourraient 
apporter les marchés ouverts et les 
capacités d’interconnexion n’ont pas été 
obtenus.
58 
Dans certains États membres, les prix de 
gros et de détail de l’énergie sont régle -
mentés, ce qui peut avoir une incidence 
sur l’ampleur du différentiel de prix entre 
les États membres (voir points 45 et 46).59 
Les prix de gros de l’électricité prati -
qués dans les États membres n’ont pas 
convergé. Comme le montre la figure 3 , 
ils varient considérablement sur le 
territoire de l’UE. Le prix de gros le plus 
élevé est supérieur de 85 % au prix le 
plus bas38. Des différences substantielles 
peuvent être constatées entre certains 
États membres voisins, par exemple, 
entre l’Estonie et la Lettonie ou entre la 
République tchèque et la Pologne.Figure 3Comparaison des prix moyens de gros de l’électricité de base en 2014  
dans les États membres dotés de bourses
Prix de gros de l’ électricité de base
 (euros/MWh)
EL IE UK IT LT LV PL ES PT NL BE HU SI EE FI FR RO SK AT CZ DE SE DK70
60
50
40
30
20
10
058 57
53 5250 50
4443 42 41 41 41 40
383635 3534 33 33 3332 31
Remarque:  Les informations sur les prix ne sont pas disponibles pour la Bulgarie, la Croatie, Chypre, le Luxembourg et Malte.
Source:  Cour des comptes européenne, sur la base des données fournies par la Commission.38 Un rapport similaire entre les 
prix de gros de l’électricité les 
plus élevés et les plus faibles 
a également été constaté 
en 2013 et au premier 
trimestre de 2015.
34 Observations
60 
En termes d’économie de marché,  
trois conditions sont essentielles pour 
parvenir à une convergence des prix 
dans la pratique:
a) les États membres doivent s’engager 
à développer des marchés libéralisés 
et concurrentiels (voir point 39);
b) les mécanismes d’échanges utilisés 
dans les États membres doivent être 
compatibles au-delà des frontières. 
Si un État membre utilise le modèle 
B2B et que l’autre participe à une 
bourse régionale, le couplage effec -
tif du marché est impossible (voir 
point 44);
c) une capacité suffisante des réseaux 
de transport au-delà des fron -
tières, mais également au sein 
des États membres, doit être mise 
à disposition.
61 
La plupart des États membres qui 
utilisent une forme ou une autre de 
bourse comme mécanisme d’échanges 
participent au couplage de marchés 
à un jour39. Cependant, cela ne s’est pas 
encore traduit par une convergence 
complète des prix de gros de l’électricité 
parce que les États membres n’utilisent 
pas nécessairement les mêmes méca -
nismes d’échanges et que les intercon -
nexions entre et dans les États membres 
sont limitées. Comme le montre claire -
ment la figure 3 , il subsiste des varia -
tions de prix entre ces États membres.62 
Les interconnecteurs facilitent le cou -
plage des marchés de l’énergie natio -
naux, ce qui, théoriquement, devrait 
avoir une incidence sur les prix de l’éner -
gie en générant des effets de marché 
transfrontières. L’UE s’est fixé comme 
objectif que la capacité des intercon -
nexions électriques transfrontalières 
atteigne au moins 10 % de la capacité de 
production d’électricité installée dans 
un État membre donné40 (voir également 
point 75). Toutefois, l’obtention d’un 
taux d’interconnexion de 10 % n’a pas 
forcément assuré la convergence des 
prix.
63 
Le taux d’interconnexion nécessaire 
pour obtenir une réelle convergence des 
prix varie en fonction des besoins du 
marché et des circonstances spécifiques 
régnant dans les États membres et les 
régions voisines. La capacité d’intercon -
nexion permettant d’atteindre la conver -
gence des prix de l’électricité pourrait 
être nettement supérieure à 10 % mais, 
dans certaines situations, notamment 
entre les marchés importants, cette 
capacité pourrait être inférieure. Par 
exemple, le tableau 5 montre que le 
taux d’interconnexion du Portugal est 
inférieur à 10 % mais, comme indiqué 
sur la figure 3 , il n’existe pas de diffé -
rence de prix importante avec l’Espagne 
voisine. D’autres exemples de lien 
entre la convergence des prix et cet 
objectif d’interconnexion sont donnés 
à l’encadré 5 .39 À l’exception de la Grèce, de 
l’Irlande et de la Pologne.
40 L’objectif de 10 % pour 
l’interconnexion a été fixé lors 
du Conseil européen de 2002 
à Barcelone. L’ensemble des 
États membres sont appelés 
à développer des capacités 
d’interconnexion atteignant 
au moins 10 % de leur capacité 
de production d’électricité 
installée d’ici à 2020. Cela 
signifie que chaque État 
membre devrait mettre en 
place des câbles électriques 
permettant de transporter au 
moins 10 % de l’électricité 
produite dans ses centrales 
au-delà de ses frontières vers 
les pays voisins.
35 Observations
64 
Certains États membres, bien que s’em -
ployant à mettre en œuvre les réformes 
concernant le marché intérieur de l’éner -
gie, ne permettent toujours pas que les 
prix de l’énergie soient déterminés par la 
dynamique de l’offre et de la demande. 
L’un des États membres couverts par 
l’audit a recouru à la réglementation des 
prix de gros de l’énergie, et différentes 
formes de réglementation des prix de 
détail ont été utilisées dans quatre États 
membres de l’échantillon d’audit.La mise en œuvre intégrale 
du modèle cible pour le 
gaz pourrait n’avoir qu’une 
incidence limitée sur les prix  
de gros moyens du gaz
65 
Le modèle cible pour le gaz souligne 
la nécessité de développer les transac -
tions menées sur les plateformes (voir 
point 12). À ce jour, seulement sept 
États membres pratiquent une tarifi -
cation fondée sur des plateformes de 
négoce41. Dans d’autres États membres, 
les échanges de gaz sont effectués via 
des modèles de négociation B2B, sur la 
base de contrats exclusifs d’utilisation 
des capacités des gazoducs, dans le 
cadre desquels les producteurs de gaz 
s’engagent à fournir des quantités spéci -
fiques de gaz à prix fixe. Ce prix fixe est 
ensuite retenu comme base pour le prix 
de gros dans un pays.La convergence des prix de l’électricité et l’objectif de 10 % d’interconnexion 
électrique
L’Estonie  et la Lettonie  ont une capacité d’interconnexion qui représente actuellement environ 60 % de la capa -
cité de production estonienne et 33 % de la capacité lettone. Par conséquent, le taux d’interconnexion est de loin 
supérieur à l’objectif des 10 %, mais les différences de prix restent importantes.
La Pologne  a des capacités d’interconnexion suffisantes avec ses pays limitrophes. Si l’on exclut les interconnexions 
avec les États non membres de l’UE - Belarus et Ukraine -, la capacité d’interconnexion représente 15 % de la capa -
cité de production disponible. Toutefois, les lignes transfrontalières existantes, avec une capacité totale de 5 GW, 
ne sont guère disponibles pour les échanges commerciaux en raison des restrictions imposées par le RGT polonais 
visant à faire face aux flux imprévus d’énergie provenant d’Allemagne.
Ces flux imprévus sont dus à d’importantes capacités de production d’électricité éolienne dans le nord de l’Allemagne 
et à une capacité de transport limitée à l’intérieur du pays. Comme l’électricité ne peut pas être transportée sur le 
territoire allemand, elle circule dans les réseaux des pays voisins en générant des «flux de bouclage». Pour faire face 
à ces flux potentiels, le RGT polonais n’ouvre qu’une très faible part de ses capacités d’interconnexion avec l’Alle -
magne au commerce d’électricité.
La seule interconnexion complètement opérationnelle qui a une incidence sur le prix de l’électricité en Pologne est 
la liaison SwePol  avec la Suède (600 MW), qui représente environ 1,6 % du total de la capacité de production d’élec -
tricité nationale disponible en Pologne (voir encadré 7 ).Encadré 5
41 Les échanges de gaz 
transfrontaliers entre 
plateformes sont actuellement 
possibles entre la Belgique, 
l’Allemagne, la France, l’Italie, 
les Pays-Bas, l’Autriche et le 
Royaume-Uni.
36 Observations
66 
Les plateformes de négoce et les 
mécanismes d’échanges B2B dans le 
secteur du gaz peuvent fonctionner en 
parallèle à l’intérieur d’un État membre. 
Par exemple, il y a en Italie une plate -
forme gazière et ses fournisseurs de gaz 
sont engagés dans le cadre de quatre 
contrats interentreprises (B2B) distincts. 
Par ailleurs, l’Estonie et la Lettonie ont 
chacune une seule source d’approvision -
nement en gaz, le prix étant déterminé 
sur la base de contrats interentreprises42.
67 
Les plateformes dépendent de l’existence 
de plusieurs sources d’approvisionne -
ment en gaz, distribué par gazoducs ou 
par d’autres sources, comme le réseau 
GNL. La mise en place de plateformes de 
négoce concurrentielles sur tout le terri -
toire de l’UE demanderait des investisse -
ments importants dans les infrastructures 
afin de faciliter les livraisons de gaz à par -
tir d’autres sources. Si ces coûts d’inves -
tissement considérables sont censés être 
couverts par une augmentation progres -
sive des tarifs de réseau, l’argument éco -
nomique en faveur du développement de 
plateformes de négoce dans toute l’UE 
peut s’avérer peu convaincant, notam -
ment parce que les prix moyens pratiqués 
sur les plateformes ne sont inférieurs que 
de 10 % aux prix moyens B2B43.
68 
De plus, le développement de plate -
formes de négoce concurrentielles 
nécessite un approvisionnement 
suffisant à partir de différentes sources 
de gaz. Cependant, si l’existence de 
plusieurs fournisseurs de gaz à partir de 
la même source nationale peut générer 
une concurrence par les marges, cela 
ne garantirait pas nécessairement des 
avantages en termes de sécurité d’ap -
provisionnement, parce qu’une rupture 
d’approvisionnement depuis cette 
source nationale unique pourrait avoir 
un impact sur toutes les voies d’approvi -
sionnement qu’elle alimente.42 Certains pays mettent en 
place des systèmes hybrides. 
Par exemple, la Pologne 
a réglementé les prix de gros 
et de détail du gaz, mais une 
partie des importations et 
certaines capacités inutilisées 
sont ensuite vendues au 
travers d’une bourse. Au cours 
du quatrième trimestre 2014, 
le prix du gaz dans une bourse 
était de 26,2 euros par MW/h, 
tandis que le prix réglementé 
était de 36 euros par MW/h. 
En 2013, seulement 3 % du 
total des échanges de gaz ont 
été réalisés par l’intermédiaire 
de la bourse.
43 Selon des informations 
fournies par l’ACER, le prix 
moyen sur les plateformes de 
négoce dans les sept États 
membres où existaient des 
plateformes était de 
24,8 euros par MW/h en 2014, 
tandis que le prix moyen 
à l’importation dans le cadre 
de contrats interentreprises 
était de 27,0 euros en 2014 
(voir annexe II ). L’écart entre le 
prix le plus élevé et le prix le 
plus bas variait entre 22,1 et 
32,0 euros par MW/h s’agissant 
des contrats interentreprises, 
et entre 23,4 et 27,8 euros par 
MW/h pour les plateformes. Le 
calcul du prix moyen 
interentreprises tient compte 
de la ristourne rétroactive de 
21 % obtenue par la Lituanie, 
comme cela est décrit 
à l’encadré 6 .
37 Observations
69 
Il importe en outre d’aborder cette pro -
blématique dans le contexte de l’incerti -
tude importante relative à l’évolution de 
la demande de gaz dans l’UE. Entre 2010 
et 2013, comme le montre la figure 4 , 
la demande globale de gaz dans l’UE 
a diminué de 14 % et les prévisions 
établies par la Commission indiquent 
également qu’une augmentation de la 
demande de gaz est peu probable. Les 
investisseurs potentiels hésitent dès lors 
à prendre des engagements d’investisse -
ment futurs.70 
La Commission ne dispose pas de sa 
propre capacité opérationnelle pour 
générer des projections de la demande 
de gaz dans l’UE; elle se fonde sur les 
prévisions fournies par un prestataire 
externe (voir point 83). La figure 4  
montre également que la Commission 
a continuellement surestimé la demande 
de gaz au cours de la période en ques -
tion, et qu’elle doit rétablir la crédibilité 
des prévisions qu’elle utilise.Figure 4Consommation de gaz dans l’EU-27 pour la période 2000-2013  
par rapport aux prévisions de la Commission jusqu’en 2030
Consommation intérieure brute
 (millions de tonnes d'équivalent pétrole)
Prévisions 2011 Prévisions 2005 
Prévisions 2009 Prévisions 2003 
Prévisions 2013 Prévisions 2007 Consommation réelle 
2030 2028 2026 2024 2022 2020 2018 2016 2014 2012 2010 2008 2006 2004 2002 2000600
500
400
300
Remarque:  Toutes les prévisions concernent la consommation de l’EU-27 selon des intervalles de cinq ans (2005, 2010, 2015, etc.). Les derniers 
chiffres mis à disposition par Eurostat concernant la consommation réelle de gaz se rapportent à 2013.
Source:  Cour des comptes européenne, sur la base des prévisions semestrielles relatives à l’énergie d’Eurostat et de la Commission européenne, 
publiées entre 2003 et 2013.
38 Observations
71 
Il existe d’autres manières d’ouvrir les 
marchés du gaz à la concurrence qui, si 
elles ne disposent pas d’un système de 
tarification pleinement opérationnel et 
concurrentiel fondé sur les plateformes 
de négoce, renforceraient la sécurité de 
l’approvisionnement en énergie. Une 
solution consisterait à proposer une 
deuxième source d’approvisionnement 
qui influerait sur le prix demandé par 
l’autre fournisseur de gaz. Le terminal 
GNL en Lituanie fournit un exemple de 
la façon dont un tel effet de prix pourrait 
être obtenu, tout en garantissant qu’il 
existe une autre source en cas de rup -
ture d’approvisionnement affectant les 
gazoducs dans la région de la Baltique. 
Voir  encadré 6 .
«Indépendance»: le terminal GNL à Klaipėda, en Lituanie
Le terminal flottant GNL «Indépendance» a été installé dans le port de Klaipėda en novembre 2014. Il s’agit d’un 
navire terminal norvégien, loué pour dix ans par la Lituanie avec option ultérieure d’achat. Le terminal, capable de 
fournir 3,8 milliards de m3 de gaz par an, a considérablement renforcé la sécurité de l’approvisionnement en gaz de 
la Lituanie ainsi que la concurrence entre fournisseurs de gaz dans toute la région.
Selon l’ARN lituanienne, après l’achèvement des principaux travaux pour le terminal GNL en 2014, une réduction du 
prix des importations de gaz de 21 %, soit un tarif d’environ 28,6 euros par MW/h, a été proposée par l’autre fournis -
seur de gaz à la Lituanie, avant même que le terminal GNL ne devienne pleinement opérationnel.Encadré 6
Photo 1 – Arrivée du terminal flottant GNL «Indépendance»  
dans le port de Klaipėda
© Hoëgh LNG
39 Observations
Les infrastructures  
énergétiques en Europe 
ne sont généralement pas 
encore conçues pour des 
marchés pleinement  
intégrés et, par consé -
quent, ne permettent pas 
actuellement d’assurer 
efficacement la sécurité 
de l’approvisionnement 
en énergie
72 
Des infrastructures adaptées sont aussi 
nécessaires pour le fonctionnement du 
marché intérieur de l’énergie que des 
structures de marché et une réglemen -
tation efficace. La présente section du 
rapport vise à:
a) déterminer si les infrastructures 
énergétiques actuellement en place 
sur le territoire de l’UE sont conçues 
aux fins du développement du mar -
ché intérieur de l’énergie;
b) analyser si le développement de 
ces infrastructures repose sur une 
analyse approfondie des besoins;
c) examiner la coopération néces -
saire à la réalisation de projets 
d’infrastructures.Les infrastructures de  
nombreux États membres, 
tant nationales que transfron -
talières, ne sont pas encore 
adaptées au marché intérieur 
de l’énergie
Les infrastructures énergétiques 
dans un État membre peuvent 
avoir une incidence sur les  
marchés de l’énergie dans 
d’autres États membres
73 
Les caractéristiques des infrastructures 
énergétiques dans un État membre 
peuvent, dans la pratique, engendrer des 
contraintes sur les flux d’électricité et de 
gaz entre États membres, voisins ou non. 
Au cours de l’audit, nous avons observé 
les situations suivantes:
a) capacité d’absorption insuffisante. 
Ce problème peut survenir lorsque les 
infrastructures à l’intérieur d’un État 
membre ne disposent pas des capa -
cités suffisantes pour permettre les 
importations et les exportations entre 
marchés nationaux voisins. Cela se 
produit lorsque les réseaux nationaux 
de transport sont surchargés, lorsque 
les réseaux d’électricité ne disposent 
pas de la fréquence appropriée ou 
lorsque les systèmes gaziers manquent 
de capacités disponibles et/ou de pres -
sion. Voir exemples dans l’ encadré 7 ;
Exemples de capacité d’absorption insuffisante des infrastructures nationales  
de transport
L’interconnecteur SwePol entre la Suède et la Pologne , avec une capacité installée de 600 MW, mis en service 
en 2000, n’est pas utilisé à pleine capacité bien qu’il existe d’importantes disparités dans les prix de gros de l’électri -
cité entre les marchés des deux États membres. Selon le RGT polonais, les infrastructures de transport d’électricité 
dans le nord de la Pologne ne disposent pas de la capacité suffisante pour recevoir cette quantité d’électricité en 
Pologne et la distribuer au sein du réseau national. Au cours de l’année 2014, la capacité offerte au marché a varié 
entre 273 MW et 424 MW, ce qui est considérablement inférieur à la capacité maximale de l’interconnecteur.
