Art. 2
Modifications du règlement (UE) 2019/943
En vigueur depuis le 13 juin 2024
Article 2
Modifications du règlement (UE) 2019/943
Le règlement (UE) 2019/943 est modifié comme suit:
1)
L'article 1er est modifié comme suit:
a)
les points a) et b) sont remplacés par le texte suivant:
«a)
fixer les bases d'une réalisation efficace des objectifs de l'union de l'énergie et de l'objectif de neutralité climatique de l'Union d'ici à 2050 au plus tard, notamment, du cadre d'action en matière de climat et d'énergie à l'horizon 2030, en rendant possible la production de signaux de marché encourageant l'efficacité, une plus grande part d'énergie renouvelables, la sécurité d'approvisionnement, la flexibilité, l'intégration du système grâce à de multiples vecteurs énergétiques, la durabilité, la décarbonation et l'innovation;
b)
établir les principes fondamentaux à la base de marchés de l'électricité performants et intégrés, qui permettent d'assurer un accès non discriminatoire au marché à tous les fournisseurs de ressources et à tous les clients du secteur de l'électricité, qui favorisent le développement de marchés à terme de l'électricité permettant aux fournisseurs et aux consommateurs de se prémunir ou de se protéger contre le risque de volatilité future des prix de l'électricité, qui rendent autonomes et protègent les consommateurs, qui assurent la compétitivité sur le marché mondial, qui accroissent la sécurité d'approvisionnement et la flexibilité grâce à la participation active de la demande, au stockage de l'énergie et à d'autres solutions de flexibilité d'origine non fossile, qui assurent l'efficacité énergétique, qui facilitent l'agrégation de la demande et de l'offre décentralisées, et qui permettent l'intégration du marché et l'intégration sectorielle ainsi que la rémunération en fonction du marché de l'électricité produite à partir d'énergies renouvelables;»
;
b)
les points suivants sont ajoutés:
«e)
soutenir les investissement à long terme dans la production d'énergie renouvelable, la flexibilité et les réseaux afin de permettre aux consommateurs de rendre leurs factures énergétiques abordables et moins dépendantes des fluctuations de prix sur le marché à court terme de l'électricité, en particulier des prix des combustibles fossiles à moyen et long terme;
f)
établir un cadre pour l'adoption de mesures visant à faire face aux crises des prix de l'électricité.».
2)
L'article 2 est modifié comme suit:
a)
le point 22) est remplacé par le texte suivant:
«22)
“mécanisme de capacité”, une mesure, autre que les mesures afférentes aux services auxiliaires ou à la gestion des congestions, qui vise à obtenir le niveau nécessaire d'adéquation des ressources en rémunérant les ressources pour leur disponibilité;»
;
b)
les points suivants sont ajoutés:
«72)
“heure de pointe”, une heure à laquelle, sur la base des prévisions des gestionnaires de réseau de transport et, le cas échéant, des NEMO, il est attendu que la consommation brute d'électricité, la consommation brute d'électricité produite à partir de sources autres que des sources renouvelables ou le prix de gros journalier de l'électricité soit la plus élevée ou le plus élevé, compte tenu des échanges entre zones;
73)
“écrêtement des pointes”, la capacité des acteurs du marché de réduire la consommation d'électricité provenant du réseau aux heures de pointe à la demande du gestionnaire de réseau;
74)
“produit d'écrêtement des pointes”, un produit axé sur le marché au moyen duquel les acteurs du marché peuvent réaliser l'écrêtement des pointes pour les gestionnaires de réseau;
75)
“plateforme virtuelle régionale”, une région non physique couvrant plus d'une zone de dépôt des offres, pour laquelle un prix de référence est fixé sur la base d'une méthode;
76)
“contrat sur différence bidirectionnel”, un contrat entre l'exploitant d'une installation de production d'électricité et une contrepartie, habituellement une entité publique, qui permet de garantir une rémunération minimale et de limiter les rémunérations excessives;
77)
“accord d'achat d'électricité” ou “AAE”, un contrat par lequel une personne physique ou morale s'engage à acheter de l'électricité à un producteur d'électricité, sur la base du marché;
78)
“appareil de mesure dédié”, un dispositif lié ou intégré à un actif qui fournit des services de participation active de la demande ou de flexibilité sur le marché de l'électricité ou aux gestionnaires de réseau;
79)
“flexibilité”, la capacité d'un système électrique à s'adapter à la variabilité des modes de production et de consommation et à la disponibilité du réseau, selon les échéances pertinentes du marché.».
3)
L'article 7 est modifié comme suit:
a)
le paragraphe 1 est remplacé par le texte suivant:
«1. Les gestionnaires de réseau de transport et les NEMO organisent conjointement la gestion des marchés journaliers et des marchés infrajournaliers intégrés conformément au règlement (UE) 2015/1222. Les gestionnaires de réseau de transport et les NEMO coopèrent au niveau de l'Union ou, si cela est plus approprié, au niveau régional afin de maximiser l'efficacité et l'efficience des échanges d'électricité sur les marchés journaliers et les marchés infrajournaliers de l'Union. L'obligation de coopérer est sans préjudice de l'application du droit de l'Union en matière de concurrence. Dans le cadre de leurs fonctions relatives aux échanges d'électricité, les gestionnaires de réseau de transport et les NEMO font l'objet d'une surveillance réglementaire par les autorités de régulation en vertu de l'article 59 de la directive (UE) 2019/944 et par l'ACER en vertu des articles 4 et 8 du règlement (UE) 2019/942 et sont soumis à des obligations de transparence et de surveillance efficace contre les manipulations de marché établies dans les dispositions pertinentes du règlement (UE) no 1227/2011.»
;
b)
le paragraphe 2 est modifié comme suit:
i)
le point c) est remplacé par le texte suivant:
«c)
maximisent les possibilités offertes à tous les acteurs du marché de participer aux échanges entre zones et au sein d'une zone, de manière non discriminatoire et aussi proche que possible du temps réel entre toutes les zones de dépôt des offres et au sein de ces zones;
c bis)
sont organisés de manière à assurer le partage des liquidités entre tous les NEMO, à tout moment, tant pour les échanges entre zones que pour les échanges au sein des zones. En ce qui concerne le marché journalier, à partir d'une heure avant l'heure de fermeture du guichet et jusqu'au dernier moment où les échanges journaliers sont autorisés, les NEMO soumettent tous les ordres de produits journaliers et de produits présentant les mêmes caractéristiques au couplage unique journalier, d'une part, et n'organisent pas d'échanges de produits journaliers ou de produits présentant les mêmes caractéristiques en dehors du couplage unique journalier, d'autre part. Pour le marché infrajournalier, à partir de l'heure d'ouverture du guichet unique de couplage infrajournalier et jusqu'au dernier moment où les échanges infrajournaliers sont autorisés dans une zone de dépôt des offres donnée, les NEMO soumettent tous les ordres de produits infrajournaliers et de produits présentant les mêmes caractéristiques au couplage unique infrajournalier, d'une part, et n'organisent pas d'échanges de produits infrajournaliers ou de produits présentant les mêmes caractéristiques en dehors du couplage infrajournalier, d'autre part. Ces obligations s'appliquent aux NEMO, aux entreprises qui exercent un contrôle direct ou indirect sur un NEMO ainsi qu'aux entreprises qui sont contrôlées directement ou indirectement par un NEMO;»
;
ii)
le point f) est remplacé par le texte suivant:
«f)
sont transparents et, le cas échéant, fournissent des informations par unité de production, tout en respectant la confidentialité des informations commercialement sensibles et en garantissant l'anonymat des échanges;».
4)
Les articles suivants sont insérés:
«Article 7 bis
Produit d'écrêtement des pointes
1. Lorsqu'une crise des prix de l'électricité au niveau régional ou à l'échelle de l'Union est déclarée conformément à l'article 66 bis de la directive (UE) 2019/944, les États membres peuvent demander aux gestionnaires de réseau de proposer l'acquisition de produits d'écrêtement des pointes afin de pouvoir réduire la demande d'électricité aux heures de pointe. Cette acquisition est limitée à la durée fixée dans la décision d'exécution adoptée en vertu de l'article 66 bis, paragraphe 1, de la directive (UE) 2019/944.
2. Lorsqu'une demande est présentée en vertu du paragraphe 1, les gestionnaires de réseau, après consultation des parties prenantes, soumettent pour approbation à l'autorité de régulation de l'État membre concerné une proposition définissant le dimensionnement du produit d'écrêtement des pointes et les conditions de son acquisition et de son activation.
