(1)

Depuis septembre 2021, les marchés de l'électricité affichent des prix très élevés et une forte volatilité. Comme l'a indiqué l'Agence de l'Union européenne de coopération des régulateurs de l'énergie (ACER) dans son évaluation finale de l'organisation du marché de gros de l'électricité dans l'UE d'avril 2022, cette situation est principalement due au prix élevé du gaz, qui est utilisé comme combustible pour produire de l'électricité.

(2)

L'escalade de la guerre d'agression menée par la Russie contre l'Ukraine, partie contractante au traité instituant la Communauté de l'énergie (4), ainsi que les sanctions internationales y afférentes depuis février 2022 ont entraîné une crise gazière, perturbé les marchés mondiaux de l'énergie, exacerbé le problème des prix élevés du gaz et eu d'importantes répercussions sur les prix de l'électricité. La guerre d'agression menée par la Russie contre l'Ukraine a également suscité des incertitudes quant à l'approvisionnement en autres matières premières, telles que la houille et le pétrole brut, utilisées par les centrales électriques. Cette incertitude a entraîné une nouvelle augmentation importante de la volatilité des prix de l'électricité. La disponibilité réduite de plusieurs réacteurs nucléaires et la faible production d'hydroélectricité ont encore amplifié la hausse des prix de l'électricité.

(3)

Pour répondre à cette situation, dans sa communication du 13 octobre 2021 intitulée «Lutte contre la hausse des prix de l'énergie: une panoplie d'instruments d'action et de soutien», la Commission a proposé une panoplie de mesures pouvant être utilisées par l'Union et ses États membres pour faire face aux effets immédiats des prix élevés de l'énergie sur les clients résidentiels et les entreprises, notamment des aides au revenu, des réductions fiscales et des mesures d'économies d'énergie et de stockage d'énergie, et pour accroître la résilience aux chocs futurs sur les prix. Dans sa communication du 8 mars 2022 intitulée «REPowerEU: Action européenne conjointe pour une énergie plus abordable, plus sûre et plus durable», la Commission expose une série de mesures supplémentaires visant à renforcer la panoplie d'instruments et à répondre à la hausse des prix de l'énergie. Le 23 mars 2022, la Commission a également instauré un encadrement temporaire des aides d'État afin d'autoriser l'octroi de certaines subventions destinées à atténuer les effets des prix élevés de l'énergie.

(4)

Dans sa communication du 18 mai 2022, la Commission a présenté son «Plan REPowerEU», qui a introduit des mesures supplémentaires axées sur les économies d'énergie, la diversification des approvisionnements énergétiques, un objectif d'efficacité énergétique revu à la hausse et le déploiement accéléré des énergies renouvelables, dans le but de réduire la dépendance de l'Union à l'égard des combustibles fossiles russes, y compris une proposition visant à porter l'objectif de l'Union en matière de consommation finale brute d'énergies renouvelables à 45 % à l'horizon 2030. En outre, dans sa communication du 18 mai 2022 intitulée «Interventions sur le marché de l'énergie à court terme et améliorations à long terme de l'organisation du marché de l'électricité — ligne de conduite», en plus d'exposer des mesures à court terme supplémentaires destinées à faire face aux prix élevés de l'énergie, la Commission a recensé des domaines dans lesquels l'organisation du marché de l'électricité pourrait être améliorée et a annoncé l'intention d'évaluer ces domaines en vue de modifier le cadre législatif.

(5)

Afin de répondre d'urgence à la crise des prix de l'énergie ainsi qu'aux préoccupations en matière de sécurité et de lutter contre les hausses de prix pour les citoyens, l'Union a adopté plusieurs actes juridiques, dont le règlement (UE) 2022/1032 du Parlement européen et du Conseil (5), qui établit un régime solide de stockage du gaz, ainsi que le règlement (UE) 2022/1369 du Conseil (6), qui prévoit des mesures efficaces de réduction de la demande de gaz et d'électricité, le règlement (UE) 2022/1854 du Conseil (7), qui établit des régimes de limitation des prix pour éviter les bénéfices exceptionnels sur les marchés du gaz comme de l'électricité, et le règlement (UE) 2022/2577 du Conseil (8), qui établit des mesures visant à accélérer les procédures d'octroi de permis pour les installations d'énergie renouvelable.

(6)

Un marché de l'énergie bien intégré, s'appuyant sur les règlements (UE) 2018/1999 (9), (UE) 2019/942 (10) et (UE) 2019/943 (11) du Parlement européen et du Conseil et les directives (UE) 2018/2001 (12), (UE) 2018/2002 (13) et (UE) 2019/944 (14) du Parlement européen et du Conseil, qui, ensemble, sont communément appelés le «paquet “Une énergie propre pour tous les Européens”» (ci-après dénommé «paquet “énergie propre”»), adopté en 2018 et 2019, permet à l'Union de tirer parti des avantages économiques d'un marché unique de l'énergie en toutes circonstances, en assurant la sécurité de l'approvisionnement et en soutenant le processus de décarbonation afin d'atteindre l'objectif de neutralité climatique de l'Union. L'interconnectivité transfrontière assure également un fonctionnement plus sûr, plus fiable et plus efficace des systèmes électriques, ainsi qu'une meilleure résilience face aux chocs de prix à court terme.

(7)

Le renforcement du marché intérieur de l'énergie et la réalisation des objectifs en matière de transition climatique et énergétique nécessitent une modernisation substantielle du réseau électrique de l'Union, afin que celui-ci puisse accueillir une forte augmentation des capacités de production à partir d'énergies renouvelables, associée à une variabilité des volumes de production en fonction des conditions météorologiques et à l'évolution des schémas de flux d'électricité dans l'ensemble de l'Union et puisse répondre à de nouvelles demandes telles que les véhicules électriques et les pompes à chaleur. Les investissements dans les réseaux, à l'intérieur et au-delà des frontières, sont essentiels au bon fonctionnement du marché intérieur de l'électricité, y compris à la sécurité de l'approvisionnement. De tels investissements sont nécessaires pour intégrer les énergies renouvelables et la demande dans un contexte où la production et la demande sont plus éloignées que par le passé et, à terme, pour atteindre les objectifs de l'Union en matière de climat et d'énergie. Par conséquent, toute réforme du marché de l'électricité de l'Union devrait contribuer à un réseau d'électricité européen plus intégré, pour faire en sorte que chaque État membre atteigne un niveau d'interconnectivité électrique conforme à l'objectif d'au moins 15 % d'interconnexion électrique d'ici à 2030, conformément à l'article 4, point d) 1), du règlement (UE) 2018/1999, que cette capacité d'interconnexion soit utilisée autant que possible pour les échanges transfrontières et que le réseau électrique et les infrastructures de connectivité de l'Union, par exemple les projets d'intérêt commun de l'Union établis en vertu du règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil (15), soient mis en place ou modernisés. Une connectivité adéquate devrait être fournie à l'ensemble des citoyens et des entreprises de l'Union, étant donné que cela pourrait leur offrir d'importantes possibilités de participer à la transition énergétique et à la transformation numérique de l'Union. Il convient d'accorder une attention particulière aux régions ultrapériphériques visées à l'article 349 du traité sur le fonctionnement de l'Union, dans lequel leurs contraintes particulières sont reconnues et qui prévoit l'adoption de mesures spécifiques à leur égard.

(8)

L'organisation actuelle du marché de l'électricité a, entre autres, contribué à l'émergence de produits, services et mesures nouveaux et innovants sur les marchés de détail de l'électricité, soutenant l'efficacité énergétique et le recours aux énergies renouvelables et élargissant l'éventail de choix pour aider les consommateurs à réduire leurs factures d'énergie, y compris grâce à des installations de production à petite échelle et à des services émergents assurant une participation active de la demande. Il est essentiel, pour les futurs marchés de l'électricité et systèmes électriques de l'Union, de tirer parti de la numérisation du système énergétique et d'exploiter son potentiel, par exemple en matière de participation active des consommateurs. Dans le même temps, il est nécessaire de respecter les choix des consommateurs et de leur permettre de bénéficier d'une diversité d'offres contractuelles, ainsi que de protéger les clients résidentiels contre des prix élevés pendant une crise énergétique. L'intégration du système énergétique doit s'entendre comme visant la planification et le fonctionnement du système énergétique dans son ensemble, englobant de multiples vecteurs énergétiques, infrastructures et secteurs de consommation, par la création de liens plus étroits entre eux, en synergie les uns avec les autres et grâce à la numérisation, dans le but de fournir une énergie sûre, abordable, fiable et durable.