L’Estonie  dispose d’interconnecteurs gaziers vers des pays tiers et vers la Lettonie, et la pression dans son système 
est assurée par l’intermédiaire de stations de pompage en Lettonie. La construction d’un nouveau gazoduc sous-
marin est prévue entre l’Estonie et la Finlande. Pour que le gaz puisse circuler dans ce gazoduc, la pression du gaz 
dans le système estonien devrait être augmentée, soit en construisant une station de pompage en Estonie, soit en 
modernisant la station lettone.Encadré 7
40 Observations
b) capacité insuffisante pour per -
mettre le transit d’énergie. Cer-
tains États membres sont devenus, 
ou devraient devenir, ce qu’il est 
convenu d’appeler des corridors 
de transit d’énergie. Ils se situent 
entre des États membres riches en 
énergie et susceptibles d’exporter 
du gaz ou de l’électricité à des tarifs 
concurrentiels et des États membres 
qui bénéficieraient de ces flux. Le 
transit d’énergie par un État membre requiert une capacité qui ne soit 
pas pleinement exploitée par la 
demande intérieure. Certains pays 
de transit ne disposent pas de cette 
capacité, ce qui peut entraîner une 
congestion, voir exemples à l’ enca -
dré 8 . Le problème inverse peut se 
poser lorsque des gazoducs sont 
réservés par des contrats de transit 
à long terme et ne sont pas dispo -
nibles pour les besoins nationaux 
(voir point 111).
Défis en matière de transit d’énergie
La Suède  est un pays de transit pour l’électricité norvégienne circulant vers la Finlande, le Danemark, l’Allemagne 
et la Pologne. Elle a investi dans des interconnexions qui facilitent ces flux. Cependant, la congestion interne en 
Suède n’a pas permis que des exportations stables puissent avoir lieu vers le Danemark. Par conséquent, en 2011, 
suite à une plainte du Danemark devant la Commission européenne, la Suède a réaménagé son marché de l’électri -
cité en quatre zones commerciales. Cela a permis de mettre en évidence des zones de congestion, ce qui a ensuite 
abouti à un renforcement du réseau.
La France  devrait servir de pays de transit pour le gaz entre la péninsule ibérique et le reste de l’Europe. Toutefois, 
cela ne serait pas possible actuellement en raison des conditions de marché en vigueur, de la congestion du réseau 
dans le Sud de la France et de problèmes liés aux flux de gaz entre le Nord et le Sud de la France.
Également dans le secteur de l’électricité, outre la disponibilité limitée des connexions physiques entre l’Espagne et 
la France, un autre obstacle de taille à l’intégration de l’Espagne et du Portugal au marché intérieur de l’énergie est 
la nécessité de renforcer les réseaux nationaux de distribution d’électricité en Espagne comme en France, sans quoi 
il ne sera pas possible d’acheminer l’électricité entre la péninsule ibérique et l’Europe centrale.Encadré 8
41 Observations
Des déficits subsistent dans les 
infrastructures énergétiques 
transfrontalières entre États 
membres
74 
Des problèmes concernant la capacité 
des interconnecteurs transfrontaliers 
apparaissent à mesure que la demande 
d’échanges énergétiques entre les États 
membres augmente. Il n’existe pas 
d’analyse exhaustive des déficits en ma -
tière d’infrastructures transfrontalières 
à l’échelle de l’UE (voir point 82). Même 
en l’absence d’une telle évaluation des 
besoins stratégiques, des objectifs pour 
l’interconnexion électrique et gazière 
ont été fixés au niveau de l’UE.75 
L’objectif de 10 % d’interconnexion 
électrique44 a été fixé par le Conseil 
européen en 200245. Cependant, certains 
États membres n’ont toujours pas ou 
guère d’interconnexion électrique avec 
leurs voisins et, en juin 2015, 12 États 
membres se situaient en dessous de 
l’objectif de 10 % d’interconnexion, voir 
tableau 5.  Ainsi qu’il a été constaté au 
point 62, la réalisation de cet objectif de 
10 % n’est pas nécessairement synonyme 
de convergence des prix sur les mar -
chés de l’électricité des États membres 
voisins.Tableau 5Taux d’interconnexion électrique des États membres de l’UE en 2014
Au-dessus de l’objectif de 10  % d’interconnexion électrique En deçà de l’objectif de 10 % d’interconnexion électrique
État membre % État membre %
Luxembourg 245 Irlande 9
Croatie 69 Italie 7
Slovénie 65 Portugal 7
Slovaquie 61 Roumanie 7
Danemark 44 Royaume-Uni 6
Finlande 30 Estonie 4
Hongrie 29 Lettonie 4
Autriche 29 Lituanie 4
Suède 26 Espagne 3
Pays-Bas 17 Pologne 2
Belgique 17 Chypre 0
République tchèque 17 Malte 0
Bulgarie 11
Grèce 11
Allemagne 10
France 10
Remarque:  Les trois pays baltes sont considérés comme une région, bien qu’ils atteignent individuellement l’objectif de 10 %.
Source:  Communication de la Commission au Parlement européen et au Conseil sur le thème «Réaliser l’objectif de 10 % d’interconnexion dans le 
secteur de l’électricité – Un réseau électrique européen prêt pour 2020».44 Le taux d’interconnexion est 
calculé en comparant la 
capacité de production 
d’électricité installée à la 
capacité totale des 
interconnexions électriques 
d’un État membre. Les 
interprétations divergent sur 
la question de savoir si la 
production d’électricité 
devrait être calculée en 
fonction de la capacité 
installée ou de la capacité 
réellement utilisée.
45 Conclusions de la Présidence – 
Conseil européen de 
Barcelone  des 15 et 16  mars   
2002 – SN 100/1/02 REV 1.
42 Observations
76 
Certains États membres, comme Chypre, 
sont de véritables îlots énergétiques 
en ce qui concerne l’électricité, à partir 
desquels il est très compliqué de dévelop -
per des interconnexions. D’autres ont un 
taux d’interconnexion faible parce qu’ils 
restreignent le développement ou l’usage 
d’interconnecteurs, voir encadré 5 .
77 
La règle N-1 pour le gaz46, introduite 
en 2010 par le règlement concernant 
la sécurité de l’approvisionnement en 
gaz, a pour but de garantir qu’il existe 
d’autres fournisseurs de gaz disponibles 
sur chaque marché. Elle est réputée 
respectée depuis décembre 2014. Le 
respect ou non de cette règle par un État 
membre était déterminé par un calcul 
comparant l’importance du plus grand 
point d’entrée du gaz à celle de tous les 
autres points d’entrée combinés vers cet 
État membre. Il est possible de satisfaire 
à la règle N-1 à un niveau régional, si les 
États membres concernés procèdent 
conjointement à une analyse des risques 
et établissent un plan commun d’action 
préventive et d’urgence. Selon la Com -
mission, sur la base de données qui lui 
ont été communiquées par les États 
membres, en décembre 2014, six des 
26 États membres disposant de points 
d’entrée du gaz dans l’UE ne respec -
taient pas la règle N-147.
78 
Pour satisfaire à la règle N-1, une capa -
cité de flux inversé a été installée sur 
certains gazoducs existants. Sur six États 
membres sur lesquels a porté l’audit, 
quatre48 ont équipé un ou plusieurs 
interconnecteurs gaziers avec une capa -
cité de flux inversé, permettant ainsi 
au gaz de circuler dans les deux sens. 
Cependant, ces capacités de flux inversé 
n’ont eu quasiment aucune incidence sur 
le fonctionnement des marchés du gaz 
dans la mesure où elles sont destinées 
à être utilisées principalement en cas de 
ruptures d’approvisionnement.79 
Similairement à l’objectif de 10 % en 
matière d’électricité, la règle N-1 est 
d’une utilité limitée pour analyser les 
besoins en matière d’infrastructures de 
gaz, parce que si l’autre point d’entrée 
fournit du gaz provenant de la même 
source nationale que le plus grand point 
d’entrée du gaz, cela ne renforce pas 
nécessairement la concurrence et n’a 
que peu d’effet sur la sécurité de l’appro -
visionnement en énergie. Par exemple, 
la Finlande et la Lettonie, bien que 
disposant toutes deux de plus d’un point 
d’entrée, restent en réalité dépendantes 
d’un seul fournisseur de gaz, parce que 
la totalité du gaz entrant par ces points 
provient de la même source nationale.
80 
Compte tenu du fait que la construc -
tion d’infrastructures de gaz nécessite 
souvent de lourds investissements, les 
arguments économiques ne plaident 
pas toujours en faveur de la construction 
d’interconnexions de gazoducs avec 
plusieurs fournisseurs (voir également 
points 67 et 69). Dans ce contexte, 
certains États membres examinent les 
mérites comparatifs d’autres approches 
pour le développement de leurs mar -
chés du gaz, comme la mise en place de 
terminaux GNL. Des projets de termi -
naux GNL sont en cours soit de planifi -
cation, soit de finalisation, entre autres 
en Lituanie (voir encadré 6 ), en Pologne, 
en Estonie, en Finlande, en Suède et en 
Croatie.
81 
Toutefois, certains États membres conti -
nuent à envisager d’ambitieux déve -
loppements de leurs systèmes gaziers, 
y compris la construction de nouvelles 
infrastructures de gaz en vue de créer 
des plateformes gazières. Par exemple, 
en dépit d’une baisse de la consomma -
tion domestique de gaz49, la Bulgarie et 
la Pologne préparent chacune la création 
de plateformes gazières.46 Le principe N-1 a été introduit 
par le règlement (UE) 
n° 994/2010 concernant  
la sécurité de 
l’approvisionnement en gaz 
du 20 octobre 2010. Cette 
règle – s’inspirant de l’exemple 
du secteur de l’électricité – 
oblige les États membres qui 
dépendent d’un seul gazoduc 
d’importation, dépôt 
souterrain de stockage ou 
autre type d’infrastructures 
essentielles, à veiller à ce que, 
les jours extrêmement froids, 
la demande puisse être 
satisfaite même si la principale 
infrastructure d’importation 
ne fonctionne pas.
47 Document de travail des 
services de la Commission 
SWD(2014)325 final du 
16 octobre 2014. Report on the 
implementation of Regulation 
(EU) 994/2010 and its 
contribution to solidarity and 
preparedness for gas disruptions 
in the EU  (Rapport sur la mise 
en œuvre du règlement (UE) 
n° 994/2010 et sa contribution 
à la solidarité et au niveau de 
préparation aux ruptures de 
l’approvisionnement en gaz 
dans l’UE). Les six États 
membres en question sont: la 
Suède, la Lituanie, la Bulgarie, 
la Grèce, la Slovénie et le 
Luxembourg. Trois d’entre 
eux, le Luxembourg, la 
Slovénie et la Suède, 
bénéficient d’une dérogation 
conformément à l’article 6, 
paragraphe 10, du règlement.
48 À l’exception de l’Estonie et de 
la Suède.
49 Selon l’institut de statistique 
bulgare, la consommation de 
gaz est passée de 
3 218 milliards de m3 en 2011 
à 2 840 milliards de m3 en 2014.
43 Observations
Il n’existe pas d’évaluation 
globale des besoins 
à l’échelle de l’UE visant 
à fournir une base 
pour hiérarchiser les 
investissements dans les 
infrastructures énergétiques 
dans l’Union
Une évaluation approfondie 
des besoins en matière 
d’infrastructures au niveau  
de l’UE n’est pas en place
82 
Une analyse approfondie des besoins en 
matière d’infrastructures à l’échelle de 
l’UE est nécessaire pour contribuer à la 
prise de décisions éclairées concernant 
le développement du marché intérieur 
de l’énergie et le renforcement de la 
sécurité de l’approvisionnement en 
énergie, ainsi qu’à la mise en œuvre 
d’autres engagements politiques de 
l’UE dans lesquels le secteur de l’éner -
gie joue un rôle important, notamment 
ceux concernant l’action pour le climat. 
De plus, compte tenu des importants 
besoins d’investissement dans les infras -
tructures énergétiques dans l’ensemble 
de l’UE, une telle analyse est également 
essentielle pour étayer les décisions de 
cibler les fonds disponibles limités de 
l’UE et d’autres provenances. La Commis -
sion n’a pas élaboré de plan détaillé qui 
permette de combiner des éléments de 
politiques au niveau de l’UE dans un plan 
de développement des infrastructures 
de transport à long terme.
83 
Un élément indispensable aux fins d’une 
évaluation exhaustive de ce type serait 
un modèle élaboré de développement 
du marché susceptible de décrire des 
prédictions relatives aux besoins en 
matière d’infrastructures dans le cadre 
de divers scénarios de politique et de 
marché, y compris une large gamme de 
scénarios de la demande (voir point 70). 
Pour l’heure, la Commission ne dispose pas d’outil de modélisation interne et 
elle n’a pas non plus accès à ce type 
d’outil par l’intermédiaire de l’ACER. À ce 
jour, elle utilise un modèle de marché 
de l’énergie réalisé par un contractant 
externe, tandis que l’ACER utilise celui du 
REGRT-E et du REGRT-G.
84 
Le fait de ne pas disposer d’une ana -
lyse des besoins de ce type pour cibler 
le soutien de l’UE pourrait conduire 
à financer des projets dans l’ensemble 
de l’UE qui ne soient pas nécessaires 
pour satisfaire la demande anticipée 
d’énergie ou qui ne soient guère sus -
ceptibles de contribuer à la sécurité de 
l’approvisionnement énergétique. Par 
exemple, bien que la capacité du termi -
nal GNL de Klaipėda (voir encadré 6 ) soit 
suffisante pour couvrir la demande de 
gaz, en baisse, des trois pays baltes50, un 
terminal GNL régional supplémentaire 
dans la région de la côte Est de la mer 
Baltique, qui sera construit en Finlande 
ou en Estonie, est inclus dans le plan 
PIMERB51 (voir encadré 9 ) et figure parmi 
la liste de projets d’intérêt commun (voir 
encadré 12 ).
Les outils de planification 
utilisés pour servir de 
base à la planification des 
investissements ont leurs 
limites
85 
En l’absence d’analyse approfondie, la 
Commission s’est appuyée sur un certain 
nombre d’outils de planification des in -
frastructures plus spécifiques, y compris:
 ο des listes de projets d’intérêt com -
mun (PIC) (voir analyse au point 103);
 ο des plans décennaux de développe -
ment du réseau (PDDR).50 Selon les statistiques 
d’Eurostat, la demande de gaz 
naturel totale en Estonie, en 
Lettonie et en Lituanie est 
passée de 5,6 milliards de m3 
par an en 2010 à 4,6 milliards 
de m3 en 2014.
51 Un accord conclu en 
novembre 2014 entre les 
premiers ministres finlandais 
et estonien prévoit la 
construction d’un terminal 
GNL régional plus important 
vers la Finlande et d’un 
terminal plus petit à des fins 
de consommation locale en 
Estonie. Si le projet finlandais 
ne progresse pas selon le 
calendrier prévu, l’Estonie 
conserve une option 
l’autorisant à construire le 
terminal régional.
44 Observations
86 
Bien qu’ils fournissent une vue d’en -
semble des investissements planifiés par 
les GRT d’électricité/de gaz nationaux, 
les PDDR ne présentent pas une image 
exhaustive des investissements en ce qui 
concerne les besoins en matière d’éla -
boration de politiques et de développe -
ment des marchés au niveau de l’UE, car:
 ο ils ne s’appuient pas sur une éva -
luation globale de l’UE qui tienne 
compte d’un large éventail d’objec -
tifs politiques de l’Union;
 ο ils ne prennent pas dûment en consi -
dération les investissements futurs 
en matière d’infrastructures planifiés 
par des entités privées, ni la future 
production d’énergie;
 ο les régulateurs nationaux ne jouent 
pas un rôle important dans l’évalua -
tion des propositions dans le cadre 
du PDDR;
 ο ils ne sont pas toujours cohérents 
avec les plans d’investissements 
nationaux dans les infrastructures 
énergétiques. L’ACER a recensé 
51 projets nationaux dans le PDDR 
2012 du REGRT-E qui n’étaient pas 
inclus dans les plans de développe -
ment nationaux52.
