COMMUNICATION DE LA COMMISSION

Orientations relatives au partage des coûts et des avantages dans le cadre des projets de coopération dans le domaine des énergies renouvelables

(2022/C 495/01)

TABLE DES MATIÈRES

1 Introduction 2

2 Éléments de conception de la coopération et possibilités de financement 5

3 L’analyse coûts-avantages comme fondement du partage des coûts et des avantages 8

4 Approches relatives au partage des coûts et des avantages 9

Principes applicables au partage des coûts et des avantages 10

Mise en œuvre pratique du partage des coûts et des avantages 12

Exemples de coopération 15

5 Synthèse des recommandations pour l’analyse coûts-avantages et le partage des coûts et des avantages 18

6 Modèle d’accord intergouvernemental 20

7 Annexe 22

1 INTRODUCTION

Les présentes orientations visent à aider les États membres souhaitant se lancer dans des projets de coopération transfrontalière dans le domaine de la production d’énergie à partir de sources renouvelables à trouver une solution mutuellement avantageuse pour le partage des coûts et des avantages connexes. Elles présentent des options de conception pour le partage des coûts et des avantages liés aux projets de coopération transfrontalière en matière d’énergie renouvelable et fournissent des recommandations et des bonnes pratiques, tout en laissant une certaine souplesse aux États membres (1). Ces orientations peuvent être appliquées dans le contexte du volet du mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE) pour les projets transfrontaliers dans le domaine des énergies renouvelables, ainsi que pour les projets liés aux sources d’énergies renouvelables (SER) utilisant des mécanismes de coopération de manière plus générale. Elles s’appliquent à l’électricité renouvelable, ainsi qu’aux projets de chaleur et de gaz produits à partir de sources renouvelables.

Cadre juridique

La directive révisée 2018/2001 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables (ci-après la «directive») établit un cadre juridique pour le développement des énergies renouvelables dans l’Union européenne. Comme le prévoit l’article 3, paragraphe 1, de la directive, les États membres doivent collectivement atteindre l’objectif global contraignant de l’Union concernant la part d’énergie produite à partir de sources renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie de l’Union en 2030. Cet objectif collectif est atteint au moyen des contributions nationales que doivent fixer tous les États membres dans le cadre de leurs plans nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat. La directive reconnaît également la dimension transfrontalière du déploiement des énergies renouvelables et encourage les États membres à coopérer à cet égard en utilisant, entre autres, les mécanismes de coopération disponibles tels que les transferts statistiques, les projets communs entre États membres, les projets communs entre les États membres et des pays tiers ou les régimes d’aide communs (2).

Dans le contexte du cadre financier pluriannuel 2021-2027, le MIE – Énergie a été complété par un instrument visant à soutenir le déploiement de projets transfrontaliers dans le domaine des énergies renouvelables. Le concept de projets transfrontaliers dans le domaine des énergies renouvelables, tel que défini dans le règlement MIE (3), est fondé sur les mécanismes de coopération établis en vertu de la directive.

Motifs de la coopération

La coopération transfrontalière peut faciliter la réalisation de l’objectif de l’Union ainsi que les contributions nationales d’une manière plus rentable en augmentant la réserve de projets, tout en offrant davantage de souplesse aux États membres pour atteindre leurs objectifs. En outre, les régions transfrontalières jouent un rôle important de «laboratoires de l’intégration européenne» (4). Étant donné la disparité des ressources géographiques et naturelles dont disposent les États membres pour exploiter les énergies renouvelables, les coûts de production diffèrent considérablement d’un pays à l’autre. Un État membre (le «pays d’accueil») qui produit un excédent d’énergie renouvelable, c’est-à-dire plus que ce dont il a besoin pour remplir sa propre contribution, peut choisir de coopérer avec un autre État membre (le «pays contributeur») qui est prêt à cofinancer l’initiative. Les deux parties tireront profit d’une telle coopération. Le pays d’accueil bénéficiera d’un financement supplémentaire et d’avantages non monétaires liés à la construction et à l’exploitation de la nouvelle installation (par exemple, une sécurité d’approvisionnement accrue, la création d’emplois, des retombées positives découlant d’un renforcement de l’innovation) et le pays contributeur atteindra son objectif de manière plus rentable qu’au niveau national. Les mécanismes de coopération contribuent également au partage de bonnes pratiques, à l’alignement des cadres réglementaires et à la rationalisation de la procédure administrative dans les États membres.

Les raisons qui incitent à choisir de coopérer dans le domaine des énergies renouvelables varient d’un projet à l’autre. Parmi les raisons les plus courantes qui motivent la coopération figurent la réalisation d’objectifs à moindre coût, le déploiement accru des énergies renouvelables, la contribution à l’amélioration des infrastructures, le renforcement de la sécurité énergétique, l’amélioration de l’acceptation par le public d’une technologie particulière, l’essai (conjoint) de technologies ou de solutions d’infrastructure novatrices ainsi que la promotion de l’intégration du marché des énergies renouvelables en vue de renforcer le marché intérieur de l’énergie de l’UE.

En outre, la valeur de marché des énergies renouvelables peut varier considérablement d’un État membre à l’autre, en fonction, notamment, des différents bouquets de production, des capacités existantes des installations et de l’importance des capacités d’interconnexion et de transport sur le réseau interne. En coopérant les uns avec les autres, les États membres dont les valeurs de marché sont inférieures peuvent accéder à des projets dont les valeurs de marché sont plus élevées que les leurs, ce qui diminue les paiements de soutien.

La coopération peut intervenir entre deux ou plusieurs pays/régions ou territoires transfrontaliers (5), la complexité et les exigences en matière de coordination augmentant généralement avec le nombre d’acteurs concernés.

Exemples de coopération transfrontalière: enchères mutuellement ouvertes entre l’Allemagne et le Danemark (6) En 2016, l’Allemagne et le Danemark ont mis en œuvre deux ventes aux enchères transfrontalières d’électricité photovoltaïque auxquelles pouvaient participer des projets établis dans l’autre pays. Les ventes aux enchères mutuellement ouvertes étaient fondées sur un accord de coopération négocié bilatéralement. Les enchères ouvertes étaient chacune fondées sur le système de soutien existant pour l’électricité photovoltaïque dans le pays respectif. En outre, l’accord de coopération comportait également des dispositions relatives aux restrictions concernant des sites locaux, à l’échange de données et à la contribution aux objectifs en matière d’énergies renouvelables. En ce qui concerne le partage des coûts, le pays qui organise la vente aux enchères verse les paiements de soutien à toutes les centrales ayant remporté les enchères et reçoit les statistiques complètes relatives aux SER. Aucun coût ou avantage supplémentaire n’est inclus. Les enchères transfrontalières ont conduit à la localisation de tous les projets retenus au Danemark. En Allemagne, la vente aux enchères ouverte a permis d’atteindre des prix d’adjudication nettement inférieurs à ceux des ventes aux enchères qui intervenaient auparavant au niveau national en Allemagne. Au Danemark, aucune enchère nationale n’a été organisée au cours de la même période. Aucun projet allemand n’a participé à la vente aux enchères au Danemark. Cela s’explique notamment par la faible capacité maximale prévue pour les projets établis en Allemagne (2,4 MW seulement sur un volume d’enchères total de 20 MW), par le fait qu’en Allemagne, une enchère nationale a eu lieu quelques jours plus tard seulement, par les coûts de transaction liés à la compréhension du système d’enchères danois ainsi que par la prime fixe utilisée au Danemark qui a exposé les exploitants de centrales à des risques à long terme liés au prix de l’électricité. Pour les projets situés au Danemark, la participation à la vente aux enchères allemande était intéressante car aucune vente aux enchères nationale pour l’électricité photovoltaïque n’a eu lieu en 2016. Il n’apparaît pas clairement pourquoi les offres du Danemark sont plus compétitives, mais il est possible que cela soit dû à de meilleures ressources photovoltaïques sur les sites participant aux enchères, à la possibilité de construire des centrales photovoltaïques sur des terres agricoles (ce qui est exclu en Allemagne) ainsi qu’à l’absence d’autres options pour bénéficier d’un soutien national, ce qui renforçe l’agressivité des offres. Ces ventes aux enchères mutuellement ouvertes ont montré que les approches coopératives entre les États membres peuvent permettre de réaliser des gains d’efficacité par rapport aux ventes aux enchères nationales. En outre, elles rendent explicite le fait qu’il y a lieu de tenir compte des régimes d’aide nationaux et des calendriers des enchères lors du choix du moment et de la conception de l’accord de coopération. En outre, les pays doivent également prendre en considération l’organisation du marché et les autres facteurs influençant les coûts des projets afin d’éviter les surprises en ce qui concerne la répartition des adjudications entre les pays. Exemples de coopération transfrontalière: régime de certificats communs entre la Suède et la Norvège En 2012, le régime transfrontalier d’aide en faveur de l’électricité verte entre la Suède et la Norvège est devenu opérationnel avec pour objectif de stimuler la croissance des énergies renouvelables dans les deux pays. À ce jour, il s’agit du seul régime d’aide commun intervenant dans le cadre des mécanismes de coopération prévus par la directive sur les énergies renouvelables (RED). Une longue phase de négociations entre les deux pays a précédé l’entrée en vigueur du régime. Il s’est avéré particulièrement difficile de parvenir à un accord sur un partage approprié des coûts et des avantages. Un accord politique sur un partage des charges à parts égales a ouvert la voie à l’accord final. Le régime a bénéficié de l’expérience acquise par la Suède depuis de nombreuses années en ce qui concerne la gestion d’un marché national de certificats comparable. Un instrument fondé sur le marché: le régime récompense les installations de production d’énergie renouvelable dans les deux pays en attribuant un certificat vert pour chaque MWh d’électricité renouvelable produite, qui peut ensuite être échangé sur un marché. Les fournisseurs d’électricité suédois et norvégiens (et certains utilisateurs finaux) sont tenus d’acheter des certificats proportionnellement à une part de leur production/consommation d’électricité. Étant donné que le régime a réussi à atteindre, et même à dépasser, l’objectif de déploiement des énergies renouvelables, principalement l’énergie éolienne et hydraulique, il a cessé d’accepter de nouveaux participants en janvier 2022. Bien que les principales caractéristiques du régime soient les mêmes dans les deux pays et que la Suède et la Norvège aient œuvré à un objectif de production commun exprimé en TWh, elles ont également conservé une certaine souplesse en ce qui concerne les paramètres du régime. Il n’existe pas non plus d’autorité commune chargée de la mise en œuvre et du suivi, mais chaque pays a désigné une entité nationale. Cela a démontré qu’il peut être utile de reconnaître la nécessité de faire preuve de souplesse dans la conception d’un régime commun. En outre, le potentiel relativement similaire des énergies renouvelables ainsi que des structures de coûts comparables ont facilité l’accord relatif aux principales caractéristiques du régime. Il en va de même pour les négociations sur le partage des coûts et des avantages, qui tendent à être plus difficiles si ces derniers diffèrent considérablement entre les pays qui coopèrent.