3. L'autorité de régulation concernée évalue la proposition relative à un produit d'écrêtement des pointes visée au paragraphe 2 en ce qui concerne la réalisation d'une réduction de la demande d'électricité et l'incidence sur le prix de gros de l'électricité pendant les heures de pointe. Cette évaluation tient compte de la nécessité, pour le produit d'écrêtement des pointes, de ne pas fausser indûment le fonctionnement des marchés de l'électricité et de ne pas réorienter les services de participation active de la demande vers les produits d'écrêtement des pointes. Sur la base de cette évaluation, l'autorité de régulation peut demander au gestionnaire de réseau de modifier sa proposition.
4. La proposition de produit d'écrêtement des pointes visée au paragraphe 2 respecte les exigences suivantes:
a)
le dimensionnement du produit d'écrêtement des pointes:
i)
repose sur une analyse de la nécessité d'un service supplémentaire pour garantir la sécurité d'approvisionnement sans mettre en péril la stabilité du réseau, de son incidence sur le marché ainsi que des coûts et avantages escomptés;
ii)
tient compte des prévisions relatives à la demande, à l'électricité produite à partir d'énergies renouvelables et à d'autres sources de flexibilité dans le réseau, telles que le stockage d'énergie, ainsi que de l'incidence sur les prix de gros de l'appel évité; et
iii)
est limité de manière à ce que les coûts prévus ne dépassent pas les bénéfices escomptés du produit d'écrêtement des pointes;
b)
l'acquisition d'un produit d'écrêtement des pointes s'appuie sur des critères objectifs, transparents, fondés sur le marché et non discriminatoires, se limite à la participation active de la demande et n'empêche pas les actifs participants d'accéder à d'autres marchés;
c)
l'acquisition du produit d'écrêtement des pointes s'opère par mise en concurrence, qui peut être continue, le produit qui satisfait aux critères techniques et environnementaux prédéfinis pour le coût le plus bas étant retenu, et permet la participation effective des consommateurs, directement ou par agrégation;
d)
la taille minimale de l'offre n'est pas supérieure à 100 kW, y compris par agrégation;
e)
les contrats relatifs à un produit d'écrêtement des pointes ne sont pas conclus plus d'une semaine avant son activation;
f)
l'activation du produit d'écrêtement des pointes ne réduit pas la capacité d'échange entre zones;
g)
l'activation du produit d'écrêtement des pointes a lieu avant et jusqu'à l'échéance du marché journalier et peut être effectuée sur la base d'un prix prédéfini de l'électricité;
h)
l'activation du produit d'écrêtement des pointes ne doit pas impliquer de démarrer la production d'électricité d'origine fossile derrière le point de mesure, afin d'éviter l'augmentation des émissions de gaz à effet de serre.
5. La réduction réelle de la consommation résultant de l'activation d'un produit d'écrêtement des pointes est mesurée par rapport à une valeur de référence, qui reflète la consommation d'électricité escomptée sans l'activation du produit. Lorsqu'un gestionnaire de réseau achète un produit d'écrêtement des pointes, il définit une méthode de référence, après consultation des acteurs du marché, il tient compte, le cas échéant, de l'acte d'exécution adopté en conformité avec l'article 59, paragraphe 1, point e), et il soumet ladite méthode à l'autorité de régulation concernée pour approbation.
6. L'autorité de régulation concernée approuve la proposition des gestionnaires de réseau souhaitant acquérir un produit d'écrêtement des pointes, ainsi que la méthode de référence soumise conformément aux paragraphes 2 et 5, ou demande aux gestionnaires de réseau de modifier la proposition ou la méthode de référence lorsque ladite proposition ou ladite méthode ne satisfait pas aux exigences énoncées aux paragraphes 2, 4 et 5.
7. Au plus tard six mois après la fin d'une crise des prix de l'électricité à l'échelle régionale ou à l'échelle de l'Union visée au paragraphe 1, l'ACER, après consultation des parties prenantes, évalue l'incidence de l'utilisation de produits d'écrêtement des pointes sur le marché de l'électricité de l'Union. Cette évaluation tient compte de la nécessité, pour les produits d'écrêtement des pointes, de ne pas fausser indûment le fonctionnement des marchés de l'électricité et de ne pas réorienter les services de participation active de la demande vers les produits d'écrêtement des pointes. L'ACER peut émettre des recommandations dont les autorités de régulation tiennent compte dans leur évaluation conformément au paragraphe 3.
8. Au plus tard le 30 juin 2025, l'ACER, après consultation des parties prenantes, évalue l'incidence du développement de produits d'écrêtement des pointes sur le marché de l'électricité de l'Union dans des conditions de marché normales. Cette évaluation tient compte de la nécessité, pour les produits d'écrêtement des pointes, de ne pas fausser indûment le fonctionnement des marchés de l'électricité et de ne pas réorienter les services de participation active de la demande vers les produits d'écrêtement des pointes. Sur la base de cette évaluation, la Commission peut présenter une proposition législative visant à modifier le présent règlement afin d'introduire les produits d'écrêtement des pointes en dehors des situations de crise des prix de l'électricité à l'échelle régionale ou à l'échelle de l'Union.
Article 7 ter
Appareil de mesure dédié
1. Sans préjudice de l'article 19 de la directive (UE) 2019/944, les gestionnaires de réseau de transport, les gestionnaires de réseau de distribution et les acteurs du marché concernés, y compris les agrégateurs indépendants, peuvent, sous réserve du consentement du client final, utiliser les données provenant d'appareils de mesure dédiés pour assurer l'observabilité et le règlement des services de participation active de la demande et des services de flexibilité, y compris le stockage d'énergie.
Aux fins du présent article, l'utilisation de données provenant d'appareils de mesure dédiés est conforme aux articles 23 et 24 de la directive (UE) 2019/944 et aux autres dispositions pertinentes du droit de l'Union, y compris le droit en matière de protection des données et de la vie privée, en particulier le règlement (UE) 2016/679 du Parlement européen et du Conseil (*2). Lorsque ces données sont utilisées à des fins de recherche, les informations sont agrégées et anonymisées.
2. Lorsqu'un client final ne dispose pas d'un compteur intelligent ou lorsque le compteur intelligent d'un client final ne permet pas d'obtenir les données nécessaires pour fournir des services de participation active de la demande ou des services de flexibilité, y compris par l'intermédiaire d'un agrégateur indépendant, les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution acceptent les données provenant d'un appareil de mesure dédié, le cas échéant, pour le règlement des services de participation active de la demande et des services de flexibilité, y compris le stockage d'énergie, et n'opèrent aucune discrimination à l'encontre de ce client final lorsqu'ils acquièrent des services de flexibilité. Cette obligation s'applique sous réserve du respect des règles et exigences établies par les États membres conformément au paragraphe 3.
3. Les États membres établissent les règles et les exigences relatives à un processus de validation des données provenant d'appareils de mesure dédiés afin de vérifier et de garantir la qualité et la cohérence des données pertinentes, ainsi que l'interopérabilité, conformément aux articles 23 et 24 de la directive (UE) 2019/944 et aux autres dispositions pertinentes du droit de l'Union.
(*2) Règlement (UE) 2016/679 du Parlement européen et du Conseil du 27 avril 2016 relatif à la protection des personnes physiques à l'égard du traitement des données à caractère personnel et à la libre circulation de ces données, et abrogeant la directive 95/46/CE (règlement général sur la protection des données) (JO L 119 du 4.5.2016, p. 1).»."
5)
L'article 8 est modifié comme suit:
a)
le paragraphe 1 est remplacé par le texte suivant:
«1. Les NEMO autorisent les acteurs du marché à échanger de l'énergie à une échéance aussi proche que possible du temps réel, et au moins jusqu'à l'heure de fermeture du guichet infrajournalier entre zones. À partir du 1er janvier 2026, l'heure de fermeture du guichet infrajournalier entre zones n'intervient pas plus de 30 minutes avant le temps réel.
1 bis. L'autorité de régulation concernée peut, à la demande du gestionnaire de réseau de transport, accorder une dérogation à l'exigence énoncée au paragraphe 1 jusqu'au 1er janvier 2029. Le gestionnaire de réseau de transport soumet la demande à l'autorité de régulation concernée. Ladite demande inclut:
a)
une analyse d'impact, tenant compte des retours d'information des NEMO et acteurs du marché concernés, démontrant l'incidence négative d'une telle mesure sur la sécurité de l'approvisionnement dans le système électrique national, sur l'efficacité au regard des coûts, y compris en ce qui concerne les plateformes d'équilibrage existantes conformément au règlement (UE) 2017/2195, sur l'intégration des énergies renouvelables et sur les émissions de gaz à effet de serre; et
b)
un plan d'action visant à raccourcir l'heure de fermeture du guichet infrajournalier entre zones à 30 minutes avant le temps réel, au plus tard le 1er janvier 2029.