87 
La Commission reconnaît que les 
notifications que lui adressent les 
États membres concernant la capacité 
de transport d’électricité existante et 
prévue sont souvent en décalage avec 
les PDDR. Elle n’est donc pas en mesure 
de formuler des conclusions définitives 
ni de réaliser une évaluation adéquate 
des futurs écarts entre les infrastructures 
énergétiques et leur capacité potentielle 
à répondre à la demande53. L’ACER, qui 
surveille la mise en œuvre des PDDR, 
s’est également déclarée préoccupée par 
toute une série de questions pratiques 
concernant ces derniers54.Le développement 
d’infrastructures 
transfrontalières requiert 
une coopération entre États 
membres voisins
88 
Une coopération régionale efficace et 
une perception mutuelle des besoins 
en termes de développement sont des 
conditions préalables indispensables 
à la réalisation de tout projet d’infras -
tructures transfrontalier. Cependant, 
dans la pratique, des initiatives relatives 
à des projets transfrontaliers peuvent 
rencontrer toutes sortes de difficultés, 
y compris l’absence de besoins perçus 
pour des projets d’un côté ou de part 
et d’autre de la frontière, des difficultés 
à obtenir toutes les autorisations d’urba -
nisme, le financement équitable de 
projets d’infrastructures énergétiques et 
la répartition des coûts, souvent élevés, 
entre les parties. Néanmoins, il existe 
des exemples de coopération efficace 
à l’échelle de l’UE, qui ont préparé le ter -
rain pour le développement d’infrastruc -
tures communes et le développement 
du marché.
La coopération régionale  
dans le secteur de l’énergie  
est en train d’émerger
89 
Dans le domaine de l’énergie, la coo -
pération régionale impliquant deux ou 
plusieurs États membres résulte d’initia -
tives politiques ou techniques.52 Avis n° 8/2014 de l’ACER.
53 Document de travail des 
services de la Commission 
«Projets d’investissement 
relatifs à des infrastructures 
énergétiques» accompagnant 
la communication de la 
Commission au Parlement 
européen, au Conseil, au 
Comité économique et social 
européen et au Comité des 
régions – Vers l’achèvement 
du marché intérieur de 
l’énergie: état des lieux 
[SWD(2014) 313 final 
du 13.10.2014, p. 4].
54 Dans son avis n° 16/2014, 
l’ACER a fait part de ses 
préoccupations concernant 
les PDDR, eu égard 
notamment à la disponibilité 
limitée des données, à la 
présentation des capacités de 
transfert du réseau, 
à l’utilisation d’une analyse 
coûts-avantages pour tous les 
investissements dans le 
transport et au manque de 
clarté ayant trait à certaines 
descriptions 
d’investissements.
45 Observations
90 
Parmi les initiatives politiques , un 
exemple actuel remarquable est le plan 
d’interconnexion des marchés éner -
gétiques de la région de la Baltique 
(PIMERB), voir encadré 9 . Une autre 
initiative régionale se fait jour sous la 
forme d’un forum de l’énergie des pays 
d’Europe centrale et du sud-est. Des 
engagements politiques communs ont 
été pris en faveur du développement 
des infrastructures, comme la décla -
ration de Madrid55, des initiatives de 
coopération régionales ont vu le jour, 
comme la Coreso56, et des groupes sur 
la sécurité d’approvisionnement éner -
gétique ont été créés, comme le groupe 
de coordination pour le gaz balte et 
finlandais. Ces groupements, souvent 
lancés avec la participation de la Com -
mission, sont fréquemment officialisés 
par la passation d’accords à un niveau 
politique élevé entre les États membres. 
Ils s’étendent parfois à des accords de 
projet spécifiques, comme par exemple 
l’interconnexion électrique récemment 
ouverte entre l’Espagne et la France (voir 
encadré 10  et point 93).91 
Les initiatives de coopération tech -
nique  sont essentiellement des initia -
tives lancées dans le cadre du CEER 
(Conseil des régulateurs européens 
de l’énergie)57 et de l’ACER, comme les 
groupes sur l’élaboration des codes de 
réseau (voir aussi annexe III ). Ces grou -
pements peuvent également aboutir à la 
création de nouvelles formes de coopé -
ration régionale, comme les initiatives 
régionales coordonnant la sécurité58.
Qu’est-ce que le plan d’interconnexion des marchés énergétiques de la région  
de la Baltique (PIMERB)?
Le plan d’interconnexion des marchés énergétiques de la région de la Baltique (PIMERB)  a été approuvé par 
les chefs d’État de Lituanie, de Pologne, de Lettonie, du Danemark, d’Estonie, de Suède, de Finlande et d’Allemagne, 
ainsi que par le Président de la Commission européenne, le 17 juin 2009.
Le PIMERB vise à intégrer l’Estonie, la Lettonie et la Lituanie aux marchés de l’énergie européens, de mettre un 
terme à leur statut d’îlots énergétiques et de libéraliser leurs marchés de l’énergie en vue de les préparer à adhérer 
à la bourse commune de l’électricité. Le plan inclut également un certain nombre de projets d’infrastructures, allant 
des parcs d’éoliennes dans la partie danoise de la mer du Nord au développement du réseau de gaz en Estonie. 
L’interconnexion électrique EstLink2 entre l’Estonie et la Finlande, qui était incluse dans le PIMERB, a été construite 
avec le soutien financier de l’UE et a déjà eu un impact sur le marché de l’électricité en Estonie (voir encadré 13 ).
Le PIMERB est encore en cours de mise en œuvre. Par exemple, les prix de détail du gaz et de l’électricité sont 
toujours réglementés en Estonie et certains projets d’infrastructures n’ont pas été réalisés, comme le terminal GNL 
régional de la Baltique qui devrait être construit en Finlande ou en Estonie.Encadré 955 Déclaration commune signée 
le 4 mars 2015 par le Président 
de la Commission européenne 
Jean-Claude Juncker, le 
Président de la République 
française François Hollande, le 
Premier ministre espagnol 
Mariano Rajoy et le Premier 
ministre portugais Pedro 
Passos Coelho visant à convenir 
des moyens de renforcer les 
connexions entre la péninsule 
Ibérique et le reste du marché 
de l’énergie de l’UE.
56 Coreso ( Coordination of 
Electricity System Operators ), le 
premier centre de coordination 
technique régional pour 
l’électricité regroupant 
plusieurs GRT de France, de 
Belgique, d’Allemagne, d’Italie 
et du Royaume-Uni.
57 CEER – Conseil des régulateurs 
européens de l’énergie: il s’agit 
d’une ONG basée à Bruxelles 
qui vise à présenter les intérêts 
des ARN dans le processus de 
développement du marché 
intérieur de l’énergie.
58 La participation des organisa -
tions des États membres dans 
les initiatives de coopération 
régionale est très variable. Par 
exemple, l’ARN suédoise 
a participé à tous les groupes 
de travail de l’ACER ainsi qu’aux 
initiatives pour une adoption 
rapide. De même, le GRT 
d’électricité suédois est 
impliqué dans plusieurs 
initiatives de coopération 
régionale et participe aux 
groupes de mise en œuvre 
46 Observations
92 
La Commission encourage la coopéra -
tion en matière d’infrastructures entre 
les États membres et cherche à étendre 
ce qu’elle estime être des bonnes 
pratiques dans le cadre du PIMERB 
à d’autres régions comme l’Europe 
centrale et du sud-est et dans la pénin -
sule ibérique. Dans ce dernier cas, la 
coopération dans le secteur de l’énergie 
entre la France, le Portugal et l’Espagne 
a récemment fait l’objet d’une déclara -
tion et d’un accord au niveau politique le 
plus élevé.
93 
Au cours de la période 2007-2013, la 
Commission a également nommé 
quatre coordinateurs en vue de faciliter 
la conclusion d’accords entre les États 
membres dans le cadre de la construc -
tion d’éléments spécifiques d’infras -
tructures transfrontalières59. La tâche du 
coordinateur chargé d’améliorer l’inter -
connexion énergétique entre la France 
et l’Espagne supposait de collaborer 
avec les responsables politiques et les 
parties prenantes, nationaux et locaux, 
et d’identifier les besoins de solutions 
techniques. Un projet d’interconnecteur 
électrique a ainsi pu être mis au point, 
lequel a ultérieurement été construit 
avec le soutien financier de l’UE60 (voir 
encadré 10 ).La répartition transfrontalière 
des coûts est complexe
94 
Les projets transfrontaliers dans le 
domaine de l’énergie supposent la 
construction d’infrastructures dans au 
moins deux États membres. La réparti -
tion des coûts de construction de tels 
projets est un processus complexe, les 
États membres concernés cherchant 
à garantir que les coûts qu’ils supportent 
soient proportionnels aux futurs béné -
fices qu’ils s’attendent à en retirer. Des 
difficultés surviennent en particulier 
dans les projets où plus de deux États 
membres sont impliqués et/ou lorsqu’il 
n’est pas évident de déterminer com -
ment et à qui profiteront les bénéfices 
attendus.rapide des codes de réseau. En 
revanche, au moment de 
l’audit, les deux GRT de Bulgarie 
ne participaient à aucun 
groupe de coopération 
régionale ou de mise en œuvre 
rapide.
59 Les autres projets pour 
lesquels des coordinateurs ont 
été nommés étaient les 
suivants: liaison Pologne-
Lituanie, gazoduc «Nabucco» 
et Connexions des éoliennes 
offshore au Danemark, en 
Allemagne et en Pologne.
60 Rapport du Coordonnateur 
européen, Mario Monti, projet 
d’intérêt européen EI 3, 
«Interconnexion électrique 
France-Espagne», Bruxelles, 
septembre 2008.
47 Observations
Projet d’interconnexion électrique entre la France et l’Espagne
Le projet d’ interconnexion électrique France-Espagne  impliquait la construction d’une connexion en courant 
continu à haute tension d’une capacité de 2 000 MW entre les deux pays. L’interconnecteur de 64,5 km inclut un 
tronçon de 33,5 km en France et un de 31 km en Espagne et traverse les Pyrénées via un tunnel de 8,5 km.
La nécessité d’une telle liaison a été reconnue en 1978 et des études techniques ont été effectuées entre 1998 et 
2006. Facilitée par le coordinateur européen en 2007 et 2008, la décision concernant la conception du projet a été 
prise en juin 2008 lors de la signature d’un accord entre les gouvernements français et espagnol. Les coûts du pro -
jet ont été supportés à parts égales par la France et par l’Espagne, avec une contribution de l’UE. La construction 
a démarré en septembre 2011 et la livraison technique a été achevée en décembre 2014. L’interconnecteur devait 
entrer en service en juin 2015 mais ce n’était pas encore le cas au 30 juin 2015.
Le coût total du projet était de 721 millions d’euros, dont 225 millions d’euros au titre du PEER. La construction d’un 
interconnecteur souterrain à travers les Pyrénées a multiplié les coûts par plus de dix par rapport au coût estimatif 
de la pose d’un câble en surface. Cela a été estimé nécessaire essentiellement en raison de considérations environ -
nementales particulières et a été défini comme une solution exceptionnelle à un ensemble de problèmes excep -
tionnels sur ce site. Le taux d’interconnexion électrique de l’Espagne a ainsi doublé, passant de 3 % à 6 %, et celui 
de la France a augmenté de 10 % à 11 %.Encadré 10
Photo 2 – Installation d’une section de câble d’interconnexion en courant 
continu à haute tension dans le tunnel sous les Pyrénées
© RTE, Philippe Grollier
48 Observations
95 
La répartition transfrontalière des coûts 
est pertinente dans le cadre des fonds 
alloués par l’UE au titre du mécanisme 
pour l’interconnexion en Europe (MIE). 
Le règlement RTE-E dispose que les 
décisions concernant la répartition 
transfrontalière des coûts sont prises 
par les ARN des États membres en cause. 
Si les promoteurs de projets des États 
membres souhaitent demander un 
financement au titre du MIE mais que 
les ARN ne parviennent pas à un accord 
dans les six mois, elles peuvent alors ren -
voyer l’affaire devant l’ACER afin d’obte -
nir une décision en ce sens (voir exemple 
à l’encadré 11 ). Ce processus présente 
les inconvénients suivants:
a) la recherche d’un accord entre les 
ARN et l’obtention subséquente 
d’une décision de l’ACER s’avère 
chronophage et peut prendre 
jusqu’à un an;
b) certaines parties critiquent la 
méthodologie utilisée.L ’obtention d’autorisations 
peut être problématique et 
entraîner des retards
96 
Les projets transfrontaliers se heurtent 
souvent à une opposition locale dans 
la mesure où ils peuvent être perçus 
comme perturbant les activités locales 
tout en ne générant que peu ou pas 
de bénéfices au niveau local. Dans ce 
contexte, l’obtention d’autorisations 
d’urbanisme locales s’avère souvent un 
processus long et complexe, et ce phé -
nomène a été souligné pendant l’audit 
par les GRT et les régulateurs comme 
une cause importante de retards dans la 
mise en œuvre des projets d’infrastruc -
tures. Selon la Commission, ces retards 
empêcheront la réalisation d’ici à 202061 
de près de 50 % des projets commer -
cialement viables dans le domaine de 
l’électricité.
Répartition des coûts dans le projet d’interconnecteur transfrontalier LitPol
Le projet LitPol  consiste en la réalisation d’un interconnecteur électrique entre la Pologne et la Lituanie en vue 
de limiter l’isolement énergétique des trois pays baltes par rapport au marché de l’énergie de l’UE. Concernant les 
travaux relatifs au projet sur le territoire lituanien, l’ARN lituanienne a déclaré que la Suède devrait y contribuer 
à hauteur de 47 millions d’euros en raison des bénéfices que cette dernière pourrait retirer à la suite de la mise en 
œuvre du projet. Ni l’ARN ni le GRT suédois ne sont d’accord avec la demande de contribution de l’ARN lituanienne, 
et ils en ont exposé les raisons à l’ACER lorsque celle-ci a été appelée à se prononcer sur l’affaire. L’ACER a rejoint 
le point de vue de la Suède et statué, dans le contexte du financement au titre du MIE, que la Lituanie était le seul 
pays bénéficiaire du projet et que la Suède n’était pas tenue d’y contribuer. La décision a ensuite autorisé le GRT 
lituanien à demander un financement du MIE (voir tableau 6 ). Le processus de décision a duré près d’un an.Encadré 1161 COM(2010) 677.
49 Observations
97 
Le règlement RTE-E de 2013 visait 
à résoudre ces problèmes en:
a) introduisant un délai global 
de 3,5 ans pour les procédures 
d’autorisation;
b) obligeant les États membres à sim -
plifier leurs procédures d’octroi 
d’autorisations environnementales;
c) exigeant des États membres qu’ils 
regroupent les compétences d’octroi 
des autorisations ou la coordina -
tion de celles-ci auprès d’une seule 
autorité, un «guichet unique», d’ici 
à novembre 2013. Au 15 juin 2015, 
l’ensemble des États membres 
avaient établi des guichets uniques 
et tous sauf un avaient publié des 
manuels sur l’octroi d’autorisations62. 
Les guichets uniques restent toute -
fois des initiatives récentes et il est 
trop tôt pour évaluer leur efficacité.
98 
Le coordinateur européen qui a travaillé 
sur l’interconnecteur France-Espagne 
(voir encadré 10 ) a observé que la 
meilleure façon de répondre à l’opposi -
tion des collectivités locales aux projets 
d’infrastructures consiste à adopter 
une communication locale et directe 
qui mette en lumière les bénéfices liés 
aux interconnexions supplémentaires, 
notamment pour les consommateurs. 
De manière générale, accroître les 
connaissances des consommateurs sur 
la manière dont les marchés de l’énergie 
fonctionnent pourrait également aboutir 
à des habitudes de consommation intel -
ligentes et renforcer l’acceptabilité de 
ces projets d’interconnexion.Le soutien financier 
relevant du budget 
de l’UE en matière 
d’infrastructures 
énergétiques n’a que 
faiblement contribué  
au marché intérieur de 
l’énergie et à la sécurité 
de l’approvisionnement 
en énergie
99 
L’UE a alloué une enveloppe de 3,7 mil -
liards d’euros pour soutenir les investis -
sements dans les infrastructures éner -
gétiques par l’intermédiaire de plusieurs 
instruments au cours de la période 2007-
2013, et 7,35 milliards d’euros supplé -
mentaires sont prévus pour la période 
2014-202063. Bien qu’il s’agisse d’un mon -
tant élevé de financement, il ne couvre 
que 5 % environ des estimations rela -
tives aux besoins d’investissement dans 
les infrastructures qui ont été recensés 
dans le cadre des PPDR pour l’électricité 
et pour le gaz. Par conséquent, les fonds 
de l’UE disponibles doivent être utilisés 
de manière stratégique, pour les projets 
les plus importants, sur la base d’une 
évaluation des besoins stratégiques 
(voir point 83).62 Selon les informations 
fournies par les États membres 
à la Commission européenne.
63 Ce chiffre exclut tout soutien 
qui pourrait être apporté 
à l’avenir aux infrastructures 
énergétiques au titre du Fonds 
européen pour les 
investissements stratégiques, 
lequel prévoit 16 milliards 
d’euros en garanties au titre 
du budget de l’UE.
50 Observations
L ’UE dispose de plusieurs 
instruments de financement 
pour soutenir les 
projets d’infrastructures 
énergétiques, mais aucun 
d’entre eux n’a comme 
objectif premier le marché 
intérieur de l’énergie
La hiérarchisation insuffisante 
des projets a réduit l’efficacité 
du financement de l’UE pour les 
infrastructures énergétiques
100  
Étant donné que les ressources de l’UE 
pour financer les infrastructures éner -
gétiques sont limitées, il importe de dis -
poser de moyens d’établir des priorités 
parmi les différents projets. Bien qu’il 
n’existe pas d’évaluation des besoins 
à l’échelle de l’UE, la Commission a uti -
lisé plusieurs listes de projets spécifiques 
pour tenter de hiérarchiser les investis -
sements financés sur le budget de l’UE 
et d’identifier les projets éligibles au 
financement, à savoir:
 ο la liste des PIC prévus dans le cadre 
des règlements RTE-E;
 ο la liste des projets d’intérêt commun 
«critiques» présentés dans le cadre 
de la Stratégie 2014 pour la sécurité 
énergétique; ο la liste des projets susceptibles de 
bénéficier d’un financement dans le 
cadre du programme énergétique 
européen pour la relance (PEER);
 ο la liste des projets susceptibles de 
bénéficier d’un financement au titre 
du Fonds européen pour les investis -
sements stratégiques.