(9)

Dans le cadre de la crise énergétique, l'organisation actuelle du marché de l'électricité a révélé un certain nombre de lacunes et de conséquences inattendues liées à l'incidence du niveau élevé et de la volatilité des prix des combustibles fossiles sur les marchés de l'électricité à court terme, qui exposent les ménages et les entreprises à des flambées des prix, et aux effets qui en découlent, sur leurs factures d'électricité.

(10)

Un déploiement plus rapide des énergies renouvelables et de technologies propres et flexibles constitue le moyen le plus durable et le plus efficace au regard des coûts de réduire structurellement la demande de combustibles fossiles pour la production d'électricité et de permettre la consommation directe d'électricité grâce à l'électrification de la demande d'énergie et à l'intégration du système énergétique. En raison de leurs faibles coûts d'exploitation, les sources renouvelables peuvent avoir une incidence positive sur les prix de l'électricité dans l'ensemble de l'Union et réduire la consommation de combustibles fossiles.

(11)

Les modifications apportées à l'organisation du marché de l'électricité devraient faire en sorte que les avantages découlant du déploiement croissant de l'électricité renouvelable, et de la transition énergétique dans son ensemble, profitent aux consommateurs, y compris les plus vulnérables, et, en fin de compte, les protègent des crises énergétiques et permettent d'éviter que davantage de clients résidentiels ne soient pris au piège de la précarité énergétique. Ces modifications devraient atténuer l'incidence des prix élevés des combustibles fossiles, notamment du gaz, sur les prix de l'électricité, afin de permettre aux clients résidentiels et aux entreprises de profiter à plus long terme des avantages d'une énergie abordable et sûre provenant de sources durables, renouvelables et à faibles émissions de carbone, ainsi que du rôle de solutions économes en énergie dans la réduction des coûts énergétiques globaux, ce qui pourrait réduire la nécessité de développer le réseau électrique et les capacités de production.

(12)

La réforme de l'organisation du marché de l'électricité vise à parvenir à des prix de l'électricité abordables et compétitifs pour tous les consommateurs. Ainsi, cette réforme devrait profiter non seulement aux clients résidentiels, mais également à la compétitivité des industries de l'Union, en facilitant les investissements dans les technologies propres dont elles ont besoin pour réussir leur transition vers le «zéro net». La transition énergétique dans l'Union doit reposer sur des bases solides en matière de production de technologies propres. Cette réforme soutiendra l'électrification de l'industrie à un coût abordable ainsi que la position de l'Union en tant qu'acteur mondial de premier plan en matière de recherche et d'innovation dans le domaine des technologies énergétiques propres.

(13)

Des marchés à court terme performants et efficaces constituent un outil essentiel pour l'intégration de sources d'énergie renouvelables et de flexibilité sur le marché de l'électricité et permettent l'intégration du système énergétique d'une manière efficace au regard des coûts.

(14)

Les marchés infrajournaliers sont particulièrement importants pour l'intégration au moindre coût, dans le système électrique, de sources d'énergie renouvelables variables, étant donné qu'ils offrent la possibilité aux acteurs du marché de négocier les pénuries ou les excédents d'électricité dans des délais plus proches du moment de livraison. Étant donné que les producteurs d'énergie renouvelable variable ne sont en mesure d'estimer précisément leur production qu'à l'approche du moment de livraison, il est primordial qu'ils maximisent les possibilités d'échange grâce à l'accès à un marché liquide dans des délais aussi proches que possible du moment de livraison de l'électricité. L'heure de fermeture du guichet infrajournalier entre zones devrait donc être raccourcie et fixée à une échéance plus proche du temps réel, afin de maximiser les possibilités offertes aux acteurs du marché de négocier les pénuries et les excédents d'électricité et de contribuer à une meilleure intégration des sources d'énergie renouvelables variables dans le système électrique. Lorsque cette modification crée des risques en matière de sécurité de l'approvisionnement, et pour permettre une transition efficace au regard des coûts vers une heure de fermeture du guichet infrajournalier entre zones raccourcie, les gestionnaires de réseau de transport devraient avoir la possibilité de demander une dérogation, sur la base d'une analyse d'impact et sous réserve de l'approbation de l'autorité de régulation concernée, afin d'obtenir une prolongation du calendrier de mise en œuvre. Cette demande devrait comprendre un plan d'action comportant des étapes concrètes en vue de la mise en œuvre de la nouvelle heure de fermeture du guichet infrajournalier entre zones.

(15)

Il est donc important que les marchés infrajournaliers s'adaptent à la participation de technologies d'énergie renouvelables variables, telles que l'énergie solaire et l'énergie éolienne, ainsi qu'à la participation active de la demande et au stockage d'énergie. La liquidité des marchés infrajournaliers devrait se voir améliorée par le partage des carnets d'ordres entre les opérateurs de marché au sein d'une zone de dépôt des offres, y compris lorsque les capacités d'échange entre zones sont fixées à zéro ou après l'heure de fermeture du guichet infrajournalier. Afin de veiller à ce que les carnets d'ordres soient partagés entre les opérateurs désignés du marché de l'électricité (NEMO) aux échéances du couplage des marchés journaliers et infrajournaliers, les NEMO devraient soumettre tous les ordres de produits journaliers et infrajournaliers et de produits présentant les mêmes caractéristiques au couplage unique journalier et infrajournalier et ne devraient pas organiser les échanges de produits journaliers ou infrajournaliers, ou de produits présentant les mêmes caractéristiques, en dehors du couplage unique journalier et infrajournalier. Afin de parer au risque inhérent de discrimination dans les échanges de produits journaliers et infrajournaliers au sein et en dehors du couplage unique journalier et infrajournalier, ainsi qu'au drainage de liquidités qui en résulterait sur les marchés couplés de l'électricité de l'Union, cette obligation devrait s'appliquer aux NEMO, aux entreprises qui exercent directement ou indirectement un contrôle sur un NEMO et aux entreprises qui sont directement ou indirectement contrôlées par un NEMO. Pour améliorer la transparence sur les marchés, les acteurs du marché devraient fournir, le cas échéant, des informations par unité de production, sans préjudice de la présentation d'offres conformément au cadre applicable dans chaque État membre.

(16)

De plus, les marchés de l'électricité à court terme devraient assurer la participation des petits fournisseurs de services de flexibilité en abaissant le volume minimal de l'offre.

(17)

Pour assurer l'intégration efficace de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables variables et réduire le besoin de production d'électricité à partir de combustibles fossiles dans des situations de crise des prix de l'électricité au niveau régional ou à l'échelle de l'Union, les États membres devraient avoir la possibilité de demander aux gestionnaires de réseau de proposer l'acquisition d'un produit d'écrêtement des pointes permettant un renforcement de la participation active de la demande afin de contribuer à diminuer la consommation d'électricité. La proposition de produit d'écrêtement des pointes devrait être évaluée par l'autorité de régulation concernée en vue de parvenir à une réduction de la demande d'électricité et à une réduction de l'incidence sur le prix de gros de l'électricité pendant les heures de pointe. Étant donné que le produit d'écrêtement des pointes a pour objectif de réduire et déplacer la consommation d'électricité et afin d'éviter une augmentation des émissions de gaz à effet de serre, l'activation du produit d'écrêtement des pointes ne devrait pas impliquer de démarrer la production d'électricité d'origine fossile derrière le point de mesure. Le produit d'écrêtement des pointes étant conçu pour n'être utilisé que dans des situations limitées de crise des prix de l'électricité au niveau régional ou à l'échelle de l'Union, son acquisition peut avoir lieu jusqu'à une semaine avant le déploiement de capacités supplémentaires de participation active de la demande. Les gestionnaires de réseau devraient être en mesure d'activer le produit d'écrêtement des pointes avant ou jusqu'à la fermeture du marché journalier. Il devrait également être possible de faire en sorte que le produit d'écrêtement des pointes soit activé de manière automatique, sur la base d'un prix prédéfini de l'électricité. Pour vérifier les volumes de réduction de la consommation d'électricité, le gestionnaire de réseau devrait recourir à une valeur de référence reflétant la consommation d'électricité escomptée sans l'activation du produit d'écrêtement des pointes et il devrait, après consultation des acteurs du marché, définir une méthode de référence. Cette méthode devrait être approuvée par l'autorité de régulation concernée. L'ACER devrait évaluer l'incidence de l'utilisation de produits d'écrêtement des pointes sur le marché de l'électricité de l'Union, en tenant 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 entraîner une réorientation de la participation active de la demande vers des produits d'écrêtement des pointes, et devrait pouvoir adresser aux autorités de régulation des recommandations dont celles-ci tiendront compte dans leur évaluation au niveau national. Par ailleurs, l'ACER devrait évaluer l'incidence du développement de produits d'écrêtement des pointes sur le marché de l'électricité de l'Union dans des conditions normales. Sur la base de cette évaluation, la Commission devrait pouvoir, s'il y a lieu, présenter une proposition législative visant à modifier le règlement (UE) 2019/943 en vue d'introduire des produits d'écrêtement des pointes en dehors des situations de crise des prix de l'électricité.

