Organisé par Confrontations Europe, en partenariat avec le Comité économique et social européen (CESE), le colloque “Ensuring a reliable and affordable access to energy: an economic and political priority for Europe!” s’est tenu le 25 février 2026 au CESE. À un moment où l’Europe fait face à une volatilité accrue des prix de l’énergie, à des besoins d’investissement massifs et à des contraintes géopolitiques et climatiques croissantes, cet événement a réuni décideurs européens, régulateurs, représentants institutionnels et acteurs clés de l’énergie pour échanger sur la manière d’assurer un système énergétique résilient, abordable et durable pour les citoyens et entreprises européens.
La première table ronde, abordant les besoins d’investissement dans les réseaux de transport et de distribution d’électricité, a réuni Emmanuelle Wargon, Présidente de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) française ; Bruno Tobback, Député européen (S&D, Belgique) et membre de la Commission ITRE ; Tom Howes, Conseiller du directeur Lukasz Kolinski, Transition verte et régulation des marchés à la DG ENER et Thomas Veyrenc, Membre du conseil exécutif et Directeur financier économie, stratégie et finance à RTE.
Le deuxième panel a réuni Adeline Duterque, Secrétaire générale de Natran ; Marie-Claire Aoun, Directrice de la stratégie et des relations institutionnelles chez Téréga ; Ismini Kyriazopoulou, Responsable de la division des réseaux énergétiques à la Banque Européenne d’Investissement et Christophe Béguinet, membre du CESE.
Première table ronde – Le défi d’investir dans les réseaux de transport et de distribution d’électricité
1. L’approche de la Commission : un saut qualitatif dans la planification européenne
Tom Howes (DG ENER) a posé le cadre dès l’ouverture : pour la Commission, le Grid Package répond à un impératif politique majeur : la stabilisation des prix de l’énergie et l’approfondissement du marché intérieur. Il a souligné :
– Un déficit d’environ 41 GW d’interconnexions manquantes en Europe ;
– Des files d’attente massives au raccordement, y compris au niveau de la distribution ;
– Un besoin d’électrification rapide, incompatible avec le rythme actuel de développement des réseaux.
Selon lui, le niveau d’intégration actuel « est bon, mais pas encore suffisant pour ce que nous devons faire et livrer rapidement ». La Commission souhaite donc renforcer la dimension européenne des scénarii de planification, améliorer le partage des coûts des interconnexions et accélérer les procédures d’autorisation. Sa position est claire : l’intégration du marché et la solidarité nécessitent un pilotage européen plus affirmé.
2. Les régulateurs : prudence sur la centralisation
Emmanuelle Wargon (CRE) partage le diagnostic d’un besoin d’amélioration, mais adopte une approche plus prudente. Après avoir rappelé que l’énergie est au cœur d’un triptyque stratégique – compétitivité, pouvoir d’achat et souveraineté – elle est revenue sur les débats post-crise relatifs au market design, elle a défendu une position nuancée : le modèle actuel est « relativement robuste », même s’il nécessite des ajustements, notamment via le développement accru de contrats de long terme pour donner de la visibilité aux investissements. Elle a ensuite identifié trois points de tension majeurs :
a) La définition des scénarii énergétiques
La proposition de transférer la compétence de définition des scénarii d’ENTSO-E vers la Commission soulève des interrogations. Sa position : il faut plusieurs options, pas une seule, pour tenir compte des incertitudes sur la trajectoire de décarbonation. Elle défend une pluralité d’hypothèses plutôt qu’un pilotage centralisé.
b) Le « gap assessment »
La possibilité pour la Commission d’imposer des projets supplémentaires au-delà des propositions bottom-up des États et TSO lui paraît juridiquement et méthodologiquement sensible : qui identifie ? Sur quels critères ? Avec quel financement ?
c) L’utilisation des revenus d’interconnexion
Elle insiste sur la difficulté démocratique : les tarifs sont nationaux et doivent être justifiés auprès des citoyens. Financer des infrastructures étrangères avec des recettes nationales pose un problème d’acceptabilité. Sa ligne directrice : renforcer la coordination, sans basculer vers une fédéralisation implicite.
3. Les TSO : solidarité technique oui, ambiguïté politique non
Thomas Veyrenc (RTE) a souligné que le débat énergétique en France reste très centré sur les sources de production, alors que les réseaux constituent désormais un enjeu stratégique majeur. Selon lui, parler d’« énergie abordable » implique de parler d’infrastructures et de capacité d’acheminement.
Il a également rappelé que la solidarité entre gestionnaires de réseau existe déjà, indépendamment du droit européen, les systèmes sont techniquement solidaires. Il reconnaît les limites du cadre actuel (lenteur du Ten-Year Network Development Plan d’ENTSO-E, complexité), mais alerte sur une ambiguïté politique : soit l’on assume une forme de fédéralisation énergétique, soit l’on reste dans une logique de plateforme de coopération technique. Selon lui, le discours européen oscille parfois entre ces deux registres.
4. Les réseaux de distribution : un angle mort ?
Un représentant des distributeurs a regretté la faible place accordée aux réseaux de distribution. Tom Howes reconnaît ce déficit. La planification doit désormais intégrer les relations :
– Transmission / Distribution
– Électricité / Hydrogène / Gaz
Il admet que le système actuel n’est pas adapté au monde bidirectionnel et décentralisé qui émerge.
Bruno Tobback partage le constat mais souligne la difficulté politique : si la coopération entre gestionnaires de transport (TSO) est déjà complexe, l’intégration des réseaux de distribution pose un défi d’une tout autre ampleur. Des milliers de DSO, très hétérogènes, relèvent de régulations et de contextes nationaux variés. Étendre mécaniquement la gouvernance actuelle à ce niveau serait politiquement et administrativement délicat.
Sur la solidarité financière, il adopte une position plus volontariste : si l’Union veut une véritable souveraineté énergétique, une forme accrue de mutualisation sera inévitable. Le problème, selon lui, tient au décalage entre des bénéfices européens diffus et des coûts nationaux visibles, source de résistances politiques. L’enjeu est donc autant pédagogique et démocratique que technique.
Deuxième table ronde – Les défis liés à l’investissement dans les infrastructures de transport et de distribution de gaz
1. Gaz et électricité : complémentarité contre monoculture
Adeline Duterque insiste sur un point fondamental : aucune énergie ne peut répondre seule aux quatre piliers de la transition (décarbonation, résilience, compétitivité, souveraineté). Elle défend la complémentarité :
– L’électricité est le socle de la décarbonation ;
– Le gaz (hydrogène, biométhane) reste indispensable pour les usages non électrifiables et la sécurité d’approvisionnement.
Elle rappelle le rôle assurantiel des réseaux gaziers pendant la crise ukrainienne.
2. Hydrogène : cadre européen suffisant ou besoin de prescriptions supplémentaires ?
À la question d’un risque de patchwork réglementaire, Marie-Claire Aoun (Téréga) estime que le cadre européen (paquet décarbonation) existe déjà. Pour elle, la priorité est désormais :
– La transposition nationale ;
– Les méthodes tarifaires ;
– La certification des opérateurs ;
– Un mécanisme de dé-risking (type amortissement allemand).
Elle met en avant des questions très concrètes : méthode tarifaire, répartition des coûts, certification des opérateurs (HTNO). Elle insiste sur un besoin prioritaire : un mécanisme de dé-risking, via une garantie d’État de long terme, pour rassurer les investisseurs privés. Elle ne demande pas davantage de subventions, mais une visibilité politique forte sur le développement futur du marché.
À l’inverse, certains intervenants appellent à clarifier en amont la destination stratégique des molécules vertes avant d’organiser leur soutien. Christophe Béguinet pose la question politique : si le biométhane est destiné à l’aviation, un surcoût est acceptable ; s’il est destiné au chauffage de ménages modestes, l’enjeu social devient central. La priorité, selon lui : définir l’usage avant de définir les mécanismes d’accompagnement.
3. Le rôle de la BEI : prudence stratégique
Ismini Kyriazopoulou (BEI) apporte une clarification importante :
– La BEI ne détient pas d’equity dans des TSO ou DSO, car cela relève d’abord de la compétence des États membres ;
– Depuis 2020, la BEI a suspendu le financement des infrastructures fossiles ;
– Le repurposing vers l’hydrogène est envisageable, mais seulement avec un plan robuste.
Sur l’idée d’un véhicule financier paneuropéen dédié aux réseaux ou à l’hydrogène, elle reste prudente, déclarant que « nous n’y sommes pas encore ». En effet, elle considère que les marchés hydrogène et biométhane sont encore à un stade trop précoce pour justifier un instrument fédéral dédié. Elle rappelle néanmoins l’existence d’instruments actifs (e.g. Innovation Fund) pour accompagner les projets propres vers la maturité.
Conclusion
Les deux tables rondes ont mis en lumière une convergence sur les objectifs (énergie abordable, décarbonation, sécurité), mais également des divergences sur les instruments :
– La Commission (Tom Howes) pousse vers une planification plus intégrée et européenne.
– Les régulateurs (Emmanuelle Wargon) appellent à la prudence institutionnelle.
– Les TSO électriques, au premier rang desquels RTE (Thomas Veyrenc) demandent de clarifier l’ambition politique.
– Les opérateurs de réseaux gaziers (Marie-Claire Aoun, Adeline Duterque), notamment Téréga défendent la complémentarité des systèmes et des mécanismes de dé-risking.
– La BEI (Ismini Kyriazopoulou) adopte une posture pragmatique et progressive.
Au cœur des débats demeure une tension structurante : comment concilier solidarité européenne, responsabilité démocratique nationale et nécessité d’investissements massifs ? C’ est de la capacité à articuler ces trois dimensions que dépendra la crédibilité du projet d’énergie abordable en Europe.
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