101  
La liste des PIC prévus dans le cadre  
des règlements RTE-E a été élaborée en 
deux étapes:
a) une première liste de PIC a été 
constituée en 2006. Elle incluait 
550 projets d’intérêt européen pour 
l’ensemble des États membres, mais 
aucune orientation précise n’était 
donnée quant aux projets auxquels 
il convenait d’attribuer en priorité 
les financements européens (voir 
encadré 12 );
Comment un projet d’infrastructures énergétiques peut-il obtenir le statut de PIC?
Le concept des PIC existe depuis le début du programme des réseaux transeuropéens. Les PIC devraient pouvoir 
bénéficier de procédures plus rapides et plus efficaces pour l’octroi des autorisations et d’un aménagement régle -
mentaire amélioré.
Dans le cadre du règlement RTE-E actuellement en vigueur, les PIC sont définis au sein de «corridors prioritaires». 
Le processus de sélection des projets à inclure dans la liste des PIC repose sur les PPDR élaborés par le REGRT-E et 
le REGRT-G. Pour qu’un projet soit inclus dans la liste, il doit présenter des avantages importants pour deux États 
membres au moins, contribuer à l’intégration du marché et au renforcement de la concurrence, améliorer la sécu -
rité de l’approvisionnement et réduire les émissions de CO2.Encadré 12
51 Observations
b) le règlement RTE-E 201364 a établi 
un cadre pour la hiérarchisation des 
investissements dans les infrastruc -
tures énergétiques en définissant 
douze corridors prioritaires65. Il 
fournit également des orientations 
concernant l’identification et la mise 
en œuvre des PIC. La liste des PIC 
prévus dans le cadre de ce règle -
ment comprenait 248 projets, dont 
132 pour des infrastructures d’élec -
tricité et 107 pour des infrastructures 
de gaz66. Cette liste contient donc 
moins de projets que la liste des 
PCI de 2006. Cependant, conformé -
ment aux dispositions de l’article 4, 
paragraphe 4, du règlement RTE-E, 
la Commission n’est pas habilitée 
à classer les projets au sein de 
chaque corridor prioritaire;
c) la liste des PIC est actualisée tous les 
deux ans, la prochaine mise à jour 
étant prévue en novembre 2015.
102  
En 2014, une liste ultérieure de 33 projets 
a été mise au point dans le cadre de la 
Stratégie européenne pour la sécurité 
énergétique67, qui définit ces projets 
comme étant des «projets d’intérêt com -
mun critiques». Elle comportait 27 pro -
jets dans le secteur du gaz et seulement 
six dans celui de l’électricité, pour un 
coût estimé de quelque 17 milliards 
d’euros. La Commission a estimé que ces 
projets étaient essentiels pour renforcer 
la sécurité de l’approvisionnement et 
mieux connecter les marchés de l’éner -
gie à moyen et à long terme.103  
Toutes ces listes ont été élaborées 
sans évaluation claire, sous-jacente et 
analytique des projets à privilégier pour 
permettre à l’UE d’atteindre ses objectifs 
de politique énergétique (voir point 82). 
L’utilisation de ces listes pour étayer la 
prise de décisions en matière de finan -
cement de l’UE entraîne toute sorte de 
risques, et si la Commission envisage de 
continuer à les utiliser pour définir les 
priorités d’investissement, elle devrait 
prendre ces risques en considération:
a) une liste peut finir par comporter 
tant de projets que le concept même 
de liste consistant à répertorier des 
projets prioritaires perd sérieuse -
ment de sa substance, puisque la 
liste n’est plus centrée sur le nombre 
restreint de projets ciblant les 
besoins les plus pressants de l’UE. 
La liste initiale des PIC du RTE-E 
comportait 550 projets, et elle en 
comportait toujours 248 après avoir 
été rationalisée en 2006;
b) parce qu’elles sont établies à partir 
de propositions des États membres 
au lieu de présenter des projets qui 
répondent activement à des besoins 
au niveau de l’UE, les listes peuvent, 
dans la pratique, n’être qu’une com -
pilation de projets que les promo -
teurs de projets des États membres 
souhaitent financer en réponse à des 
considérations nationales;
c) certains projets sur ces listes 
peuvent déjà être en cours, ou déjà 
achevés grâce à des financements 
provenant d’autres sources natio -
nales ou privées68.64 Règlement (UE) n° 347/2013.
65 Priorités en matière 
d’infrastructures énergétiques 
pour 2020 et au-delà, 2011, 
p. 14. Électricité: réseau dans 
les mers septentrionales, 
interconnexions Nord-Sud en 
Europe de l’Ouest, 
interconnexions Nord-Sud en 
Europe centrale et en Europe 
du Sud-Est, plan 
d’interconnexion des marchés 
énergétiques de la région de 
la mer Baltique, déploiement 
des réseaux intelligents et 
autoroutes de l’électricité 
à long terme; gaz: 
interconnexions Nord-Sud de 
gaz en Europe de l’Ouest, 
interconnexions Nord-Sud de 
gaz en Europe centrale et en 
Europe du Sud-Est, corridor 
gazier sud-européen et plan 
d’interconnexion des marchés 
énergétiques de la région de 
la mer Baltique.
66 Les neuf autres consistaient en 
sept projets pétroliers et deux 
projets de réseaux intelligents.
67 COM(2014) 330 final, p. 10.
68 La ligne électrique de 400 kV 
entre Bescanó et Santa Llogaia 
en Espagne a été achevée en 
octobre 2014, et a marqué une 
étape supplémentaire vers la 
nouvelle interconnexion 
électrique entre la France et 
l’Espagne. Ce projet figure 
encore sur la liste des PIC et 
de l’EFSI.
52 Observations
Le PEER, le MIE et les Fonds ESI 
ne sont pas fondamentalement 
destinés à renforcer le marché 
intérieur de l’énergie
104  
L’objectif initial du programme énergé -
tique PEER était de financer des projets 
d’infrastructures énergétiques aboutis, 
capables de contribuer à la croissance 
économique à brève échéance. Par 
conséquent, développer le marché 
intérieur de l’énergie et parvenir à amé -
liorer la sécurité de l’approvisionnement 
énergétique ne faisaient pas partie des 
objectifs premiers de ce programme. 
Tous les États membres ont obtenu des 
fonds pour des projets d’infrastructures 
énergétiques. Le programme a large -
ment manqué son objectif initial de 
générer de la croissance économique 
à brève échéance, car:
a) certains des projets ayant bénéficié 
de fonds n’étaient pas suffisam -
ment matures. Des projets d’une 
valeur de 422 millions d’euros, soit 
18,6 % du total des subventions 
PEER octroyées, ont été interrompus. 
C’est le cas, notamment, du gazoduc 
Nabucco, de l’interconnecteur gazier 
ITGI-Poseidon, des gazoducs GALSI 
et des projets de flux inversé de gaz 
en Roumanie;
b) des retards importants ont affecté 
la mise en œuvre des projets et, par 
conséquent, seulement 1,1 million 
d’euros de paiements au titre du 
PEER avait été exécuté au 28 fé -
vrier 2015. Cela représente 48 % des 
montants initialement alloués.105  
L’objectif du mécanisme pour l’inter -
connexion en Europe  (MIE) dans le 
secteur de l’énergie est d’apporter un 
soutien à la mise en œuvre des PIC. Seuls 
les PIC qui ne sont pas commercialement 
viables au regard du cadre réglementaire 
existant et qui bénéficient d’une répar -
tition transfrontalière des coûts sont 
éligibles à un financement du MIE. Le 
MIE fournit des subventions et d’autres 
instruments financiers pour des travaux 
et des études techniques nécessaires 
sous la forme d’appels à propositions.
106  
Certains aspects de la conception du 
MIE limitent son potentiel de soutien au 
développement du marché intérieur de 
l’énergie:
a) la Commission peut uniquement 
financer les projets qui sont soumis 
dans les appels à propositions. Cela 
signifie que ses possibilités de cibler 
des PIC particuliers sont limitées;
b) la maturité étant un important 
critère d’attribution des subventions, 
les actions les plus matures sont 
davantage susceptibles d’être finan -
cées. Ces projets n’ont pas nécessai -
rement les retombées les plus fortes 
pour le développement du marché 
intérieur de l’énergie;
c) l’état d’avancement de la mise en 
œuvre du marché intérieur de l’éner -
gie dans les États membres n’étant 
pas un des critères de sélection des 
projets, la Commission n’a guère la 
possibilité d’utiliser l’instrument MIE 
pour encourager les réformes liées 
au marché intérieur de l’énergie.
53 Observations
107  
Entre 2007 et 2013, près de 1,3 milliard 
d’euros a été alloué dans le cadre des 
Fonds structurels et d’investissement 
européens  (Fonds ESI) pour financer des 
infrastructures d’électricité et de gaz. Ce 
chiffre devrait atteindre environ 2 mil -
liards d’euros entre 2014 et 2020. Onze 
États membres ont obtenu des fonds 
entre 2007 et 2013; la Pologne a été 
le bénéficiaire le plus important, avec 
63 % du total des dotations relevant 
des Fonds ESI pour les infrastructures 
énergétiques.
108  
La majeure partie de ces dotations 
ont été utilisées pour la construction 
d’interconnexions au niveau régional 
ainsi que pour la modernisation des 
infrastructures énergétiques à l’intérieur 
d’un État membre. Une partie a également 
été utilisée pour la construction d’inter -
connexions transfrontalières, de termi -
naux GNL et d’installations de stockage 
souterrain de gaz. Entre 2014 et 2020, 
six États membres – la Bulgarie, la Grèce, 
la Lituanie, la Pologne, la Roumanie et la 
République tchèque – prévoient d’uti -
liser les dotations des Fonds ESI pour 
financer des investissements dans les 
infrastructures énergétiques.
109  
La sélection de projets dans le cadre des 
Fonds ESI relève de la compétence des 
États membres. La Commission ap -
prouve uniquement les grands projets69. 
Lors de la négociation des accords de 
partenariat et des programmes opé -
rationnels des États membres pour la 
période de financement 2014-2020, elle 
a eu l’occasion de s’employer à inclure 
des indicateurs de performance liés au 
développement du marché intérieur 
de l’énergie, ce qu’elle n’a finalement 
pas fait. Les investissements dans les 
infrastructures énergétiques ne sont pas 
une priorité pour les Fonds ESI. Ils repré -
sentent environ 0,5 % de la dotation 
totale relevant du FEDER, du Fonds de cohésion et du FSE tant pour la période 
2007-2013 que 2014-2020.
De nombreuses 
infrastructures énergétiques 
cofinancées par l’UE n’ont 
pas encore eu d’impact sur le 
marché intérieur de l’énergie
110  
Dans le cadre de l’audit, 15 projets 
d’infrastructures énergétiques ayant 
bénéficié d’un cofinancement de l’UE 
ont été examinés, dix pour le gaz et cinq 
pour l’électricité (voir tableau 6 ). Nous 
avons analysé l’impact potentiel des 
projets sur le fonctionnement du marché 
intérieur de l’énergie.69 Pour les investissements  
dans les infrastructures 
énergétiques relevant de 
l’objectif thématique 
«encourager le transport 
durable et supprimer les 
obstacles dans les 
infrastructures de réseaux 
essentielles», les projets dont 
le coût total éligible dépasse 
75 millions d’euros; pour 
d’autres investissements dans 
les infrastructures 
énergétiques relevant des 
Fonds ESI, qui pour l’essentiel 
ne sont pas concernées par le 
présent rapport, le seuil est de 
50 millions d’euros.
54 Observations
111 
Parmi ces projets, en juillet 2015:
a) un projet a eu un impact significatif 
sur le marché intérieur de l’énergie: 
il s’agit de l’interconnecteur électrique 
EstLink 2  entre la Finlande et l’Estonie, 
qui a été achevé et est pleinement 
opérationnel (voir encadré 13 );
b) un autre projet important a été 
achevé et peut être utilisé depuis 
peu, à savoir l’ interconnecteur élec -
trique France-Espagne  (voir aussi 
encadré 10 ).
Le projet EstLink 2 a transformé le marché de l’électricité dans la région
Le projet EstLink 2  a obtenu 100 millions d’euros au titre du PEER. L’objectif du projet était de construire un second 
connecteur électrique entre la Finlande et l’Estonie d’une capacité de transport de 650 MW. Ce projet s’est avéré 
une réussite, dans la mesure où les obstacles techniques et autres liés à son achèvement et à sa mise en service ont 
été surmontés. Il a une incidence positive sur le marché de l’électricité, particulièrement en Estonie, où les prix de 
l’électricité sont devenus moins volatils et ont convergé avec ceux pratiqués en Finlande.Encadré 13
1. 330 kV Püssi substation
2. 650 MW Püssi converter station3. Underground cable4. Connection joints for the underground cable and submarine cable5. Submarine cable6. Connection station for the submarine cable and overhead power lines in Nikuviken7. Overhead lines8. 650 MW Anttila converter station9. 400 kV Anttila substation1. 330 kV Püssi substation2. 650 MW Püssi converter station3. Underground cable4. Connection joints for the underground cable and submarine cable5. Submarine cable6. Connection station for the submarine cable and overhead power lines in Nikuviken7. Overhead lines8. 650 MW Anttila converter station9. 400 kV Anttila substation
© Elering
55 Observations
Liste des projets examinés lors de l’audit
ProjetÉtat d’avancement  
(en juin 2015)États membresCoût du projet  
(millions d’euros)Cofinancement 
de l’UE  
(millions d’euros)Instrument 
de financement 
de l’UEGazInterconnecteur Bulgarie-Grèce Prévu pour 2018 Bulgarie, Grèce 220 45 PEER
Interconnecteur 
Bulgarie-RoumaniePrévu pour 2015 Bulgarie, Roumanie 24 9 PEER
Gazoduc Nabucco InterrompuAutriche, Hongrie, 
Bulgarie, Allemagne, 
Roumanie7 900 (prévu) 200 (attribué) PEER
Interconnecteur Lettonie-Lituanie Achevé en 2013 Lituanie, Lettonie 33 13 PEER
Gazoduc Jurbarkas-Klaipėda Achevé en 2013 Lituanie 46 21 Fonds ESI
Renforcement de la capacité du 
gazoduc Klaipėda-KiemėnaiEn cours Lituanie 64 28 MIE
Świnoujście Terminal GNL Prévu pour 2015 Pologne 65755 PEER
199 Fonds ESI
Gazoduc Gustorzyn-Odolanów Achevé en 2014 Pologne 102 49 Fonds ESI
Interconnecteur GIPL En cours Pologne, Lituanie 558 306 MIE
Interconnecteur France-Espagne Achevé en 2012 France, Espagne 617 45 PEER
Sous-total 2 321 970ÉlectricitéInterconnecteur France-EspagneEntré en service 
en juin  2015France, Espagne 721 225 PEER
Renforcement Portugal-Espagne Achevé en 2011 Portugal, Espagne 136 46 PEER
Interconnecteur EstLink 2Entré en service 
en 2014Estonie, Finlande 320 100 PEER
Interconnecteur Nordbalt Prévu pour 2015 Suède, Lituanie 366 175 PEER
Interconnecteur LitPol Prévu pour 2015Pologne 528207 Fonds ESI
2 RTE-E
Lituanie 1322 RTE-E
58 MIE (demande)
Sous-total 1 543 815
Total 3 864 1 785Tableau 6
56 Observations
112  
Les autres projets n’ont pas encore eu 
d’impact équivalent sur le marché inté -
rieur de l’énergie du fait que:
a) l’un des dix projets gaziers ouvre de 
nouvelles perspectives de marché, 
en l’occurrence le projet GIPL  entre 
la Pologne et la Lituanie permettra 
le commerce du gaz entre des pays 
qui n’ont actuellement aucune inter -
connexion. Les neuf autres étaient 
essentiellement axés sur l’accrois -
sement des capacités existantes ou 
sur la prise en compte directe des 
préoccupations liées à la sécurité de 
l’approvisionnement en énergie;b) cinq des 15 projets étaient achevés. 