(18)

Les consommateurs sont progressivement équipés de compteurs intelligents afin de pouvoir participer activement aux marchés de l'électricité et pour offrir de la flexibilité. Toutefois, dans un certain nombre d'États membres, le déploiement des systèmes intelligents de mesure est encore lent, de sorte qu'il est impératif que les États membres améliorent les conditions d'installation des systèmes intelligents de mesure, dans le but de parvenir à une couverture complète dès que possible. Cependant, les gestionnaires de réseaux de transport, les gestionnaires de réseaux de distribution et les acteurs du marché concernés, y compris les agrégateurs indépendants, devraient, sous réserve du consentement du client final, pouvoir utiliser les données provenant d'appareils de mesure dédiés, conformément 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 (16). En outre, uniquement dans les cas où des systèmes intelligents de mesure n'ont pas encore été installés et dans les cas où les systèmes intelligents de mesure n'offrent pas un niveau satisfaisant de granularité des données, les gestionnaires de réseaux de transport et les gestionnaires de réseaux de distribution devraient, sous réserve du consentement du client final, utiliser les données provenant d'appareils de mesure dédiés à des fins d'observabilité et de règlement des services de flexibilité, tels que la participation active de la demande et le stockage d'énergie. Le fait de permettre l'utilisation de données provenant d'appareils de mesure dédiés à des fins d'observabilité et de règlement devrait faciliter la participation active des clients finals au marché et le développement de leur participation à la demande. L'utilisation de données provenant de ces appareils de mesure dédiés devrait respecter des exigences relatives à la qualité des données.

(19)

Le présent règlement établit une base juridique pour le traitement des données à caractère personnel conformément au règlement (UE) 2016/679. Les États membres devraient veiller au respect de l'ensemble des principes et obligations concernant le traitement des données à caractère personnel énoncés dans le règlement (UE) 2016/679, y compris en matière de minimisation des données. Lorsque l'objectif du présent règlement peut être atteint sans le traitement de données à caractère personnel, les responsables du traitement devraient s'appuyer sur des données anonymisées et agrégées.

(20)

Les consommateurs et les fournisseurs ont besoin de marchés à terme efficaces et performants pour couvrir leur exposition aux prix à long terme et réduire la dépendance à l'égard des prix à court terme. Afin que les clients du secteur de l'énergie de toute l'Union soient en mesure de tirer pleinement parti des avantages de marchés de l'électricité intégrés et de la concurrence dans l'ensemble de l'Union, la Commission devrait évaluer l'incidence d'éventuelles mesures visant à améliorer le fonctionnement des marchés à terme de l'électricité de l'Union, telles que la fréquence d'allocation, l'échéance et la nature des droits de transport à long terme, les moyens de renforcer le marché secondaire et l'éventuelle introduction de plateformes virtuelles régionales.

(21)

La partie de l'évaluation consacrée à l'éventuelle introduction de plateformes virtuelles régionales devrait notamment porter sur les répercussions concernant les accords intergouvernementaux préexistants liés à la propriété transfrontière conjointe de centrales électriques. Si elles sont introduites, les plateformes virtuelles régionales refléteraient le prix agrégé de plusieurs zones de dépôt des offres et fourniraient un prix de référence, lequel devrait être utilisé par les opérateurs de marché pour proposer des produits de couverture à terme. À cet égard, les plateformes virtuelles régionales ne devraient pas s'entendre comme des entités qui organisent ou exécutent des transactions. En fournissant un indice de prix de référence, les plateformes virtuelles régionales permettraient la mise en commun des liquidités et offriraient des possibilités de couverture supplémentaires aux acteurs du marché. Afin d'assurer des conditions uniformes d'exécution du présent règlement, il convient de conférer des compétences d'exécution à la Commission pour préciser davantage, lorsque cela est nécessaire, les mesures et outils relatifs à l'organisation du marché à terme de l'électricité de l'Union, y compris en ce qui concerne l'introduction de plateformes virtuelles régionales. Ces compétences devraient être exercées conformément au règlement (UE) no 182/2011 du Parlement européen et du Conseil (17).

(22)

Afin d'accroître les possibilités de couverture offertes aux acteurs du marché, il convient d'élargir le rôle de la plateforme d'allocation unique établie conformément au règlement (UE) 2016/1719 de la Commission (18). La plateforme d'allocation unique devrait agir en tant qu'entité permettant de bénéficier de l'allocation et de faciliter l'échange de droits financiers de transport à long terme pour le compte des gestionnaires de réseau de transport entre les différentes zones de dépôt des offres et, le cas échéant, les plateformes virtuelles régionales.

(23)

Les tarifs de réseau devraient inciter les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution à recourir à des services de flexibilité en continuant à développer des solutions innovantes pour optimiser le réseau existant et à acquérir des services de flexibilité, notamment la participation active de la demande ou le stockage d'énergie. À cette fin, les tarifs de réseau devraient être conçus de manière à tenir compte des dépenses opérationnelles et en capital des gestionnaires de réseau, ou d'une combinaison efficace des deux, afin que les gestionnaires de réseau puissent exploiter le système électrique d'une manière efficace au regard des coûts. L'exigence d'une tarification reflétant les coûts ne devrait pas limiter la possibilité de redistribuer les coûts efficacement lorsque des redevances de réseau variables selon le lieu et le temps sont appliquées. Cela contribuerait en outre à intégrer les énergies produites à partir de sources renouvelables au moindre coût pour le système électrique et permettrait aux clients finals d'estimer leurs solutions de flexibilité. Les autorités de régulation joueront un rôle central pour ce qui est de veiller à ce que des investissements suffisants soient consacrés au développement, à l'extension et au renforcement nécessaires du réseau. Les autorités de régulation devraient promouvoir l'acceptation par le public et le recours aux investissements anticipatifs, en encourageant l'accélération du développement du réseau pour répondre au déploiement accéléré de la production d'énergie renouvelable, y compris, le cas échéant, dans des zones d'accélération des énergies renouvelables désignées, et à la demande d'électrification intelligente.

