Brexit : un cadre réglementaire restant encore à définir

Le 31 janvier 2020 à minuit, le Royaume-Uni sortait de l’Union européenne. Après une période dite de « transition » de 11 mois, durant laquelle le droit européen continuait de s’appliquer sur le territoire anglais, le Brexit prenait réellement effet le 1er janvier 2021. À cette date entrait ainsi en vigueur l’Accord de Commerce et de Coopération (ACC), signé quelques jours auparavant et déterminant les règles applicables aux relations entre le Royaume-Uni et l’UE. Cet accord couvre plusieurs domaines, tels que les transports, la pêche, le judiciaire ou encore l’énergie.

Pour ce dernier secteur, l’ACC est assez large et ne fournit pas de cadre réglementaire clair, en particulier pour les échanges d’électricité entre l’UE et le Royaume-Uni. « Il y a un vide réglementaire inquiétant, avec des zones grises, voire des zones blanches dans la réglementation sur les transferts d’énergie entre les deux parties, qui ne couvre pas entièrement la façon dont les interconnexions peuvent, et devraient se faire », a indiqué le Cross Channel Institute* lors d’un webinaire organisé le 18 avril dernier sur ce thème. Invitée à cet événement, Silke Goldberg, spécialiste en droit de l’énergie et professeur à la Queen Mary University de Londres, a précisé que « sans un cadre mieux défini dans le domaine de l’énergie, les entreprises du secteur se posent des questions sur ce qu’elles ont ou pas le droit de faire ».

Coopération énergétique

Au sein de l’UE, les réseaux électriques sont physiquement connectés pour former un marché européen interconnecté de l’électricité. Le couplage des marchés est utilisé pour harmoniser le marché de l’électricité et assurer le meilleur calcul possible des prix de l’électricité ainsi qu’une utilisation efficace des allocations transfrontalières. Lorsque le Royaume-Uni faisait encore partie de l’UE, l’électricité était échangée de manière implicite. « Depuis le 1er janvier 2021, les capacités d’interconnexion entre le Royaume-Uni et l’UE sont attribuées de manière explicite, ce qui implique un processus en deux étapes », a souligné le Cross Channel Institute.

Désormais, les acteurs du marché doivent acheter des capacités de transport pour le lendemain auprès des opérateurs d’interconnexion et, d’autre part, ils doivent garantir les quantités d’électricité qu’ils souhaitent transporter via les interconnexions. Résultat, les accords commerciaux transfrontaliers sont devenus moins efficaces qu’auparavant, engendrant des coûts énergétiques plus élevés pour les entreprises et les consommateurs des deux côtés de la Manche. Cette absence de couplage des marchés s’est particulièrement fait ressentir au début de l’automne 2021, lorsque l’Europe a connu une hausse saisonnière des prix du gaz, entraînant une flambée des prix de l’électricité. Cela a par exemple abouti à des prix trois à quatre fois plus élevés au Royaume-Uni qu’en France. Une hausse de coûts qui n’a en outre fait que de s’aggraver avec l’invasion de l’Ukraine par la Russie…

Nouveau modèle

Cette situation avait pourtant été un peu anticipé par l’ACC. Ce dernier stipule en effet que « les Gestionnaires de Réseaux de Transport (GRT) doivent élaborer des règles de marché détaillées pour les échanges d’électricité entre l’UE et le Royaume-Uni sur la base du principe de “Couplage de Volumes Libres Multi Régions” (CVLMR) afin d’allouer les capacités de transport pour les échanges à un jour » (voir encadré). Ce nouveau modèle de marché, en remplacement du couplage des prix, devait normalement être mis en place en mars 2022, mais « le manque de clarté concernant le concept CVLMR » a pour le moment freiné son instauration. Les réunions entre gestionnaires et autorités ainsi que les consultations sur ce sujet lancées en 2021 n’ont en effet toujours pas permis de valider des règles adaptées.

Le manque actuel d’efficacité dans les échanges énergétiques revêt une importance particulière dans le contexte général de la transition énergétique. « Les États européens ont besoin de plus en plus d’interconnexions pour réussir leur transition, en particulier pour gérer l’augmentation de la charge intermittente des énergies renouvelables sur les réseaux nationaux » a pointé Silke Goldberg, ajoutant que « c’est plus simple d’assurer en temps réel l’équilibre électrique d’un réseau lorsqu’il existe beaucoup d’interconnexions qui permettent de transférer le surplus d’énergie renouvelable de l’endroit où elle est produite à l’endroit où elle est le plus nécessaire ». D’autant plus qu’avec 117 TWh d’énergies renouvelables produits en 2021, soit 38 % de sa consommation nationale d’électricité, le Royaume-Uni fait désormais parti des plus grands producteurs EnR.

Interconnexions en péril

Ce flou réglementaire pourrait en outre également impacter les futurs projets d’interconnexion indispensables pour gérer cette part d’énergies renouvelables qui ne cessera de croître, que ce soit Outre-Manche ou sur le Vieux Continent. Actuellement, trois interconnexions d’une capacité de 4 GW relient le Royaume-Uni à la France. L’ambition d’Ofgem, le bureau britannique des Marchés du gaz et de l’électricité, est de porter cette capacité à 18 GW d’ici 2030. Mais pour construire ces nouvelles interconnexions, un cadre de marché très précis est toujours nécessaire car les investissements consentis par les entreprises se comptent en milliard.

En décembre 2022, l’adhésion du Royaume-Uni au traité de Coopération énergétique de la mer du Nord (North Seas Energy Cooperation, NSEC) a toutefois permis de fixer un cadre pour certaines opérations spécifiques. Ce NSEC encourage et facilite l’essor des énergies renouvelables dans cette région, en particulier le développement du réseau off shore. Cette adhésion qui a aidé à définir certains cadres de collaboration, devrait prendre fin au 30 juin 2026. Il reste donc trois ans seulement pour continuer les discussions et régler cette problématique de coopération énergétique, essentielle pour la transition énergétique.

Lors du dernier sommet franco-britannique qui s’est tenu le 10 mars 2023, les deux pays ont ainsi réaffirmé leur engagement à promouvoir leur coopération. Ils ont également reconnu « explicitement le rôle central des interconnexions électriques pour leur sécurité d’approvisionnement énergétique, la transition verte et la prospérité, et se sont engagés à faire de leur mieux pour faire avancer les futurs projets d’interconnexion mutuellement bénéfiques entre leurs pays ». 

Modèles de marché

Couplage par les prix (coupling market) : actuellement en vigueur dans l’UE, ce système central unique calcule les prix du marché et les volumes échangés pour l’électricité sur la base de la capacité transfrontalière et des carnets d’ordres de toutes les bourses d’électricité et de tous les gestionnaires de réseau de transport sur les marchés couplés.

Couplage par volume libre : dans ce modèle, en cours de réflexion, les volumes d’échanges entre deux pays ou régions sont d’abord calculés, et ce n’est qu’ensuite que les prix sont calculés séparément.