Plus les projets sont achevés et mis 
en service tôt, plus les répercussions 
sur le marché intérieur sont impor -
tantes. Cependant, des projets qui 
n’étaient pas pleinement matures au 
moment où les décisions de finance -
ment ont été prises peuvent prendre 
plus de temps que prévu pour abou -
tir. Cela dit, les projets d’infrastruc -
tures à grande échelle sont techni -
quement complexes et les travaux 
durent souvent plus longtemps que 
ce qui était planifié, notamment en 
raison de circonstances imprévues 
(voir exemple à l’ encadré 14 );
Projet NordBalt
Le projet NordBalt  implique la construction d’un interconnecteur électrique entre la Suède et la Lituanie. Il est sus -
ceptible d’avoir un impact significatif sur le fonctionnement du marché de l’électricité dans les États membres qui 
coopèrent dans le cadre du PIMERB en ce qu’il pourrait permettre d’augmenter les échanges au sein de la bourse 
commune de l’électricité des pays nordiques et des pays baltes. Cependant, l’installation d’un câble en mer Baltique 
s’est avéré un processus complexe et le projet ne devrait être terminé qu’en juin 2016, soit six ans et demi après son 
inclusion sur la liste des projets financés au titre du PEER.Encadré 14
Photo 3 – Station au sol NordBalt à Klaipėda, en Lituanie
© Litgrid
57 Observations
c) le potentiel des interconnecteurs 
pour faciliter le flux d’énergie entre 
marchés voisins dépend de la 
capacité des réseaux de transport 
de l’énergie à l’intérieur des États 
membres (voir point 73). Ce pro -
blème a été observé dans deux des 
projets examinés lors de l’audit (voir 
encadré 15 );d) l’efficience de deux des projets 
d’interconnexion gazière risque 
d’être limitée dans la mesure où 
ils impliquent la construction de 
nouvelles capacités de transport 
à côté des capacités existantes, voir 
exemple à l’ encadré 16 .
Exemples d’interconnecteurs non supportés par des réseaux nationaux
Le projet LitPol  consiste en la construction d’un interconnecteur électrique entre la Pologne et la Lituanie en vue 
de limiter l’isolement énergétique des trois pays baltes par rapport au marché de l’énergie de l’UE. Cependant, 
son utilisation potentielle pour importer de l’électricité vers la Lituanie depuis la Pologne est limitée en raison du 
manque de capacité de production en Pologne à proximité de la frontière avec la Lituanie et de l’interconnexion 
insuffisante avec d’autres régions de Pologne où la capacité de production d’électricité est plus élevée. La mise en 
place de flux d’énergie bidirectionnels passe obligatoirement par le renforcement du réseau polonais, mais cela 
n’est pas prévu avant 2020.
L’interconnecteur gazier Bulgarie-Roumanie  permettra des approvisionnements en gaz naturel de 1,3 million 
de m³ par jour entre la Roumanie et la Bulgarie. Cependant, dans les conditions actuelles, la faible pression dans le 
système gazier roumain empêcherait un tel volume de flux transfrontaliers vers la Bulgarie. Les flux potentiels de 
gaz depuis et vers la Hongrie subiraient également ce type de contraintes. Des investissements supplémentaires 
dans le système de transport du gaz roumain sont nécessaires pour connecter le système de transport interne au 
gazoduc de transit qui traverse la Roumanie. La Roumanie devrait également abroger une loi nationale interdisant 
ces exportations de gaz.
Construction de nouveaux gazoducs à côté de gazoducs existants
Les projets d’interconnexion gazière entre la Roumanie, la Bulgarie et la Grèce  consistent en la construction 
de nouveaux gazoducs en sus des gazoducs existants. Cela tient au fait que la capacité du réseau de transit gazier 
actuel vers la Grèce via la Roumanie et la Bulgarie est réservée par un fournisseur d’un pays tiers dans le cadre d’un 
contrat de longue durée.Encadré 15 Encadré 16
58
 Conclusions  
et recommandations
113  
L’objectif de l’UE consistant à réaliser le 
marché intérieur de l’énergie pour 2014 
n’a pas été atteint. Les infrastructures 
énergétiques en Europe ne sont géné -
ralement pas encore conçues pour des 
marchés pleinement intégrés et, par 
conséquent, ne permettent pas actuelle -
ment d’assurer efficacement la sécurité 
de l’approvisionnement en énergie. Le 
soutien financier relevant du budget de 
l’UE en matière d’infrastructures éner -
gétiques n’a que faiblement contribué 
au marché intérieur de l’énergie et à la 
sécurité de l’approvisionnement en éner -
gie (voir point 27).
L ’objectif consistant à réaliser 
le marché intérieur de l’énergie 
pour 2014 n’a pas été atteint
114  
Depuis 2007, le développement du 
marché intérieur de l’énergie est au cœur 
de la politique énergétique de l’UE. Le 
troisième paquet «énergie», adopté 
en 2009, exigeait la transposition des 
directives «Gaz» et «Électricité» avant le 
3 mars 2011. Cependant, cet objectif n’a 
pas été atteint au cours de cette année-
là. En 2011, le Conseil a réitéré son enga -
gement en faveur du marché intérieur 
de l’énergie et a déclaré qu’il devrait 
être achevé pour 2014. Toutefois, même 
cet objectif révisé n’a pas été atteint en 
raison d’une série de problèmes (voir 
point 29).115  
Il reste encore beaucoup à faire avant 
que le troisième paquet «énergie» puisse 
être considéré comme pleinement mis 
en œuvre. La surveillance, par la Com -
mission, de la mise en œuvre de ses 
dispositions dans les États membres est 
encore en cours après l’expiration du 
délai de 2014 (voir points 30 à 33).
Recommandation n° 1 – 
Terminer les contrôles 
de conformité
Le marché intérieur de l’énergie n’étant 
pas encore achevé, la Commission 
devrait terminer ses évaluations et enga -
ger les procédures d’infraction éventuel -
lement nécessaires à l’encontre des États 
membres avant la fin de 2016.
59 Conclusions et recommandations 
116  
Les autorités de régulation nationales 
(ARN) dans l’ensemble de l’UE ren -
contrent encore des difficultés en ce 
qui concerne leur indépendance et leur 
liberté d’exercer un jugement profes -
sionnel. Toutes les ARN ne disposent 
pas de ressources proportionnelles aux 
missions qu’elles doivent accomplir, 
y compris la coopération à des activités 
menées à l’échelle de l’UE, notamment 
par l’Agence de coopération des régu -
lateurs de l’énergie (ACER). Celle-ci n’est 
pas habilitée à contraindre les ARN dans 
tous les États membres à lui communi -
quer des données pertinentes relatives 
aux marchés de l’énergie (voir points 35 
et 36).
Recommandation n° 2 –  
Les ARN et l’ACER
a) Les États membres devraient s’assu -
rer que leurs ARN sont indépen -
dantes et ne sont pas confrontées 
à des restrictions concernant l’éten -
due de leur rôle. Les ARN devraient 
disposer de ressources suffisantes 
pour mener leurs activités à bien, 
y compris pour leur permettre de 
participer pleinement à des activités 
de coopération au niveau de l’UE.
b) La Commission devrait s’assurer que 
l’ACER est dotée des pouvoirs néces -
saires pour obtenir des acteurs clés 
dans les États membres les informa -
tions dont elle a besoin pour réaliser 
les tâches qui lui sont confiées.117  
D’importantes différences dans la ma -
nière dont les États membres organisent 
leurs marchés de l’énergie entravent le 
développement du marché intérieur de 
l’énergie. Il existe en réalité 28 cadres 
juridiques nationaux différents qui 
forment, dans la pratique, un ensemble 
disparate de marchés locaux, nationaux 
et régionaux plutôt qu’un seul marché 
intérieur de l’énergie. Si l’objectif des 
mesures de dissociation et autres était 
de créer les conditions réglementaires 
pour un marché intérieur de l’énergie, 
cela n’a pas souvent donné lieu à l’émer -
gence d’un marché libéralisé et concur -
rentiel. Développer davantage le marché 
intérieur de l’énergie, en trouvant des 
moyens pratiques permettant à ces mar -
chés de fonctionner ensemble, reste un 
enjeu majeur. La raison en est que plu -
sieurs mécanismes d’échanges différents 
sont utilisés dans l’UE et que les marchés 
de l’énergie sont influencés par diverses 
interventions (voir points 39 et 43 à 46).
Recommandation n° 3 – 
Des échanges transparents
La Commission devrait promouvoir le 
développement généralisé de méca -
nismes d’échanges transparents pour le 
gaz et pour l’électricité. Il conviendrait 
notamment de faciliter et de soutenir la 
mise en place de bourses dans les États 
membres où il n’en existe pas actuelle -
ment ou dans lesquels les mécanismes 
d’échanges B2B sont prédominants.
60 Conclusions et recommandations 
118  
Les codes de réseau sont des règles tech -
niques visant à fournir une base pour 
réaliser l’interopérabilité technique dans 
les systèmes de transport de l’électricité 
et du gaz à l’intérieur de l’UE. Ils défi -
nissent des normes techniques com -
munes destinées à garantir que l’énergie 
circule librement entre les différents 
États. Bien que, récemment, des progrès 
aient été accomplis en ce qui concerne 
l’approbation des codes de réseau pour 
le gaz, aucun des codes de réseau pour 
l’électricité n’a encore été définitivement 
approuvé selon la procédure de comi -
tologie. Certains codes de réseau sont 
adoptés par les États membres avant 
leur approbation définitive dans le cadre 
d’initiatives régionales de mise en œuvre 
rapide (voir points 47 à 51).
Recommandation n° 4 – 
Approbation et mise en 
œuvre des codes de réseau
La Commission devrait accélérer le pro -
cessus de comitologie en vue de garantir 
l’approbation des codes de réseau pour 
l’électricité avant la fin de 2015. Elle 
devrait également encourager l’ACER et 
les REGRT à soutenir la mise en œuvre 
précoce des codes de réseau par les 
États membres dans le cadre d’initiatives 
de coopération régionale.119  
Bien que des progrès aient été réalisés, 
le plein effet sur les prix du marché 
intérieur de l’énergie n’est pas encore 
atteint, et il subsiste des différences 
de prix considérables entre les États 
membres.
120  
Les prix de gros de l’électricité n’ont pas 
convergé dans l’UE, avec des disparités 
importantes manifestes, même entre 
certains États membres voisins. Pour 
stimuler les échanges transfrontaliers 
d’électricité, l’UE a fixé comme objectif 
que les interconnexions électriques 
transfrontalières d’un État membre 
doivent représenter au moins 10 % de sa 
capacité de production installée. Cepen -
dant, cet objectif manque de pertinence 
parce qu’il est centré sur le développe -
ment des infrastructures au lieu d’être 
basé sur la dynamique de la demande 
en vue de parvenir à la convergence des 
prix (voir points 59 à 64).
121  
Même si l’actuel modèle cible pour le 
gaz, basé sur des transactions menées 
sur les plateformes, devait être mis 
en œuvre, il pourrait n’avoir qu’une 
incidence limitée sur les prix de gros 
moyens du gaz. La construction de 
grands gazoducs dans toute l’UE visant 
à faciliter le développement de pla -
teformes de négoce concurrentielles 
à l’échelle européenne nécessiterait des 
investissements conséquents. Cepen -
dant, l’argument économique en faveur 
d’un tel projet peut ne pas exister dans 
certains cas. Il y a d’autres manières 
d’ouvrir les marchés du gaz à la concur -
rence, comme par exemple l’installation 
de terminaux GNL stratégiquement 
situés pour alimenter un ou plusieurs 
marchés nationaux (voir points 65 à 71).
61 Conclusions et recommandations 
Recommandation n° 5 –  
Modèles de développe -
ment du marché et des 
infrastructures pour  
l’électricité et pour le gaz
La Commission devrait:
a) envisager d’établir des objectifs en 
matière d’interconnexion électrique  
fondés sur les besoins du marché 
plutôt que sur une capacité de pro -
duction nationale fixe;
b) réévaluer les coûts et les bénéfices 
potentiels du modèle cible pour le 
gaz  et, compte tenu de la demande 
incertaine, examiner s’il existe des 
solutions autres que la construction 
de grands gazoducs, comme l’ins -
tallation de terminaux GNL stratégi -
quement situés pour alimenter un 
ou plusieurs marchés nationaux en 
utilisant des solutions compatibles 
avec le marché intérieur de l’énergie. 
Il conviendrait de s’appuyer sur une 
évaluation approfondie des besoins 
à l’échelle de l’UE (voir recomman -
dation n° 7 ).
Les infrastructures  
énergétiques en Europe ne 
sont pas encore conçues pour 
des marchés pleinement inté -
grés et, par conséquent, ne 
permettent pas actuellement 
d’assurer efficacement la sécu -
rité de l’approvisionnement en 
énergie
122  
Les infrastructures énergétiques de 
nombreux États membres, tant nationales 
que transfrontalières, ne sont pas encore 
adaptées au marché intérieur de l’énergie. 
Dans la pratique, une capacité d’infras -
tructure insuffisante dans un État membre 
peut constituer un obstacle aux importa -
tions et aux exportations potentielles et 
à la mesure dans laquelle un État membre 
peut servir de pays de transit. Des déficits 
subsistent également au niveau des infrastructures de transport d’électricité 
et de gaz transfrontalières entre les États 
membres (voir points 73 à 81).
Recommandation n° 6 – 
Utilisation optimale des 
infrastructures existantes
La Commission devrait:
a) recenser les infrastructures énergé -
tiques transfrontalières qui ne sont 
pas pleinement exploitées pour sou -
tenir le marché intérieur de l’énergie, 
soit parce qu’elles sont liées par des 
contrats bilatéraux à long terme ne 
permettant pas l’accès de tiers, soit 
parce que leurs capacités tech -
niques, comme les flux inversés, ne 
sont pas utilisées;
b) travailler avec les parties prenantes 
dans les États membres afin d’amé -
liorer la mesure dans laquelle ces 
infrastructures sont réellement uti -
lisées de manière continue au profit 
du marché intérieur de l’énergie;
c) examiner les avantages de la mise 
en place de GRT régionaux comme 
moyen d’encourager et de gérer 
efficacement les flux énergétiques 
transfrontières, en exploitant au 
mieux les infrastructures existantes.
123  
Une analyse approfondie des besoins en 
matière d’infrastructures à l’échelle de 
l’UE est nécessaire pour contribuer à la 
prise de décisions éclairées concernant 
le développement du marché intérieur 
de l’énergie et le renforcement de la 
sécurité de l’approvisionnement en 
énergie (voir point 82). Compte tenu des 
importants besoins d’investissements 
énergétiques dans l’ensemble de l’UE, 
une telle analyse est également essen -
tielle pour cibler les fonds de l’Union et 
d’autres provenances dans le secteur 
(voir points 82, 84et 99). Actuellement, 
les outils de planification utilisés par la 
62 Conclusions et recommandations 
Commission, principalement les listes 
des projets d’intérêt commun et les 
plans décennaux de développement du 
réseau, présentent des limites majeures 
(voir points 85 à 87). La Commission ne 
dispose pas non plus d’un modèle éla -
boré de développement du marché pour 
soutenir l’analyse des besoins nécessaire 
(voir point 83).
Recommandation n° 7 –  
Lancement d’une 
évaluation approfondie 
des besoins en matière 
d’infrastructures à l’échelle 
de l’UE
La Commission devrait:
a) procéder à une évaluation appro -
fondie des besoins en matière 
d’infrastructures à l’échelle de l’UE 
en vue du développement du mar -
ché intérieur de l’énergie; celle-ci 
devrait servir de cadre de référence 
pour d’autres documents de straté -
gie comme les plans décennaux de 
développement du réseau (PDDR);
b) afin d’étayer l’évaluation des 
besoins, mettre en place une capa -
cité de modélisation des marchés 
de l’énergie, y compris un large 
éventail de projections relatives 
à la demande, élaborée en interne 
ou par l’Agence de coopération des 
régulateurs de l’énergie (ACER);
c) travailler avec le REGRT-E et le 
REGRT-G afin que l’évaluation des 
besoins soit utilisée en vue de la 
planification, au niveau de l’UE, des 
infrastructures liées au marché inté -
rieur de l’énergie, y compris l’élabo -
ration des PDDR.124  
Le développement d’infrastructures 
énergétiques transfrontalières requiert 
une coopération entre États membres 
voisins. Dans ce contexte, le financement 
de projets, la répartition des coûts et 
l’obtention d’autorisations d’urbanisme 
peuvent représenter un défi. Dans 
toute l’UE, des expériences positives de 
coopération régionale dans le secteur 
de l’énergie apparaissent sous la forme 
d’initiatives tant politiques que tech -
niques. Certaines des activités de coordi -
nation de la Commission ont enregistré 
des résultats concluants (voir points 88 
à 93).
Le soutien financier de l’Union 
européenne dans le domaine 
des infrastructures énergé -
tiques n’a que faiblement 
contribué au développement 
du marché intérieur de l’éner -
gie et à la sécurité de l’approvi -
sionnement en énergie
125  
La hiérarchisation insuffisante des pro -
jets a réduit l’efficacité du financement 
de l’UE pour les infrastructures énergé -
tiques. La Commission a utilisé plusieurs 
listes de projets spécifiques pour tenter 
d’établir des priorités concernant les 
investissements financés sur le budget 
de l’UE et d’identifier les projets suscep -
tibles de bénéficier d’un financement. 
Toutefois, elle n’a pas défini ces listes sur 
la base d’une évaluation approfondie 
des besoins de développement d’infras -
tructures à l’échelle de l’UE. Cela risque 
de limiter l’utilité de ces listes en tant 
qu’outils de hiérarchisation des investis -
sements et de ciblage des fonds de l’UE 
(voir points 100 à 103).
63 Conclusions et recommandations 
Recommandation n° 8 – 
Une meilleure utilisation 
des listes de PIC
La Commission devrait améliorer ses 
procédures de planification et, en par -
ticulier, la hiérarchisation et le finan -
cement des projets d’intérêt commun 
(PIC) en tenant compte d’une évaluation 
approfondie des besoins en matière 
d’infrastructures énergétiques au niveau 
de l’UE (voir recommandation n° 7 ).