1 ter. L'autorité de régulation peut, à la demande du gestionnaire de réseau de transport concerné, accorder une dérogation supplémentaire à l'exigence énoncée au paragraphe 1 pour une durée maximale de deux ans et demi à compter de la date d'expiration du délai visé au paragraphe 1 bis. Le gestionnaire de réseau de transport concerné soumet la demande à l'autorité de régulation concernée, au REGRT pour l'électricité et à l'ACER au plus tard le 30 juin 2028. Ladite demande inclut:
a)
une nouvelle analyse d'impact, tenant compte des retours d'information des acteurs du marché et des NEMO, justifiant la nécessité d'une dérogation supplémentaire fondée sur les risques pour la sécurité d'approvisionnement du système électrique national, l'efficacité au regard des coûts, l'intégration des énergies renouvelables, et des émissions de gaz à effet de serre; et
b)
un plan d'action révisé visant à raccourcir l'heure de fermeture du guichet infrajournalier entre zones à 30 minutes avant le temps réel, au plus tard à la date pour laquelle une extension est demandée et au plus tard à la date demandée pour la dérogation.
L'ACER émet un avis concernant l'incidence transfrontière d'une dérogation supplémentaire dans un délai de six mois à compter de la réception d'une demande de dérogation. L'autorité de régulation concernée tient compte de cet avis avant de statuer sur une demande de dérogation supplémentaire.
1 quater. Au plus tard le 1er décembre 2027, la Commission, après consultation des NEMO, du REGRT pour l'électricité, de l'ACER et des parties prenantes concernées, présente au Parlement européen et au Conseil un rapport évaluant l'incidence de la mise en œuvre de la réduction de l'heure de fermeture du guichet infrajournalier entre zones établie au titre du présent article, les coûts et avantages, la faisabilité et les solutions pratiques permettant de réduire encore l'heure de fermeture afin d'autoriser les acteurs du marché à échanger de l'énergie à une échéance aussi proche que possible du temps réel. Le rapport envisage les incidences sur la sécurité du système électrique, l'efficacité au regard des coûts, les avantages pour l'intégration des énergies renouvelables et la réduction des émissions de gaz à effet de serre.»
;
b)
le paragraphe 3 est remplacé par le texte suivant:
«3. Les NEMO fournissent, pour les échanges sur les marchés journaliers et les marchés infrajournaliers, des produits suffisamment limités en volume, avec des offres minimales de 100 kW ou moins, afin de permettre la participation effective de la participation active de la demande, le stockage d'énergie et la production d'énergie renouvelable à petite échelle, y compris la participation par les clients, directement ainsi que par agrégation.».
6)
L'article 9 est remplacé par le texte suivant:
«Article 9
Marchés à terme
1. Conformément au règlement (UE) 2016/1719, les gestionnaires de réseau de transport délivrent des droits de transport à long terme ou mettent en place des mesures équivalentes pour permettre aux acteurs du marché, y compris aux propriétaires d'installations de production d'électricité utilisant des énergies renouvelables, de couvrir les risques de prix, à moins qu'une évaluation du marché à terme sur les frontières des zones de dépôt des offres effectuée par les autorités de régulation démontre l'existence de possibilités de couverture suffisantes dans les zones de dépôt des offres concernées.
2. Les droits de transport à long terme sont alloués, sur une base régulière, de manière transparente, sur la base du marché et sans discrimination, via une plateforme d'allocation unique. La fréquence d'allocation et les échéances des capacités d'échange entre zones à long terme contribuent au bon fonctionnement des marchés à terme de l'Union.
3. L'organisation des marchés à terme de l'Union comprend les outils nécessaires pour améliorer la capacité des acteurs du marché à couvrir les risques de prix sur le marché intérieur de l'électricité.
4. Au plus tard le 17 janvier 2026, la Commission, après consultation des parties prenantes concernées, analyse l'impact des mesures envisageables pour atteindre l'objectif visé au paragraphe 3. Cette analyse d'impact porte, entre autres, sur les aspects suivants:
a)
les éventuelles modifications de la fréquence d'allocation des droits de transport à long terme;
b)
les éventuelles modifications des échéances des droits de transport à long terme, en particulier les échéances prolongées jusqu'à trois ans au moins;
c)
les éventuelles modifications de la nature des droits de transport à long terme;
d)
les moyens de renforcer le marché secondaire; et
e)
l'introduction éventuelle de plateformes virtuelles régionales pour les marchés à terme.
5. En ce qui concerne les plateformes virtuelles régionales pour les marchés à terme, l'analyse d'impact réalisée conformément au paragraphe 4 porte sur les aspects suivants:
a)
la portée géographique adéquate des plateformes virtuelles régionales, y compris les zones de dépôt des offres qui constitueraient ces plateformes, et les situations spécifiques des zones de dépôt des offres appartenant à deux plateformes virtuelles ou plus, en vue de maximiser la corrélation entre les prix de référence et les prix des zones de dépôt des offres constituant les plateformes virtuelles régionales;
b)
le niveau d'interconnectivité électrique des États membres, en particulier des États membres en deçà des objectifs d'interconnexion électrique pour 2020 et 2030 fixés à l'article 4, point d) 1), du règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil (*3);
c)
la méthode de calcul des prix de référence pour les plateformes virtuelles régionales pour les marchés à terme, en vue de maximiser la corrélation entre le prix de référence et les prix des zones de dépôt des offres constituant une plateforme virtuelle régionale;
d)
la possibilité pour les zones de dépôt des offres de faire partie de plus d'une plateforme virtuelle régionale;
e)
les moyens de maximiser les débouchés pour les produits de couverture qui font référence aux plateformes virtuelles régionales pour le marché à terme, ainsi que pour les droits de transport à long terme des zones de dépôt des offres vers les plateformes virtuelles régionales;
f)
les moyens d'assurer que la plateforme d'allocation unique visée au paragraphe 2 propose l'allocation et facilite l'échange de droits de transport à long terme;
g)
les implications des accords intergouvernementaux préexistants et des droits qui en découlent.
6. Sur la base des résultats de l'analyse d'impact visée au paragraphe 4 du présent article, la Commission adopte, au plus tard le 17 juillet 2026, un acte d'exécution précisant les mesures et les outils permettant d'atteindre les objectifs visés au paragraphe 3 du présent article et les caractéristiques exactes desdits mesures et outils. Cet acte d'exécution est adopté en conformité avec la procédure d'examen visée à l'article 67, paragraphe 2.
7. La plateforme d'allocation unique établie conformément au règlement (UE) 2016/1719 agit en tant qu'entité permettant de bénéficier de l'allocation et de faciliter l'échange de droits de transport à long terme pour le compte des gestionnaires de réseau de transport. Elle présente l'une des formes juridiques énoncées à l'annexe II de la directive (UE) 2017/1132 du Parlement européen et du Conseil (*4).
8. Lorsqu'une autorité de régulation compétente estime que les possibilités de couverture sont insuffisantes pour les acteurs du marché, elle peut, après avoir consulté les autorités compétentes désignées en vertu de l'article 67 de la directive 2014/65/UE du Parlement européen et du Conseil (*5) lorsque les marchés à terme concernent des instruments financiers au sens de l'article 4, paragraphe 1, point 15), de ladite directive, exiger des bourses de l'électricité ou des gestionnaires de réseau de transport qu'ils mettent en œuvre des mesures supplémentaires, telles que des activités de tenue de marché, pour améliorer la liquidité du marché à terme.
9. Sous réserve du respect du droit de l'Union en matière de concurrence ainsi que des règlements (UE) no 648/2012 (*6) et (UE) no 600/2014 (*7) du Parlement européen et du Conseil et de la directive 2014/65/UE, les opérateurs du marché peuvent concevoir des produits de couverture à terme, y compris des produits de couverture à long terme, afin de fournir aux acteurs du marché, notamment aux propriétaires d'installations de production d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables, des possibilités appropriées de couverture contre les risques financiers engendrés par les fluctuations des prix. Les États membres n'exigent pas que de telles opérations de couverture puissent être limitées aux transactions au sein d'un État membre ou d'une zone de dépôt des offres.
(*3) Règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l'union de l'énergie et de l'action pour le climat modifiant les règlements (CE) no 663/2009 et (CE) no 715/2009 du Parlement européen et du Conseil, les directives 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE et 2013/30/UE du Parlement européen et du Conseil, les directives 2009/119/CE et (UE) 2015/652 du Conseil et abrogeant le règlement (UE) no 525/2013 du Parlement européen et du Conseil (JO L 328 du 21.12.2018, p. 1)."
(*4) Directive (UE) 2017/1132 du Parlement européen et du Conseil du 14 juin 2017 relative à certains aspects du droit des sociétés (JO L 169 du 30.6.2017, p. 46)."
(*5) Directive 2014/65/UE du Parlement européen et du Conseil du 15 mai 2014 concernant les marchés d'instruments financiers et modifiant la directive 2002/92/CE et la directive 2011/61/UE (JO L 173 du 12.6.2014, p. 349)."
(*6) Règlement (UE) no 648/2012 du Parlement européen et du Conseil du 4 juillet 2012 sur les produits dérivés de gré à gré, les contreparties centrales et les référentiels centraux (JO L 201 du 27.7.2012, p. 1)."
(*7) Règlement (UE) no 600/2014 du Parlement européen et du Conseil du 15 mai 2014 concernant les marchés d'instruments financiers et modifiant le règlement (UE) no 648/2012 (JO L 173 du 12.6.2014, p. 84).»."
7)
L'article 18 est modifié comme suit:
a)
Les paragraphes 2 et 3 sont remplacés par le texte suivant:
«2. Les méthodes de tarification:
a)
reflètent les coûts fixes des gestionnaires de réseau de transport et des gestionnaires de réseau de distribution et prennent en considération les dépenses en capital et opérationnelles, pour inciter de manière appropriée les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution des incitations appropriées à court et à long terme, y compris au moyen d'investissements anticipatifs, en vue d'améliorer l'efficacité, y compris l'efficacité énergétique;
b)
favorisent l'intégration du marché, l'intégration des énergies renouvelables et la sécurité d'approvisionnement;
c)
encouragent le recours aux services de flexibilité et permettent l'utilisation de raccordements flexibles;
d)
promeuvent des investissements efficace et en temps utile, y compris en ce qui concerne des solutions pour optimiser le réseau existant;
e)
facilitent le stockage d'énergie, la participation active de la demande et les activités de recherche connexes;
f)
contribuent à atteindre les objectifs fixés dans les plans nationaux intégrés en matière d'énergie et de climat, limitent les incidences sur l'environnement et promeuvent l'acceptation par le public; et
g)
facilitent l'innovation dans l'intérêt des consommateurs dans des domaines tels que la numérisation, les services de flexibilité et l'interconnexion, en particulier pour développer les infrastructures nécessaires pour atteindre l'objectif minimum de 15 % d'interconnexion électrique d'ici à 2030 fixé à l'article 4, point d) 1), du règlement (UE) 2018/1999.
3. Le cas échéant, le niveau des tarifs appliqués aux producteurs ou aux consommateurs finals, ou aux deux, intègre des signaux de localisation des investissements au niveau de l'Union, tels que des incitations à travers la structure tarifaire afin de réduire les coûts du redispatching et du renforcement du réseau électrique, et prend en considération les pertes de réseau et la congestion causées, ainsi que les coûts d'investissement relatifs aux infrastructures.»
;
b)
le paragraphe 8 est remplacé par le texte suivant:
«8. Les méthodes de tarification du transport et de la distribution prévoient des mesures pour inciter les gestionnaires de réseaux de transport et les gestionnaires de réseaux de distribution à l'exploitation et au développement les plus rentables de leurs réseaux, notamment au moyen de la passation de marchés de services. À cette fin, les autorités de régulation reconnaissent les coûts correspondants comme admissibles, y compris les coûts liés à l'investissement anticipatif, les incluent dans les tarifs de transport et de distribution et elles introduisent, le cas échéant, des objectifs de performance afin d'inciter les gestionnaires de réseaux de transport et les gestionnaires de réseaux de distribution à augmenter l'efficacité générale du système dans leurs réseaux, notamment au moyen de l'efficacité énergétique, du recours aux services de flexibilité, du déploiement de réseaux électriques intelligents et de la mise en place de systèmes intelligents de mesure.»
;
c)
le paragraphe 9 est modifié comme suit:
i)
le point f) est remplacé par le texte suivant:
«f)
les méthodes, à déterminer après consultation des parties prenantes concernées, mises en œuvre pour garantir la transparence dans la fixation et la structure des tarifs, y compris l'investissement anticipatif, qui sont conformes aux objectifs énergétiques nationaux et de l'Union pertinents, et en tenant compte des zones d'accélération définies conformément à la directive (UE) 2018/2001;»
;
ii)
le point suivant est ajouté:
«i)
les mesures d'incitation en faveur d'investissements efficients dans les réseaux, y compris en ce qui concerne les ressources apportant de la flexibilité et les conventions de raccordement flexible.».
8)
À l'article 19, le paragraphe 2 est remplacé par le texte suivant:
«2. Les objectifs suivants sont prioritaires en ce qui concerne l'allocation de recettes résultant de l'allocation de la capacité d'échange entre zones:
a)
garantir la disponibilité réelle des capacités allouées, y compris la compensation de fermeté;
b)
maintenir ou accroître les capacités d'échange entre zones via l'optimisation de l'utilisation des interconnexions existantes au moyen d'actions correctives coordonnées, le cas échéant, ou couvrir les coûts résultant d'investissements dans le réseau qui sont pertinents pour réduire la congestion des interconnexions; ou
c)
indemniser les exploitants de centrales de production d'électricité renouvelable en mer situées dans une zone de dépôt des offres en mer, directement connectés à deux ou plusieurs zones de dépôt des offres, dans le cas où l'accès aux marchés interconnectés a été réduit de manière telle que l'exploitant de la centrale de production d'électricité renouvelable en mer n'a pas pu exporter sa capacité de production d'électricité vers le marché et que, le cas échéant, il en résulte une baisse correspondante des prix dans la zone de dépôt des offres en mer, par rapport à une situation sans réduction de capacité.
L'indemnisation visée au premier alinéa, point c), s'applique lorsque, selon les résultats validés du calcul de la capacité, un ou plusieurs gestionnaires de réseau de transport n'ont pas mis à disposition la capacité convenue dans les conventions de raccordement sur l'interconnexion, n'ont pas mis à disposition la capacité sur les éléments critiques de réseau conformément aux règles de calcul de la capacité établies à l'article 16, paragraphe 8, ou les deux. Les gestionnaires de réseau de transport responsables de la réduction de l'accès aux marchés interconnectés sont chargés d'indemniser les exploitants d'installations de production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelables en mer. Sur une base annuelle, cette indemnisation ne dépasse pas le revenu total de congestion généré sur les interconnexions entre les zones de dépôt des offres concernées.».
9)
Le chapitre suivant est inséré:
«CHAPITRE III bis
INCITATIONS À L'INVESTISSEMENT PARTICULIÈRES POUR ATTEINDRE LES OBJECTIFS DE DÉCARBONISATION DE L'UNION
Article 19 bis
Accords d'achat d'électricité
1. Sans préjudice de la directive (UE) 2018/2001 relative à la promotion des sources d'énergie renouvelables, les États membres encouragent le recours aux AAE, y compris en supprimant les barrières injustifiées et les procédures ou frais discriminatoires ou disproportionnés, en vue d'assurer la prévisibilité des prix et d'atteindre les objectifs fixés dans leurs plans nationaux intégrés en matière d'énergie et de climat en ce qui concerne la dimension “décarbonisation” mentionnée à l'article 4, point a), du règlement (UE) 2018/1999, y compris en qui concerne les énergies renouvelables, tout en préservant la compétitivité et la liquidité des marchés de l'électricité et les échanges transfrontières.
2. Lorsqu'elle procède au réexamen du présent règlement conformément à l'article 69, paragraphe 2, la Commission, après consultation des parties prenantes concernées, évalue le potentiel et la viabilité d'une ou de plusieurs plateformes du marché de l'Union pour les AAE, à utiliser sur une base volontaire, y compris l'interaction de ces plateformes potentielles avec d'autres plateformes existantes du marché de l'électricité et la mise en commun de la demande d'AAE par agrégation.