Obstacles à la coopération

Malgré les avantages établis et bien étudiés de la coopération pour atteindre conjointement les objectifs de l’UE en matière d’énergies renouvelables, peu de projets de coopération utilisant les mécanismes de coopération ont été effectivement mis en œuvre depuis 2009 (7) et le recours aux mécanismes de coopération reste faible. Des éléments probants (8) laissent penser que des obstacles au recours à des mécanismes de coopération subsistent, qu’ils soient de nature politique, technique, juridique ou réglementaire, ou encore socio-économique et environnementale. Les États membres et les autres parties prenantes font également état d’obstacles administratifs liés aux étapes procédurales nécessaires pour planifier et mettre en œuvre un projet de coopération, ainsi que d’obstacles liés à la quantification et au partage des coûts et des avantages. Les discussions entre les États membres sur le recours aux mécanismes de coopération se sont toutefois intensifiées ces dernières années et plusieurs projets potentiels sont actuellement examinés (9). La pression accrue en faveur d’une décarbonation rapide, conformément au pacte vert pour l’Europe, au paquet «Ajustement à l’objectif 55» et au plan RePowerEU, exige un recours plus fréquent aux mécanismes de coopération.

Champ d’application

Les présentes orientations visent à aider les États membres à planifier, concevoir et mettre en œuvre des projets de coopération transfrontalière au moyen de mécanismes de coopération (10). En mettant en lumière les options et les éléments de conception disponibles pour le partage des coûts et des avantages, elles visent à permettre de dépasser plus facilement cet obstacle à un recours accru aux mécanismes de coopération.

Les précédentes orientations sur la répartition des coûts et des avantages se limitaient aux méthodes relatives à l’analyse coûts-avantages préparée par le REGRT-E pour les projets de développement du réseau conformément au règlement (UE) 2022/869 et aucune orientation n’était axée sur le partage des coûts et des avantages des actifs de production. Par conséquent, les présentes orientations visent à préciser les options disponibles et les degrés de liberté concernant l’analyse et le partage des coûts et des avantages applicables aux différentes technologies liées aux énergies renouvelables. Alors qu’elles visent à couvrir la coopération en matière d’énergies renouvelables en général pour toutes les technologies liées aux énergies renouvelables, elles tiennent compte des aspects spécifiques aux projets d’énergie éolienne en mer (radiaux) en raison du fait que cette coopération devient de plus en plus importante tout en faisant face à des défis particuliers sur le plan de la mise en œuvre technique et pratique. L’analyse coûts-avantages et les aspects des projets hybrides en mer liés au partage seront traités en détail dans un guide qui devrait paraître en 2024 sur la manière de coordonner le partage des coûts et des avantages par bassin maritime pour les projets de transport d’énergie en mer avec le développement de projets de production d’énergie renouvelable, ainsi que pour le partage des coûts et des avantages des projets hybrides individuels (11).

Ces orientations sont structurées de la manière décrite ci-après. Tout d’abord, les éléments de conception les plus importants pour les régimes d’aide en faveur des énergies renouvelables sont exposés en mettant l’accent sur les aspects pertinents pour le partage des coûts et des avantages dans le cadre des projets de coopération transfrontalière. La section suivante décrit les approches et les principes généraux de l’analyse coûts-avantages en tant qu’outil central d’évaluation des avantages sociétaux globaux d’un projet en matière d’énergie renouvelable et en tant que condition préalable au partage des coûts et des avantages. Les orientations fournissent ensuite des informations sur la manière d’aborder le partage des coûts et des avantages entre les parties qui coopèrent, en présentant des recommandations, des exemples et des bonnes pratiques. La section 6 présente le plan détaillé d’un accord de coopération.

2 ÉLÉMENTS DE CONCEPTION DE LA COOPÉRATION ET POSSIBILITÉS DE FINANCEMENT

Lorsqu’ils parviennent à un accord concernant un projet de coopération, les États membres devront s’aligner sur toute une série d’aspects, notamment les principaux objectifs et principes relatifs à la coopération, le ou les mécanismes de coopération qui peuvent être utilisés pour atteindre ces objectifs, ainsi que le champ d’application et les conditions de la coopération. En ce qui concerne ces dernières, les États membres peuvent être amenés à choisir un régime d’aide et devront parvenir à un accord sur le partage des coûts et des avantages qui résulteront du projet. Différents éléments de conception du ou des mécanismes de coopération et du régime d’aide (le cas échéant) peuvent donner lieu à des résultats différents en ce qui concerne les coûts et les avantages.

Comme indiqué ci-dessus, les États membres peuvent souhaiter poursuivre des objectifs différents lorsqu’ils parviennent à un accord sur un projet de coopération. Dans tous les cas, ils voudront veiller à ce que la coopération soit mutuellement bénéfique et que les coûts et les avantages sont partagés d’une manière qui reflète cet objectif. La logique générale est que l’État membre contributeur participera aux coûts de soutien en échange de la réception de statistiques relatives aux SER. Les sous-objectifs poursuivis par les États membres peuvent, par exemple, inclure l’objectif consistant à réduire les coûts d’intégration des SER en déployant plutôt les projets dans des pays où les coûts d’intégration des systèmes sont moins élevés. Les États membres d’accueil, quant à eux, tiendront également compte de ces coûts ainsi que de la mesure dans laquelle ils se reflètent dans les paiements de soutien, c’est-à-dire qu’ils sont soit supportés par les promoteurs de projets en matière d’énergie renouvelable, soit encourus par d’autres parties prenantes telles que les gestionnaires de réseau de transport (GRT) ou les consommateurs finaux. Étant donné que les coûts d’intégration des systèmes peuvent être importants, les États membres d’accueil peuvent inclure une compensation adéquate.

Choix du mécanisme de coopération

Le choix du mécanisme de coopération dépend des objectifs spécifiques poursuivis par les États membres. De manière générale, on peut dire que si le seul objectif est de se conformer à l’objectif à court terme et à moindre coût, ou de combler rapidement l’écart restant par rapport à l’objectif en déployant un effort national limité, les transferts statistiques constituent le choix le plus approprié car ils présentent les coûts de transaction les plus bas et sont généralement moins complexes. Par ailleurs, les transferts statistiques ne conduisent pas au déploiement de capacités supplémentaires en matière d’énergies renouvelables, à moins que le pays vendeur n’affecte les revenus à de nouveaux projets en matière d’énergie renouvelable.

Des projets communs peuvent également être mis en œuvre si l’objectif est de développer ou de tester des technologies (nouvelles). Les régimes d’aide communs constituent le mécanisme de coopération le plus complexe et les coûts de transaction qui y sont associés sont les plus élevés. Toutefois, les régimes d’aide communs peuvent améliorer le rapport coût-efficacité et accroître la stabilité du marché à long terme ainsi que la liquidité. Plus le volume de coopération dans des projets dans le domaine de l’électricité renouvelable intervenant au fil du temps est élevé, plus le choix d’un mécanisme complexe se justifie.

Il convient également de noter que les mécanismes de coopération ne s’excluent pas mutuellement et que les États membres sont libres d’en combiner plusieurs dans un même accord. En ce qui concerne le partage des coûts et des avantages, il est recommandé de faire en sorte de séparer strictement les coûts et les avantages par projet et de ne pas les cumuler dans des combinaisons de projets.

Choix de la forme d’aide

Même si le déploiement des énergies renouvelables fondé sur le marché s’accroît, il reste principalement fondé sur un régime d’aide – ceci s’applique également à la coopération transfrontalière. En principe, les États membres ont le choix entre avoir recours au régime d’aide de l’État membre d’accueil, ouvrir le régime d’aide de l’État membre contributeur ou mettre en place un nouveau régime d’aide commun sur mesure. Il y a lieu de définir une série d’éléments de conception concernant ce régime. Il convient également de noter qu’un régime d’aide n’entraîne pas nécessairement des paiements de soutien effectifs, car celle-ci peut devenir obsolète en cas d’offres à prix zéro, c’est-à-dire lorsque les promoteurs sont disposés à poursuivre le projet sans aucune subvention.

Le recours au régime d’aide du pays d’accueil présente l’avantage de garantir une intégration transparente dans le contexte réglementaire national. Au contraire, le choix du régime d’aide de l’État membre contributeur entraînera l’existence de deux régimes en parallèle dans l’État membre où se trouve l’installation, ce qui peut donner lieu à un conflit avec son contexte réglementaire. En revanche, la mise en place d’un nouveau régime d’aide commun entraîne des coûts de transaction plus élevés, mais présente l’avantage d’être adaptée à l’objectif et plus efficace pour les plans de coopération de plus grande envergure. Dans ce cas, il y a lieu de déterminer les institutions nationales ou régionales qui gèrent le régime. Les États membres peuvent également choisir le régime du pays d’accueil ou du pays contributeur comme point de départ, tout en convenant que les éléments de conception varieront pour certains aspects.

Il convient de tenir compte des éléments suivants lors de la définition d’un régime d’aide, étant entendu que la configuration et les particularités exactes varieront au cas par cas.

Enquête préalable, sélection des sites, autorisation et développement préalable

Globalement, il est possible d’opérer une distinction entre les approches centralisées (dirigées par le gouvernement) et décentralisées (dirigées par les promoteurs) pour l’enquête préalable, la sélection des sites, l’autorisation et le développement préalable. L’approche centralisée se caractérise par le fait qu’un État ou un organisme public est responsable de ces processus, assure leur progression et en supporte les coûts et les risques (12). Dans un modèle décentralisé, les promoteurs de projets sélectionnent les sites, mènent une enquête préalable et assurent un développement préalable dans une zone prédéfinie. En fonction de qui supporte initialement les coûts de l’enquête préalable, de la sélection des sites et du développement préalable, une compensation pourrait être nécessaire.

Régime de répartition des coûts du réseau

Les États membres qui coopèrent devront également décider de l’interface entre les acteurs prévoyant de développer des énergies renouvelables et les GRT en ce qui concerne le régime applicable au réseau. Dans l’approche de répartition dite du coût partiel, les promoteurs de projets en matière d’énergie renouvelable supportent les coûts de raccordement au point de connexion approprié le plus proche sur le réseau existant, généralement une sous-station électrique, et les GRT, les coûts de tout renforcement nécessaire du réseau. Les approches dites du coût partiel constituent l’option la moins coûteuse pour les promoteurs de projets (car les renforcements du réseau sont généralement pris en charge par les GRT/GRD) et permettent une transparence et une cohérence adéquates des coûts. Cependant, les projets peuvent être retardés en raison de renforcements nécessaires que doivent assurer les GRT/GRD avant qu’un raccordement ne soit possible.

Dans l’approche de répartition dite du coût total, les promoteurs de projets en matière d’énergie renouvelable doivent supporter tous les coûts de raccordement, ainsi que tous les coûts supplémentaires liés au renforcement, dus à l’intégration de la nouvelle installation dans le système. L’un des principaux inconvénients du régime de répartition dit du coût total est que les coûts de raccordement initiaux peuvent être très élevés et que les coûts liés au renforcement du réseau sont généralement incertains et difficilement prévisibles pour les promoteurs (13). Cependant, dans le cadre de cette approche, souvent, les promoteurs de projets ne sont pas tenus de payer des redevances relatives au système pour les renforcements continus du réseau.

Des formes hybrides sont également possibles. En fonction de leurs caractéristiques exactes, les modèles hybrides peuvent présenter les inconvénients/avantages des deux régimes.