(24)

Les sources d'énergie renouvelables en mer, telles que l'énergie éolienne en mer, l'énergie océanique et le photovoltaïque flottant, joueront un rôle important pour ce qui est de construire un système électrique reposant en grande partie sur des sources d'énergie renouvelables et d'assurer la neutralité climatique d'ici à 2050. Il existe toutefois des obstacles importants à leur déploiement efficace et à plus grande échelle, qui empêchent le développement massif nécessaire pour atteindre ces objectifs. D'autres technologies en mer pourraient être confrontées à des obstacles semblables à l'avenir. Afin de réduire le risque d'investissement pour les promoteurs de projets en mer, des instruments tels que des accords d'achat d'électricité (AAE) ou des contrats sur différence bidirectionnels pourraient être utilisés pour faciliter le développement de projets en mer. Pour les projets hybrides en mer liés à plusieurs marchés dans une zone de dépôt des offres en mer, il existe un risque supplémentaire associé à la situation topographique unique en ce qui concerne l'accès au marché. Pour réduire les risques associés à de tels projets, les gestionnaires de réseau de transport devraient procéder à une indemnisation lorsque, selon les résultats validés du calcul de la capacité, ils 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, du règlement (UE) 2019/943, ou les deux. Les gestionnaires de réseau de transport ne devraient payer aucune indemnisation si, selon les résultats validés du calcul de la capacité, ils ont mis à disposition la capacité sur l'interconnexion en respectant ou en dépassant les exigences prévues dans les conventions de raccordement ainsi que la capacité sur les éléments critiques de réseau conformément aux règles établies à l'article 16, paragraphe 8, du règlement (UE) 2019/943. Dans les conventions de raccordement respectives avec les exploitants de centrales de production d'électricité renouvelable en mer, les gestionnaires de réseau de transport devraient s'efforcer de fournir la capacité totale convenue de manière ferme, et non flexible, et conformément au cadre relatif aux conventions de raccordement établi dans la directive (UE) 2019/944. Les États membres devraient être informés suffisamment à l'avance des conventions de raccordement. L'indemnisation devrait être payée si les capacités de transport disponibles sont réduites au point que la totalité de la production d'électricité que la centrale de production d'électricité renouvelable en mer aurait autrement pu exporter ne peut être livrée sur les marchés environnants, ou lorsque, bien que l'exportation soit possible, une baisse correspondante des prix est enregistrée dans la zone de dépôt des offres en mer en raison de réductions de capacité, par rapport à une situation sans réduction de capacité, ou les deux. L'indemnisation devrait être payée au moyen des recettes tirées de la congestion. Elle devrait s'appliquer lorsqu'un ou plusieurs gestionnaires de réseau de transport n'ont pas mis une capacité suffisante à disposition pour exporter la capacité de production d'électricité sur leur interconnexion respective jusqu'à concurrence de la capacité convenue dans la convention de raccordement, et devrait être versée par ce ou ces gestionnaires de réseau de transport. Dans un souci d'équité régionale, si la capacité insuffisante est due au fait que d'autres gestionnaires de réseau de transport n'ont pas mis à disposition la capacité sur leurs éléments critiques de réseau, conformément aux règles de calcul de la capacité établies à l'article 16, paragraphe 8, du règlement (UE) 2019/943, les coûts d'indemnisation devraient être répartis proportionnellement entre ces gestionnaires de réseau de transport conformément au principe du pollueur-payeur. En outre, toute indemnisation non couverte par cette répartition proportionnelle peut être divisée entre les parties concernées dans les États membres participant au projet hybride en mer dans le cadre de leurs accords de partage des coûts. Cette indemnisation ne devrait pas donner lieu à une surcompensation et est destinée à équilibrer la baisse des recettes des exploitants de centrales de production d'électricité renouvelable en mer en raison d'un accès réduit aux marchés interconnectés. Elle devrait être liée uniquement à la capacité de production disponible sur le marché, laquelle peut varier en fonction des conditions météorologiques et exclut les opérations d'arrêt et de maintenance du projet en mer. L'indemnisation en cas d'accès insuffisant au réseau de transport ne devrait pas être interprétée comme constituant un appel prioritaire et devrait être conformes aux principes de non-discrimination et de maximisation des capacités d'échange en vertu de l'article 16, paragraphe 4, du règlement (UE) 2019/943. En outre, il ne devrait pas y avoir de double indemnisation pour le même risque couvert en vertu de cette disposition, par exemple si le risque est déjà couvert en vertu d'un contrat sur différence ou d'un autre régime d'aide pertinent. Les modalités concernant ce mécanisme d'indemnisation et la méthode de mise en œuvre à définir, y compris les conditions dans lesquelles la mesure peut expirer, telles que l'existence d'une demande suffisante dans la zone de dépôt des offres en mer, par exemple un grand électrolyseur, ou d'un accès direct à un nombre suffisant de marchés pour que le risque disparaisse, doivent être précisées plus avant dans un acte d'exécution, y compris, le cas échéant, par des modifications du règlement (UE) 2015/1222 de la Commission (19).

(25)

Sur le marché de gros journalier, les centrales électriques dont les coûts marginaux sont plus faibles sont appelées en premier, mais le prix reçu par tous les acteurs du marché est fixé par la dernière centrale électrique nécessaire pour couvrir la demande, qui est la centrale électrique dont les coûts marginaux sont les plus élevés, au moment de la compensation des marchés. Dans ce contexte, la crise énergétique a montré qu'une flambée des prix du gaz et de la houille peut donner lieu à des hausses exceptionnelles et durables des prix auxquels les installations de production d'électricité au gaz et au charbon soumettent des offres sur le marché de gros journalier. Cela a entraîné des prix exceptionnellement élevés sur le marché journalier dans l'ensemble de l'Union, car les installations de production d'électricité au gaz et au charbon nécessaires pour répondre à la demande d'électricité sont souvent les centrales dont les coûts marginaux sont les plus élevés.

(26)

Compte tenu du rôle joué par le prix sur le marché journalier, qui sert de référence pour le prix sur d'autres marchés de gros de l'électricité, et du fait que tous les acteurs du marché reçoivent le prix d'équilibre, les technologies dont les coûts marginaux sont beaucoup moins élevés ont régulièrement enregistré des recettes élevées.

(27)

Pour atteindre les objectifs de décarbonation de l'Union et les objectifs énoncés dans le plan REPowerEU en vue de parvenir à une plus grande indépendance énergétique, l'Union doit accélérer le déploiement des énergies renouvelables à un rythme beaucoup plus rapide. Compte tenu des besoins d'investissement nécessaires pour atteindre lesdits objectifs, le marché devrait veiller à l'établissement d'un signal de prix à long terme.

(28)

Dans ce cadre, les États membres devraient s'efforcer de créer des conditions de marché propices à des instruments à long terme fondés sur le marché, tels que les AAE. Les AAE sont des accords d'achat bilatéraux entre producteurs et acheteurs d'électricité qui sont conclus sur une base volontaire et sont fondés sur les conditions de prix du marché sans intervention réglementaire dans la fixation des prix. Les AAE assurent la stabilité des prix à long terme pour le client et offrent la sécurité nécessaire pour que le producteur prenne la décision d'investir. Néanmoins, seuls quelques d'États membres disposent de marchés actifs en matière d'AAE et les acheteurs se limitent généralement aux grandes entreprises, y compris parce que les AAE sont confrontés à un ensemble d'obstacles, en particulier la difficulté de couvrir le risque de défaut de paiement de l'acheteur dans le cadre de ces accords à long terme. Les États membres devraient tenir compte de la nécessité de créer un marché des AAE dynamique lorsqu'ils définissent les politiques visant à atteindre les objectifs de décarbonation énergétique fixés dans leurs plans nationaux intégrés en matière d'énergie et de climat. Lorsqu'ils conçoivent des mesures ayant une incidence directe sur les AAE, les États membres devraient respecter les attentes légitimes éventuelles et tenir compte de l'effet de ces mesures sur les AAE existants et futurs.