3. Les États membres veillent, de manière coordonnée, à ce que des instruments tels que les régimes de garantie aux prix du marché, destinés à réduire les risques financiers liés au défaut de paiement de l'acquéreur dans le cadre des AAE soient en place et accessibles aux clients qui rencontrent des obstacles pour entrer sur le marché des AAE et qui ne connaissent pas de difficultés financières. Ces instruments peuvent inclure, entre autres, des régimes de garantie aux prix du marché soutenus par l'État, des garanties privées ou des structures mutualisant la demande d'AAE, conformément au droit applicable de l'Union. À cette fin, les États membres devraient assurer une coordination appropriée, y compris avec les structures pertinentes au niveau de l'Union. Les États membres peuvent déterminer les catégories de clients visées par ces instruments, en appliquant des critères non discriminatoires entre les différentes catégories de clients et au sein de chaque catégorie.
4. Sans préjudice des articles 107 et 108 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, si un régime de garantie pour les AAE est soutenu par l'État membre, il comporte des dispositions destinées à préserver la liquidité des marchés de l'électricité et ne soutient pas l'achat de la production à partir de combustibles fossiles. Les États membres peuvent décider de limiter ces régimes de garantie au soutien exclusif de l'achat d'électricité à partir de la nouvelle production d'énergie renouvelable, conformément aux politiques de décarbonisation des États membres, y compris en particulier lorsque le marché des accords d'achat d'électricité renouvelable, au sens de l'article 2, point 17), de la directive (UE) 2018/2001, n'est pas suffisamment développé.
5. Les régimes d'aide en faveur de l'électricité produite à partir de sources renouvelables autorisent la participation de projets qui réservent une partie de l'électricité à la vente par un AAE renouvelable ou par d'autres modalités fondées sur le marché, à condition que cette participation ne nuise pas à la concurrence sur le marché, notamment lorsque les deux parties à cet AAE sont contrôlées par la même entité.
6. Dans le cadre de la conception des régimes d'aide visés au paragraphe 5, les États membres s'efforcent d'appliquer des critères d'évaluation pour encourager les soumissionnaires à faciliter l'accès des clients qui rencontrent des obstacles pour entrer sur le marché des AAE, à condition que cela ne nuise pas à la concurrence sur le marché.
7. Les AAE précisent la zone de dépôt des offres où aura lieu la livraison ainsi que l'entité chargée d'obtenir des droits de transport entre zones, en cas de changement de zone de dépôt des offres en application de l'article 14.
8. Les AAE précisent les modalités et conditions auxquelles les clients et producteurs peuvent se retirer des AAE, par exemple les frais de sortie et les délais de préavis applicables, conformément au droit de la concurrence de l'Union.
9. Lorsqu'ils conçoivent des mesures ayant une incidence directe sur les AAE, les États membres respectent les attentes légitimes éventuelles et tiennent compte de l'effet de ces mesures sur les AAE existants et futurs.
10. Le 31 janvier 2026 au plus tard et tous les deux ans par la suite, la Commission évalue si des obstacles persistent et si les marchés des AAE sont suffisamment transparents. La Commission peut élaborer des orientations spécifiques sur la suppression des obstacles sur les marchés des AAE, y compris en matière de procédures ou de frais disproportionnés ou discriminatoires.
Article 19 ter
Modèles volontaires pour les AAE et suivi des AAE
1. L'ACER publie une évaluation annuelle du marché des AAE au niveau de l'Union et des États membres dans le cadre de son rapport annuel publié en vertu de l'article 15, paragraphe 2, du règlement (UE) 2019/942.
2. Au plus tard le 17 octobre 2024, l'ACER évalue, en étroite coordination avec les institutions et parties prenantes concernées, la nécessité d'élaborer et de publier des modèles d'AAE volontaires, adaptés aux besoins des différentes catégories de contreparties.
Lorsque l'évaluation conclut à la nécessité d'élaborer et de publier de tels modèles volontaires, l'ACER, conjointement avec les NEMO, et après consultation des parties prenantes concernées, élabore de tels modèles, en tenant compte des éléments suivants:
a)
l'utilisation de ces modèles de contrat est à la discrétion des parties contractantes;
b)
entre autres, les modèles de contrat:
i)
proposent diverses durées contractuelles;
ii)
fournissent une variété de formules de prix;
iii)
prennent en considération le profil de charge de l'acquéreur et le profil de production du producteur.
Article 19 quater
Mesures prises au niveau de l'Union pour contribuer à la réalisation de la part supplémentaire d'énergie produite à partir de sources renouvelables
La Commission évalue si des mesures prises au niveau de l'Union peuvent contribuer à la réalisation de l'effort collectif des États membres visant à atteindre la part supplémentaire de 2,5 % d'énergie produite à partir de sources renouvelables dans la consommation finale brute d'énergie de l'Union en 2030 en vertu de la directive (UE) 2018/2001, en complément des mesures nationales. La Commission analyse la possibilité d'utiliser le mécanisme de financement des énergies renouvelables de l'Union établi conformément à l'article 33 du règlement (UE) 2018/1999, pour organiser des mises aux enchères d'énergies renouvelables au niveau de l'Union, dans le respect du cadre réglementaire applicable.
Article 19 quinquies
Régimes de soutien direct des prix sous la forme de contrats sur différence bidirectionnels pour les investissements
1. Les régimes de soutien direct des prix pour les investissements dans de nouvelles installations de production d'électricité pour produire de l'électricité à partir des sources énumérées au paragraphe 4 prennent la forme de contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets.
Le premier alinéa s'applique aux contrats relevant de régimes de soutien direct des prix pour les investissements dans la nouvelle production d'électricité conclus le 17 juillet 2027 ou après cette date, ou, dans le cas des centrales de production d'électricité renouvelable en mer raccordées à des projets hybrides en mer eux-mêmes liés à deux zones de dépôt des offres ou davantage, le 17 juillet 2029 ou après cette date.
Les acteurs du marché participent à titre volontaire aux régimes de soutien direct des prix sous la forme de contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets.
2. Tous les régimes de soutien direct des prix sous la forme de contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets sont conçus de manière:
a)
à préserver les incitations destinées à ce que l'installation de production d'électricité fonctionne et participe efficacement aux marchés de l'électricité, en particulier de manière à refléter les conditions du marché;
b)
à prévenir tout effet de distorsion du régime de soutien sur les décisions d'exploitation, d'appel et de maintenance de l'installation de production d'électricité ou sur le comportement des soumissionnaires sur les marchés journalier, infrajournalier, des services auxiliaires et d'équilibrage;
c)
à faire en sorte que le niveau de protection d'une rémunération minimale et le niveau de la limite haute des rémunérations excessives soient alignés sur le coût du nouvel investissement et les recettes du marché afin de garantir la viabilité économique à long terme de l'installation de production d'électricité tout en évitant toute surcompensation;
d)
à éviter les distorsions injustifiées de la concurrence et des échanges sur le marché intérieur, notamment en déterminant les montants de rémunération par une procédure de mise en concurrence ouverte claire, transparente et non discriminatoire; lorsqu'une telle procédure de mise en concurrence ne peut être menée, les contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets, et les prix d'exercice applicables, sont conçus de manière à garantir que la distribution des recettes aux entreprises ne crée pas de distorsions indues de la concurrence et des échanges sur le marché intérieur;
e)
à éviter les distorsions de la concurrence et des échanges sur le marché intérieur résultant de la distribution des recettes aux entreprises;
f)
à inclure des clauses de pénalité applicables en cas de résiliation indue, unilatérale et anticipée du contrat.
3. Lors de l'évaluation des contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets au titre des articles 107 et 108 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, la Commission veille au respect des principes de conception visés au paragraphe 2.
4. Le paragraphe 1 s'applique aux investissements dans une nouvelle production d'électricité à partir des sources suivantes:
a)
énergie éolienne;
b)
énergie solaire;
c)
énergie géothermique;
d)
hydroélectricité sans réservoir;
e)
énergie nucléaire.
5. Toutes recettes, ou tout équivalent en valeur financière de ces recettes, issues de régimes de soutien direct des prix sous la forme de contrats sur différence bidirectionnels et de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets visés au paragraphe 1 sont distribuées aux clients finals.
Nonobstant le premier alinéa, les recettes, ou l'équivalent en valeur financière de ces recettes, peuvent également être utilisées pour financer les coûts des régimes de soutien direct des prix ou les investissements visant à réduire les coûts de l'électricité pour les clients finals.
La distribution des recettes aux clients finals est conçue de manière à maintenir les mesures d'incitation à réduire leur consommation ou à la déplacer vers des périodes où les prix de l'électricité sont bas, et à ne pas nuire à la concurrence entre les fournisseurs d'électricité.
6. Conformément à l'article 4, paragraphe 3, troisième alinéa, de la directive (UE) 2018/2001, les États membres peuvent exempter les petites installations d'énergie renouvelable et les projets de démonstration de l'obligation prévue au paragraphe 1 du présent article.
Article 19 sexies
Évaluation des besoins de flexibilité
1. Au plus tard un an après l'approbation par l'ACER de la méthode conformément au paragraphe 6, et tous les deux ans par la suite, l'autorité de régulation, ou une autre autorité ou entité désignée par un État membre, adopte un rapport sur les besoins de flexibilité estimés pour une période couvrant au moins les 5 à 10 prochaines années au niveau national, eu égard à la nécessité, de manière efficace au regard des coûts, d'assurer la sécurité et la fiabilité de l'approvisionnement et de décarboner le système électrique, en tenant compte de l'intégration de sources d'énergie renouvelables intermittentes et des différents secteurs, ainsi que de la nature interconnectée du marché de l'électricité, y compris les objectifs d'interconnexion et la disponibilité potentielle de la flexibilité transfrontière.
Le rapport visé au premier alinéa:
a)
est cohérent avec l'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne et les évaluations de l'adéquation des ressources à l'échelle nationale effectuées au titre des articles 23 et 24;
b)
est fondé sur les données et analyses fournies par les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution de chaque État membre, conformément au paragraphe 3, et applique la méthode commune prévue au paragraphe 4 et, lorsque cela est dûment justifié, a recours à des données et analyses supplémentaires.
Lorsque l'État membre a désigné un gestionnaire de réseau de transport ou une autre entité aux fins d'adopter le rapport visé au premier alinéa, l'autorité de régulation approuve ou modifie ledit rapport.
2. Au minimum, le rapport visé au paragraphe 1:
a)
évalue les différents types de besoins de flexibilité, au moins sur une base saisonnière, quotidienne et horaire, pour intégrer dans le réseau électrique de l'électricité produite à partir de sources renouvelables, notamment en ce qui concerne les différentes hypothèses concernant les prix sur le marché de l'électricité, la production et la demande;
b)
examine le potentiel des ressources de flexibilité d'origine non fossile, telles que la participation active de la demande et le stockage de l'énergie, y compris l'agrégation et l'interconnexion, pour répondre à ces besoins de flexibilité, tant au niveau du transport qu'au niveau de la distribution;
c)
évalue les obstacles à la flexibilité sur le marché et propose des mesures d'atténuation et d'incitation pertinentes, y compris la suppression des obstacles réglementaires et de possibles améliorations des marchés et des services ou produits d'exploitation du réseau;
d)
évalue la contribution de la numérisation des réseaux de transport et de distribution d'électricité; et
e)
tient compte des sources de flexibilité, qui devraient être disponibles dans d'autres États membres.
3. Les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution de chaque État membre fournissent à l'autorité de régulation ou à une autre autorité ou entité désignée au titre du paragraphe 1, les données et analyses qui sont nécessaires à l'élaboration du rapport visé au paragraphe 1. Lorsque cela est dûment justifié, l'autorité de régulation ou une autre autorité ou entité désignée au titre du paragraphe 1 peut demander aux gestionnaires de réseau de transport et aux gestionnaires de réseau de distribution concernés d'apporter des contributions supplémentaires au rapport, en plus des exigences visées au paragraphe 4. Les gestionnaires de réseau de transport d'électricité et les gestionnaires de réseau de distribution d'électricité concernés coordonnent, avec les gestionnaires de réseau de gaz naturel et les gestionnaires de système d'hydrogène, la collecte des informations pertinentes nécessaires aux fins du présent article.
4. Le REGRT pour l'électricité et l'entité des GRD de l'Union coordonnent les travaux des gestionnaires de réseau de transport et des gestionnaires de réseau de distribution en ce qui concerne les données et analyses à fournir conformément au paragraphe 3. En particulier, ils:
a)
définissent le type et le format de données que les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution doivent fournir aux autorités de régulation ou à une autre autorité ou entité désignée au titre du paragraphe 1;
b)
élaborent une méthode pour l'analyse, par les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution, des besoins de flexibilité, en tenant compte au minimum:
i)
de toutes les sources de flexibilité disponibles de manière efficace au regard des coûts pour les différentes échéances, y compris dans d'autres États membres;
ii)
de l'investissement prévu dans l'interconnexion et la flexibilité au niveau du transport et de la distribution; et
iii)
de la nécessité de décarboner le réseau électrique afin d'atteindreles objectifs de l'Union pour 2030 en matière d'énergie et de climat, tels qu'ils sont définis à l'article 2, point 11), du règlement (UE) 2018/1999, et son objectif de neutralité climatique à l'horizon 2050 fixé à l'article 2 du règlement (UE) 2021/1119, conformément à l'accord de Paris adopté au titre de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques (*8).
La méthode visée au point b) du premier alinéa comporte des critères directeurs sur la façon d'évaluer la capacité des différentes sources de flexibilité à couvrir les besoins en matière de flexibilité.
5. Le REGRT pour l'électricité et l'entité des GRD de l'Union coopèrent étroitement en ce qui concerne la coordination des gestionnaires de réseau de transport et des gestionnaires de réseau de distribution pour ce qui est de la fourniture de données et d'analyses conformément au paragraphe 4.
6. Au plus tard le 17 avril 2025, le REGRT pour l'électricité et l'entité des GRD de l'Union soumettent conjointement à l'ACER une proposition concernant le type de données et le format à soumettre à une autorité de régulation ou à une autre autorité ou entité désignée en vertu du paragraphe 1, ainsi que la méthode pour l'analyse des besoins de flexibilité visée au paragraphe 4. Dans les trois mois à compter de la réception de la proposition, l'ACER approuve la proposition ou la modifie. Dans ce dernier cas, l'ACER consulte le groupe de coordination pour l'électricité, le REGRT pour l'électricité et l'entité des GRD de l'Union avant d'adopter les modifications. Une fois adoptée, la proposition est publiée sur le site internet de l'ACER.
7. L'autorité de régulation ou une autre autorité ou entité désignée au paragraphe 1, présente les rapports visés au paragraphe 1 à la Commission et l'ACER et les publie. Dans les douze mois à compter de la réception des rapports, l'ACER publie un rapport qui analyse ces derniers et formule des recommandations sur les questions ayant une dimension transfrontière en lien avec les conclusions de l'autorité de régulation ou d'une autre autorité ou entité désignée au titre du paragraphe 1, y compris des recommandations sur la suppression des barrières à l'entrée de ressources de flexibilité d'origine non fossile.
Parmi les questions ayant une dimension transfrontière, l'ACER évalue:
a)
comment mieux intégrer l'analyse des besoins de flexibilité visée au paragraphe 1 du présent article avec la méthode d'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne conformément à l'article 23, ainsi que la méthode relative au plan de développement décennal du réseau dans l'ensemble de l'Union, en veillant à la cohérence entre ces éléments;
b)
les besoins de flexibilité estimés du système électrique au niveau de l'Union et son potentiel économiquement disponible projeté pour la période des 5 à 10 prochaines années, en tenant compte des rapports nationaux;
c)
la possible introduction de mesures supplémentaires pour libérer le potentiel de flexibilité dans le cadre des marchés de l'électricité et de l'exploitation du système.
Les résultats de l'analyse visée au deuxième alinéa, point a), peuvent être pris en compte dans les révisions ultérieures des méthodes visées audit point, conformément aux actes juridiques pertinents de l'Union.
Le conseil scientifique consultatif européen sur le changement climatique peut, de sa propre initiative, formuler des recommandations à l'ACER sur la manière d'assurer le respect des objectifs de l'Union pour 2030 en matière d'énergie et de climat et de son objectif de neutralité climatique à l'horizon 2050.
8. Le REGRT pour l'électricité met à jour le plan de développement du réseau dans l'ensemble de l'Union pour y inclure les résultats des rapports nationaux sur les besoins de flexibilité visées au paragraphe 1. Ces rapports sont pris en considération par les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution dans leurs plans de développement du réseau.
Article 19 septies
Objectif national indicatif pour la flexibilité non fossile
Au plus tard six mois après la présentation du rapport en vertu de l'article 19 sexies, paragraphe 1, du présent règlement, chaque État membre définit, sur la base de ce rapport, un objectif national indicatif pour la flexibilité non fossile, y compris les contributions spécifiques respectives de la participation active de la demande et du stockage d'énergie à cet objectif. Les États membres peuvent atteindre cet objectif en réalisant le potentiel identifié de flexibilité non fossile, par la suppression des obstacles au marché qui ont été identifiés ou le recours aux régimes d'aide à la flexibilité non fossile visés à l'article 19 octies du présent règlement. Cet objectif national indicatif, y compris les contributions spécifiques respectives à cet objectif de la participation active de la demande et du stockage d'énergie, ainsi que les mesures pour y parvenir sont également pris en compte dans les plans nationaux intégrés en matière d'énergie et de climat des États membres en ce qui concerne la dimension “marché intérieur de l'énergie”, conformément aux articles 3, 4 et 7 du règlement (UE) 2018/1999, et dans leurs rapports d'avancement intégrés, conformément à l'article 17 dudit règlement. Les États membres peuvent définir des objectifs nationaux indicatifs provisoires jusqu'à l'adoption du rapport conformément à l'article 19 sexies, paragraphe 1, du présent règlement.
À la suite de l'évaluation réalisée conformément à l'article 9 du règlement (UE) 2018/1999, la Commission, après avoir reçu l'objectif indicatif national défini et communiqué par les États membres conformément au paragraphe 1 du présent article, présente au Parlement européen et au Conseil un rapport dans lequel elle évalue les rapports nationaux.
Sur la base des conclusions du rapport établi à partir des premières informations communiquées par les États membres, la Commission peut élaborer une stratégie de l'Union en matière de flexibilité, mettant particulièrement l'accent sur la participation active de la demande et le stockage d'énergie, pour faciliter leur déploiement, et qui est cohérent aux objectifs de l'Union pour 2030 en matière d'énergie et de climat et de l'objectif de neutralité climatique à l'horizon 2050. Cette stratégie de l'Union en matière de flexibilité peut s'accompagner, s'il y a lieu, d'une proposition législative.
Article 19 octies
Régimes d'aide à la flexibilité non fossile
1. Lorsque les investissements dans la flexibilité non fossile sont insuffisants pour atteindre l'objectif national indicatif ou, le cas échéant, les objectifs nationaux indicatifs provisoires définis conformément à l'article 19 septies, les États membres peuvent appliquer des régimes d'aide à la flexibilité non fossile consistant en des paiements pour la capacité disponible de la flexibilité non fossile, sans préjudice des articles 12 et 13. Les États membres qui appliquent un mécanisme de capacité envisagent de procéder aux adaptations nécessaires en matière de conception des mécanismes de capacité afin de promouvoir la participation de la flexibilité d'origine non fossile, tels que la participation active de la demande et le stockage d'énergie, sans préjudice de la possibilité pour ces États membres d'utiliser les régimes d'aide à la flexibilité non fossile visés au présent paragraphe.
2. La possibilité pour les États membres d'appliquer des mesures d'aide à la flexibilité non fossile en vertu du paragraphe 1 du présent article n'empêche pas les États membres d'atteindre leurs objectifs nationaux indicatifs définis en vertu de l'article 19 septies; par d'autres moyens.
Article 19 nonies
Principes de conception des régimes d'aide à la flexibilité non fossile
Les régimes d'aide à la flexibilité d'origine non fossile appliqués par les États membres conformément à l'article 19 octies, paragraphe 1:
a)
n'excèdent pas ce qui est nécessaire pour atteindre de manière efficace au regard des coûts l'objectif national indicatif ou, le cas échéant, l'objectif national indicatif provisoire, définis conformément à l'article 19 septies;
b)
sont limités aux nouveaux investissements dans les ressources de flexibilité d'origine non fossile telles que la participation active de la demande et le stockage de l'énergie;
c)
s'efforcent de tenir compte des critères géographiques pour veiller à ce que les investissements dans de nouvelles capacités soient effectués aux meilleurs endroits;
d)
n'impliquent pas de démarrer la production d'électricité d'origine fossile derrière le point de mesure;
e)
sélectionnent les fournisseurs de capacité au moyen d'une procédure ouverte, transparente, concurrentielle, volontaire, non discriminatoire et efficace au regard des coûts;
f)
doivent empêcher les perturbations du bon fonctionnement des marchés de l'électricité, notamment en préservant les mesures d'incitation à une exploitation efficace et les signaux de prix, ainsi que l'exposition à des variations de prix et au risque de marché;
g)
constituent une incitation à l'intégration au marché de l'électricité, d'une manière fondée sur le marché et réagissant à ses signaux, tout en évitant les distorsions inutiles sur les marchés de l'électricité et en tenant compte des éventuels coûts d'intégration au réseau ainsi que de la congestion et de la stabilité du réseau;
h)
fixent un niveau minimal de participation aux marchés de l'électricité pour l'énergie activée, qui tient compte des particularités techniques de l'actif offrant la flexibilité;
i)
appliquent des sanctions appropriées aux fournisseurs de capacité qui ne respectent pas le niveau minimal de participation aux marchés de l'électricité visé au point h) ou qui ne suivent pas les mesures d'incitation à une exploitation efficace et les signaux de prix visés au point f);
j)
promeuvent l'ouverture à la participation transfrontière des ressources capables de fournir les performances techniques requises, lorsqu'une analyse coûts-avantages s'avère positive.
(*8)
JO L 282 du 19.10.2016, p. 4.»."
10)
L'article 21 est modifié comme suit:
a)
le paragraphe 1 est remplacé par le texte suivant:
«1. Les États membres peuvent, tout en appliquant les mesures visées à l'article 20, paragraphe 3, du présent règlement, conformément aux articles 107, 108 et 109 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, introduire des mécanismes de capacité.»
;
b)
le paragraphe 7 est supprimé;
c)
le paragraphe 8 est remplacé par le texte suivant:
«8. Les mécanismes de capacité sont approuvés par la Commission pour une durée maximale de dix ans. Le montant des capacités engagées est réduit sur la base des plans de mise en œuvre visés à l'article 20, paragraphe 3. Les États membres continuent à appliquer le plan de mise en œuvre après l'introduction du mécanisme de capacité.».
11)
À l'article 22, paragraphe 1, le point a) est supprimé.
12)
À l'article 37, paragraphe 1, le point a) est remplacé par le texte suivant:
«a)
la réalisation du calcul coordonné des capacités, conformément aux méthodes mises au point en vertu de la ligne directrice relative à l'allocation de la capacité à terme établie par le règlement (UE) 2016/1719, de la ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion établie par le règlement (UE) 2015/1222 et de la ligne directrice sur l'équilibrage du réseau électrique, établie par le règlement (UE) 2017/2195.».
13)
À l'article 50, le paragraphe suivant est inséré:
«4 bis. Les gestionnaires de réseau de transport publient, de manière claire et transparente, des informations sur la capacité disponible pour de nouveaux raccordements dans leurs zones d'exploitation, avec une granularité spatiale élevée, dans le respect de la sécurité publique et de la confidentialité des données, y compris la capacité faisant l'objet d'une demande de raccordement et la possibilité d'un raccordement flexible dans les zones saturées. La publication contient des informations sur les critères utilisés pour calculer la capacité disponible pour les nouveaux raccordements. Les gestionnaires de réseau de transport mettent ces informations à jour régulièrement, au moins une fois par mois.
Les gestionnaires de réseau de transport fournissent, de manière transparente, aux utilisateurs du réseau des informations claires sur l'état et le traitement de leurs demandes de raccordement, y compris, le cas échéant, des informations relatives aux conventions de raccordement flexible. Ils fournissent ces informations dans un délai de trois mois à compter de la présentation de la demande. Lorsque le raccordement demandé n'est ni accordé ni définitivement refusé, les gestionnaires de réseau de transport mettent à jour ces informations régulièrement, au moins une fois par trimestre.».
14)
À l'article 57, le paragraphe suivant est ajouté:
«3. Les gestionnaires de réseau de distribution et les gestionnaires de réseau de transport coopèrent ensemble pour publier, de manière cohérente, des informations cohérentes sur la capacité disponible pour de nouveaux raccordements dans leurs zones d'exploitation respectives, qui offrent une visibilité suffisamment détaillée aux développeurs de nouveaux projets énergétiques et aux autres utilisateurs potentiels du réseau.».