Formes de l’aide financière

Les principales options concernant les formes d’aide financière sont «le soutien opérationnel» et «le soutien à l’investissement» (initial ou récurrent, par exemple annuel). Les formes de soutien opérationnel les plus pertinentes sont les primes fixes, les primes variables unidirectionnelles et les primes variables bidirectionnelles (contrats d’écart compensatoire) (14).

Dans le cas des primes fixes, le soutien total ne dépend pas des prix de l’électricité. En outre, les primes fixes sont plus faciles à gérer, mais elles ont pour inconvénient de faire supporter aux promoteurs des risques potentiellement élevés liés aux recettes de marché et d’encourager la production aussi à des moments où une production supplémentaire n’est pas nécessaire. Il est possible de parer au risque à long terme lié aux recettes de marché au moyen de primes variables qui, toutefois, peuvent être mises en œuvre au détriment de l’exposition des coûts totaux de soutien à des prix de l’électricité inférieurs au prix d’exercice, payés par les consommateurs. Dans le cas des aides à l’investissement initiales ou annuelles, les centrales sont en principe exposées à la totalité des risques liés aux recettes du marché de l’électricité.

L’aide ou le soutien à l’investissement diffère du soutien opérationnel en ce qu’il fournit une partie des coûts d’investissement du projet avant que celui-ci ne débute effectivement et ne commence à produire de l’énergie. Si l’aide à l’investissement est rare au niveau des États membres, elle devrait devenir plus pertinente dans le contexte des mécanismes de financement de l’UE, tels que la nouvelle ligne de financement pour les projets transfrontaliers dans le cadre du mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE).

Lors du choix d’un modèle d’aide financière, il est recommandé d’entamer la discussion à partir des modèles de régimes d’aide existants dans les États membres concernés, à condition qu’au moins une des parties qui coopèrent dispose d’un régime national pour la technologie en question. Si aucun régime de ce type n’est en place au sein des États qui coopèrent, l’expérience des États membres ayant des caractéristiques et des objectifs similaires peut servir d’exemple. En décidant des éléments de conception, les États qui coopèrent devraient s’efforcer de garantir le fonctionnement et la maintenance réguliers de la nouvelle centrale, de réduire le plus possible les coûts de soutien nécessaires pendant sa durée de vie, de limiter le risque d’une compensation excessive ou insuffisante, de réduire les risques financiers en général et d’examiner les conséquences du régime d’aide pour le consommateur.

En cas de coopération transfrontalière, les États membres peuvent utiliser une prime variable (unidirectionnelle ou bidirectionnelle), telle que des contrats d’écart compensatoire. Les contrats d’écart compensatoire, en particulier, assurent la stabilité des prix tout en limitant les bénéfices exceptionnels excessifs qui peuvent être générés lorsque les prix de marché sont très élevés. Il convient de noter que lorsqu’il existe deux marchés de l’électricité sur lesquels les prix de l’électricité sont différents, cela complique le calcul des paiements de soutien pour l’autorité ou les autorités de régulation et augmente probablement les risques pour les investisseurs dans le domaine des énergies renouvelables. Cela augmente les coûts administratifs et de transaction et il peut être nécessaire de verser des compensations qui sont difficiles à évaluer au préalable. Afin d’atténuer ces risques, le marché de référence devrait donc faire l’objet d’un accord préalable entre les États membres. Si ces obstacles sont surmontés, les régimes d’aide communs peuvent fournir des montants d’aide plus efficaces et moins élevés que les régimes d’aide nationaux pour combler les éventuels déficits d’investissement dans les projets en matière d’énergie renouvelable, ce qui réduirait les montants d’aide totaux financés par les contribuables de chaque État membre.

Bien que cela ne relève pas du périmètre des actions que peuvent mener les États membres qui envisagent de mettre en œuvre des projets transfrontaliers de coopération en matière d’énergie renouvelable, il convient de noter que les promoteurs de projets dans le domaine des énergies renouvelables peuvent avoir accès à d’autres sources de financement concurrentielles, notamment par l’intermédiaire des instruments de la BEI ou en concluant des accords d’achat d’électricité avec les acheteurs.

Conception des appels d’offres/ventes aux enchères

D’une manière générale, en ce qui concerne le soutien en faveur des énergies renouvelables dans l’Union, l’importance des tarifs ou des quotas fixés par l’administration diminue, tandis que les ventes aux enchères se développent. Il existe de nombreuses possibilités pour concevoir des appels d’offres/ventes aux enchères en vue de soutenir les énergies renouvelables. Les éléments de conception les plus importants sont la technologie de la vente aux enchères, le volume, le calendrier, le prix de l’offre, le type de soutien versé, les critères de présélection et d’attribution et le recours à des appels d’offres portant sur un seul élément ou sur plusieurs.

Dans le cas de la coopération, les ventes aux enchères peuvent prendre différentes formes, notamment des enchères unilatérales, mutuelles et conjointes. Le type d’enchère choisi influencera à son tour le mécanisme de soutien, par exemple, dans les enchères unilatérales, le régime d’aide de l’État membre contributeur s’appliquera, ce qui correspond à une ouverture unilatérale du régime d’aide aux projets de l’État membre d’accueil. Dans les enchères mutuelles, les deux pays ouvrent leurs régimes d’aide respectifs, tandis que dans les enchères conjointes, les parties qui coopèrent conçoivent un régime d’aide sur mesure aligné sur tous les aspects du projet de coopération. En règle générale, l’État membre qui supporte les coûts de soutien doit recevoir les statistiques relatives aux SER correspondantes. Les États membres peuvent également conclure des accords différents en ce qui concerne la durée du transfert des objectifs atteints et la question de savoir si le transfert des parts à l’État membre contributeur doit se poursuivre après la fin de la période de soutien jusqu’à la fin de vie de l’installation sur le plan technique. Cela aura une incidence sur le partage des coûts et des avantages qui en résulte. Les États membres peuvent, par exemple, convenir que l’installation commencera à contribuer à la réalisation des objectifs du pays d’accueil après la fin de la période de soutien, afin de compenser la mise à disposition du site et le fait qu’il supporte les coûts d’intégration des systèmes.

Financement de la coopération

Outre le choix du mécanisme de coopération et (le cas échéant) l’alignement des éléments de conception du régime d’aide, les États membres devront également convenir de la manière de financer la coopération et, éventuellement, de recouvrer les coûts de soutien (15). Les principales options de financement sont les sources de financement publiques (budgets nationaux, mécanismes de financement et fonds de l’Union), les taxes imposées aux consommateurs ou des formes hybrides, c’est-à-dire des combinaisons de ces éléments. Alors que les sources de financement publiques sont essentiellement une redistribution aux consommateurs d’énergie des montants versés par l’ensemble des contribuables, les taxes permettent de redistribuer les coûts des énergies renouvelables aux consommateurs d’électricité en augmentant le prix de l’électricité. Les États membres peuvent également choisir de financer une partie des coûts au moyen d’une source, tout en ayant recours à une autre source pour le reste des coûts. Les lignes directrices concernant les aides d’État concernant le climat, la protection de l’environnement et l’énergie pour 2022 (16) fournissent le cadre permettant aux pouvoirs publics de soutenir les objectifs du pacte vert pour l’Europe de manière efficace et en réduisant au minimum les distorsions de concurrence.

3 L’ANALYSE COÛTS-AVANTAGES COMME FONDEMENT DU PARTAGE DES COÛTS ET DES AVANTAGES

Dans le contexte des projets de coopération, l’analyse coûts-avantages détermine et compare systématiquement tous les effets, positifs ou négatifs, prévus ou non, directs ou indirects, d’un projet de coopération donné. Cette analyse couvre en principe l’incidence du projet dans tous les États membres concernés.

Pour discerner si un projet de coopération envisagé génère des avantages sociétaux nets, il est nécessaire de déterminer et de quantifier les coûts et les avantages et de les comparer les uns aux autres. Lorsque les avantages sont supérieurs aux coûts sur une période de temps définie, actualisée, le projet de coopération a une valeur actuelle nette (VAN) positive et est considéré comme bénéfique d’un point de vue sociétal et global.

En outre, il convient de comparer la VAN du projet à celle d’un autre projet déployant des énergies renouvelables sans coopération (projet contrefactuel). Un projet contrefactuel doit avant tout constituer une représentation réaliste du montage d’un projet alternatif probable des promoteurs du projet en vue d’atteindre leurs objectifs, conformément aux objectifs climatiques et énergétiques européens et nationaux, au cas où la coopération ne se concrétiserait pas. Si la VAN du projet de coopération est supérieure à celle du projet contrefactuel, la poursuite du projet de coopération est considérée comme bénéfique d’un point de vue systémique et d’autres phases peuvent être lancées.

Pour décider de la poursuite ou non d’un projet de coopération, une analyse coûts-avantages complète est indispensable.

Comme point de départ à la réalisation d’une telle analyse, les États membres qui coopèrent peuvent se référer aux méthodes et pratiques existantes. De manière générale, cela comprend le document intitulé «Guide to Cost-Benefit Analysis of Investment Projects for Cohesion Policy 2014-2020» (Guide de l’analyse coûts-avantages des projets d’investissement pour la politique de cohésion 2014-2020) (17) et d’autres approches telles que le document intitulé «Economic Appraisal of Investment Projects at the EIB» (Évaluation économique des projets d’investissement financés par la BEI) (18). Pour les actifs de production utilisant des SER, des orientations pertinentes sont fournies dans les principes relatifs à l’analyse coûts-avantages pour les projets transfrontaliers dans le domaine des SER au titre du MIE, recommandant un ensemble d’indicateurs complet mais gérable (19). Pour les projets d’investissement et de développement du réseau, la ressource la plus pertinente est la méthode d’analyse des coûts et avantages concernant l’ensemble du système énergétique utilisée pour les projets d’investissement dans le réseau conformément au règlement (UE) 2022/869 (RTE-E) (20). Sur cette base, le REGRT-E effectuera une analyse coûts-avantages dans le cadre du processus du plan décennal de développement du réseau. Pour les infrastructures transfrontalières d’électricité, la méthode de l’analyse coûts-avantages établie, élaborée par le REGRT-E et approuvée par la Commission européenne, sera utilisée comme point de départ.

Indicateurs de l’analyse coûts-avantages pour les actifs de production

Dans l’objectif de maintenir les coûts de transaction aussi bas que possible, les parties qui coopèrent concentrent l’analyse coûts-avantages sur les catégories de coûts et d’avantages directs et indirects les plus significatifs découlant de leur coopération potentielle. Si certains indicateurs sont susceptibles d’être inclus dans toutes les analyses coûts-avantages, par exemple les coûts de production de l’énergie, les États membres disposent d’une certaine liberté pour convenir conjointement des catégories de coûts et d’avantages qu’ils souhaitent prendre en considération. En règle générale, plus le processus de planification est avancé, plus l’analyse coûts-avantages et la liste des indicateurs envisagés sont complètes. En principe, il est recommandé aux parties qui coopèrent de commencer par une analyse coûts-avantages simple et moins complète, à laquelle il est ensuite possible d’ajouter progressivement des indicateurs à mesure que le processus évolue. ZAPPA

En général, lorsque l’on passe d’une «coopération simple» à des formes plus complexes, par exemple des projets associant des infrastructures et des actifs de production, l’approche consistant à évaluer les coûts et les avantages de la coopération deviendra également plus exhaustive et couvrira des indicateurs complémentaires et différents.