(29)

Conformément à la directive (UE) 2018/2001, les États membres doivent évaluer les barrières administratives et réglementaires aux accords d'achat de long terme d'électricité renouvelable, éliminer les barrières injustifiées ainsi que les procédures ou les frais discriminatoires ou disproportionnés, et encourager le recours à de tels accords. En outre, les États membres doivent décrire les politiques et mesures destinées à faciliter le recours aux accords d'achat d'électricité renouvelable dans leurs plans nationaux intégrés en matière d'énergie et de climat. Sans préjudice de cette obligation de rendre compte du contexte réglementaire influant sur le marché des AAE, les États membres devraient veiller à ce que les instruments permettant de réduire les risques financiers liés au non-respect par l'acheteur de ses obligations de paiement à long terme dans le cadre des AAE soient accessibles aux clients qui sont confrontés à des obstacles pour entrer sur le marché des AAE et ne connaissent pas de difficultés financières. Les États membres devraient pouvoir décider d'instaurer un régime de garantie aux prix du marché lorsque les garanties privées ne sont pas accessibles ou le sont de manière insuffisante. Lorsqu'un État membre met en place un tel régime de garantie, il devrait inclure des dispositions visant à éviter de réduire la liquidité sur les marchés de l'électricité, par exemple en recourant à des accords financiers d'achat d'électricité. Les États membres pourraient décider de faciliter l'agrégation de la demande d'AAE émanant de clients qui, individuellement, se heurtent à des barrières à l'entrée sur le marché des AAE, mais ils devraient pouvoir, collectivement, proposer aux producteurs une offre attrayante en matière d'AAE. Les États membres ne devraient pas soutenir les AAE pour l'achat d'électricité produite à partir de combustibles fossiles. Les États membres devraient pouvoir se limiter à soutenir uniquement les régimes de garantie qui soutiennent la nouvelle production d'énergie renouvelable, conformément à leurs politiques de décarbonation, en particulier lorsque le marché des accords d'achat d'électricité renouvelable n'est pas suffisamment développé. Si l'approche par défaut doit être l'absence de discrimination entre les consommateurs, les États membres pourraient décider de réserver ces instruments à certaines catégories de consommateurs, en appliquant des critères objectifs et non discriminatoires. Dans ce cadre, les États membres devraient assurer une coordination appropriée, y compris avec les facilités fournies au niveau de l'Union, par exemple par la Banque européenne d'investissement (BEI).

(30)

Les États membres disposent de plusieurs instruments pour soutenir le développement du marché des AAE lors de la conception et de l'attribution d'aides publiques. Le fait de permettre aux promoteurs de projets d'énergie renouvelable participant à un appel d'offres public de réserver une partie de la production pour la vente au moyen d'un AAE contribuerait à l'implantation et à la croissance du marché des AAE. En outre, dans le cadre de l'évaluation de ces offres, les États membres devraient s'efforcer d'appliquer des critères visant à encourager l'accès au marché des AAE pour les acteurs confrontés à des obstacles pour entrer sur ce marché, tels que les petites et moyennes entreprises, en privilégiant les soumissionnaires qui présentent un AAE signé ou qui s'engagent à signer un AAE pour une partie de la production du projet auprès d'un ou de plusieurs acheteurs potentiels éprouvant des difficultés à accéder au marché des AAE.

(31)

Afin de contribuer à la transparence et au développement des marchés des AAE à l'échelle de l'Union et des États membres, l'ACER devrait publier une évaluation annuelle de ces marchés, évaluer la nécessité d'élaborer et de publier des modèles d'AAE volontaires et les développer effectivement si l'évaluation conclut à l'existence d'un tel besoin.

(32)

Les États membres devraient accorder une attention particulière aux AAE transfrontières et supprimer les entraves injustifiées qui les concernent spécifiquement, en permettant aux consommateurs des États membres dont la capacité est limitée d'accéder à l'électricité produite dans d'autres régions sans discrimination.

(33)

Lorsque, sur la base de l'évaluation pertinente, la Commission conclut que les États membres ont besoin d'un soutien pour supprimer les obstacles sur les marchés des AAE, elle devrait être en mesure d'élaborer des orientations spécifiques. Ces orientations devraient être axées principalement sur la suppression des obstacles à l'expansion des marchés des AAE, y compris les AAE transfrontières. Ces obstacles peuvent prendre de nombreuses formes, allant des obstacles réglementaires, en particulier des procédures ou des frais disproportionnés ou discriminatoires, au rôle des garanties d'origine ou au traitement des AAE dans l'accès des acheteurs potentiels aux solutions de financement.

(34)

Le règlement (UE) 2018/1999 prévoit l'utilisation du mécanisme de financement des énergies renouvelables de l'Union en tant qu'outil permettant de faciliter la réalisation de l'objectif spécifique contraignant de l'Union pour les énergies renouvelables pour 2030. Conformément à la directive (UE) 2018/2001 modifiée par la directive (UE) 2023/2413 du Parlement européen et du Conseil (20), les États membres s'efforcent collectivement de porter à 45 % la part d'énergie produite à partir de sources renouvelables dans la consommation finale brute d'énergie de l'Union en 2030, en sus de l'objectif contraignant de l'Union de 42,5 %. Par conséquent, la Commission devrait évaluer si des mesures prises à l'échelon de l'Union pourraient contribuer à la réalisation de 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 complément des mesures nationales. Dans ce contexte, la Commission devrait analyser la possibilité d'utiliser le mécanisme de financement des énergies renouvelables de l'Union pour organiser des mises aux enchères d'énergies renouvelables au niveau de l'Union, dans le respect du cadre réglementaire applicable.

(35)

Lorsque les États membres décident de soutenir par des régimes de soutien direct des prix des investissements financés par des fonds publics dans de nouvelles installations de production d'électricité bas carbone à partir de combustibles non fossiles afin d'atteindre les objectifs de décarbonation de l'Union, ces régimes devraient être structurés en tant que contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets de manière à inclure, outre une garantie de recettes, une limitation à la hausse des recettes qu'ils tirent du marché grâce aux actifs de production concernés. Alors que l'obligation prévue par le présent règlement ne devrait s'appliquer qu'au soutien aux investissements dans de nouvelles installations de production d'électricité, les États membres devraient pouvoir décider d'accorder des régimes d'aide sous la forme de contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets également dans le cas de nouveaux investissements destinés à rééquiper de manière substantielle les installations de production d'électricité existantes, à augmenter sensiblement la capacité ou à prolonger la durée de vie desdites installations.

(36)

Afin de garantir la sécurité juridique et la prévisibilité, l'obligation de structurer les régimes de soutien direct au moyen de contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets devrait s'appliquer uniquement aux contrats relevant de régimes de soutien direct des prix pour des investissements dans de nouvelles installations de production d'électricité conclus le 17 juillet 2027 ou après cette date. Pour les centrales de production d'électricité à partir de sources renouvelables en mer raccordées à des projets hybrides en mer liés à deux zones de dépôt des offres ou plus, cette période transitoire devrait être de cinq ans, en raison de la complexité de tels projets.

(37)

Les acteurs du marché devraient participer 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.

(38)

L'obligation de recourir à des contrats sur différence bidirectionnels ou à des mécanismes équivalents ayant les mêmes effets est sans préjudice de l'article 6, paragraphe 1, de la directive (UE) 2018/2001.

(39)

Bien que la directive (UE) 2024/1711 du Parlement européen et du Conseil (21) modifie l'article 4, paragraphe 3, deuxième alinéa, de la directive (UE) 2018/2001, les autres dispositions dudit article 4 de cette dernière, qui définissent les principes régissant la conception des régimes d'aide en faveur de l'énergie produite à partir de sources renouvelables, restent applicables.

(40)

Les contrats sur différence bidirectionnels ou des mécanismes équivalents ayant les mêmes effets permettraient de s'assurer que les recettes des producteurs qui découlent de nouveaux investissements dans la production d'électricité bénéficiant d'un soutien public deviennent plus indépendantes de la volatilité des prix de la production d'électricité à partir de combustibles fossiles, qui fixe généralement le prix sur le marché journalier.

(41)

Les principes régissant la conception établis par le présent règlement devraient s'appliquer aux régimes de soutien direct des prix sous la forme de contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets. Lors de l'évaluation de ces contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets au regard des règles en matière d'aides d'État, la Commission devrait vérifier la conformité de ces contrats ou régimes au droit de l'Union qui est intrinsèquement lié aux règles en matière d'aides d'État, telles que les principes de conception des contrats sur différence bidirectionnels ou des mécanismes équivalents ayant les mêmes effets établis dans le présent règlement. Ces contrats sur différence bidirectionnels ou mécanismes équivalents ayant les mêmes effets devraient être conçus de manière à préserver les incitations destinées à ce que l'installation de production d'électricité fonctionne et participe efficacement sur les marchés de l'électricité, et en particulier à ce qu'elle reflète les conditions du marché. Dans son évaluation, la Commission devrait veiller à ce que la conception des contrats sur différence bidirectionnels ou des mécanismes équivalents ayant les mêmes effets n'entraîne pas de distorsions indues de la concurrence et des échanges sur le marché intérieur. La Commission devrait notamment veiller à ce que la distribution des recettes aux entreprises ne fausse pas les conditions de concurrence équitable sur le marché intérieur, en particulier lorsqu'aucune procédure de mise en concurrence ne peut être appliquée. Les contrats sur différence bidirectionnels ou les mécanismes équivalents ayant les mêmes effets pourraient varier dans leur durée et inclure, entre autres, des contrats sur différence fondés sur les injections par rapport à un ou plusieurs prix d'exercice, un prix plancher ou des contrats sur différence fondés sur la capacité ou des critères de référence. L'obligation de recourir à des contrats sur différence bidirectionnels ou des mécanismes équivalents ayant les mêmes effets ne s'applique pas aux régimes d'aide qui ne sont pas directement liés à la production d'électricité, tels que ceux portant sur le stockage d'énergie, et qui ne passent pas par le soutien direct des prix, tels que les aides à l'investissement sous la forme de subventions initiales, de mesures fiscales ou de certificats verts. Pour inciter les contreparties à s'acquitter de leurs obligations contractuelles, les contrats d'écart compensatoire bidirectionnels ou les mécanismes équivalents ayant les mêmes effets devraient comprendre des clauses de pénalité applicables en cas de résiliation anticipée unilatérale et indue du contrat.