15)
L'article 59 est modifié comme suit:
a)
au paragraphe 1, le point b) est remplacé par le texte suivant:
«b)
règles d'allocation de capacité et de gestion de la congestion conformément aux articles 7 à 10, 13 à 17, 19 et 35 à 37 du présent règlement et à l'article 6 de la directive (UE) 2019/944, y compris les règles sur les méthodes et processus de calcul de la capacité journalière, infrajournalière et à terme, les modèles de réseau, la configuration de la zone de dépôt des offres, le redispatching et l'échange de contrepartie, les algorithmes de négociation, le couplage unique journalier et infrajournalier, les différentes options de gouvernance, la fermeté de la capacité d'échange entre zones allouées, la répartition des recettes tirées de la congestion, les détails et les caractéristiques spécifiques des outils visés à l'article 9, paragraphe 3, du présent règlement, par référence aux éléments spécifiés aux paragraphes 4 et 5 dudit article, l'allocation et la facilitation de l'échange de droits financiers de transport à long terme par la plateforme d'allocation unique, ainsi que la fréquence, l'échéance et la nature spécifique de tels droits de transport à long terme, la couverture des risques liés aux droits de transport entre zones, les procédures de nomination et le recouvrement des coûts de l'allocation de capacité et de la gestion de la congestion, et la méthode d'indemnisation des exploitants de centrales de production d'électricité renouvelable en mer en cas de réductions de capacité;»
;
b)
au paragraphe 2, le point a) est remplacé par le texte suivant:
«a)
règles de raccordement au réseau, y compris des règles sur le raccordement des installations de consommation raccordées à un réseau de transport, des installations de distribution et des réseaux de distribution raccordés à un réseau de transport, le raccordement des unités de consommation utilisées pour la participation active de la demande, les exigences applicables au raccordement au réseau des producteurs et des autres utilisateurs du réseau, les exigences applicables au raccordement au réseau des systèmes en courant continu à haute tension, les exigences applicables au raccordement au réseau des parcs non synchrones de générateurs raccordés en courant continu et des stations de conversion de courant continu haute tension à l'extrémité isolée et les procédures de notification opérationnelle applicables au raccordement au réseau;».
16)
À l'article 64, les paragraphes suivants sont insérés:
«2 bis. Par dérogation à l'article 6, paragraphes 9, 10 et 11, l'Estonie, la Lettonie et la Lituanie peuvent conclure des contrats financiers de capacités d'équilibrage jusqu'à cinq ans avant le début de la fourniture de la capacité d'équilibrage. De tels contrats ne peuvent pas durer au-delà de huit ans après que l'Estonie, la Lettonie et la Lituanie ont rejoint la zone synchrone d'Europe continentale.
Les autorités de régulation de l'Estonie, de la Lettonie et de la Lituanie peuvent autoriser leurs gestionnaires de réseau de transport à allouer la capacité d'échange entre zones dans le cadre d'un processus fondé sur le marché, tel qu'il est fixé à l'article 41 du règlement (UE) 2017/2195, sans limitation de volume, jusqu'à six mois après le jour où le processus d'allocation conjointement optimisé est pleinement mis en œuvre et opérationnel conformément à l'article 38, paragraphe 3, dudit règlement.
2 ter. Par dérogation à l'article 22, paragraphe 4, point b), les États membres peuvent demander qu'une capacité de production dont la production commerciale a débuté avant le 4 juillet 2019 et qui émet plus de 550 g de CO2 issu de carburant fossile par kWh d'électricité et plus de 350 kg de CO2 issu de carburant fossile en moyenne par an et par kWe installé soit soumise au respect des articles 107 et 108 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne et, exceptionnellement, soit engagée ou reçoivent des paiements ou des engagements pour des paiements futurs après le 1er juillet 2025 dans le cadre d'un mécanisme de capacité approuvé par la Commission avant le 4 juillet 2019.
2 quater. La Commission évalue l'incidence de la demande visée au paragraphe 2 ter en termes d'émissions de gaz à effet de serre. La Commission peut accorder la dérogation après avoir évalué le rapport visé au paragraphe 2 quinquies, à condition que les conditions suivantes soient remplies:
a)
l'État membre a mené, le 4 juillet 2019 ou après cette date, une procédure de mise en concurrence des offres conformément à l'article 22 et pendant une période de fourniture postérieure au 1er juillet 2025, qui vise à maximiser la participation des fournisseurs de capacité qui satisfont aux exigences de l'article 22, paragraphe 4;
b)
le volume de la capacité proposé dans la procédure de mise en concurrence des offres, visée au point a) du présent paragraphe, n'est pas suffisant pour traiter la difficulté d'adéquation constatée en vertu de l'article 20, paragraphe 1, pendant la période de fourniture couverte par ladite procédure;
c)
la capacité de production qui émet plus de 550 g de CO2 issu de carburant fossile par kWh d'électricité est engagée ou reçoit des paiements ou des engagements pour des paiements futurs pendant une période ne dépassant pas un an, et pendant une période de fourniture qui ne dépasse pas la durée de la dérogation, et est acquise dans le cadre d'une procédure de passation de marché supplémentaire qui satisfait à toutes les exigences de l'article 22, à l'exception de celles énoncées au paragraphe 4, point b), dudit article, et uniquement pour les volumes de capacités nécessaires pour répondre à la difficulté d'adéquation visée au point b) du présent paragraphe.
La dérogation prévue au présent paragraphe peut être appliquée jusqu'au 31 décembre 2028, à condition que les conditions qui y sont énoncées soient respectées pendant toute la durée de la dérogation.
2 quinquies. La demande de dérogation visée au paragraphe 2 ter est accompagnée d'un rapport de l'État membre qui comprend:
a)
une évaluation de l'incidence de la dérogation en termes d'émissions de gaz à effet de serre, ainsi que sur la transition vers les énergies renouvelables, une plus grande souplesse, le stockage d'énergie, la mobilité électrique et la participation active de la demande;
b)
un plan prévoyant des étapes pour mettre progressivement fin à la participation de capacités de production, visées au paragraphe 2 ter, aux mécanismes de capacité d'ici à la date d'expiration de la dérogation, y compris un plan pour acquérir les capacités de remplacement nécessaires conformément à la trajectoire nationale indicative concernant la part globale des énergies renouvelables et une évaluation des obstacles à l'investissement qui sont à l'origine de l'insuffisance des offres dans le cadre de la procédure de mise en concurrence de celles-ci, visée au paragraphe 2 quater, point a).».
17)
L'article 69 est modifié comme suit:
a)
le paragraphe 2 est remplacé par le texte suivant:
«2. Au plus tard le 30 juin 2026, la Commission réexamine le présent règlement et soumet un rapport exhaustif au Parlement européen et au Conseil sur la base de ce réexamen, accompagné d'une proposition législative, le cas échéant.
Dans son rapport, la Commission évalue entre autres:
a)
l'efficacité de la structure et du fonctionnement actuel des marchés de l'électricité à court terme, y compris dans des situations de crise ou d'urgence, et, plus généralement, les éventuels manques d'efficacité du marché intérieur de l'électricité et les différentes options pour l'introduction d'éventuels outils et solutions à appliquer dans des situations de crise ou d'urgence, compte tenu de l'expérience acquise au niveau international et de l'évolution et des nouveaux développements du marché intérieur de l'électricité;
b)
l'aptitude du cadre juridique et financier actuel de l'Union concernant les réseaux de distribution à réaliser les objectifs de l'Union en matière d'énergies renouvelables et de marché intérieur de l'énergie;
c)
conformément à l'article 19 bis, le potentiel et la viabilité de la création d'une ou de plusieurs plateformes de marché de l'Union pour les AAE, à utiliser sur une base volontaire, y compris l'interaction de ces plateformes potentielles avec d'autres plateformes existantes du marché de l'électricité et la mise en commun de la demande d'AAE par agrégation.»
;
b)
le paragraphe suivant est ajouté:
«43. Au plus tard le 17 janvier 2025, la Commission soumet au Parlement européen et au Conseil un rapport détaillé évaluant les possibilités de rationalisation et de simplification du processus d'application d'un mécanisme de capacité en vertu du chapitre IV, afin de faire en sorte que les difficultés d'adéquation puissent être traitées par les États membres en temps utile. Dans ce contexte, la Commission demande à l'ACER de modifier la méthode d'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne visée à l'article 23 conformément aux articles 23 et 27, selon qu'il convient.
Au plus tard le 17 avril 2025, la Commission, après concertation avec les États membres, soumet des propositions en vue de rationaliser et de simplifier le processus d'évaluation des mécanismes de capacité, le cas échéant.».
18)
L'article suivant est inséré:
«Article 69 bis
Interaction avec les actes juridiques financiers de l'Union
Le présent règlement est sans préjudice de l'application des règlements (UE) no 648/2012 et (UE) no 600/2014 et de la directive 2014/65/UE, en ce qui concerne les activités des acteurs du marché ou des opérateurs de marché faisant intervenir des instruments financiers tels que définis à l'article 4, paragraphe 1, point 15), de la directive 2014/65/UE.».
19)
À l'annexe I, le point 1.2 est remplacé par le texte suivant:
«1.2.
Le calcul coordonné des capacités est effectué pour toutes les échéances d'allocation.».
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