126  
Les principaux instruments de finan -
cement de l’UE pour financer les pro -
jets d’infrastructures énergétiques, 
c’est-à-dire le PEER, le mécanisme pour 
l’interconnexion en Europe et les Fonds 
structurels et d’investissement euro -
péens, ne sont pas fondamentalement 
destinés à renforcer le marché intérieur 
de l’énergie, et cela est manifeste dans 
certains aspects de leur mise en œuvre. 
Le financement dans le cadre du MIE 
n’est pas lié aux réformes du marché de 
l’énergie, et les accords de partenariat 
passés dans le cadre des Fonds ESI pour 
la période 2014-2020 ne prévoient pas de 
conditions relatives au développement 
de ce marché (voir points 104 à 109).Recommandation n° 9 – 
Le fonctionnement 
efficace et continu du 
marché intérieur de 
l’énergie comme condition 
de financement des 
projets d’infrastructures 
énergétiques de l’UE
La Commission devrait soumettre des 
propositions législatives, dans lesquelles 
elle précise comment elle entend faire 
du fonctionnement efficace et continu 
du marché de l’énergie dans les États 
membres une condition préalable à la 
sélection des projets d’infrastructures 
énergétiques à financer.
127  
Il existe des exemples de projets d’infrastruc -
tures énergétiques financés par l’UE qui 
ont eu des effets positifs sur le marché 
intérieur de l’énergie et la sécurité de 
l’approvisionnement. Cependant, l’inci -
dence de nombreux autres projets est 
restée limitée jusqu’ici. Cela tient au fait 
que certains projets n’étaient pas centrés 
sur les besoins en matière de dévelop -
pement du marché intérieur; peu d’entre 
eux ont été achevés et mis en service; 
pour certains, des problèmes de capa -
cité dans les États membres voisins ont 
ralenti leur utilisation; et l’efficacité de 
plusieurs projets est limitée parce qu’ils 
tendent à développer des infrastructures 
supplémentaires à côté des infrastruc -
tures existantes (voir points 110 à 112).
Le présent rapport a été adopté par la Chambre II, présidée par M. Henri GRETHEN, 
Membre de la Cour des comptes, à Luxembourg en sa réunion du 21 octobre 2015.
 Par la Cour des comptes
 Vítor Manuel da SILVA CALDEIRA
 Président

64
 Annexes Annexe Ia) Prix de détail moyens de l’électricité, taxes incluses, pour les ménages:  
1er trimestre 2015, en centimes d’euros par kWh
> 22,0119,01 – 22,00 14,01 – 1 9,00 < 14,00Gris: États non membres de l’UEPrix par kWh
(centimes d'euros)
 14,54
 20,23 18,26 17,67
 13,12 16,23 11,33
 9,31 13,17 19,37 15,84
 12,66
 14,43
 ,7912
 14,59
 ,3520
 24,21 12,47 17,41
 29,74 30,83
 18,08
 20,80 24,35 19,11
 22,53 22,33 10,06
Remarque:  Le caractère abordable des prix à la consommation est une question distincte qui devrait être examinée dans le contexte du niveau 
des revenus disponibles nets dans chaque État membre. Comme cela est indiqué au point 23, le présent audit n’a pas couvert la pauvreté 
énergétique.
Source:  Commission européenne.
65 Annexes Annexe Ib) Prix moyens de l’électricité, hors TVA et taxes non récupérables,  
pour les consommateurs industriels: 1er trimestre 2015, en centimes d’euros par kWh
 > 14,01 12,01 – 14,00  9,01 – 12,00 < 9,00 Gris: États non membres de l’UE Prix par kWh
(centimes d'euros)
13,8010,24
16,09
15,439,568,628,61
8,358,966,977,44
8,87
8,38
8,27
11,15
10,95
17,0210,9514,94
15,828,47
10,23
10,8513,5212,84
12,0412,3510,06
Source:  Commission européenne.
66 Annexes Annexe IIÉvaluation des prix d’approvisionnement en gaz payés par les fournisseurs  
des États membres de l’UE, moyenne annuelle pour 2014 (en euros par MWh)
Source:  Cour des comptes européenne, sur la base des informations fournies par l’ACER. Chypre et Malte n’ont actuellement pas de marchés 
gaziers et ne sont donc pas pris en considération. 
 Prix sur les plateformes 
de négoce Prix d'importation déclarés à la frontière 
 
   
        
 
 
  
  
 
  
    
   26,4Sud  
24,7Nord 
27,822,1
24,1
31,8 26,227,0 25,724,724,0 23,923,7
23,924,127,628,8
32,0
29,3
35,3
25,1
26,7
30,9
28,224,3
26,4
28,927,625,4
25,0
67 Annexes Annexe IIIParticipation des États membres aux groupes de travail de l’ACER,  
de janvier 2013 à mai 2015
Conseil des 
régulateursGroupe de travail 
sur l’électricitéGroupe de travail 
sur le gazGroupe de travail sur la 
mise en œuvre, la surveil -
lance et l’étalonnageGroupe de travail sur 
l’intégrité et la trans -
parence du marché
Nombre de réunions tenues 22 24 25 24 20
Autriche 22 24 25 19 20
Allemagne 22 23 25 17 19
Royaume-Uni 22 24 24 15 20
France 20 23 24 17 20
Belgique 22 21 25 24 11
Espagne 22 19 25 19 17
Suède 22 23 21 17 19
Portugal 22 24 25 5 16
Italie 22 20 21 11 16
Pays-Bas 22 24 22 6 16
Pologne 21 22 25 2 16
Hongrie 22 18 22 0 19
Danemark 22 21 16 6 11
Finlande 22 21 15 0 16
République tchèque 22 13 9 4 19
Irlande 22 14 14 0 12
Luxembourg 19 8 9 0 14
Slovénie 18 0 8 0 7
Croatie 15 3 5 1 4
Grèce 20 1 5 0 2
Lituanie 18 1 3 0 2
Lettonie 16 0 6 0 1
Malte 22 0 0 0 0
Roumanie 18 1 2 0 1
Estonie 18 0 0 0 0
Chypre 14 0 0 0 0
Bulgarie 2 0 0 0 0
Slovaquie 1 0 0 0 0
68
Recommandation n° 1
La Commission accepte la recommandation.
Les services de la Commission ont fait de la mise en 
œuvre des règles du troisième paquet une priorité 
en 2015. Les contrôles de conformité portant sur la mise 
en œuvre du troisième paquet ont été menés à bien dans 
l’ensemble des 28 États membres. Tous les points sus -
ceptibles d’être incompatibles avec la législation relative 
au marché intérieur sont actuellement examinés avec les 
autorités des États membres concernés.
Recommandation n° 2 a)
Cette recommandation s’adresse aux États membres. La 
Commission y souscrit néanmoins et examinera avec une 
attention particulière la question de l’indépendance des 
ARN lors de l’évaluation de conformité aux dispositions 
du troisième paquet sur le marché intérieur de l’énergie.
Recommandation n° 2 b)
La Commission accepte la recommandation et étudie les 
possibilités de renforcer les pouvoirs existants de l’ACER, 
y compris à l’égard des États membres, afin d’adapter 
l’Agence aux réalités d’un marché intérieur de plus en 
plus intégré.
Recommandation n° 3
La Commission accepte la recommandation.
Soucieuse de traiter le problème du sous-dévelop -
pement des échanges via les bourses, la Commission 
a adopté dans le domaine du gaz et de l’électricité divers 
règlements destinés à rendre obligatoire la création de 
bourses de l’énergie (par exemple le règlement «CAM» et 
le règlement «Équilibrage» pour ce qui est du gaz, et le 
règlement «CACM», établissant les règles de couplage du 
marché à l’échelle de l’UE pour ce qui est de l’électricité). 
Par ailleurs, le règlement (UE) n° 1227/2011 du Parle -
ment européen et du Conseil concernant l’intégrité et la 
transparence du marché de gros de l’énergie (REMIT) est 
actuellement en cours d’exécution.Synthèse
IV
La Commission souligne l’importance que revêt le bon 
fonctionnement du marché du gaz et de l’électricité pour 
assurer la sécurité de l’approvisionnement.
V
La communication intitulée «Vers l’achèvement 
du marché intérieur de l’énergie: état des lieux» 
[COM(2014) 634 final] reconnaît que l’achèvement du 
marché intérieur de l’énergie est en bonne voie en 
Europe. Les échanges transfrontaliers progressent, l’inté -
gration des énergies renouvelables dans le système se 
poursuit avec succès et des travaux ont été entamés pour 
favoriser le déploiement de réseaux intelligents et la pro -
duction décentralisée. Il est clair néanmoins que la tâche 
est loin d’être achevée et que des obstacles entravent le 
bon fonctionnement du marché. Le projet d’Union de 
l’énergie vise à lever ces derniers. La Commission a pris 
des mesures concrètes pour supprimer les entraves au 
marché intérieur de l’énergie, notamment dans le cadre 
de son initiative pour une nouvelle organisation du 
marché.
S’agissant des infrastructures énergétiques, il convient de 
noter ce qui suit:
– les infrastructures énergétiques sont censées être 
financées par le marché, autrement dit par les 
tarifs appliqués aux utilisateurs, tels qu’approuvés 
par des autorités de régulation indépendantes; le 
soutien financier apporté au titre du budget de 
l’UE doit donc être l’exception plutôt que la règle;
– dans certaines régions, la sécurité de l’approvi -
sionnement a sensiblement augmenté lorsqu’un 
soutien financier a été alloué (voir les exemples 
du PEER mentionné au point 103 des observations 
de la Cour ou de plusieurs des projets audités, 
cofinancés par le MIE ou les Fonds ESI et visés aux 
points 109 à 111 des observations de la Cour).Réponses  
de la Commission
Réponses de la Commission 69
VII
La Commission estime que les infrastructures transeuro -
péennes doivent être améliorées pour pouvoir déployer 
pleinement leurs effets sur le marché intérieur de 
l’énergie. Elle reconnait qu’une analyse approfondie des 
besoins en matière d’infrastructures à l’échelle de l’UE 
est nécessaire mais tient à souligner combien ce travail 
de planification des infrastructures est déjà largement 
en cours au niveau de l’UE et alimente déjà la politique 
menée par la Commission. S’il est encore nécessaire d’op -
timiser les procédures et les instruments, les besoins en 
matière d’infrastructures énergétiques essentielles sont 
déjà correctement évalués. Voir également la réponse de 
la Commission à la recommandation n° 7 et au point 82.
Recommandation n° 6 a) 
La Commission accepte la recommandation. Elle a d’ores 
et déjà commencé à prendre des mesures en ce sens, 
notamment par l’intermédiaire du groupe à haut niveau 
sur la connexion gazière pour l’Europe centrale et du 
Sud-Est. Ce groupe a pour vocation de coordonner les 
efforts visant à favoriser les infrastructures transfron -
talières et transeuropéennes destinées à diversifier les 
approvisionnements en gaz dans la région et à mettre en 
œuvre des règles harmonisées.
Recommandation n° 6 b)
La Commission accepte la recommandation. Elle agit 
d’ores et déjà en ce sens dans le cadre des initiatives 
régionales: l’un des principaux objectifs de ces initiatives 
consiste à cibler les goulets d’étranglement (phy -
siques ou réglementaires) au sein des infrastructures 
transfrontalières.
Recommandation n° 6 c)
La Commission accepte la recommandation.
La coopération entre GRT a d’ores et déjà été rendue 
obligatoire par toute une série de dispositions d’exécu -
tion («codes de réseau») en ce qui concerne l’exploitation 
des réseaux et les échanges énergétiques.
Dans le cadre de son initiative pour une nouvelle organi -
sation du marché de l’électricité, la Commission explore 
différentes pistes pour améliorer cette coopération et 
partager les responsabilités entre les GRT sur la base 
du concept des initiatives de coopération régionale en 
faveur de la sécurité, notamment dans les régions étroi -
tement connectées. Ce serait un premier pas vers une 
intégration plus poussée des GRT au niveau régional.Recommandation n° 4
La Commission accepte la recommandation.
Le commissaire pour l’action pour le climat et l’énergie 
a fait de l’adoption des codes de réseau une priorité. La 
Commission a travaillé sans relâche avec les régulateurs, 
les GRT et les autres parties prenantes pour reformuler 
les codes proposés, de manière à garantir leur neutra -
lité et leur bonne mise en œuvre. Huit des dix codes de 
réseau proposés pour l’électricité devraient être approu -
vés par le comité d’ici à la fin de 2015.
La Commission encourage activement la mise en œuvre 
précoce des codes de réseau dans le cadre d’initiatives 
de coopération régionale.
Recommandation n° 5 a)
La Commission accepte la recommandation.
Si l’objectif actuel de 10 % pour 2020 se fonde sur les 
capacités de production, la question des coûts et du 
potentiel des échanges commerciaux sera bien prise en 
compte et occupera une place prépondérante dans la 
modélisation de l’objectif d’interconnexion pour 2030 au 
niveau régional ou national. Cette démarche apportera  
la souplesse nécessaire pour adapter l’objectif d’inter -
connexion électrique de 15 % au moins en 2030 aux 
besoins du marché.
Recommandation n° 5 b) 
La Commission accepte la recommandation.
Le plan décennal de développement du réseau 
(PDDR) 2015 pour le gaz offre d’ores et déjà une bonne 
analyse des besoins en infrastructures au regard d’une 
multitude de scénarios possibles pour l’avenir sur le 
plan de la demande, des prix et du développement des 
infrastructures, entre autres aspects. Il en ressort 
clairement que les projets prévus ne seront pas tous 
nécessaires. Le processus en cours en matière de PIC 
s’appuie sur cette analyse. Par ailleurs, afin de mieux 
évaluer les besoins du marché du gaz dans l’UE, des 
travaux préparatoires ont débuté en vue d’élaborer une 
stratégie européenne pour le GNL et le stockage du gaz. 
La Commission publiera sa stratégie relative au GNL et au 
stockage du gaz en janvier 2016.
Réponses de la Commission 70
Le processus de sélection des projets d’intérêt commun 
vise par exemple à inventorier les projets qui contri -
buent le plus à la réalisation des objectifs de la politique 
énergétique de l’UE (accessibilité des prix, sécurité de 
l’approvisionnement et durabilité).
Une analyse plus rigoureuse des besoins tant en gaz 
qu’en électricité sera disponible d’ici à la fin de 2016. Voir 
également la réponse de la Commission à la recomman -
dation n° 7, point a).
Concernant le financement, le processus de sélection 
appliqué aux projets identifiés comme nécessitant 
un soutien public tient compte de différents critères 
d’évaluation, parmi lesquels le degré de maturité. La 
Commission travaille en étroite collaboration avec la BEI 
et d’autres parties prenantes afin d’accroître l’assistance 
technique requise pour améliorer le réservoir des projets 
d’intérêt stratégique. Aucune action supplémentaire 
n’est donc prévue.
Recommandation n° 9
La Commission n’accepte pas cette recommandation.
La Commission croit fermement que pour assurer le bon 
fonctionnement du marché intérieur de l’énergie, il est 
indispensable d’avancer de front dans le domaine des 
infrastructures et dans celui de la réglementation du 
marché. Reste qu’une conditionnalité trop rigide serait 
trop difficile à mettre en œuvre d’une manière juridique -
ment contraignante et risquerait de compromettre le 
développement des infrastructures nécessaires.Recommandation n° 7 a)
La Commission accepte la recommandation.
Elle a d’ores et déjà agi en ce sens. L’élaboration des 
PDDR et (depuis 2013) l’analyse coûts-avantages qui 
les accompagne ont fait l’objet d’un travail constant. 
De plus, l’article 11, paragraphe 8, du règlement 
RTE-E prévoit que les REGRT doivent avoir élaboré et 
soumis à la Commission et à l’ACER un modèle inter -
connecté de réseau pour l’électricité et le gaz d’ici 
au 31 décembre 2016. La Commission s’assurera que 
cette date butoir est respectée.
Recommandation n° 7 b)
La Commission accepte en partie la recommandation.
La création en interne de capacités d’analyse et de 
modélisation risquerait d’avoir de lourdes répercussions 
en matière de ressources, que ce soit pour la Commission 
ou pour l’ACER. Une solution de rechange pertinente 
pourrait consister à externaliser ces capacités en les 
confiant aux REGRT, sous la double surveillance de l’ACER 
et de la Commission.
Recommandation n° 7 c)
La Commission accepte la recommandation.
L’analyse des coûts et avantages à l’échelle du système 
énergétique effectuée à l’appui de la planification, 
l’évaluation des besoins et les PDDR sont établis par les 
REGRT en étroite coopération avec la Commission et 
l’ACER.
Recommandation n° 8
La Commission accepte en partie la recommandation.
En matière de hiérarchisation, la Commission rappelle 
que l’amélioration des procédures de planification fait 
partie intégrante du mécanisme de coopération mené 
régulièrement avec l’ensemble des parties prenantes.
Réponses de la Commission 71
prises à l’échelle nationale sur les pays voisins, la Com -
mission estime que l’organisation du marché intérieur de 
l’énergie nécessite une étroite coopération entre l’UE, les 
États membres et les gouvernements nationaux.