(42)

Toutefois, dans la mesure où la limitation consistant à établir des régimes de soutien direct des prix sous la forme de contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets restreint les types de régimes que les États membres sont en mesure d'adopter en ce qui concerne les sources d'énergie renouvelables, elle devrait être circonscrite aux technologies bas carbone, n'utilisant pas de combustibles fossiles, dont les coûts d'exploitation sont faibles et stables, ainsi qu'aux technologies qui n'offrent généralement pas de flexibilité au système électrique, tout en excluant les technologies qui en sont aux premiers stades de leur déploiement sur le marché. Cela est nécessaire pour s'assurer que la viabilité économique des technologies de production dont les coûts marginaux sont élevés n'est pas compromise et pour maintenir l'incitation associée aux technologies susceptibles d'offrir une flexibilité au système électrique et de permettre de présenter des offres sur le marché de l'électricité en fonction de leurs coûts d'opportunité. En outre, la limitation consistant à établir des régimes de soutien direct des prix sous la forme de contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets ne devrait pas s'appliquer aux technologies émergentes pour lesquelles d'autres types de régimes de soutien direct des prix peuvent être mieux à même d'encourager leur adoption. La limitation devrait être sans préjudice de l'éventuelle exemption applicable aux petites installations d'énergie renouvelable et aux projets de démonstration en vertu de la directive (UE) 2018/2001 et devrait tenir compte des spécificités des communautés d'énergie renouvelable conformément à ladite directive. Compte tenu de la nécessité d'offrir une sécurité réglementaire aux producteurs, l'obligation faite aux États membres d'appliquer des régimes de soutien direct des prix à la production d'électricité sous forme de contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets ne devrait s'appliquer qu'aux investissements entrepris dans de nouvelles installations de production d'électricité utilisant des sources mentionnées dans le présent considérant.

(43)

Grâce à la limitation à la hausse des recettes tirées du marché, les régimes de soutien direct des prix sous forme de contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets devraient constituer une source supplémentaire de revenus pour les États membres pendant les périodes où les prix de l'énergie sont élevés. Afin d'atténuer davantage l'incidence de la hausse des prix de l'électricité sur les factures d'énergie des consommateurs, les États membres devraient veiller à ce que toutes recettes perçues auprès des producteurs soumis à des régimes de soutien direct des prix sous la forme de contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets, ou l'équivalent en valeur financière de ces recettes, soient répercutées sur les clients finals, y compris les clients résidentiels, les petites et moyennes entreprises et les entreprises à forte intensité énergétique. Lorsqu'ils distribuent les recettes aux clients résidentiels, les États membres devraient en particulier être en mesure de favoriser les clients vulnérables et les clients touchés par la précarité énergétique. Compte tenu des avantages plus larges pour les clients du secteur de l'électricité résultant des investissements dans les énergies renouvelables, l'efficacité énergétique et le déploiement des énergies à faible intensité de carbone, les États membres devraient également avoir la possibilité d'utiliser les recettes tirées des contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets, ou l'équivalent en valeur financière de ces recettes, pour financer des investissements visant à réduire les coûts de l'électricité pour les clients finals, et pour des activités économiques spécifiques, telles que des investissements dans le développement du réseau de distribution, les sources d'énergie renouvelables et les infrastructures de recharge pour véhicules électriques. Les États membres devraient également avoir la possibilité d'utiliser ces recettes, ou l'équivalent en valeur financière de ces recettes, pour financer les coûts des régimes de soutien direct des prix. La redistribution des recettes devrait se faire de manière que les clients demeurent dans une certaine mesure exposés au signal des prix, pour qu'ils réduisent leur consommation lorsque les prix sont élevés ou la déplacent vers des périodes où les prix sont plus bas, qui correspondent généralement à des périodes où la part de sources d'énergie renouvelables dans la production d'électricité est plus élevée. En particulier, les États membres devraient pouvoir tenir compte de la consommation pendant les heures creuses afin de maintenir les incitations à la flexibilité. Les États membres devraient veiller à ce que l'homogénéité des conditions de concurrence et la concurrence entre les différents fournisseurs ne soient pas affectées par la redistribution de recettes aux consommateurs finals d'électricité. Ces principes ne devraient pas être obligatoires pour les recettes générées par des contrats relevant de régimes de soutien direct des prix conclus avant la date d'application de l'obligation de recourir à des contrats sur différence bidirectionnels ou à des mécanismes équivalents ayant les mêmes effets. Les États membres ont la possibilité de distribuer les recettes tirées des contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets sans que cette distribution ne constitue une régulation des prix de détail au titre de l'article 5 de la directive (UE) 2019/944.

(44)

En outre, les États membres devraient veiller à ce que les régimes de soutien direct des prix ou les mécanismes équivalents ayant les mêmes effets, quelle que soit leur forme, ne compromettent pas le bon fonctionnement, le caractère concurrentiel et la liquidité des marchés de l'électricité, en continuant à inciter les producteurs à réagir aux signaux du marché, y compris en arrêtant la production lorsque les prix de l'électricité sont inférieurs à leurs coûts d'exploitation, et les clients finals à réduire leur consommation lorsque les prix de l'électricité sont élevés. Les États membres devraient veiller à ce que les régimes d'aide ne constituent pas un obstacle au développement de contrats commerciaux tels que les AAE.

(45)

Par conséquent, les contrats sur différence bidirectionnels ou les mécanismes équivalents ayant les mêmes effets et les AAE jouent un rôle complémentaire pour soutenir la transition énergétique et faire bénéficier les consommateurs des avantages des énergies renouvelables et des énergies à faible intensité de carbone. Sous réserve des exigences instaurées par le présent règlement, les États membres devraient être libres de décider des instruments qu'ils utilisent pour atteindre leurs objectifs de décarbonation. Grâce aux AAE, les investisseurs privés contribuent au déploiement d'énergies renouvelables et d'énergies à faible intensité de carbone supplémentaires tout en fixant des prix de l'électricité bas et stables à long terme. De même, grâce aux contrats sur différence bidirectionnels ou aux mécanismes équivalents ayant les mêmes effets, les entités publiques peuvent atteindre le même objectif pour le compte des consommateurs. Ces deux instruments sont nécessaires pour atteindre les objectifs de décarbonation de l'Union grâce au déploiement d'énergies renouvelables et d'énergies à faible intensité de carbone, tout en mettant en avant les avantages d'une production d'électricité à faible coût pour les consommateurs.