Les coûts de soutien ne doivent pas être inclus dans l’analyse coûts-avantages car ils constituent un transfert sociétal net, mais il est vivement recommandé de les quantifier dès la phase de l’analyse coûts-avantages (21).

Limites de l’analyse coûts-avantages

Bien qu’une analyse coûts-avantages soit indispensable pour décider de poursuivre ou non le projet de coopération, il convient de noter qu’elle présente des limites considérables que les parties qui coopèrent doivent garder à l’esprit. Comme indiqué ci-dessus, il y a lieu, dans cette analyse, de trouver un équilibre entre le fait de faciliter les démarches et de limiter les coûts de transaction à un niveau gérable, tout en s’efforçant d’inclure tous les facteurs pertinents. Il peut s’agir là d’une tâche ardue, surtout si le projet en est encore à un stade peu avancé. Il devient alors indispensable de recourir à des hypothèses et à des jugements de valeur.

Enfin, l’analyse coûts-avantages ne donnera pas non plus d’indications sur les effets du projet sur les différents groupes de parties prenantes. Malgré une VAN positive, il est possible et même probable que le projet ne bénéficie pas à tous les acteurs concernés. Ceci est particulièrement important pour l’étape suivante, le partage des coûts et des avantages.

4 APPROCHES RELATIVES AU PARTAGE DES COÛTS ET DES AVANTAGES

Les projets de coopération transfrontalière entraînent généralement un ensemble unique de coûts et d’avantages qui sont répartis de manière asymétrique. Le recours à l’approche de l’analyse coûts-avantages permet aux parties qui coopèrent de déterminer si un projet est bénéfique d’un point de vue sociétal et donc, en principe, s’il est intéressant de le poursuivre. Cependant, les analyses coûts-avantages ne fournissent aucune information sur les effets distributifs entre les pays concernés ainsi que les différentes parties prenantes.

Le recours aux mécanismes de coopération donne lieu à des avantages, tels que la réduction des coûts liés au respect des objectifs. Néanmoins, ces avantages peuvent être répartis de manière inégale entre les États membres concernés. Cela crée, en substance, un problème de répartition des avantages et le défi consiste à trouver une solution à ce problème de répartition de telle sorte que tous les États membres concernés puissent tirer parti des avantages de la coopération et que la répartition soit considérée comme juste pour les parties qui coopèrent et qu’elle reflète la contribution de chaque partie. Étant donné qu’il n’existe pas de marché central pour cette répartition, les parties qui coopèrent doivent négocier une approche en matière de partage des coûts ou adopter un mécanisme de répartition des avantages selon des critères, des règles ou des formules ayant fait l’objet d’un accord préalable.

Globalement, les pays qui coopèrent doivent répondre à deux questions centrales. Premièrement, par quel mécanisme financier et à quel prix le pays contributeur participera-t-il aux coûts de soutien du projet? Deuxièmement, le pays contributeur offrira-t-il une compensation au pays d’accueil pour les coûts encourus au niveau national et, si oui, par quel mécanisme? Ces deux questions ont des répercussions directes sur le partage des coûts et des avantages qui en résulte, l’une des parties compensant généralement l’autre.

Cela dit, la logique qui sous-tend la compensation est simple: les parties prenantes qui supportent des coûts mais ne bénéficient pas (suffisamment) du projet de coopération doivent bénéficier d’une compensation en conséquence. Jusqu’à présent, la plupart des cas de partage des coûts ou de compensation se sont limités aux infrastructures de réseau pour lesquelles il existe des recommandations et des orientations émanant de l’Agence pour la coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) (22), tandis que le partage des avantages et des coûts des actifs de production s’est fondé sur une approche sélective et pragmatique permettant de déterminer les principaux coûts et avantages qu’il y a lieu de prendre en considération. Les principaux éléments abordés sont généralement les coûts de soutien et les statistiques relatives aux SER au niveau des États membres. La compensation qui en résulte fait ensuite l’objet d’un accord dans le cadre d’un processus de négociation entre les principales parties concernées et/ou leurs représentants.

Principes applicables au partage des coûts et des avantages

Le partage des coûts et des avantages devrait être fondé sur l’équité, c’est-à-dire qu’aucune partie ne doit bénéficier d’un avantage disproportionné ou supporter des coûts disproportionnés du fait de la coopération, objectif qui peut être atteint en compensant toutes les parties en fonction de leur contribution, sur la praticabilité, c’est-à-dire le fait de faciliter les démarches et donc de réduire les coûts de transaction à un niveau gérable en diminuant le nombre de parties et en limitant les catégories de coûts et d’avantages aux plus importantes, et sur la prise en compte des coûts et avantages réels (et devrait permettre de parvenir à des accords potentiels s’en écartant, seulement dans une phase ultérieure).

Outre la prise en compte des trois principes susmentionnés, les parties prenantes devraient idéalement adopter une perspective à long terme et évaluer les résultats de la coopération non seulement à court terme, mais aussi à long terme.

Parties prenantes concernées

Globalement, ce sont les pouvoirs publics qui imprimeront la dynamique générale pour les projets de coopération. Par conséquent, ils voudront en fin de compte tirer un avantage net global de la coopération (y compris tous les éléments d’actifs). Pour la plupart des projets de coopération transfrontalière, il est aussi possible de supposer que les États membres ou les pays tiers sont ceux qui supportent les coûts les plus élevés et bénéficient de la majorité des avantages. Il est donc naturel qu’ils participent aux négociations et ils représenteront leurs parties prenantes par défaut.

Bien qu’un plus grand nombre de parties prenantes puissent être concernées par le projet de coopération, il est probable que seules quelques-unes d’entre elles seront fortement touchées. Les principales parties prenantes concernées par les projets de coopération sont des États membres/pays tiers (qui représentent leurs citoyens, c’est-à-dire les consommateurs d’électricité), les développeurs d’actifs de production, les GRT ou d’autres promoteurs de projets d’infrastructure (par exemple, dans le cas de projets hybrides et parfois de projets en mer radiaux) et les autorités nationales de régulation (ARN). Il est également recommandé d’assurer la participation de la société civile à la préparation des projets de coopération, de manière proactive et précoce.

Afin de simplifier les négociations et de maîtriser les coûts de transaction, les parties qui coopèrent devraient toutefois limiter autant que possible le nombre de parties participant aux négociations proprement dites, en particulier pour les situations moins complexes. En règle générale, des représentants des pouvoirs publics nationaux devraient y participer. D’autres parties prenantes des pays concernés peuvent être incluses directement dans les négociations ou dans des processus parallèles au niveau national.

D’autres parties prenantes peuvent, par exemple, être incluses si elles atteignent un certain seuil, par exemple un certain pourcentage des coûts nets totaux. Dans certains cas, le projet de coopération peut concerner des parties prenantes provenant de pays tiers, qu’il convient d’intégrer au processus.

Considérations relatives au partage des coûts de soutien et aux statistiques relatives aux SER

Les parties qui coopèrent devront, en fin de compte, parvenir à un accord sur un mécanisme de partage qui répartit les avantages de la coopération. Les modèles de partage des coûts et des avantages diffèrent principalement en fonction de la manière dont ils traitent les coûts de soutien.

Dans la plupart des cas de coopération, les coûts de soutien seront partagés entre le pays contributeur et le pays d’accueil, mais il peut aussi arriver que les coûts de soutien soient supportés unilatéralement par le pays contributeur. Si l’État d’accueil souhaite conserver une partie des statistiques relatives aux SER pour atteindre son propre objectif, l’État contributeur et l’État d’accueil pourraient convenir de contribuer tous les deux aux coûts de soutien. Pour offrir une compensation au pays d’accueil pour tous les coûts encourus localement, par exemple les coûts d’intégration des systèmes, la part de SER dont il bénéficie devrait être supérieure à celle des coûts de soutien auxquels il a contribué. Par ailleurs, il est également possible de prendre en considération les avantages encourus au niveau local, tels que les avantages liés à la sécurité d’approvisionnement.

Approche au prorata

La hauteur de la contribution de la partie contributrice aux paiements de soutien définit ensuite la part des statistiques relatives aux SER qui lui sont transférées. Selon cette approche au prorata, un État membre qui assume la moitié des coûts de soutien se verrait également transférer la moitié des statistiques sur l’objectif en matière de SER. Cette proportion peut être ajustée si les parties qui coopèrent jugent que d’autres indicateurs relatifs aux coûts ou aux avantages sont importants.

Approche de la prime fixe pour les transferts

Les pays qui coopèrent pourraient aussi juger plus pratique de convenir d’un prix de transfert. Cela signifierait que l’État membre d’accueil ajouterait une prime fixe par unité statistique d’énergie renouvelable transférée, par exemple en euros par kWh, afin de récupérer ses coûts (indirects). Cette prime devrait être supportée soit par l’État membre contributeur, soit directement par le promoteur du projet, et pourrait également être spécifique à une technologie.

Transport physique ou virtuel de l’électricité dans les projets de coopération Il est également possible de distinguer les projets de coopération selon qu’ils nécessitent ou non de transporter physiquement l’électricité produite. Les pays qui souhaitent renforcer leur sécurité énergétique à long terme pourraient juger le transport physique attrayant. En outre, il peut renforcer l’adhésion du public au projet de coopération dans le pays contributeur et renforcer l’aspect «tangible» du projet. Cependant, le transport physique n’est pas toujours envisageable car il pose des défis techniques spécifiques, nécessitant une interconnexion et des infrastructures de réseaux suffisantes entre les pays qui coopèrent. Exiger le transport physique de l’électricité peut devenir complexe lorsque les pays qui coopèrent ne sont pas voisins, car il sera nécessaire d’inclure d’autres pays lors des phases de conception et de négociation de la coopération. Par conséquent, de nombreux pays estiment qu’il est plus facile de ne pas exiger le transport physique de l’électricité. Un autre argument en ce sens est que les marchés européens de l’électricité sont de plus en plus étroitement liés en raison du couplage des marchés. Dans cette logique, le transport physique pourrait interférer avec les principes du marché intérieur de l’électricité, c’est-à-dire l’utilisation la plus efficace des capacités transfrontalières. En ce qui concerne les projets communs avec des pays tiers, il convient de noter que l’article 11 de la RED exige une capacité d’interconnexion suffisante pour que l’État membre tienne compte de l’électricité produite pour le respect de la part d’énergie renouvelable (23).

Conditions limites

Un certain nombre de facteurs ont une incidence majeure sur la répartition des coûts et des avantages dans les projets de coopération en matière de SER et il convient de les prendre en considération. Il convient de préciser toutes les conditions limites qui ont une incidence sur le fonctionnement du projet et sur son intégration dans le système énergétique en général, car elles influenceront les indicateurs relatifs aux coûts et aux avantages.

Mécanisme de coopération et paiements de soutien: Outre le mécanisme de coopération choisi, le coût potentiel des paiements de soutien constitue un facteur clé. Si les coûts de soutien peuvent être négligés d’un point de vue sociétal car ils constituent un simple transfert d’une partie à une autre (par exemple, des pouvoirs publics au promoteur), ils entrent en jeu lorsqu’un transfert de parts de SER est prévu.