Réponse commune aux points 14 à 18
Pour ce qui est des infrastructures énergétiques, l’inter -
connexion des réseaux européens de transport de gaz 
et d’électricité augmente mais d’importants investisse -
ments en infrastructures sont encore nécessaires. D’ici à 
la fin de 2015, 13 projets figurant sur la première liste de 
projets d’intérêt commun (PIC) pour le gaz et l’électricité 
seront achevés. Un peu plus d’une centaine de PIC se 
trouvent actuellement dans la phase d’octroi d’autorisa -
tion et entreront probablement d’ici peu dans la phase 
de construction. Si la plupart des investissements dans 
les infrastructures énergétiques proviennent du secteur 
privé, l’UE dispose d’une série d’outils spéciaux destinés 
à surmonter les difficultés financières à venir. Depuis la 
création du mécanisme pour l’interconnexion en Europe 
(MIE) en 2014, 796 millions d’euros ont été alloués sous 
la forme de subventions à des propositions de pro -
jets d’infrastructures énergétiques essentiels à travers 
l’Europe. Les Fonds structurels et d’investissement 
européens (Fonds ESI) fournissent également un appui 
complémentaire. Le Fonds européen pour les investisse -
ments stratégiques interviendra lui aussi pour soutenir 
des projets d’importance stratégique dans le domaine 
de l’énergie.
La coopération régionale entre les États membres a été 
améliorée et renforcée pour répondre plus efficacement 
à des problèmes d’infrastructures spécifiques touchant 
certaines régions d’Europe. Il en a résulté la création du 
groupe à haut niveau pour l’interconnexion gazière et 
électrique de la Péninsule ibérique et du groupe à haut 
niveau sur la connexion gazière pour l’Europe centrale 
et du Sud-Est (CESEC), ainsi qu’une réforme du groupe 
à haut niveau de la région de la Baltique (PIMERB). Ces 
groupes à haut niveau devraient proposer des solutions 
concrètes pour répondre aux problèmes d’infrastruc -
tures et garantir la mise en œuvre des projets concernés.Introduction
03
La responsabilité d’appliquer le droit de l’Union euro -
péenne incombe en premier lieu aux États membres. 
Leur détermination à mettre correctement et intégrale -
ment en œuvre la législation est donc de la plus haute 
importance. Pour l’heure, ce sont toujours les gouver -
nements nationaux qui, en matière énergétique, restent 
responsables de l’élaboration de la réglementation et de 
la définition des politiques susceptibles d’influer sur le 
marché intérieur. En tant que propriétaires des sociétés 
de fourniture et de transport d’énergie, ils demeurent 
également des acteurs essentiels des marchés de l’éner -
gie dans l’Union.
05
La Commission considère que l’avènement d’un marché 
de l’énergie véritablement ouvert, concurrentiel et bien 
connecté est le meilleur moyen pour garantir la sécu -
rité de l’approvisionnement en énergie et permettre 
à l’Europe d’opérer la nécessaire transition vers un sec -
teur énergétique à faible intensité de carbone dans des 
conditions offrant le meilleur rapport coût/efficacité et la 
meilleure sécurité.
C’est pourquoi, avec l’approbation du Conseil et du 
Parlement, elle a conçu une stratégie pour une Union de 
l’énergie, dont l’un des axes majeurs concerne l’engage -
ment à lever les principaux obstacles à l’intégration plus 
poussée des marchés de l’énergie en Europe.
Dans le cadre de cette stratégie, la Commission entend 
redoubler d’efforts pour parvenir à la mise en œuvre 
pleine et entière de la législation existante dans le 
domaine de l’énergie ainsi que de la législation connexe. 
Elle a également entrepris de passer en revue toute la 
législation de l’Union en matière d’énergie, notamment 
dans le domaine de l’électricité («Initiative pour une 
nouvelle organisation du marché»), afin d’adapter, le 
cas échéant, les dispositions du troisième paquet et de 
favoriser l’intégration du marché. Elle a en outre entamé 
une révision complète de sa législation en rapport avec 
la sécurité de l’approvisionnement.
13
Voir la réponse de la Commission au point 5.
Dès lors que le droit de l’Union européenne contraint les 
États membres à tenir compte des effets des décisions 
Réponses de la Commission 72
44
La Commission juge elle aussi hétérogènes les méca -
nismes actuels. Pour remédier à cette situation, elle 
a adopté des textes législatifs destinés à harmoniser les 
mécanismes d’échange concernant le gaz et l’électricité. 
Ces textes sont actuellement en cours de mise en œuvre, 
notamment au moyen de l’adoption de la ligne directrice 
relative à l’allocation de la capacité et à la gestion de la 
congestion dans le domaine de l’électricité ainsi que des 
lignes directrices/codes de réseau sur les mécanismes 
d’allocation des capacités/procédures de gestion de la 
congestion et l’équilibrage des réseaux de transport 
dans le domaine du gaz. Leur mise en œuvre contribuera 
à réduire sensiblement les lacunes du cadre réglemen -
taire actuel en matière d’échanges énergétiques.
46
La Commission voit dans le manque de coordination 
des interventions des États membres sur les marchés 
de l’énergie l’un des principaux obstacles à l’intégration 
du marché et juge dès lors qu’il est de la plus haute 
importance de régler cette question pour garantir le 
fonctionnement du marché intérieur de l’énergie et la 
sécurité de l’approvisionnement.  Elle a mis en évidence les 
principaux problèmes et les mesures qu’elle propose dans 
sa communication intitulée «Réaliser le marché intérieur 
de l’électricité et tirer le meilleur parti de l’intervention 
publique» [C(2013) 7243 final]. Dans son initiative pour une 
nouvelle organisation du marché [voir la communication 
«Lancement du processus de consultation publique sur 
une nouvelle organisation du marché de l’énergie», COM 
(2015) 340], la Commission insiste tout particulièrement 
sur la nécessité de supprimer les interventions inutiles.
50 a)
La Commission observe que les GRT, les ARN et les États 
membres sont souvent peu enclins à adapter les dispo -
sitions nationales ou régionales existantes au profit de 
solutions consensuelles susceptibles de favoriser l’émer -
gence d’un marché régional ou européen plus vaste ou 
davantage intégré. Elle encourage la poursuite de l’inté -
gration du marché intérieur de l’énergie, y compris pour 
les marchés qui fonctionnent déjà correctement, afin 
que les avantages potentiels de l’intégration européenne 
se concrétisent pleinement, par exemple sous la forme 
d’une concurrence accrue, d’une meilleure liquidité et 
d’une sécurité renforcée de l’approvisionnement.Observations
29, premier alinéa 
Ce sont les États membres qui détiennent la clé de la 
création du marché intérieur. Voir également la réponse 
de la Commission au point 3. Ce sont eux qui, par leurs 
actions, décident de la levée effective des obstacles aux 
échanges transfrontaliers d’énergie ou encore de la coor -
dination de l’exploitation des réseaux avec les pays voi -
sins. Aussi la Commission ne parviendra-t-elle à créer un 
marché intérieur de l’énergie qu’avec des États membres 
qui œuvrent activement à la suppression des entraves au 
commerce transfrontalier.
32, troisième alinéa
Les questions relatives à la protection des consom -
mateurs dans le troisième paquet forment un aspect 
complémentaire important, que la Commission surveille 
dans le cadre de ses contrôles de transposition et de 
conformité.
35
La résolution, entre États membres, des contentieux 
qui portent sur les questions transfrontalières revêt une 
importance croissante aux yeux de la Commission. Plus 
l’intégration des marchés progresse, plus la création 
d’une autorité indépendante capable d’aplanir, voire de 
résoudre les conflits d’ordre réglementaire entre États 
membres devient nécessaire.
La Commission continue d’encourager tous les États 
membres à participer aux réunions des groupes de tra -
vail. Les résultats de ces réunions sont mis à la disposition 
de l’ensemble des États membres afin de garantir une 
parfaite transparence sur les travaux de ces groupes.
40
L’initiative pour une nouvelle organisation du marché lan -
cée par la Commission le 15 juillet 2015 [COM (2015) 340] 
vise précisément à renforcer le cadre juridique de la 
coopération entre les GRT.
Réponses de la Commission 73
51
La Commission observe que dans le domaine de l’élec -
tricité en particulier, les GRT et les ARN ont activement 
participé aux projets de mise en œuvre rapide des codes 
de réseau (voir par exemple le processus de couplage 
volontaire des marchés, les initiatives d’équilibrage ou 
encore les travaux consacrés aux centres de coopération 
régionale en faveur de la sécurité).
53
La Commission collabore activement avec la Bulgarie en 
vue d’accélérer le processus de création d’une bourse 
de l’énergie, ce qui permettrait à ce pays de participer 
pleinement aux échanges énergétiques à l’échelle de 
l’UE («couplage des marchés»), y compris avec les pays 
membres de la Communauté de l’énergie.
54
La Commission note que le cadre de surveillance REMIT créé 
par le règlement d’exécution (UE) n° 1348/2014 (règlement 
REMIT) n’est pas encore entré en vigueur en ce qui concerne 
le commerce interentreprises («transactions non stan -
dards»). De sorte qu’à ce stade, le règlement ne couvre que 
les «transactions standards» (c’est-à-dire effectuées sur une 
place de marché). Les dispositions relatives aux transactions 
non standards (transactions bilatérales effectuées hors mar -
ché réglementé) entreront en vigueur en mars 2016.
59
La convergence des prix de l’électricité a pris du retard, 
notamment en raison de la forte disparité des interven -
tions publiques, lesquelles privilégient des méthodes d’ap -
provisionnement radicalement différentes les unes des 
autres. Il n’en demeure pas moins que des initiatives liées 
au marché intérieur, telles que le couplage de marchés, ont 
incontestablement contribué à un meilleur alignement des 
prix (voir l’expérience faite récemment en matière de cou -
plage des marchés fondé sur les flux) et y contribueront 
encore, surtout si les États membres décident de mieux 
coordonner leurs interventions respectives.
61
Le règlement CACM, juridiquement contraignant dans 
tous les États membres depuis août 2015, a créé des 
mécanismes d’échanges harmonisés. La Commission 
admet que d’autres facteurs, au nombre desquels l’ab -
sence d’interconnexion ou la non-coordination des inter -
ventions publiques dans les différents États membres, 
font obstacle à une convergence totale des prix.50 b)
L’adoption à l’échelle de l’Union de textes législatifs por -
tant sur des règles techniques nécessite de modifier les 
régimes nationaux existants et, partant, de parvenir à des 
compromis entre 28 États membres sur des questions 
techniques souvent complexes ayant trait à l’exploitation 
des réseaux ou aux échanges énergétiques, avec d’impor -
tantes répercussions en matière de distribution. Autant 
de difficultés qui interdisent de prévoir très exactement le 
temps nécessaire pour trouver de tels compromis.
La Commission a pris des dispositions pour mettre en 
place une planification claire et transparente en rendant 
régulièrement public le processus d’adoption prévu.
50 c)
La Commission envisage d’améliorer le processus 
d’adoption des codes de réseau dans le cadre de son 
initiative pour une nouvelle organisation du marché.
50 d)
Les codes de réseau et les lignes directrices sont des 
documents de la Commission visant à supprimer les obs -
tacles aux échanges grâce à l’harmonisation des règles 
d’exploitation du marché et des réseaux.
Il incombe à la Commission de s’assurer de la conformité 
avec la législation de l’UE des projets de textes soumis 
par le REGRT-E et l’ACER et de leur neutralité à l’égard de 
l’ensemble des parties prenantes. La Commission doit 
également veiller à ce que ces textes fassent réellement 
progresser le marché intérieur de l’énergie et ne se 
contentent pas de valider des situations existantes [voir 
également la réponse de la Commission au point 50 a)].
S’agissant des codes proposés en matière d’électricité, la 
Commission a dû effectuer un gros travail sur les textes 
soumis avant de pouvoir les adopter en tant que législa -
tion de l’UE. Le processus d’adoption a donc pris plus de 
temps que prévu, d’autant que les enjeux économiques 
étaient importants et que les dispositions adoptées 
étaient susceptibles d’avoir des effets en matière de 
distribution. Le temps passé à remanier les codes et 
à convaincre les États membres et les différentes parties 
prenantes, lors des négociations, de la nécessité d’une 
législation ambitieuse a été investi à bon escient, dans 
la mesure où les codes finalement adoptés vont faire 
avancer à grands pas l’harmonisation.
Réponses de la Commission 74
de projets qui sont inscrits sur la liste des projets d’intérêt 
commun (PIC) de l’Union. La procédure de sélection des 
PIC est transparente et rigoureuse.
83
Compte tenu des restrictions qu’elle subit en matière 
d’effectifs (et des contraintes du même type que connaît 
l’ACER), la Commission songe à confier la modélisation 
des besoins en matière d’infrastructures de même que 
l’élaboration de scénarios aux REGRT, sous l’étroite sur -
veillance de la Commission et de l’ACER.
Il convient d’observer que la version 2014 du plan décen -
nal de développement du réseau d’électricité comporte 
déjà quatre scénarios. La méthodologie et l’élaboration 
des scénarios peuvent être affinés et actualisés, et tant la 
Commission que l’ACER y travaillent, en étroite collabora -
tion avec les REGRT.
84
Le financement n’est pas déterminé uniquement en 
fonction d’une analyse (pyramidale descendante) des 
besoins opérée dans des conditions prédéfinies mais 
aussi et surtout au regard des exigences particulières 
de l’espèce. Parmi les critères d’évaluation essentiels 
des projets figurent la maturité ainsi que les avantages 
qu’ils sont appelés à procurer à la région dans laquelle 
ils seront réalisés. Ceci vaut à la fois pour les instruments 
financiers et les subventions.
86, quatrième alinéa
les PDDR n’ont pas vocation à correspondre très exac -
tement aux plans nationaux, dans la mesure où ils sont 
censés aller au-delà du simple recensement de ces plans. 
Les PDDR ont pour but premier de développer des 
infrastructures transeuropéennes au service des objectifs 
phares que sont l’intégration du marché, la sécurité de 
l’approvisionnement et la durabilité.
87
La planification doit s’appuyer sur des séries de données 
exhaustives, fiables et rigoureuses. Obtenir des données, 
notamment de la part des promoteurs de projets mais 
aussi des États membres, n’est pas le plus mince des défis 
de la prochaine série de PDDR.64
Convaincue que toute règlementation des prix de 
l’énergie amenant à pratiquer des prix inférieurs aux prix 
de revient doit être écartée, la Commission a abordé 
le sujet lors de ses discussions avec les États membres 
ainsi que dans le cadre des procédures d’infraction. La 
Cour de justice de l’Union européenne a récemment 
avalisé les mesures exécutoires prises par la Commission 
à l’encontre des prix régulés (affaire C-36/14).
70
Bien que dotée d’un service chargé de la surveillance 
des marchés et des prévisions énergétiques, la Commis -
sion admet ne disposer que de capacités limitées pour 
mener à bien des analyses sophistiquées, en raison des 
contraintes qu’elle subit en matière de ressources. Aussi 
se réjouirait-elle de voir ses capacités renforcées.
En tout état de cause, la Commission peut être amenée 
à recourir à des capacités d’expertise externes.
75
Aider les États membres à atteindre l’objectif de 10 % 
d’interconnexion électrique implique avant tout de 
recenser les projets d’intérêt commun en la matière 
et d’appuyer leur mise en œuvre. Par exemple, le plan 
d’action relatif à l’initiative régionale lancée dans le Sud-
Ouest de l’Europe est en majeure partie consacré à l’aug -
mentation du taux d’interconnexion entre la Péninsule 
ibérique et le marché continental de l’électricité.
82
La Commission reconnait qu’une analyse approfondie 
des besoins en matière d’infrastructures à l’échelle 
de l’UE est nécessaire mais tient à souligner combien 
ce travail de planification des infrastructures est déjà 
largement en cours au niveau de l’UE et alimente déjà la 
politique menée par la Commission.
Les plans décennaux de développement du réseau (PDDR) 
élaborés par les réseaux européens des gestionnaires de 
réseau de transport (REGRT) s’appuient sur une évalua -
tion minutieuse des besoins en matière d’infrastructures, 
laquelle tient également compte de la demande. La fré -
quence de leur mise à jour, soit tous les deux ans, permet 
d’intégrer dans ces plans les changements dus à l’évo -
lution de la demande et des modes de production. Les 
PDDR et la méthodologie fondée sur l’analyse des coûts 
et avantages à l’échelle du système énergétique prévue 
par le règlement RTE-E conduisent ensuite à la sélection 
Réponses de la Commission 75
104
La Commission reconnait volontiers que le retard pris 
dans la mise en œuvre des projets n’a pas permis au pro -
gramme énergétique européen pour la relance (PEER) de 
dégager rapidement de la croissance économique.
Leurs avantages sur le long terme n’en sont pas moins 
considérables, en particulier en ce qui concerne la sécu -
rité de l’approvisionnement.
Tous les projets d’interconnexion et de flux inversé en 
Europe centrale et orientale, à l’exception d’un seul, ont 
été menés à bien et ont ainsi contribué à renforcer nota -
blement la résilience du réseau gazier de l’UE pour faire 
face aux ruptures d’approvisionnement telles que celle 
enregistrée au début de 2009.
Le projet «Nordbalt 02» a permis d’achever l’indispen -
sable modernisation du réseau de transport lituanien 
afin de faciliter la circulation de l’électricité à travers 
l’interconnecteur. Quant au projet «Estlink 2», il connecte 
le réseau estonien/balte au marché nordique de l’énergie 
via un câble sous-marin allant jusqu’en Finlande.
Enfin, une nouvelle connexion via un câble sous-marin 
entre l’Italie et Malte met un terme à l’isolement du 
réseau maltais par rapport au reste de l’Europe.
109
S’agissant des programmes opérationnels pour la 
période de financement 2014-2020, seuls six États 
membres ont opté pour la priorité d’investissement du 
FEDER associée, entre autres, à un renforcement de la 
sécurité de l’approvisionnement en énergie grâce au 
développement de systèmes intelligents de stockage et 
de transport d’énergie. Cette priorité d’investissement 
fait l’objet dans la législation qui s’y rapporte d’une 
conditionnalité ex ante visant à s’assurer de la compatibi -
lité des investissements financés avec les volets concer -
nés de la législation relative au marché intérieur de 
l’énergie et avec la procédure des PIC. Pour chacun des 
objectifs spécifiques arrêtés, des indicateurs de résultat 
sont définis dans les programmes opérationnels concer -
nés (plutôt que dans les accords de partenariat); certains 
se rapportent directement aux aspects du marché inté -
rieur de l’énergie.90
La Commission a fait de l’intégration régionale des 
marchés un instrument incontournable de la mise en 
œuvre du marché intérieur de l’énergie. Elle entend d’ail -
leurs concourir activement au lancement de nouvelles 
initiatives régionales dans tous les domaines du mar -
ché intérieur (infrastructures, échanges énergétiques, 
exploitation des réseaux, adéquation de la production, 
régimes d’aide en faveur des énergies renouvelables), 
sans perdre de vue le but final, un marché pleinement 
intégré à l’échelle de l’Union.
100
Le processus d’élaboration, par les REGRT concernés, des 
plans décennaux de développement du réseau (PDDR) 
pour l’électricité et le gaz fournit une bonne cartogra -
phie des investissements requis en matière de réseaux 
à l’échelle européenne.
Ces besoins alimentent ensuite les dispositifs comme la 
liste des PIC. Il importe néanmoins de rappeler que les 
projets prioritaires ou stratégiquement importants ne 
nécessitent pas forcément un financement de l’Union 
pour avancer. Certains obstacles non financiers (l’octroi 
des autorisations par exemple) sont souvent autrement 
plus importants. La procédure des PIC vise à permettre 
de lever ces entraves. Lorsque les obstacles sont de 
nature financière, il est envisagé de solliciter un finance -
ment sur le budget de l’UE (par exemple dans le cadre 
du mécanisme pour l’interconnexion en Europe). C’est la 
raison pour laquelle les listes ne sont en principe pas éta -
blies dans le seul but de hiérarchiser les investissements 
financés sur le budget de l’UE.
103
La liste des projets d’intérêt commun est établie sur la 
base d’une évaluation approfondie, ajustée au fur et 
à mesure que les divers paramètres de l’analyse coûts-
avantages sont affinés (par exemple, le mode d’éva -
luation de la sécurité de l’approvisionnement). Confor -
mément à la législation en vigueur dans le cadre du 
mécanisme pour l’interconnexion en Europe, l’inscription 
sur la liste constitue un préalable à l’obtention d’une aide 
financière. Il n’en demeure pas moins que la décision 
d’octroyer ou non ce soutien est prise, conformément 
au cadre juridique actuel, après examen de la demande, 
à l’aune d’un ensemble complet de critères d’attribution, 
au nombre desquels figurent les objectifs politiques mais 
aussi les aspects techniques et financiers.
Réponses de la Commission 76
Recommandation n° 1
La Commission accepte cette recommandation.
Les services de la Commission ont fait de la mise en 
œuvre des règles du troisième paquet une priorité 
en 2015. Les contrôles de conformité portant sur la mise 
en œuvre du troisième paquet ont été menés à bien dans 
l’ensemble des 28 États membres. Tous les points sus -
ceptibles d’être incompatibles avec la législation relative 
au marché intérieur sont actuellement examinés avec les 
autorités des États membres concernés.
Recommandation n° 2 a)
Cette recommandation s’adresse aux États membres. La 
Commission y souscrit néanmoins et examinera avec une 
attention particulière la question de l’indépendance des 
ARN lors de l’évaluation de conformité aux dispositions 
du troisième paquet sur le marché intérieur de l’énergie.
Recommandation n° 2 b)
La Commission accepte la recommandation et étudie les 
possibilités de renforcer les pouvoirs existants de l’ACER, 
y compris à l’égard des États membres, afin d’adapter 
l’Agence aux réalités d’un marché intérieur de plus en 
plus intégré.
Recommandation n° 3
La Commission accepte cette recommandation.
Soucieuse de traiter le problème du sous-dévelop -
pement des échanges via les bourses, la Commission 
a adopté dans le domaine du gaz et de l’électricité divers 
règlements destinés à rendre obligatoire la création de 
bourses de l’énergie (par exemple le règlement «CAM» et 
le règlement «Équilibrage» pour ce qui est du gaz, et le 
règlement «CACM», établissant les règles de couplage du 
marché à l’échelle de l’UE pour ce qui est de l’électricité). 
Par ailleurs, le règlement (UE) n° 1227/2011 du Parle -
ment européen et du Conseil concernant l’intégrité et la 
transparence du marché de gros de l’énergie (REMIT) est 
actuellement en cours d’exécution.L’une des priorités des Fonds ESI pour la période de 
financement 2014-2020 est de soutenir la transition 
vers une économie sobre en carbone et notamment 
les investissements consacrés à l’efficacité énergétique, 
aux énergies renouvelables et aux réseaux de distri -
bution intelligents, et ce grâce à l’allocation d’une part 
minimale obligatoire au titre du FEDER. Pour certains 
États membres, il est important d’investir dans d’autres 
infrastructures énergétiques visant à supprimer les 
goulets d’étranglement dans les infrastructures de 
réseaux essentielles. Ces investissements représentent 
en moyenne 0,5 % de la dotation totale du FEDER, du CF 
et du FSE, à la fois pour les périodes  2007-2013 et 2014-
2020, mais dans certains États membres, cette part est 
supérieure (près de 2 %), en écho aux priorités et aux 
besoins nationaux.
112 b)
La mise en œuvre de tous les projets cofinancés par le 
budget de l’UE est soumise à une surveillance étroite et 
les demandes adressées par les promoteurs de projets 
en vue de faire modifier les décisions d’octroi de sub -
ventions sont soigneusement examinées, voire rejetées 
lorsque les arguments invoqués sont insuffisants.
Conclusions et recommandations
113
Il convient de noter ce qui suit: 
– les infrastructures énergétiques sont censées être 
financées par les tarifs appliqués aux utilisateurs 
et par le marché; le soutien financier apporté au 
titre du budget de l’UE doit donc être l’exception 
plutôt que la règle;
– dans certaines régions, la sécurité de l’approvi -
sionnement a sensiblement augmenté lorsqu’un 
soutien financier a été alloué (voir l’exemple du 
PEER mentionné au point 103 des observations de 
la Cour, de même que plusieurs des projets audi -
tés, cofinancés par le MIE ou les Fonds ESI et visés 
aux points 109 à 111 des observations de la Cour).
Réponses de la Commission 77
Recommandation n° 5 b)
La Commission accepte cette recommandation.
Le plan décennal de développement du réseau 
(PDDR) 2015 pour le gaz offre d’ores et déjà une bonne 
analyse des besoins en infrastructures au regard d’une 
multitude de scénarios possibles pour l’avenir sur le 
plan de la demande, des prix et du développement 
des infrastructures, entre autres aspects. Il en ressort 
clairement que les projets prévus ne seront pas tous 
nécessaires. Le processus en cours en matière de PIC 
s’appuie sur cette analyse. Par ailleurs, afin de mieux 
évaluer les besoins du marché du gaz dans l’UE, des 
travaux préparatoires ont débuté en vue d’élaborer une 
stratégie européenne pour le GNL et le stockage du gaz. 
La Commission publiera sa stratégie relative au GNL et au 
stockage du gaz en janvier 2016.
Recommandation n° 6 a)
La Commission accepte cette recommandation.
Elle a d’ores et déjà commencé à prendre des mesures en 
ce sens, notamment par l’intermédiaire du groupe à haut 
niveau sur la connexion gazière pour l’Europe centrale 
et du Sud-Est. Ce groupe a pour vocation de coordonner 
les efforts visant à favoriser les infrastructures transfron -
talières et transeuropéennes destinées à diversifier les 
approvisionnements en gaz dans la région et à mettre en 
œuvre des règles harmonisées.
Recommandation n° 6 b)
La Commission accepte cette recommandation.
Elle agit d’ores et déjà en ce sens dans le cadre des 
initiatives régionales: l’un des principaux objectifs de ces 
initiatives consiste à cibler les goulets d’étranglement 
(physiques ou réglementaires) au sein des infrastructures 
transfrontalières.
Recommandation n° 6 c)
La Commission accepte cette recommandation.
La coopération entre GRT a d’ores et déjà été rendue 
obligatoire par toute une série de dispositions d’exécu -
tion («codes de réseau») en ce qui concerne l’exploitation 
des réseaux et les échanges énergétiques.
Dans le cadre de son initiative pour une nouvelle organi -
sation du marché de l’électricité, la Commission explore 
différentes pistes pour améliorer cette coopération et Recommandation n° 4
La Commission accepte cette recommandation.
Le commissaire pour l’action pour le climat et l’énergie 
a fait de l’adoption des codes de réseau une priorité. La 
Commission a travaillé sans relâche avec les régulateurs, 
les GRT et les autres parties prenantes pour reformuler 
les codes proposés, de manière à garantir leur neutra -
lité et leur bonne mise en œuvre. Huit des dix codes de 
réseau proposés pour l’électricité devraient être approu -
vés par le comité d’ici à la fin de 2015.
La Commission encourage activement la mise en œuvre 
précoce des codes de réseau dans le cadre d’initiatives 
de coopération régionale.
120
La convergence des prix de l’électricité a pris du retard, 
notamment en raison de la forte disparité des interven -
tions publiques, lesquelles privilégient des méthodes 
d’approvisionnement radicalement différentes les unes 
des autres. Il n’en demeure pas moins que des initia -
tives liées au marché intérieur telles que le couplage de 
marchés ont incontestablement contribué à un meilleur 
alignement des prix (voir l’expérience faite récemment 
en matière de couplage des marchés fondé sur les flux) 
et y contribueront encore, surtout si les États membres 
décident de mieux coordonner leurs interventions 
respectives.
Recommandation n° 5 a)
La Commission accepte cette recommandation.
Si l’objectif actuel de 10 % pour 2020 se fonde sur les 
capacités de production, la question des coûts et du 
potentiel des échanges commerciaux sera bien prise en 
compte et occupera une place prépondérante dans la 
modélisation de l’objectif d’interconnexion pour 2030 au 
niveau régional ou national. Cette démarche apportera  
la souplesse nécessaire pour adapter l’objectif d’inter -
connexion électrique de 15 % au moins en 2030 aux 
besoins du marché.
Réponses de la Commission 78
Ces besoins alimentent ensuite les dispositifs comme la 
liste des PIC. Il importe néanmoins de rappeler que les 
projets prioritaires ou stratégiquement importants ne 
nécessitent pas forcément un financement de l’Union 
pour avancer. Certains obstacles autres que financiers 
(l’octroi des autorisations par exemple) sont souvent 
autrement plus importants. La procédure des PIC vise 
à permettre de lever ces entraves. Lorsque les obstacles 
sont de nature financière, il est envisagé de solliciter un 
financement sur le budget de l’UE (par exemple dans le 
cadre du mécanisme pour l’interconnexion en Europe). 
C’est la raison pour laquelle les listes ne sont en principe 
pas établies dans le seul but de hiérarchiser les investis -
sements financés sur le budget de l’UE.
Recommandation n° 8
La Commission accepte en partie la recommandation.
En matière de hiérarchisation, la Commission rappelle 
que l’amélioration des procédures de planification fait 
partie intégrante du mécanisme de coopération mené 
régulièrement avec l’ensemble des parties prenantes.
Le processus de sélection des projets d’intérêt commun 
vise par exemple à inventorier les projets qui contri -
buent le plus à la réalisation des objectifs de la politique 
énergétique de l’UE (accessibilité des prix, sécurité de 
l’approvisionnement et durabilité).
Une analyse plus rigoureuse des besoins tant en gaz 
qu’en électricité sera disponible d’ici à la fin de 2016. Voir 
également la réponse de la Commission à la recomman -
dation n° 7, point a).
Concernant le financement, le processus de sélection 
appliqué aux projets identifiés comme nécessitant 
un soutien public tient compte de différents critères 
d’évaluation, parmi lesquels le degré de maturité. La 
Commission travaille en étroite collaboration avec la BEI 
et d’autres parties prenantes afin d’accroître l’assistance 
technique requise pour améliorer le réservoir des projets 
d’intérêt stratégique. Aucune action supplémentaire 
n’est donc prévue.partager les responsabilités entre les GRT sur la base 
du concept des initiatives de coopération régionale en 
faveur de la sécurité (RSCI), notamment dans les régions 
étroitement connectées, ce qui serait un premier pas vers 
une intégration plus poussée des GRT au niveau régional.
Recommandation n° 7 a)
La Commission accepte cette recommandation.
Elle a d’ores et déjà agi en ce sens. L’élaboration des 
PDDR et (depuis 2013) l’analyse coûts/avantages qui 
les accompagne ont fait l’objet d’un travail constant. 
De plus, l’article 11, paragraphe 8, du règlement 
RTE-E prévoit que les REGRT doivent avoir élaboré et 
soumis à la Commission et à l’ACER un modèle inter -
connecté de réseau pour l’électricité et le gaz d’ici 
au 31 décembre 2016. La Commission s’assurera que 
cette date butoir est respectée.
Recommandation n° 7 b)
La Commission accepte en partie la recommandation.
La création en interne de capacités d’analyse et de 
modélisation risquerait d’avoir de lourdes répercussions 
en matière de ressources, que ce soit pour la Commission 
ou pour l’ACER. Une solution de rechange pertinente 
pourrait consister à externaliser ces capacités en les 
confiant aux REGRT, sous la double surveillance de l’ACER 
et de la Commission.
Recommandation n° 7 c)
La Commission accepte cette recommandation.
L’analyse des coûts et avantages à l’échelle du système 
énergétique effectuée à l’appui de la planification, 
l’évaluation des besoins et les PDDR sont établis par les 
REGRT en étroite coopération avec la Commission et 
l’ACER.
125
Le processus d’élaboration, par les REGRT concernés, des 
plans décennaux de développement du réseau (PDDR) 
pour l’électricité et le gaz fournit une bonne cartogra -
phie des investissements requis en matière de réseaux 
à l’échelle européenne.
Réponses de la Commission 79
126
Pour ce qui est des Fonds ESI, le FEDER a pour but – dans 
le cadre de l’objectif thématique visant à promouvoir le 
transport durable et à supprimer les goulets d’étrangle -
ment dans les infrastructures de réseaux essentielles – 
d’améliorer la sécurité de l’approvisionnement en 
énergie à la fois sur les marchés nationaux et les marchés 
voisins. La sécurité de l’approvisionnement en énergie 
est l’un des objectifs du marché intérieur de l’énergie. 
Les conditions ex ante ESI introduites dans le cadre 
réglementaire pour la période 2014-2020 afin de garantir 
l’efficacité des investissements relevant des Fonds ESI, 
facilitent non seulement les réformes du marché inté -
rieur mais aussi la mise en œuvre des projets financés au 
titre des Fonds ESI.
Le MIE poursuit clairement des objectifs dans le domaine 
du marché intérieur de l’énergie, comme indiqué 
à l’article 4 du règlement. C’est en tout état de cause 
l’un des objectifs prioritaires auquel les deux premiers 
programmes de travail mentionnés à l’article 17, alinéa 6, 
doivent s’attaquer.
Pour autant, il est impossible de lier les financements 
relevant du MIE à l’existence de réformes du marché 
intérieur de l’énergie, comme l’explique la Commission 
dans sa réponse à la recommandation n° 9.
Recommandation n° 9
La Commission n’accepte pas cette recommandation.
La Commission croit fermement que, pour assurer le 
bon fonctionnement du marché intérieur de l’énergie, 
il est indispensable d’avancer de front dans le domaine 
des infrastructures et dans celui de la réglementation du 
marché. Reste qu’une conditionnalité trop rigide serait 
trop difficile à mettre en œuvre d’une manière juridique -
ment contraignante et risquerait de compromettre le 
développement des infrastructures nécessaires.

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(*)  Les informations sont fournies à titre gracieux et les appels sont généralement gratuits (sauf certains opérateurs,  
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L’audit a visé à déterminer si la mise en œuvre des mesures 
prises dans le cadre de la politique relative au marché 
intérieur de l’énergie et les dépenses de l’UE en faveur des 
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L’objectif de l’UE consistant à réaliser le marché intérieur 
de l’énergie pour 2014 n’a pas été atteint. Les 
infrastructures énergétiques en Europe ne sont 
généralement pas encore conçues pour des marchés 
pleinement intégrés et, par conséquent, ne permettent 
pas actuellement d’assurer efficacement la sécurité de 
l’approvisionnement en énergie. Le soutien financier 
relevant du budget de l’UE en matière d’infrastructures 
énergétiques n’a que faiblement contribué au marché 
intérieur de l’énergie et à la sécurité de 
l’approvisionnement en énergie.
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