(46)

Le déploiement accéléré des sources d'énergie renouvelables nécessite une disponibilité croissante de solutions de flexibilité visant à assurer leur intégration au réseau et à permettre au système électrique et au réseau de s'adapter aux fluctuations de la production et de la consommation d'électricité au cours de périodes différentes. Afin d'encourager la flexibilité d'origine non fossile, l'autorité de régulation ou une autre autorité ou entité désignée par un État membre devrait évaluer périodiquement le besoin de flexibilité à l'échelon national du système électrique sur la base des données fournies par les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution et d'une méthodologie commune européenne qui a fait l'objet d'une consultation publique et d'une approbation par l'ACER. L'évaluation des besoins de flexibilité du système électrique devrait tenir compte de tous les investissements existants et programmés, y compris les actifs existants qui ne sont pas encore connectés au réseau, en ce qui concerne les sources de flexibilité telles que la production d'électricité flexible, les interconnexions, la participation active de la demande, le stockage d'énergie ou la production de carburants renouvelables, en raison de la nécessité de décarboner le système énergétique. L'ACER devrait évaluer périodiquement les rapports nationaux et élaborer un rapport à l'échelon de l'Union contenant des recommandations sur les questions ayant une incidence transfrontière. Sur la base du rapport national sur les besoins de flexibilité, les États membres devraient définir un objectif national indicatif de flexibilité d'origine non fossile, y compris pour ce qui est de la participation active respective spécifique aussi bien de la demande que du stockage d'énergie à la réalisation de cet objectif, qui devrait également être pris en considération dans leurs plans nationaux intégrés en matière d'énergie et de climat conformément au règlement (UE) 2018/1999. À la lumière de ces plans, la Commission devrait être en mesure d'élaborer une stratégie de l'Union en matière de flexibilité, en mettant particulièrement l'accent sur la participation active de la demande et le stockage de l'énergie, qui est cohérent avec les objectifs de l'Union à l'horizon 2030 en matière d'énergie et de climat et à l'objectif de neutralité climatique à l'horizon 2050. La Commission devrait pouvoir accompagner cette stratégie de l'Union d'une proposition législative.

(47)

Pour atteindre l'objectif national indicatif de flexibilité d'origine non fossile, y compris la participation active respective de la demande et du stockage d'énergie, et lorsque les besoins en matière de flexibilité ne sont satisfaits ni par la suppression des obstacles présents sur le marché ni par les investissements existants, les États membres devraient pouvoir appliquer des régimes d'aide à la flexibilité d'origine non fossile consistant en des paiements afférents à la capacité disponible de flexibilité d'origine non fossile. En outre, les États membres qui appliquent déjà un mécanisme de capacité devraient envisager de promouvoir la participation de la flexibilité non fossile, telle que la participation active de la demande et le stockage de l'énergie, en redéfinissant certains critères ou certaines caractéristiques sans préjudice de l'application de l'article 22 du règlement (UE) 2019/943. Les États membres qui appliquent déjà un mécanisme de capacité devraient également pouvoir appliquer des régimes d'aide à la flexibilité non fossile si ces régimes sont nécessaires pour atteindre l'objectif national indicatif en matière de flexibilité non fossile, en particulier tout en adaptant leurs mécanismes de capacité afin de promouvoir davantage la participation de la flexibilité non fossile, par exemple la participation active de la demande et le stockage d'énergie. Ces régimes devraient couvrir les nouveaux investissements dans la flexibilité non fossile, y compris les investissements dans les actifs existants, notamment ceux visant à développer davantage la flexibilité de la participation active de la demande.

(48)

Pour appuyer les objectifs de protection de l'environnement, la limite d'émission de CO2 fixée à l'article 22, paragraphe 4, du règlement (UE) 2019/943 devrait être considérée comme une limite supérieure. Les États membres pourraient alors établir des normes de performance technique et des limites en matière d'émission de CO2 limitant la participation aux mécanismes de capacité aux technologies flexibles exemptes de combustible fossile, en pleine conformité avec la communication de la Commission du 18 février 2022 sur les lignes directrices concernant les aides d'État au climat, à la protection de l'environnement et à l'énergie, qui encouragent les États membres à introduire des critères écologiques dans les mécanismes de capacité.

(49)

Étant donné que des mécanismes de capacité non coordonnés peuvent avoir une incidence significative sur le marché intérieur de l'électricité, le paquet «énergie propre» a introduit un cadre global visant à mieux évaluer les besoins et à améliorer la conception des mécanismes de capacité. Sans préjudice de la nécessité de limiter les distorsions de la concurrence et des échanges dans le marché intérieur, les mécanismes de capacité, associés à un cadre réglementaire approprié, peuvent jouer un rôle important pour assurer l'adéquation des ressources, en particulier pendant la transition vers un système sans carbone et pour les systèmes énergétiques qui ne sont pas suffisamment interconnectés. Par conséquent, bien que les mécanismes de capacité ne doivent plus être considérés comme des mesures de dernier recours, leur nécessité et leur conception devraient faire l'objet d'une évaluation périodique compte tenu de l'évolution du cadre réglementaire et de la situation du marché. Toutefois, la procédure d'adoption des mécanismes de capacité s'est révélée complexe. Au plus tard le 17 janvier 2025, la Commission devrait présenter un rapport détaillé évaluant les éventuelles possibilités de rationalisation et de simplification du processus d'application d'un mécanisme de capacité, en vue également de faire en sorte que les difficultés d'adéquation puissent être traitées par les États membres en temps utile, tout en prévoyant le contrôle nécessaire pour prévenir tout préjudice pour le marché intérieur. Dans ce contexte, la Commission devrait demander à l'ACER de modifier la méthode d'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne conformément à la procédure applicable, le cas échéant. Après consultation des États membres, la Commission devrait présenter des propositions en vue de simplifier, le cas échéant, le processus d'évaluation des mécanismes de capacité au plus tard le 17 avril 2025.

(50)

Le raccordement au réseau des nouvelles installations de production et de demande, en particulier les installations utilisant des sources d'énergie renouvelables, est souvent confronté à des retards dans les procédures de raccordement au réseau. L'une des raisons de ces retards est le manque de capacité de réseau disponible à l'endroit choisi par l'investisseur, ce qui nécessite d'étendre ou de renforcer le réseau pour connecter les installations au système en toute sécurité. Une nouvelle obligation imposant aux gestionnaires de réseau électrique, au niveau tant du transport que de la distribution, de publier des informations sur la capacité de réseau disponible pour de nouveaux raccordements dans leurs zones d'exploitation, et d'en assurer la mise à jour, faciliterait l'accès des investisseurs aux informations relatives à la capacité disponible au sein du réseau, ce qui accélérerait la prise de décision et, partant, le déploiement nécessaire des énergies renouvelables. Ces informations devraient être mises à jour régulièrement, et au moins chaque mois, par les gestionnaires de réseau de transport. Les gestionnaires de réseau de transport devraient également publier les critères utilisés pour déterminer les capacités de réseau disponibles, par exemple la participation active de la demande et les capacités de production existantes, les hypothèses retenues pour évaluer la possibilité d'une intégration plus poussée d'utilisateurs du réseau supplémentaires, les informations pertinentes sur les éventuels délestages de la production d'énergie et les prévisions concernant le développement du réseau à cet égard.

(51)

En outre, pour résoudre le problème de la longueur des délais de réponse aux demandes de raccordement au réseau, les gestionnaires de réseau de transport devraient fournir aux utilisateurs du réseau des informations claires et transparentes sur l'état et le traitement de leurs demandes de raccordement. Les gestionnaires de réseau de transport devraient fournir ces informations dans un délai de trois mois à compter de la présentation de la demande et les mettre à jour régulièrement, au moins une fois par trimestre.

(52)

L'Estonie, la Lettonie et la Lituanie n'étant pas encore synchronisées avec le système électrique de l'Union, elles sont confrontées à des difficultés très spécifiques dans le cadre de l'organisation des marchés d'équilibrage et de l'acquisition de services auxiliaires fondée sur le marché. Si des progrès vers la synchronisation sont en cours, l'une des conditions préalables essentielles à la stabilité du fonctionnement synchrone du système est la disponibilité de réserves suffisantes de capacités d'équilibrage pour réguler la fréquence. Toutefois, étant tributaires de la zone synchrone russe pour la gestion de la fréquence, les États baltes n'étaient pas encore en mesure de mettre en place un marché d'équilibrage opérationnel propre. La guerre d'agression menée par la Russie contre l'Ukraine a considérablement accru le risque pour la sécurité de l'approvisionnement résultant de l'absence de marchés d'équilibrage propres. Par conséquent, les exigences de l'article 6, paragraphes 9, 10 et 11, du règlement (UE) 2019/943 et de l'article 41, paragraphe 2, du règlement (UE) 2017/2195 (22) de la Commission, qui sont conçues pour s'appliquer aux marchés d'équilibrage existants, ne reflètent pas encore la situation en Estonie, en Lettonie et en Lituanie, notamment parce que le développement du marché d'équilibrage nécessite du temps et de nouveaux investissements dans les capacités d'équilibrage. L'Estonie, la Lettonie et la Lituanie devraient dès lors, par dérogation auxdites exigences, être autorisées à conclure des contrats financiers à plus long terme pour acquérir des capacités d'équilibrage pendant une période transitoire.