Sélection des sites et régime de raccordement au réseau: Le processus de sélection des sites et le régime de raccordement au réseau ont également des répercussions importantes sur la répartition initiale des coûts et des avantages et sur la nécessité d’une compensation, car les coûts connexes seront soit supportés par les GRT et apparaîtront dans les tarifs de réseau, soit inclus dans l’offre lors d’une vente aux enchères et financés par le régime d’aide et, par conséquent, par les contribuables. Cela a des conséquences sur la partie qui doit bénéficier de la compensation.

Type de paiement de soutien: Selon le type de paiement de soutien, (prime fixe ou une prime variable), les coûts de soutien des SER sont clairs dès le départ ou dépendront de l’évolution des prix du marché de l’électricité dans le pays d’accueil ou dans les pays convenus par les parties coopérantes. Les paiements peuvent également varier entre les différentes centrales qui font partie du projet commun si des taux d’aide différents sont accordés. Il y a lieu de tenir compte de ces différences lors de la répartition des valeurs pour certaines statistiques relatives aux SER.

Mise en œuvre pratique du partage des coûts et des avantages

La figure 1 donne un aperçu des étapes concrètes de la mise en œuvre du partage des coûts et des avantages pour les projets de coopération axés sur les actifs de production. Ces étapes sont expliquées plus en détail dans les sections suivantes.

Figure 1

Étapes du partage des coûts et des avantages pour les actifs de production

Étape no 1: réexamen de l’analyse coûts-avantages initiale

Une analyse coûts-avantages sociétale approfondie est la condition préalable à la répartition des coûts et des avantages entre les États membres et les autres parties. Cependant, il se peut qu’elle ne constitue pas une base suffisante pour négocier leur répartition. L’analyse coûts-avantages réalisée devra donc être réexaminée et étendue. Les pays qui coopèrent s’écarteront de la liste des coûts et avantages recensés dans l’analyse-coûts-avantages et y ajouteront les coûts de soutien. Ils devront envisager d’ajouter d’autres indicateurs relatifs aux coûts et aux avantages qui auront une influence sur la répartition initiale des coûts et des avantages par partie prenante reconsidérée.

Afin de maintenir la cohérence avec les effets majeurs recensés, le partage des coûts et des avantages devrait s’appuyer autant que possible sur l’analyse coûts-avantages et les principales conditions limites devraient être conservées. Pour des raisons techniques ou réglementaires et en raison des détails relatifs à la mise en place du projet, les coûts et les avantages seront initialement alloués à l’une ou l’autre partie. Ces coûts et avantages nets par partie prenante recensés dans l’analyse-coûts-avantages serviront de point de départ à toute considération ultérieure. Après avoir compris la répartition initiale des coûts et des avantages, toutes les parties concernées devront parvenir à un accord sur une approche coordonnée pour la réaffectation de ces coûts et avantages, chaque pays qui coopère étant libre de réaffecter les coûts nationaux en fonction des spécificités nationales.

Le tableau suivant énumère les indicateurs relatifs aux coûts et aux avantages, les parties concernées et la manière dont ils pourraient être ajustés ou introduits en passant de l’analyse coûts-avantages au partage des coûts et des avantages. L’approche la plus simple consiste à s’écarter de l’analyse coûts-avantages initiale et à remplacer simplement les coûts de production par des coûts de soutien.

Indicateur relatif aux coûts et aux avantages Partie concernée Effet Dépenses en capital et dépenses d’exploitation (CAPEX/OPEX) de la production Développeurs d’actifs de production Les CAPEX/OPEX de la production sont initialement supportées par le développeur d’actifs de production et généralement refinancées par les recettes de marché et/ou les paiements du régime d’aide. Recettes de marché Développeurs d’actifs de production En fonction de l’organisation du marché, le développeur tirera des recettes du marché de l’électricité. Paiements de soutien États/Développeurs d’actifs de production Les installations d’énergie renouvelable bénéficient généralement de paiements de soutien. En principe, c’est le système de financement de l’État dans lequel se trouve la centrale qui s’applique. Le partage éventuel des paiements de soutien entre les États ne constitue pas un effet de redistribution fondé sur le marché, il s’agit plutôt d’une décision fondamentale dans le cadre de l’approche de coopération. Réalisation de l’objectif en matière de SER États membres Dans un premier temps, la réalisation des objectifs en matière de SER est attribuée à l’État membre dans lequel se situe la centrale. Comme pour les paiements de soutien, la répartition de la réalisation des objectifs en matière de SER sous la forme de statistiques relatives aux SER résultera d’une négociation entre les États membres. Effets sur le prix de l’électricité (prix du marché de gros) États Les projets de coopération peuvent avoir des répercussions sur les prix de l’électricité dans les zones de dépôt des offres concernées. Cela a à son tour une incidence sur les prix de l’électricité pour les consommateurs. Bien qu’il soit peu probable que ces effets fassent l’objet d’une compensation, cela pourrait faire partie des considérations politiques d’un projet de coopération. Émissions de CO2 et autres émissions États Évolution des niveaux d’émissions de CO2 et d’autres émissions en raison du projet de coopération. Utilisation du potentiel des SER États L’État dans lequel se situe l’installation de coopération pourrait avoir un potentiel moindre pour atteindre l’objectif national. Report de l’investissement dans une installation utilisant une SER États Report d’autres projets (nationaux) en raison de la participation au projet de coopération. Effets supplémentaires États Il peut y avoir d’autres effets, notamment sur le marché du travail, l’environnement, l’innovation, etc. Selon leur nature, ces effets supplémentaires peuvent être difficiles à quantifier, mais pourraient jouer un rôle dans les négociations politiques. Dépenses en capital et dépenses d’exploitation (CAPEX/OPEX) des infrastructures GRT Dans la plupart des cas, les GRT sont chargés de préfinancer les éléments d’infrastructures, y compris le raccordement au réseau électrique terrestre et le renforcement de ce réseau. Les CAPEX/OPEX pour les infrastructures comprennent les coûts d’interconnexion et éventuellement les coûts de raccordement au réseau. Initialement réparties entre un ou plusieurs GRT, elles sont refinancées par les recettes provenant de la gestion de la congestion et les frais d’accès au réseau dans les zones/pays de dépôt des offres respectifs. Recettes provenant de la gestion de la congestion GRT En fonction de l’organisation du marché, il peut en résulter des gains sous forme de recettes provenant de la gestion de la congestion. Redéploiement supplémentaire ou réserves de redéploiement GRT Les GRT peuvent augmenter ou diminuer le redéploiement à la suite du projet de coopération. Le GRT récupère les coûts de redéploiement par l’intermédiaire des tarifs de réseau. Effets supplémentaires, tels que les effets sur la flexibilité du système ou le report de l’investissement dans les infrastructures. GRT Effets positifs ou négatifs sur la flexibilité du système ou effets tels que le report des renforcements des infrastructures.

Afin de simplifier les négociations sur le partage des coûts et des avantages, les participants aux négociations devraient essayer de limiter à un niveau gérable la liste des indicateurs qu’il convient de prendre en considération dans le partage des coûts et des avantages. Les indicateurs les plus importants pour les pays qui coopèrent sont les coûts de soutien ainsi que les statistiques relatives aux SER. Les parties qui coopèrent sont libres d’inclure d’autres incidences ou de les aborder lors des négociations si elles estiment qu’elles ont des répercussions importantes ou un poids politique.

Étape no 2: répartition des coûts et des avantages entre les pays concernés

Dans l’étape suivante, les pays qui coopèrent procèdent à la répartition de tous les coûts et avantages, y compris les coûts de soutien, entre eux, en fonction des résultats de l’analyse coûts-avantages et principalement en fonction du lieu où les installations SER sont réalisées/situées (le pays d’accueil supportant la majorité des incidences indirectes). Il convient de noter que d’autres pays, qui ne sont ni pays d’accueil ni pays contributeur, peuvent également être concernés, par exemple par des problèmes de congestion du réseau. Dans ce cas, l’accord de partage des coûts et des avantages pourrait être étendu à ces pays.

Le type de règle de répartition est fortement influencé par le choix du régime d’aide. Les pays qui coopèrent peuvent convenir de créer un fonds/régime commun ou d’étendre l’un des régimes d’aide nationaux des États qui coopèrent pour l’administration des flux de paiements de soutien au projet de coopération et d’instaurer un prix de transfert en guise de compensation. Dans le cas d’un régime d’aide commun, les pays qui coopèrent créeront naturellement un fonds commun. À l’inverse, les transferts statistiques et les projets communs sont plus susceptibles de recourir aux prix de transfert comme compensation. Les pouvoirs publics devront en fin de compte parvenir à un accord sur la question de savoir s’il convient d’abord de répartir toutes les nouvelles installations pour un seul pays ou de les répartir en fonction du pays qui supporte les coûts de soutien. Une difficulté supplémentaire se pose s’il n’a pas encore été décidé du lieu définitif des installations, auquel cas la répartition finale ne peut intervenir qu’une fois l’appel d’offres lancé. Dans tous les cas, il est recommandé aux pouvoirs publics de parvenir déjà à un accord sur les conditions générales de répartition ex ante et de procéder à un ajustement par la suite.

Étape no 3: répartition des coûts en fonction des unités d’énergie produites

Sur la base de l’analyse coûts-avantages qui a établi la production totale potentielle d’énergie (en GWh), les États qui coopèrent procéderont à la répartition des coûts en fonction des unités d’énergie produites. Tout d’abord, ils devront additionner tous les coûts et avantages pour chacune des parties qui coopèrent, ce qui permettra d’obtenir un avantage net total/coût net par pays. L’étape suivante consiste à répartir cette somme en fonction de la production d’électricité potentielle de l’installation ou des installations dans chaque pays en vue d’obtenir un «coût» par unité d’énergie renouvelable produite. Les États qui coopèrent pourraient supporter des coûts moyens par installation.

Étape no 4: accord sur les statistiques sur les énergies renouvelables transférées vers l’autre pays et le prix de transfert (€/kWh)

À l’étape suivante, les États membres devraient fixer la quantité d’électricité transférée et le prix par kWh transféré. Le transfert peut avoir lieu physiquement ou uniquement de manière virtuelle, par l’intermédiaire des statistiques relatives aux SER. Le prix de transfert sera calculé sur la base de la quantité totale potentielle d’électricité produite. Le calcul du prix de transfert fournit une bonne indication de l’envergure appropriée, mais les États qui coopèrent disposent d’une certaine marge de négociation que leur procurent les économies nettes de coûts découlant de la coopération.

Les États membres qui s’engagent dans un transfert statistique peuvent convenir de recourir à différents types de contrats, notamment des accords ponctuels ex post, des accords ponctuels ex ante ou des contrats d’option. Il est également possible de combiner ces types de contrats, ce qui pourrait permettre d’atténuer les risques pour les deux parties. Un prix unitaire doit être négocié, en s’écartant des prix de soutien de référence nationaux pour les différentes technologies liées aux énergies renouvelables et en tenant compte des coûts de transaction ainsi que des coûts éventuels liés au renforcement du réseau. Il y a lieu de soustraire les avantages indirects pour le pays d’accueil.

Il est également important de reconnaître que l’analyse ex ante des projets de coopération transfrontalière comportera toujours un degré d’incertitude qu’il n’est pas possible d’éliminer. Les parties peuvent faire face à l’incertitude de diverses manières. Il est possible de l’atténuer au moyen d’analyses de sensibilité et de contrôles de fiabilité. Dans les cas de coopération moins complexes, les promoteurs du projet peuvent décider de simplement accepter l’incertitude et les différences de coûts et d’avantages qui en résultent et de négocier sur le plan politique une contribution ex ante. Pour les cas de coopération plus complexes et plus complets, il est toutefois conseillé d’inclure dans l’accord de coopération une clause de réexamen qui peut être activée par l’une ou l’autre des parties afin de réexaminer le partage des coûts et des avantages en cas d’écarts importants. Cette clause peut être déclenchée, par exemple, si les écarts atteignent un seuil convenu. Une troisième possibilité consiste à définir des règles de partage de la compensation qui pourraient par exemple dépendre des coûts de soutien réels nécessaires, déterminés ex post.

Étape no 5: institutionnalisation des transferts financiers

Enfin, les moyens de transfert financier devront faire l’objet d’un accord entre les parties qui coopèrent. En termes de «devise», la compensation peut prendre la forme de versements en espèces ou de transfert de statistiques relatives aux SER. Alors que la compensation entre GRT intervient généralement par des versements en espèces, les États peuvent choisir une compensation au moyen d’espèces, de transferts statistiques ou d’une combinaison des deux.

Bien qu’il soit coûteux de mettre en place un fonds commun pour les paiements de soutien, cela peut favoriser le partage des risques entre les États participants et réduire ainsi le risque individuel de chacun d’entre eux. Cela présente aussi des avantages pour rationaliser les procédures, en particulier lorsque plus de deux parties coopèrent et lors du suivi de projets de coopération ayant des paramètres similaires. En cas de création d’un fonds commun, les versements qui lui sont destinés devraient être proportionnels au partage du montant cible des SER et à la répartition des coûts et des avantages. Dans tous les cas, il pourrait être utile de désigner des points de contact uniques pour ces transferts.

Exemples de coopération

Exemple 1: transfert statistique

Considérons deux États membres (l’État membre A et l’État membre B) qui conviennent d’avoir recours au mécanisme de transfert statistique. L’État membre A (le pays vendeur) devrait disposer d’un excédent d’énergie produite à partir de sources renouvelables en raison de son important potentiel en matière d’énergie éolienne terrestre et hydraulique. Il souhaiterait vendre l’excédent escompté. Il a pour principaux objectifs de contribuer ainsi à couvrir les coûts de la production locale d’énergie renouvelable et de réduire la charge pesant sur les consommateurs d’électricité de son pays. Il existe un fondement juridique national permettant de recourir aux transferts statistiques, mais ce serait la première fois qu’il y aurait effectivement recours. L’État membre B (le contributeur) n’est pas en mesure d’atteindre ses objectifs nationaux à l’aide de ses propres ressources uniquement et a inscrit le recours aux transferts statistiques dans la législation nationale et dans des documents stratégiques clés, prévoyant d’y recourir pour atteindre ses objectifs nationaux en matière de SER.

Afin d’accroître la sécurité en matière de planification, les deux États membres choisissent de fixer le prix de transfert ex ante et de définir un volume minimal d’énergie renouvelable qui doit être échangé. L’État membre A est disposé à conclure cet accord parce qu’il est en passe de dépasser largement son propre objectif national en matière de SER et qu’il est certain de dégager un excédent de SER.

En ce qui concerne le partage des coûts et des avantages, les coûts de soutien constituent les principaux coûts qu’il convient de prendre en considération. Le niveau des coûts de soutien qu’il convient de prendre en considération dépend de l’utilisation des coûts moyens ou marginaux et des technologies de référence utilisées.

Il existe également des coûts de transaction liés à la coopération. Étant donné qu’on peut s’attendre à ce qu’ils soient relativement faibles et répartis de manière égale entre les États membres A et B, ils pourraient être négligés pour ce qui est du partage des coûts et des avantages. En ce qui concerne les effets indirects, le pays d’accueil pourrait être concerné par un certain nombre d’entre eux, tels que les réductions des émissions de GES, les coûts d’intégration des systèmes et la sécurité de l’approvisionnement, mais on peut contester le fait qu’ils puissent être attribuables au mécanisme de coopération, étant donné que l’État membre A avait déjà enregistré un excédent de SER avant de procéder au transfert statistique avec l’État membre B. Par conséquent, les États membres A et B conviennent d’écarter ces effets pour le partage des coûts et des avantages et de se concentrer uniquement sur les coûts de soutien.

Les États membres A et B devront d’abord parvenir à un accord sur le plancher et le plafond du prix de transfert. Afin de déterminer le prix plancher pour les négociations, l’État membre A devrait prendre en considération le niveau de soutien national pour les différentes technologies. En cas d’accord sur le renforcement du transfert statistique au moyen d’une technologie, il convient de choisir le prix de soutien pour cette technologie spécifique. En l’absence d’un tel accord, il est possible de calculer un prix de soutien moyen pour les SER dans l’État membre A. Ce prix calculé serait alors utilisé comme prix plancher. Quant au prix plafond, il est déterminé par le prix du déploiement local des SER dans l’État membre B. En théorie, le prix maximal que l’État membre B est prêt à payer est également influencé par le prix de transfert que les autres États membres offrent pour les transferts statistiques. Une fois que la fourchette de prix théorique a fait l’objet d’un accord, les États membres qui coopèrent devraient négocier le prix de transfert réel qui se situera probablement dans cette fourchette. Ils devront trouver le juste milieu entre des recettes suffisamment élevées pour l’État membre A et un prix suffisamment bas pour l’État membre B, générant ainsi des avantages pour les deux parties.

Exemple 2: projet commun et transfert statistique dans le cas d’un parc éolien en mer doté de liaisons radiales (sans transfert transfrontalier physique d’électricité)

Considérons trois États membres (l’État membre A, l’État membre B et l’État membre C) qui parviennent à un accord sur un projet commun à grande échelle en ayant recours au mécanisme de coopération respectif. Le projet commun consiste en un parc éolien en mer qui doit être construit et implanté dans la zone économique exclusive (ZEE) de l’État membre A (ci-après, le «pays d’accueil») et l’État membre B (ci-après, le pays contributeur) contribue aux coûts de soutien. En outre, le pays contributeur et l’État membre C conviennent d’un autre transfert statistique, correspondant à 10 % des bénéfices tirés de l’électricité renouvelable produite dans le cadre du projet commun, à un prix négocié. L’État membre C est simplement intéressé par l’achat d’une quantité prédéfinie de statistiques relatives aux SER en vue d’atteindre plus rapidement ses objectifs nationaux en matière de SER, mais n’a aucun autre intérêt particulier dans le projet commun.

Le pays contributeur est la force motrice du projet et coordonne la participation des autres parties. Il ne nécessite pas d’importation physique d’électricité et aucune fonctionnalité d’interconnexion ne fait partie du projet. Le parc éolien sera doté de liaisons radiales pour le raccordement au réseau électrique terrestre du pays d’accueil. En coopérant dans le cadre de ce projet commun, le pays d’accueil et le pays contributeur espèrent atteindre leur objectif en matière d’énergies renouvelables à l’horizon 2030 et au-delà de manière plus rentable, tout en bénéficiant d’avantages connexes sur les plans économique, social et de l’environnement pour ce qui est de la création d’emplois et du renforcement de la sécurité d’approvisionnement.

Étant donné que l’État membre d’accueil et l’État membre contributeur souhaitent tous les deux recevoir des statistiques relatives aux SER issues du projet et prises en compte dans leurs objectifs nationaux, ils acceptent de contribuer tous les deux aux paiements de soutien. Nous supposons qu’ils n’instaurent pas de régime d’aide commun, mais qu’ils acceptent d’utiliser leurs régimes nationaux existants pour l’éolien en mer, ce qui signifie que chaque État membre considérera le parc éolien en mer comme s’il faisait partie de son régime d’aide aux énergies renouvelables. Le projet est attribué par l’intermédiaire d’un appel d’offres conjoint. Il est convenu que le prix de référence de l’État membre d’accueil sera appliqué, c’est-à-dire que l’État membre contributeur acceptera le prix de référence de l’État membre d’accueil dans son régime d’aide comme base pour déterminer la prime. En raison du caractère novateur du projet, une exception est accordée dans le cadre du régime d’aide national du pays contributeur, qui, normalement, ne le permettrait pas.

L’État membre d’accueil et l’État membre contributeur signent un accord de coopération pour le projet commun. L’accord politique de haut niveau précise que chacun d’eux bénéficiera de la quantité de statistiques relatives aux SER du projet qui correspond à la quantité d’électricité pour laquelle il apporte un soutien. Le parc éolien en mer étant situé dans la ZEE du pays d’accueil, il bénéficiera par défaut des statistiques relatives aux SER qui devront ensuite être réparties conformément à l’accord.

Le pays d’accueil et le pays contributeur effectuent une analyse coûts-avantages, en recensant les coûts et les avantages les plus pertinents ainsi que leurs effets. Dans leur analyse coûts-avantages, ils décident de se concentrer sur les coûts de production d’énergie, les coûts d’intégration des systèmes, les émissions de GES, la pollution atmosphérique et les autres pollutions locales, la sécurité de l’approvisionnement et les effets sur l’innovation. Afin de déterminer leurs effets pour le partage des coûts et des avantages, ils incluent et évaluent également les coûts de soutien ainsi que les effets sur les statistiques relatives aux SER.

État membre A (d’accueil) État membre B (contributeur) État membre C (transfert statistique) Énergie produite à partir de sources renouvelables 40 % 60 % s.o. Statistiques relatives aux SER 40 % 50 % 10 % Coûts de soutien 40 % 60 % s.o. Coûts d’intégration des systèmes (24) 100 % s.o. s.o. Réductions des émissions de GES 40 % 60 % s.o. Pollution atmosphérique et autre pollution locale 40 % 60 % s.o. Sécurité de l’approvisionnement 40 % 60 % s.o.

Les deux parties qui coopèrent conviennent de se concentrer uniquement sur les coûts de soutien, les statistiques relatives aux SER et les coûts d’intégration des systèmes pour le partage des coûts et des avantages et d’écarter tous les autres coûts et avantages.

Lors de la phase suivante, le pays d’accueil et le pays contributeur additionnent tous les coûts et avantages pour chacun d’entre eux, ce qui permet de calculer le rapport avantage/coût net total par État membre. Étant donné que le pays d’accueil supporte la totalité des coûts d’intégration des systèmes, il supporte un coût net et demande que les coûts d’intégration des systèmes soient pris en considération dans le prix de transfert.

En général, la marge de négociation du prix de transfert est déterminée par la contribution relative aux coûts de soutien des États membres qui coopèrent. Selon que les coûts de soutien sont plus élevés dans l’État membre contributeur ou dans l’État membre d’accueil, l’un ou l’autre tirera un avantage de la coopération en ce qui concerne les paiements de soutien. En général, le plancher du prix de transfert est déterminé par les coûts de soutien supplémentaires supportés par l’État membre A ou B et le plafond correspond aux économies totales pour ce qui est des coûts de soutien.

Supposons que les coûts de soutien spécifiques à une technologie soient plus élevés dans l’État membre contributeur que dans l’État membre d’accueil. La coopération entraîne donc des économies de coûts dans l’État membre contributeur, tandis que les coûts de soutien dans l’État membre d’accueil pourraient augmenter (par rapport à l’absence de coopération). Toutefois, la coopération entraîne des économies nettes de coûts, car les coûts de soutien totaux sont inférieurs dans le cas de la coopération par rapport à l’absence de coopération. Dans l’exemple, l’État membre d’accueil supporte des coûts de soutien plus élevés qu’en cas d’absence de coopération, ce qui entraîne une compensation financière sous la forme d’un transfert en faveur de l’État membre d’accueil. Le niveau du prix de transfert sera déterminé lors des négociations, mais il devrait être fixé de manière à fournir des incitations suffisantes pour que les deux pays jugent la coopération bénéfique, c’est-à-dire que pour l’État membre d’accueil, il doit être au moins aussi élevé, et idéalement plus élevé, que les autres coûts de soutien encourus, et pour l’État membre contributeur, il doit être inférieur au total des économies de coûts qu’il réalise. Bien entendu, les pays pourraient également avoir des raisons non financières de poursuivre la coopération, ce qui peut influencer leur choix d’accepter un prix de transfert plus bas ou plus élevé.

En partant du volume total d’énergie renouvelable potentiellement produite et des coûts encourus par les deux pays, ils calculent un prix de transfert (€/kWh) qui tient également compte d’une répartition égale des coûts d’intégration des systèmes.

Exemple 3: projet commun prévoyant des installations solaires photovoltaïques et un transfert physique d’électricité

Considérons deux États membres (l’État membre A et l’État membre B) qui parviennent à un accord sur un projet commun à grande échelle en ayant recours au mécanisme de coopération respectif. Le projet commun consiste en une grande centrale solaire au sol située dans l’État membre A (ci-après, le «pays d’accueil») et l’État membre B (ci-après, le pays contributeur) qui supporte les coûts de soutien. Le pays d’accueil dispose de nombreux sites disponibles pour le déploiement d’installations solaires photovoltaïques et bénéficie d’un important potentiel solaire. Il est en passe de dépasser ses propres objectifs nationaux en matière de SER et souhaite coopérer avec d’autres États membres afin d’exploiter son excédent et de stimuler son marché du travail local. L’État membre B, au contraire, n’est pas en voie d’atteindre son objectif et souhaite recourir aux mécanismes de coopération en vue d’atteindre à moindre coût son objectif en matière de SER. Sur le plan politique, il a déjà créé les conditions préalables à l’utilisation des mécanismes de coopération, en autorisant l’ouverture de son régime national d’aide aux SER, technologiquement neutre, à des projets étrangers. L’État membre A ne souhaite conserver pour lui aucune des statistiques relatives aux SER liées au projet de coopération, ce qui signifie que les coûts de soutien seront entièrement supportés par l’État membre B qui intégrera la centrale dans son propre régime national.

L’État membre A exige le transfert physique d’électricité afin de garantir que le projet n’a pas d’incidence sur la compensation du marché national. Il est donc nécessaire que la capacité de transport transfrontalier et d’interconnexion entre les États membres qui coopèrent soit suffisante. Ce point est important pour l’analyse des coûts et des avantages des projets de coopération, car la nécessité d’exporter physiquement l’électricité produite engendrera probablement un coût considérable.

Le pays d’accueil et le pays contributeur signent un accord de coopération pour le projet commun et réalisent une analyse coûts-avantages. Dans leur analyse coûts-avantages, ils décident de se concentrer sur les coûts de production d’énergie, les coûts d’intégration des systèmes, les émissions de GES, la pollution atmosphérique et les autres pollutions locales, la sécurité de l’approvisionnement et les effets sur l’innovation. En ce qui concerne le partage des coûts et des avantages, ils décident de se concentrer uniquement sur les plus importants, à savoir les coûts de soutien (supportés exclusivement par l’État membre B), les coûts de transfert physique d’énergie (qui seront supportés par l’État membre B), les retombées sur l’emploi (pour l’État membre A) et les coûts d’intégration des systèmes (pour l’État membre A également). En ce qui concerne l’État membre A, le principal avantage qu’il souhaite tirer de la coopération consiste à stimuler le marché du travail local, tandis que pour l’État membre B, le principal intérêt est de réduire les paiements de soutien nécessaires pour atteindre ses objectifs nationaux en matière de SER. Étant donné que les deux États membres sont convaincus qu’une situation gagnant-gagnant est possible, les principaux coûts et avantages s’annulant mutuellement, ils conviennent de ne prendre en considération que les coûts de soutien.

Les pays devront également parvenir à un accord sur un prix de marché de référence. Puisqu’il est convenu que l’État membre B incorporera la centrale dans son régime national d’aide, il serait possible d’utiliser le prix de marché de référence de l’État membre B. En ce qui concerne les coûts de transfert de l’électricité, la manière la plus simple de traiter cette question est de demander aux développeurs de prendre en considération ces coûts dans leurs offres, ce qui signifie que les coûts de soutien augmenteront en conséquence.

Pour déterminer le prix de transfert probable que l’État membre B devra verser à l’État membre A, il convient d’abord de calculer les économies que le projet de coopération permet à l’État membre B de réaliser, c’est-à-dire les économies en ce qui concerne les coûts de soutien. Cela nécessite de calculer les coûts de soutien directs des installations solaires photovoltaïques (25) dans l’État membre A ainsi que dans l’État membre B. La différence entre les deux correspond à la base de négociation du prix de transfert.

5 Synthèse des recommandations pour l’analyse coûts-avantages et le partage des coûts et des avantages

En résumé, les États membres et les pays tiers disposent d’un éventail de possibilités et de certains degrés de liberté pour analyser et partager les coûts et les avantages dans le cadre des projets de coopération dans le domaine des énergies renouvelables, dans leur intérêt mutuel.

Globalement, les pays qui coopèrent doivent répondre à deux questions centrales. Premièrement, par quel mécanisme financier et à quel prix le pays contributeur participera-t-il aux coûts de soutien du projet? Deuxièmement, le pays contributeur offrira-t-il une compensation au pays d’accueil pour les coûts encourus au niveau national et, si oui, par quel mécanisme? En règle générale, l’État membre qui supporte les coûts de soutien doit recevoir les statistiques relatives aux SER correspondantes.

Les sections suivantes récapitulent les principales étapes et recommandations relatives au partage des coûts et des avantages, sur la base d’une analyse coûts-avantages. Cette liste et ces critères sont sans préjudice des critères de l’analyse coûts-avantages prévus par le règlement MIE, qui sont pertinents pour les demandes de statut de projet transfrontalier dans le domaine des énergies renouvelables.

Approche générale et étapes requises pour l’analyse coûts-avantages initiale

Il est recommandé aux promoteurs de projets de suivre ces étapes non exhaustives lorsqu’ils réalisent une analyse coûts-avantages:

— Recenser les parties prenantes concernées

— Préciser le montage du projet de coopération transfrontalière — Parties et entités qui coopèrent — Autres autorités et parties prenantes susceptibles d’être concernées par les coûts ou les avantages, telles que les développeurs, les GRT, les GRD, etc. — Localisation du projet — Technologie utilisée et conception — Autres éléments ou caractéristiques techniques pertinents — Capacité/taille du projet — Horizon temporel — Type de résultats et de services envisagés, et — Composants supplémentaires pertinents

— Définir le projet contrefactuel approprié, y compris sa mise en place (mêmes aspects que ci-dessus)

— Répertorier tous les coûts et avantages qu’il y a lieu d’inclure

— Convenir d’une approche et de méthodes de calcul pour les indicateurs de l’analyse coûts-avantages

— Recueillir les données les plus récentes auprès de sources nationales, européennes et internationales vérifiées

— Quantifier et monétiser les indicateurs quantifiables si cela n’est pas trop coûteux et décrire oralement l’effet des indicateurs non monétisés

— Calculer le delta des VAN du projet de coopération transfrontalière et de son projet contrefactuel

— Rédiger l’analyse et les explications qui l’accompagnent

— Vérifier les résultats avec les autorités compétentes et d’autres experts (indépendants)

— Affiner l’analyse si nécessaire en ajustant les données et/ou la méthode

L’ordre des étapes n’est pas nécessairement séquentiel et peut être itératif dans certains cas. Les États membres peuvent envisager de mettre en place des points de contact uniques pour soutenir les promoteurs de projets dans ces étapes, en particulier la spécification du montage des projets de coopération transfrontalière.

S’appuyer autant que possible sur l’analyse coûts-avantages

Une analyse coûts-avantages sociétale approfondie est la condition préalable à la répartition des coûts et des avantages entre les États membres et les autres parties. Cependant, il se peut qu’elle ne constitue pas une base suffisante pour négocier leur répartition. L’analyse coûts-avantages réalisée devra donc être réexaminée et étendue.

Les parties qui coopèrent devraient veiller à s’appuyer autant que possible sur l’analyse coûts-avantages afin de maintenir la cohérence avec les principaux effets relevés. La définition du projet, les données utilisées, le scénario sous-jacent et les conditions limites ne doivent pas être modifiés et les valeurs nettes calculées dans l’analyse coûts-avantages devraient être utilisées comme point de départ pour les discussions ultérieures. Il convient de préciser toutes les conditions limites qui ont une incidence sur le fonctionnement du projet et sur son intégration dans le système énergétique en général, car elles influenceront les indicateurs relatifs aux coûts et aux avantages.

L’accord de partage des coûts et des avantages sera finalement le résultat d’un processus de négociation entre les parties qui coopèrent. Elles devraient disposer d’une certaine souplesse pour convenir des coûts et des avantages qu’il convient d’inclure. Dans l’analyse coûts-avantages, il y a lieu de trouver un équilibre entre le fait de faciliter les démarches et de réduire les coûts de transaction à un niveau gérable, tout s’efforçant d’inclure tous les facteurs pertinents.

Principes applicables au partage des coûts et des avantages

Le partage des coûts et des avantages devrait être fondé sur l’équité, c’est-à-dire qu’aucune partie ne doit bénéficier d’un avantage disproportionné ou supporter des coûts disproportionnés du fait de la coopération, objectif qui peut être atteint en compensant toutes les parties en fonction de leur contribution, sur la praticabilité, c’est-à-dire le fait de faciliter les démarches et donc de réduire les coûts de transaction à un niveau gérable en diminuant le nombre de parties et en limitant les catégories de coûts et d’avantages aux plus importantes, et sur la prise en compte des coûts et avantages réels (et devrait permettre de parvenir à des accords potentiels s’en écartant, seulement dans une phase ultérieure).

Faciliter les démarches

L’expérience concernant les mécanismes de coopération a montré que la complexité peut être un obstacle et que des négociations très complexes auxquelles participent plusieurs parties prenantes ont plus de chances d’échouer. Ce phénomène peut toutefois être atténué si les pays qui coopèrent parviennent d’abord à un accord sur les principes et les conditions de base de la coopération, avant de passer à la négociation des détails. De même, des accords politiques de haut niveau sur le partage des coûts et des avantages peuvent être utiles, comme c’était le cas pour la Suède et la Norvège lors de la négociation de leur régime d’aide commun.

Faire face à l’incertitude et en tenir compte dans la prise de décision

Étant donné qu’il est impossible de déterminer de manière infaillible les informations sur les coûts, les avantages et les risques, l’incertitude fait naturellement partie du processus et il y a lieu de la prendre en considération en conséquence. Elle peut être atténuée par une analyse de sensibilité et des contrôles de fiabilité.

Acceptation par l’opinion publique

En ce qui concerne l’acceptation par l’opinion publique, il est recommandé pour tout projet de coopération d’aborder l’engagement du public dès le début et de manière proactive afin d’éviter des revers par la suite. Tous les coûts et avantages directs et indirects liés à la coopération, ainsi que l’approche globale de leur répartition entre les partenaires de la coopération, devraient être clairement décrits et communiqués au public.

6 MODELE D’ACCORD INTERGOUVERNEMENTAL

Partie I. Objectif et définitions

Article relatif à l’objectif

— Les États membres devraient noter l’objectif de l’accord intergouvernemental. Un exemple dans le contexte du NSEC peut être de permettre la construction, en mer du Nord, de capacités additionnelles de production d’énergie à partir de sources renouvelables. Les États membres qui coopèrent décident de l’objectif.

Article relatif aux définitions

— Les États membres devraient définir les termes les plus importants figurant dans l’accord intergouvernemental. Cela garantit que les parties concernées ont une compréhension commune et permet d’améliorer la solidité juridique de l’accord.

Partie II. Mécanisme de coopération

Article relatif au mécanisme de coopération

— Cet élément devrait décrire l’intégration juridique de la coopération dans le contexte de la RED, c’est-à-dire le choix d’un transfert statistique, d’un projet commun (avec un autre État membre de l’UE ou un pays tiers) ou d’un régime d’aide commun.

Partie III. Caractéristiques de la coopération

Article relatif au champ d’application de la coopération

— Les États membres devraient préciser le champ d’application de la coopération: 1) déploiement des SER uniquement, 2) ajout d’infrastructures à la coopération, 3) ajout d’aspects liés à l’innovation dans le domaine de la coopération (tels que les installations de stockage ou de conversion, etc.)

Article relatif au régime d’aide choisi

— Les États membres devraient préciser le régime d’aide appliqué (État membre d’accueil, État membre contributeur ou nouveau régime d’aide). En cas de recours à un régime existant, les États membres devraient inclure une référence à la base juridique pertinente.

Article relatif au nouveau régime d’aide (applicable uniquement aux régimes d’aide communs)

— Les États membres devraient préciser les éléments techniques du régime d’aide. Éléments à prendre en considération: a. Coopération dans le cadre d’un projet unique/de plusieurs projets b. Capacité/volume maximal(e) (quantité de MW installés ou de MWh devant être transférés) c. Technologie(s) éligible(s) d. Lieu ou processus de sélection du site et de développement préalable e. Régime de raccordement au réseau f. Forme du soutien g. Conception des appels d’offres/ventes aux enchères h. Accord sur la notification des aides d’État

Article relatif à l’organisation du marché concerné

— Les États membres devraient préciser l’organisation du marché concerné (par exemple, le marché de référence désigné) pour le projet de coopération et toute disposition supplémentaire pertinente pouvant être incluse.

Article relatif à l’analyse coûts-avantages et à la répartition transfrontalière des coûts

— Les États membres devraient parvenir à un accord concernant l’analyse coûts-avantages et la répartition transfrontalière des coûts — En cas de coopération simple, les statistiques relatives aux SER peuvent être transférées au prix de transfert convenu. Dans le cas d’une telle coopération, l’analyse des coûts et des avantages devrait être aussi simple que possible, afin de réduire les coûts de transaction. — Pour une coopération plus complexe (ou lorsque l’on cherche à bénéficier d’un financement transfrontalier des SER au titre du mécanisme pour l’interconnexion en Europe et/ou d’un financement des infrastructures), une analyse coûts-avantages plus complète peut être nécessaire. Dans l’accord intergouvernemental, cette section devrait faire référence aux calculs de l’analyse coûts-avantages disponible et à l’approche de la répartition transfrontalière des coûts qui en résulte. — Détermination de l’avantage social net — Répartition des principaux coûts et avantages entre les parties — Versements des compensations en résultant entre les États membres (y compris la part des coûts de soutien financés par chaque partenaire de la coopération, la répartition résultante des statistiques relatives aux SER aux fins de la contribution aux objectifs). — Mécanisme des paiements — Notification à la Commission européenne comme le requiert la RED

Article relatif aux obligations des parties

— Ici, les États membres qui coopèrent devraient définir les responsabilités en fonction de la forme de coopération choisie ainsi que les procédures et un système permettant d’assurer le contrôle, le suivi et l’émission d’éléments probants et de vérifications (y compris le transfert de données: contenu, format et calendrier).

Article relatif à l’organisme responsable (applicable aux projets communs ou aux régimes d’aide communs)

— Cet élément devrait décrire l’organisme responsable (par exemple, une agence ou un point de contact unique) et ses responsabilités. Les responsabilités peuvent inclure la détermination des projets, la définition de la procédure d’appel d’offres, la sélection du soumissionnaire, la supervision de la mise en œuvre des projets attribués, le versement des paiements de soutien et l’établissement de rapports destinés aux États qui coopèrent.

Article relatif à la notification à la Commission européenne

— Selon la RED, l’État membre vendeur/d’accueil devrait informer la Commission européenne de l’accord et du montant exact du transfert statistique qui en résulte.

7 ANNEXE

Mécanismes de coopération disponibles et principes de base de la coopération

Conformément aux articles 8, 9, 11 ou 13 de la directive sur les énergies renouvelables, il existe trois mécanismes de coopération principaux auxquels les États membres peuvent choisir de recourir:

les transferts statistiques (article 8): Dans le cas des transferts statistiques, deux États membres au maximum acceptent de coopérer et d’attribuer virtuellement à un État membre une quantité déterminée d’énergie renouvelable produite en excès dans l’autre. Cette attribution intervient ex post selon un prix de transfert négocié. L’énergie «achetée» par un État membre sera comptabilisée dans sa contribution nationale au titre de la directive. Il n’y a pas de transfert ou de fourniture d’énergie physique. Les transferts statistiques ne sont généralement pas liés à des projets spécifiques, même si les États membres peuvent décider de conclure un tel accord s’ils le jugent mutuellement avantageux. En outre, les transferts statistiques sont, en principe, technologiquement neutres. Les États membres qui participent à un transfert statistique doivent en informer la Commission au plus tard 12 mois après la fin de l’année au cours de laquelle le transfert prend effet. Les coûts de transaction des transferts statistiques sont relativement faibles, car ils sont comparativement faciles à mettre en place et à négocier et permettent aux États membres de s’engager dans une coopération limitée sans devoir apporter de modifications à leurs instruments d’aide nationaux. En raison de leur faible degré de complexité, les transferts statistiques nécessitent moins d’orientations, mais l’acceptation par l’opinion publique peut être un problème en raison du fait qu’aucune production d’énergie renouvelable n’est transférée en échange du paiement. Les acteurs privés sont exclus de la participation aux transferts statistiques, c’est-à-dire que ces derniers sont réservés aux entités publiques.

les projets communs entre États membres (article 9): Les États membres peuvent également participer à des projets communs entre eux en vue de coopérer dans le cadre de projets dans le domaine des énergies renouvelables liés à la production d’électricité ou de chauffage et de refroidissement à partir de sources renouvelables. Les projets communs vont au-delà de simples transferts statistiques et la coopération intervient toujours en référence à un nouveau projet spécifique. Un projet commun peut assurer ou non le transport physique d’électricité. Outre les projets de coopération uniques, par exemple les projets d’énergie éolienne en mer à grande échelle, des accords relatifs à plusieurs projets sont également possibles lorsqu’un montage relatif à des installations de petite ou moyenne taille est répété. Néanmoins, il y a lieu d’opérer une distinction entre ces accords relatifs à plusieurs projets et les régimes d’aide communs, en raison de leur caractère limité. Les projets peuvent porter sur la rénovation d’installations existantes ou sur de nouvelles installations. Les parties qui coopèrent partagent les avantages et les coûts liés à ces projets selon des règles qu’elles ont convenues. Les États membres peuvent convenir de mettre en œuvre le projet par l’intermédiaire d’un régime d’aide existant de l’une ou l’autre des parties qui coopèrent ou de créer un régime d’aide sur mesure.

Les projets communs peuvent également être adaptés pour investir conjointement dans de nouvelles technologies et acquérir de l’expérience dans ce domaine. Le degré de coopération et le niveau des coûts de transaction sont plus élevés que pour les transferts statistiques, mais généralement inférieurs à ceux des régimes d’aide communs, car la coopération se limite à un nombre convenu de projets. Contrairement aux transferts statistiques, des opérateurs privés peuvent aussi participer aux projets communs.

les projets communs entre États membres et pays tiers (Article 11): Les États membres peuvent également mettre en œuvre des projets communs avec des pays tiers, ce qui pourrait s’avérer particulièrement pertinent dans le cadre de la coopération avec les pays de la Communauté de l’énergie ou le Royaume-Uni. Les projets communs avec des pays tiers sont toutefois limités à l’électricité produite à partir de sources renouvelables (le chauffage et le refroidissement ne sont pas couverts) et un lien physique réel doit être établi avec le pays tiers. Pour assurer les injections dans le système électrique de l’UE, la capacité d’interconnexion correspondante doit être réservée à temps. À l’exception des aides à l’investissement accordées à l’installation, la quantité d’électricité produite et exportée ne doit avoir bénéficié d’aucun soutien au titre d’un régime d’aide d’un pays tiers.

les régimes d’aide communs (article 13): Les régimes d’aide communs constituent un autre mécanisme de coopération possible dont disposent les États membres. Il s’agit de la coordination partielle ou totale et/ou de la fusion des régimes d’aide nationaux d’au moins deux États membres. Étant donné que les régimes d’aide communs peuvent entraîner des coûts de transaction considérables, ils couvrent généralement plusieurs projets. Toutefois, il est également possible d’y avoir recours pour des projets uniques de grande envergure dont le montage est très spécifique. Les régimes d’aide communs peuvent également ne concerner qu’un segment du marché national des énergies renouvelables, tel qu’une technologie ou une zone géographique spécifique, par exemple une région frontalière. Sauf indication contraire, les régimes d’aide communs ayant fait l’objet d’un accord ne remplacent pas les régimes d’aide nationaux existants qui continuent d’exister en parallèle. Les régimes d’aide communs sont habituellement plus exigeants et complexes que les projets communs et nécessitent généralement de modifier la réglementation et/ou la législation nationale.

Principes de la coopération en matière d’énergies renouvelables

En général, la coopération des États membres en matière d’énergies renouvelables est régie par les principes suivants:

Caractère facultatif: Deux États membres ou plus qui s’engagent dans une coopération entre eux ou avec un pays tiers le font sur une base volon