(53)

Les périodes transitoires convenues pour l'Estonie, la Lettonie et la Lituanie devraient disparaître progressivement dès que possible après la synchronisation et être mises à profit pour développer les instruments de marché appropriés offrant des réserves d'équilibrage à court terme et d'autres services auxiliaires indispensables, et devraient être limitées au temps nécessaire à ce processus.

(54)

Il est prévu de synchroniser les États baltes avec la zone synchrone de l'Europe continentale par une ligne double reliant la Pologne et la Lituanie. Lors de la synchronisation, la capacité de cette ligne devra être réservée, dans une large mesure, de manière à disposer de marges de fiabilité en cas d'indisponibilité imprévue du système baltique et d'écarts involontaires en résultant. Les gestionnaires de réseau de transport devraient continuer à offrir une capacité maximale pour les échanges transfrontières, dans le respect des limites de la sécurité d'exploitation et en tenant compte des aléas éventuels dans les systèmes polonais et lituanien, y compris ceux résultant d'indisponibilités des lignes à haute tension à courant continu ou d'une déconnexion des États baltes de la zone synchrone de l'Europe continentale. La situation spécifique de cette interconnexion devrait être prise en considération pour le calcul de la capacité totale et des aléas conformément à l'article 16, paragraphe 8, du règlement (UE) 2019/943.

(55)

Les mécanismes de capacité devraient être ouverts à la participation de toutes les ressources capables d'assurer les performances techniques requises, y compris éventuellement des centrales électriques au gaz, pour autant que ces dernières respectent la limite d'émissions fixée à l'article 22, paragraphe 4, du règlement (UE) 2019/943, ainsi que tout seuil d'émission national ou tout autre critère environnemental objectif que les États membres souhaiteraient appliquer pour accélérer l'abandon progressif des combustibles fossiles.

(56)

Pour contribuer à la réalisation des objectifs de protection de l'environnement, l'article 22, paragraphe 4, du règlement (UE) 2019/943 fixe des exigences concernant les limites d'émissions de CO2 pour les mécanismes de capacité. Toutefois, au cours de leur transition vers un système sans carbone et au lendemain de la crise énergétique, les États membres qui appliquent des mécanismes de capacité approuvés avant le 4 juillet 2019 devraient pouvoir déroger exceptionnellement, et en tant que mécanisme de dernier recours, à cette limite d'émissions de CO2 pendant une durée limitée. Une telle dérogation devrait toutefois être limitée aux capacités de production existantes dont la production commerciale a débuté avant le 4 juillet 2019, c'est-à-dire avant la date d'entrée en vigueur du règlement (UE) 2019/943. Une demande de dérogation devrait être accompagnée d'un rapport de l'État membre concerné évaluant l'incidence de la dérogation sur les émissions de gaz à effet de serre et la transition énergétique. Un tel rapport devrait également contenir un plan prévoyant des étapes pour mettre progressivement fin à la participation de capacités de production qui ne respectent pas les limites d'émissions de CO2 aux mécanismes de capacité. Lors de l'octroi d'une dérogation, les États membres devraient être autorisés à organiser des procédures de passation de marché qui devront tout de même satisfaire à toutes les exigences énoncées au chapitre IV du règlement (UE) 2019/943, à l'exception de celles qui concernent les limites d'émissions de CO2. Les capacités de production qui ne respectent pas les limites d'émissions de CO2 ne devraient pas être acquises pour une durée supérieure à un an ni pour une période de livraison dépassant la durée de la dérogation. La procédure de passation de marché supplémentaire ouverte à la participation de capacités de production ne respectant pas les limites d'émissions de CO2 devrait être précédée d'une procédure de passation de marché visant à maximiser la participation de capacités respectant les limites d'émissions de CO2, y compris en laissant les prix des capacités augmenter pour atteindre un niveau suffisant pour encourager les investissements dans ces capacités.

(57)

La Commission devrait réexaminer le présent règlement afin de garantir la résilience de l'organisation du marché de l'électricité en temps de crise ainsi que sa capacité à soutenir les objectifs de décarbonation de l'Union, à renforcer encore l'intégration du marché et à promouvoir les investissements nécessaires dans les infrastructures ainsi que le développement d'un marché des AAE. Sur la base de ce réexamen, la Commission devrait soumettre un rapport complet au Parlement européen et au Conseil, accompagné, le cas échéant, d'une proposition législative. Dans ce rapport, la Commission devrait évaluer, en particulier, l'efficacité de la structure et du fonctionnement actuels des marchés de l'électricité à court terme, ainsi que leurs éventuels manques d'efficacité et les éventuels outils et solutions à appliquer dans des situations de crise ou d'urgence, ainsi que l'adéquation du cadre juridique et financier de l'Union en ce qui concerne les réseaux de distribution. Ledit rapport devrait également porter sur la capacité à atteindre les objectifs de l'Union en matière d'énergies renouvelables et concernant le marché intérieur de l'énergie, ainsi que sur la possibilité de mettre en place une ou plusieurs plateformes de marché de l'Union pour les AAE et leur viabilité.

(58)

Dans la mesure où l'une quelconque des mesures prévues dans le présent règlement constitue une aide d'État, les dispositions relatives à ces mesures sont sans préjudice de l'application des articles 107 et 108 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne. La Commission est compétente pour apprécier la compatibilité d'une aide d'État avec le marché intérieur.

(59)

Les mesures prévues dans le présent règlement sont sans préjudice de l'application des règlements (UE) 2016/1011 (23) et (UE) no 648/2012 du Parlement européen et du Conseil (24) et de la directive 2014/65/UE du Parlement européen et du Conseil (25).

(60)

Il convient donc de modifier les règlements (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 en conséquence.

(61)

Étant donné que l'objectif du présent règlement, à savoir améliorer l'organisation du marché intégré de l'électricité, en particulier pour prévenir une augmentation indue des prix de l'électricité, ne peut pas être atteint de manière suffisante par les États membres, mais peut l'être mieux au niveau de l'Union, celle-ci peut prendre des mesures, conformément au principe de subsidiarité consacré à l'article 5 du traité sur l'Union européenne. Conformément au principe de proportionnalité énoncé audit article, le présent règlement n'excède pas ce qui est nécessaire pour atteindre cet objectif,

1)

L'article 2 est modifié comme suit:

2)

À l'article 3, paragraphe 2, l'alinéa suivant est ajouté:

«Le présent paragraphe s'applique également à la plateforme d'allocation unique établie conformément au règlement (UE) 2016/1719.».

3)

À l'article 4, le paragraphe suivant est ajouté:

4)

L'article 5 est modifié comme suit:

5)

À l'article 6, le paragraphe 9 est remplacé par le texte suivant:

6)

L'article 15 est modifié comme suit:

1)

L'article 1er est modifié comme suit:

2)

L'article 2 est modifié comme suit:

3)

L'article 7 est modifié comme suit:

4)

Les articles suivants sont insérés:

(*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:

6)

L'article 9 est remplacé par le texte suivant:

(*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:

8)

À l'article 19, le paragraphe 2 est remplacé par le texte suivant:

9)

Le chapitre suivant est inséré:

(*8)   JO L 282 du 19.10.2016, p. 4.»."

10)

L'article 21 est modifié comme suit:

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:

13)

À l'article 50, le paragraphe suivant est inséré:

14)

À l'article 57, le paragraphe suivant est ajouté:

15)

L'article 59 est modifié comme suit:

16)

À l'article 64, les paragraphes suivants sont insérés:

17)

L'article 69 est modifié comme suit:

18)

L'article suivant est inséré:

19)

À l'annexe I, le point 1.2 est remplacé par le texte suivant: