(1)

Le 4 février 2025, la République de Pologne (ci-après la «Pologne») a présenté à la Commission une demande de dérogation (ci-après la «dérogation») à l’exigence prévue à l’article 22, paragraphe 4, point b), du règlement (UE) 2019/943 (ci-après le «règlement sur l’électricité») en vertu de l’article 64, paragraphe 2 ter, du règlement sur l’électricité (ci-après la «demande»).

(2)

La dérogation demandée s’appliquerait du 1er juillet 2025 au 31 décembre 2028.

(3)

Le 14 février 2025, la Commission a publié la demande sur son site internet et a invité les États membres et les parties prenantes à soumettre leurs observations pour le 17 mars 2025 au plus tard. Une partie prenante a soumis ses observations.

(4)

La Pologne a communiqué des informations complémentaires le 28 février, le 26 mars, les 9, 17 et 25 avril, les 5, 7 et 15 mai, ainsi que le 2 juin 2025.

(5)

La demande concerne le mécanisme de capacité actuellement en place en Pologne (ci-après le «mécanisme de capacité existant»), qui a fait l’objet d’une autorisation d’aide d’État en vertu de la décision de la Commission du 7 février 2018 (3) (ci-après la «décision relative à l’aide d’État»). Dans sa demande, la Pologne a confirmé que les principales caractéristiques du mécanisme de capacité existant sont restées inchangées depuis l’adoption de la décision relative à l’aide d’État. La présente décision renvoie à la décision relative à l’aide d’État pour une description détaillée du mécanisme de capacité existant.

(6)

Les principales modifications apportées au mécanisme de capacité existant depuis l’adoption de la décision relative à l’aide d’État découlent des exigences du règlement sur l’électricité, qui est entré en vigueur le 4 juillet 2019 et qui fixe pour la première fois des règles détaillées sur les mécanismes de capacité dans le droit dérivé de l’Union.

(7)

Conformément à l’article 22, paragraphe 4, point b), du règlement sur l’électricité, à partir du 1er juillet 2025 au plus tard, une capacité de production dont la production commerciale a débuté avant le 4 juillet 2019 (ci-après les «installations existantes») et qui émet plus de 550 g de CO2 issu de carburant fossile par kWh d’électricité (ci-après la «limite d’émission») et plus de 350 kg de CO2 issu de carburant fossile en moyenne par an et par kWe installé (ci-après la «limite du budget carbone») ne peut pas être engagée ni recevoir de paiements ou d’engagements pour des paiements futurs dans le cadre d’un mécanisme de capacité. Cette interdiction ne s’applique pas aux engagements ou contrats conclus avant le 31 décembre 2019.

(8)

La Pologne a intégré la limite d’émission dans sa législation nationale, empêchant ainsi les installations existantes qui dépassent la limite d’émission de participer aux enchères organisées après le 31 décembre 2019, et a fixé les règles de calcul de la limite d’émission pour chaque unité de marché de capacité. Par conséquent, à partir du 1er juillet 2025, les installations existantes qui dépassent la limite d’émission ne pourront plus bénéficier de paiements ou d’engagements pour des paiements futurs au titre du mécanisme de capacité existant, sans préjudice des engagements ou des contrats conclus avant le 31 décembre 2019.

(9)

Le mécanisme de capacité existant est un mécanisme à l’échelle du marché sous la forme d’une obligation de capacité, dans le cadre duquel les acteurs du marché reçoivent une rémunération de capacité fixe en échange de la disponibilité pendant les jours ouvrables entre 07 h 00 et 22 h 00 et aux périodes de forte sollicitation du système.

(10)

Comme indiqué au considérant 4 de la décision relative à l’aide d’État, le mécanisme de capacité existant est ouvert aux exploitants d’unités de production nouvelles, rénovées et existantes, aux opérateurs de participation active de la demande et aux opérateurs de stockage, situés en Pologne ou dans des États membres voisins de l’Union. Le mécanisme de capacité existant exclut les fournisseurs de capacité qui reçoivent d’autres formes de soutien (voir le considérant 18 de la décision relative à l’aide d’État). La participation transfrontalière est autorisée en vertu du mécanisme de capacité existant, comme indiqué à la section 2.5 de la décision relative à l’aide d’État. Les fournisseurs de capacité situés dans des zones voisines peuvent participer directement au mécanisme de capacité existant (conformément à la solution cible définie dans la décision relative à l’aide d’État). La participation de capacités étrangères ne doit pas dépasser le niveau prévu des importations en Pologne lors des périodes de forte sollicitation du système. La capacité d’entrée maximale disponible pour la participation transfrontalière fixée pour chaque année de fourniture est calculée conformément à la méthode définie à l’article 26, paragraphe 7, du règlement sur l’électricité, sur la base du dernier rapport approuvé relatif à l’évaluation de l’adéquation des ressources à l’échelle européenne (ERAA).

(11)

Les exigences de préqualification applicables aux fournisseurs de capacité sont précisées en amont, comme décrit à la section 2.3.2 de la décision relative à l’aide d’État.

(12)

Comme indiqué au considérant 37 de la décision relative à l’aide d’État, une mise aux enchères des capacités est organisée chaque année pour une année de fourniture donnée, avec un délai de réalisation de cinq ans (ci-après les «enchères principales»). Des enchères supplémentaires pour chaque trimestre d’une année de fourniture donnée sont organisées au cours de l’année précédant cette période de fourniture (ci-après les «enchères supplémentaires»). Aux fins de la présente décision, les enchères principales et les enchères supplémentaires sont collectivement dénommées les «enchères primaires».

(13)

Le format des enchères est décrit à la section 2.4.2 de la décision relative à l’aide d’État. Toutes les enchères sont des enchères descendantes, au prix marginal, dans lesquelles toutes les unités de capacité gagnantes reçoivent le même prix pour la réalisation des obligations de capacité respectives. L’adjudicateur annonce un prix élevé au début des enchères et les participants éligibles soumettent des offres indiquant la quantité de capacité qu’ils sont prêts à fournir à ce prix. Ce processus est répété par cycles successifs selon un calendrier prédéterminé. À chaque cycle, les unités de marché de capacité peuvent se retirer des cycles suivants en soumettant une offre de sortie. Les enchères se clôturent lorsque le prix le plus bas auquel la demande correspond à l’offre est identifié.

(14)

Le volume de la capacité à acquérir dans le cadre des enchères primaires est déterminé sur la base de la procédure prévue à la section 2.4.1 de la décision relative à l’aide d’État:

(15)

La durée des contrats de capacité attribués au moyen d’enchères dépend des dépenses en capital (CAPEX) que les unités de marché de capacité doivent supporter pour fournir leur capacité (considérant 42 de la décision relative à l’aide d’État). Des accords d’un an peuvent être accordés à des unités de marché de capacité non exposées à des CAPEX significatives (c’est-à-dire principalement des capacités existantes). Ces accords peuvent être conclus dans le cadre d’enchères principales et d’enchères supplémentaires.

(16)

Les accords de capacité d’une durée supérieure à un an ne sont accessibles qu’aux participants prenant part aux enchères principales. En particulier:

(17)

En cas d’enchères de capacité équivalentes, la préférence sera donnée à la capacité à émissions plus faibles (voir le considérant 40 de la décision relative à l’aide d’État). Cette mesure ainsi que la mesure visée au point c) ci-dessus sont dénommées conjointement la «prime verte».

(18)

Lors des enchères supplémentaires, les fournisseurs de capacité peuvent se voir attribuer entre un et quatre contrats de capacité trimestriels d’une durée de 3 à 12 mois.

(19)

Les obligations de capacité résultant des enchères primaires peuvent être négociées sur le marché secondaire conformément à la section 2.6 de la décision relative à l’aide d’État.

(20)

Comme indiqué au considérant 93 de la décision relative à l’aide d’État, les fournisseurs de capacité retenus ont comme obligation de fournir de l’énergie chaque fois que cela est nécessaire pour garantir la sécurité de l’approvisionnement, c’est-à-dire lors de fortes sollicitations du système. Le non-respect de cette obligation entraînera des sanctions, comme indiqué à la section 2.7.3 de la décision relative à l’aide d’État.

(21)

L’article 64, paragraphe 2 quater, du règlement sur l’électricité prévoit une procédure d’enchères à deux niveaux aux fins de la mise en œuvre de la dérogation, comprenant une procédure d’enchères primaires et une procédure d’enchères supplémentaires.

(22)

Les premières enchères principales ont eu lieu en novembre 2018. Les premières enchères supplémentaires ont été réalisées en 2020. La Pologne indique que les enchères principales pour les années de fourniture 2025 à 2028 ont eu lieu, de même que les enchères supplémentaires pour 2025 et 2026. La Pologne déclare que toutes les enchères primaires effectuées après le 31 décembre 2019 pour une période de fourniture commençant après le 1er juillet 2025 constituent des enchères primaires au sens de l’article 64, paragraphe 2 quater, point a), du règlement sur l’électricité.

(23)

La Pologne fait valoir que l’organisation d’enchères primaires pour les périodes de fourniture commençant après le 1er juillet 2025 garantit que seuls les fournisseurs de capacité qui respectent la limite d’émission puissent participer et que leur participation soit maximisée, étant donné qu’ils ne sont pas confrontés à la concurrence de fournisseurs qui ne respectent pas la limite d’émission. En outre, les capacités à faibles émissions peuvent bénéficier de la prime verte. Par ailleurs, les marchés attribués lors des enchères primaires, et en particulier lors des enchères principales, ont une durée beaucoup plus longue que ceux qui seraient attribués dans le cadre d’enchères supplémentaires si la dérogation était accordée.

(24)

Dans sa demande, la Pologne déclare que les enchères primaires qui ont été et seront (4) réalisées pour les années de fourniture 2025 à 2028 ne permettraient pas de traiter les difficultés d’adéquation pour ces périodes de fourniture. Elle soutient également qu’en l’absence de dérogation, les unités de production existantes qui ne respectent pas la limite d’émission, mais qui sont nécessaires pour garantir l’adéquation du système, seraient démantelées en raison d’une viabilité économique négative.

(25)

Cette difficulté d’adéquation a été identifiée à la suite des résultats de l’évaluation de l’adéquation des ressources au niveau national de 2024 (ci-après la «NRAA») (5), qui sert également de base à l’estimation du volume total de capacité nécessaire pour satisfaire à la norme de fiabilité (ci-après l’«obligation de capacité requise», voir le tableau 1 ci-dessous).

Tableau 1

(26)

La Pologne déclare qu’après avoir déduit de l’obligation de capacité requise les volumes déjà contractés dans le cadre des enchères primaires pour les années de fourniture couvertes par la dérogation (voir le tableau 2 ci-dessous) ainsi que d’autres capacités considérées comme disponibles pour le système (par exemple, celles soutenues par d’autres régimes), il subsiste un écart. L’ATC représente le volume de capacité à contracter lors de chaque enchère conformément à la méthode décrite au considérant 14 ci-dessus. Toutes les valeurs sont exprimées en MW.

Tableau 2

(27)

La Pologne propose d’introduire des enchères complémentaires qui seraient également ouvertes aux installations existantes qui dépassent la limite d’émission. La Pologne explique que les enchères complémentaires pour une année donnée ne seront organisées que lorsque le besoin de capacités supplémentaires se justifie sur la base des résultats de la NRAA et uniquement si les conditions suivantes sont remplies:

(28)

La Pologne explique que, si ces conditions sont remplies pour chacune des années de fourniture couvertes par la dérogation demandée, elle organisera quatre mises aux enchères complémentaires pour les périodes de fourniture suivantes: le second semestre de 2025 (contrat semestriel) et les années de fourniture 2026, 2027 et 2028 (contrats annuels).

(29)

Le tableau 3 donne une vue d’ensemble de la procédure d’enchères à deux niveaux et des années au cours desquelles chaque enchère (principale, supplémentaire et complémentaire, si nécessaire) aurait lieu.

Tableau 3

(30)

La Pologne a informé la Commission que la première enchère complémentaire (pour une fourniture au second semestre de 2025) a eu lieu le 15 mai 2025, avec une ATC de 5 444 MW. Cette ATC spécifique a été vérifiée par l’ARN dans sa lettre du 14 mai 2025. Sur la base des résultats préliminaires de l’enchère, les technologies suivantes ont été sélectionnées: charbon, gaz, SER, participation active de la demande et capacité transfrontalière, ce qui donne lieu à des obligations de capacité totale contractées de 5 050,856 MW. La Pologne a confirmé que les accords de capacité conclus dans le cadre des enchères complémentaires ne seront pas exécutés avant l’adoption de la présente décision (6).

(31)

La Pologne a confirmé que les enchères complémentaires appliquaient les mêmes conditions que celles appliquées lors des enchères primaires dans le cadre du régime existant, comme décrit à la section 2 ci-dessus, à l’exception des critères d’éligibilité (voir le considérant 32), de la fréquence des enchères (voir les considérants 28 et 29), de la formule appliquée pour déterminer le volume de la capacité à acquérir, y compris la capacité transfrontalière (voir le considérant 35), et de la durée du contrat (voir le considérant 28). Ces éléments ont été adaptés afin de respecter les conditions prévues à l’article 64, paragraphe 2 ter, du règlement sur l’électricité.

(32)

Outre les unités éligibles à une participation aux enchères primaires, les installations existantes qui dépassent la limite d’émission ne sont autorisées à participer qu’aux enchères complémentaires.

(33)

Au plus tard le 30 avril de l’année précédant la période de fourniture, le GRT annoncera la date à laquelle les enchères complémentaires seront organisées ou, s’il peut être satisfait à la norme de fiabilité à la suite des enchères principales et des enchères supplémentaires (sur la base de la NRAA), confirmera qu’aucune enchère complémentaire ne sera organisée pour la période de fourniture concernée.

(34)

La Pologne explique que l’ARN et le ministère de la protection du climat et de l’environnement donnent leur avis sur la NRAA ou sur sa mise à jour. Cet avis est publié par le GRT et sert de base au calcul du volume de capacité à acquérir lors des enchères complémentaires pour une période de fourniture donnée.

(35)

Selon la Pologne, afin de déterminer le volume approprié de la capacité à acquérir lors de chaque enchère complémentaire, le GRT applique la formule suivante: ATC = le total des obligations de capacité requise (telles que définies dans la NRAA, voir le tableau 1 au considérant 25) – la capacité contractée dans le cadre des enchères primaires (principales et supplémentaires) – la capacité bénéficiant d’une rémunération garantie (par exemple, les SER bénéficiant d’un soutien au titre d’autres régimes).

(36)

Sur la base de la formule ci-dessus, la Pologne estime l’ATC à contracter lors des enchères complémentaires pour 2025 et 2026 à environ 5,4 GW et 6,9 GW respectivement. L’ATC pour 2027 et 2028 sera calculé après la tenue des enchères supplémentaires pour ces années de fourniture.

(37)

Conformément à la demande, les contrats de capacité annuels ne peuvent dépasser la durée de la dérogation et les paiements de capacité ne seront donc engagés que jusqu’à la fin de 2028.

(38)

L’article 25, paragraphe 1, du règlement sur l’électricité impose aux États membres d’instaurer une norme de fiabilité lors de l’application des mécanismes de capacité, qui indique «le niveau de sécurité d’approvisionnement nécessaire de l’État membre».

(39)

Conformément à l’article 25, paragraphe 2, du règlement sur l’électricité, la norme de fiabilité doit être fixée par l’État membre ou par une autorité compétente désignée par l’État membre, sur proposition de l’ARN. La norme de fiabilité doit être basée sur la méthode visée à l’article 23, paragraphe 6, du règlement sur l’électricité.

(40)

L’article 23, paragraphe 6, du règlement sur l’électricité prévoit la mise en place d’une méthode européenne de calcul du coût de l’énergie non distribuée (ci-après le «VOLL») (7), du coût qu’un nouvel entrant doit couvrir (ci-après le «CONE») et de la norme de fiabilité (ci-après la «NF») (8).

(41)

En 2024, le ministère polonais de la protection du climat et de l’environnement a réexaminé la norme de fiabilité et l’a fixée à 3 heures de LOLE (9) par an, ce qui correspond à la valeur établie à la section 2.2.1 de la décision relative à l’aide d’État. Selon la Pologne, la norme était fondée sur les calculs effectués conformément à la méthode NF adoptée par l’Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (ci-après l’«ACER») ainsi que sur les paramètres calculés par l’ARN (10) et sur les résultats de l’évaluation de l’adéquation des ressources à l’échelle européenne (ci-après l’«ERAA») pour 2023 (ci-après l’«ERAA 2023»). La décision est accessible au public (11).

(42)

L’article 20, paragraphe 1, du règlement sur l’électricité impose aux États membres de contrôler l’adéquation des ressources sur leur territoire sur la base de l’ERAA visée à l’article 23 dudit règlement. Pour compléter l’ERAA, les États membres peuvent également procéder à une NRAA en application de l’article 24 du règlement.

(43)

Conformément à l’article 23, paragraphe 3, et à l’article 24, paragraphe 1, du règlement sur l’électricité, le Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour l’électricité (ci-après le «REGRT-E») devrait élaborer une méthode fondée sur les principes prévus à l’article 23, paragraphe 5, du règlement sur l’électricité, à utiliser aux fins de l’ERAA et des différentes NRAA (12). Alors que l’ERAA repose sur un scénario de référence central concernant les prévisions de l’offre et de la demande, que la NRAA doit également inclure, la NRAA peut également prendre en compte des sensibilités supplémentaires (voir l’article 23, paragraphe 5, et l’article 24, paragraphe 1, du règlement sur l’électricité).

(44)

Le 2 mai 2024, l’ACER a approuvé l’ERAA 2023. C’est la première fois qu’une ERAA était formellement approuvée.

(45)

L’ERAA 2023 modélise quatre années cibles (2025, 2028, 2030 et 2033). Les résultats du scénario central de référence pour la Pologne figurant dans l’ERAA 2023 sont présentés dans le tableau 4 ci-dessous. Lorsque la LOLE déclarée est inférieure à 3, la norme de fiabilité est considérée comme respectée, ce qui signifie qu’aucune difficulté n’a été identifiée en ce qui concerne l’adéquation des ressources. Les résultats de l’ERAA 2023 ne révèlent aucune difficulté d’adéquation pour les années cibles 2025, 2028 et 2030. Toutefois, pour 2033, la valeur maximale fixée par la norme de fiabilité est dépassée. En résumé, l’ERAA 2023 n’identifie une difficulté d’adéquation en Pologne que pour l’année cible 2033.

Tableau 4

Résultats de l’ERAA 2023 relatifs à l’adéquation, LOLE  (13)

(46)

Le 7 avril 2025, le REGRT-E a soumis à l’ACER sa proposition d’ERAA pour 2024 (14), à la suite de quoi l’ACER a entamé son examen du projet d’ERAA 2024 conformément à l’article 23, paragraphe 7, du règlement sur l’électricité.

(47)

Bien qu’elle soit toujours en cours d’examen et soumise à l’approbation ou à la modification de l’ACER, l’ERAA 2024 identifie une difficulté d’adéquation pour toutes les années cibles couvertes par la dérogation (2025 à 2028), bien que l’ampleur de la difficulté soit plus faible que celle relevée dans la NRAA, ainsi qu’il ressort du tableau 5 ci-dessous.

Tableau 5

Résultats de l’ERAA 2024 relatifs à l’adéquation, LOLE

(48)

La NRAA contient un scénario central de référence sans nouveaux contrats dans le cadre du mécanisme de capacité (appelé «scénario de référence» dans la NRAA polonaise) de même qu’un scénario prévoyant de nouveaux contrats dans la cadre du mécanisme de capacité (ci-après le «scénario avec mécanisme de capacité»). Ce dernier inclut la capacité à acquérir dans le cadre du mécanisme de capacité existant, au moyen d’enchères complémentaires et d’autres mécanismes, tels que de futurs mécanismes de capacité. La NRAA modélise 16 années cibles (de 2025 à 2040). Le scénario de référence est le scénario pertinent lorsqu’il s’agit de démontrer l’existence de difficultés d’adéquation. Dans l’avis de l’ACER relatif à la NRAA (voir le considérant 51 ci-dessous), ce scénario est comparé au scénario central de référence figurant dans l’ERAA 2023, étant donné qu’il constitue une approche correspondante et comparable au scénario central de référence présenté dans l’ERAA 2023, lequel n’incluait pas non plus de nouveaux contrats dans le cadre du mécanisme de capacité.

(49)

Les résultats de la NRAA polonaise concernant la LOLE et la prévision d’énergie non desservie (ci-après l’«EENS») dans le cadre du scénario de référence sont présentés dans le tableau 6

Tableau 6

Résultats de la NRAA

(50)

Les résultats de la NRAA figurant dans le scénario de référence montrent une LOLE supérieure aux résultats de l’ERAA 2023 pour les quatre années cibles considérées (2025, 2028, 2030 et 2033). En particulier, la valeur maximale autorisée par la norme de fiabilité est dépassée pour toutes les années modélisées dans le scénario de référence de la NRAA.

(51)

La Pologne a soumis la NRAA polonaise pour avis à l’ACER, conformément à l’article 24, paragraphe 3, du règlement sur l’électricité. Étant donné que l’ACER a approuvé une ERAA pour la première fois en 2024 (voir le considérant 44 ci-dessus), l’article 24, paragraphe 3, du règlement sur l’électricité, qui impose aux États membres de soumettre leurs NRAA à l’ACER pour avis en cas de divergences entre la NRAA et l’ERAA, n’était, de facto, pas applicable au cours des années précédentes.

(52)

Le 3 février 2025, l’ACER a émis un avis contenant des recommandations sur la NRAA polonaise (15). Dans son avis, l’ACER expliquait que les différences entre la NRAA polonaise et l’ERAA 2023 se justifiaient en ce qui concerne les hypothèses relatives aux ressources de capacité, mais qu’elles ne se justifiaient pas dans le cas des hypothèses portant sur les échanges entre zones. S’agissant de la différence dans la modélisation des ressources de capacité, l’ACER n’a pas pu conclure si la différence était justifiée.

(53)

Dans son avis, l’ACER a émis les recommandations suivantes:

(54)

L’article 24, paragraphe 3, dernier alinéa, du règlement sur l’électricité impose à l’organe chargé de la NRAA de tenir dûment compte de l’avis de l’ACER et, le cas échéant, de modifier son évaluation. Lorsqu’il décide de ne pas tenir pleinement compte de l’avis de l’ACER, l’organe chargé de l’évaluation de l’adéquation des ressources à l’échelle nationale doit publier un rapport assorti d’une motivation détaillée.

(55)

Le 22 avril 2025, le GRT polonais a publié un rapport en réponse à l’avis de l’ACER sur les différences existant entre la NRAA et l’ERAA 2023 (16). Dans son rapport, le GRT polonais a formulé les observations suivantes.

(56)

Conformément à l’article 64, paragraphe 2 quinquies, du règlement sur l’électricité, toute demande de dérogation doit être accompagnée d’un rapport qui doit comprendre:

(57)

La Pologne compare les deux scénarios présentés dans la NRAA (voir le considérant 48 ci-dessus) pour évaluer les effets sur les émissions de gaz à effet de serre qu’entraîne l’introduction d’une dérogation sous la forme d’enchères complémentaires.

(58)

La Pologne explique que la principale différence entre les deux scénarios est que le volume d’énergie non desservie est nettement plus élevé dans le scénario de référence que dans le scénario avec mécanisme de capacité. Le tableau 7 ci-dessous compare les valeurs de l’énergie non desservie dans les deux scénarios envisagés dans la NRAA.

Tableau 7

Valeurs de l’énergie non desservie dans les deux scénarios envisagés par la NRAA

(59)

La Pologne estime qu’à court terme, la mise en œuvre de la dérogation pourrait entraîner une légère augmentation des émissions de CO2 (de 0,2 à 0,3 % des émissions du secteur de l’énergie) au cours de la période couverte par la dérogation (2025 à 2028). Selon la Pologne, cela s’explique par le fait que, dans le scénario avec mécanisme de capacité, la norme de fiabilité est respectée, de sorte que l’énergie non desservie est moindre que dans le scénario de référence, étant donné que les unités à forte intensité d’émissions seraient éligibles à une participation aux enchères complémentaires afin de satisfaire à la norme de fiabilité. La Pologne déclare qu’au cours de cette période, en raison de leur délai de réalisation, il n’est pas possible de commander de grandes quantités de nouvelles unités thermiques à émissions réduites, telles que des turbines à gaz à circuit ouvert/turbines à gaz à cycle combiné, qui permettraient de réduire ces émissions supplémentaires.

(60)

Le tableau 8 présente une comparaison des émissions de CO2 sur la base des données du secteur de la production d’électricité et de chaleur en ce qui concerne les émissions liées à la cogénération dans le cadre des deux scénarios de la NRAA.

Tableau 8

(61)

La Pologne conclut que la dérogation aurait une incidence très limitée sur les émissions du secteur de la production d’électricité en ce qui concerne les unités de production régulées de manière centralisée, étant donné que le volume des unités couvertes par la dérogation qui sont potentiellement éligibles pour des contrats de capacité dans le cadre d’enchères complémentaires serait limité au minimum nécessaire. D’autre part, comme indiqué en détail à la section 3.3.2 ci-dessous, la Pologne fait valoir que la dérogation créerait des conditions de marché plus stables pour les décisions d’investissement relatives à la participation active de la demande, au stockage et aux SER, facilitant ainsi une réduction plus rapide des émissions au cours des années suivantes (et à moyen terme). Pour cette raison, la Pologne soutient également que, dans le scénario de référence, les niveaux d’émissions sont plus élevés entre 2033 et 2040, compte tenu de conditions de marché moins favorables pour les nouveaux investissements.

(62)

La Pologne utilise également les deux scénarios présentés dans la NRAA (voir le considérant 48 ci-dessus) comme base pour évaluer l’incidence de la dérogation sur les objectifs de la transition énergétique, c’est-à-dire 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.

(63)

Cette analyse comparative montre que la dérogation peut temporairement maintenir un volume légèrement plus élevé d’unités de production à plus fortes émissions. Toutefois, selon la Pologne, à moyen terme — dans les années 2030 — la suppression progressive des unités à fortes émissions s’accélérerait dans le scénario avec mécanisme de capacité par rapport au scénario de référence.

(64)

Selon la Pologne, la mise en œuvre de la dérogation réduirait le risque que la norme de fiabilité ne soit pas respectée et réduirait la volatilité des prix. Cela créerait des conditions de marché plus stables et plus prévisibles, ce qui favoriserait les investissements dans la capacité flexible, telle que les unités de stockage et les nouvelles unités appelables, dans la capacité renouvelable et dans la mobilité électrique, de manière à aboutir à ce que les unités de charbon ne soient plus nécessaires pour maintenir le respect de la norme de fiabilité. La Pologne affirme également qu’en l’absence de dérogation, les unités appelables et flexibles existantes (c’est-à-dire les unités de participation active de la demande et les unités de stockage d’énergie) seraient très souvent mobilisées et pourraient ne pas être en mesure de remplir les obligations qui leur incombent en vertu des règles des mécanismes de capacité existants dans un système particulièrement inadéquat, avec le risque d’être exposées à des sanctions. Cela découragerait la réalisation d’investissements dans les technologies flexibles propres et leur participation au marché de capacité.

(65)

Le graphique 1 et le tableau 9 ci-dessous montrent les technologies qui seront déployées par les unités sélectionnées dans le cadre du mécanisme de capacité existant au moyen d’enchères primaires couvrant une période de fourniture allant jusqu’en 2029.

Graphique 1

Tableau 9

(66)

La NRAA comprend des hypothèses pour la période 2025-2040 concernant le développement de SER, de solutions de stockage de l’énergie, de sources d’énergie appelables utilisant des carburants à émissions faibles ou nulles, d’installations de participation active de la demande, de la mobilité électrique et d’autres secteurs. Le déploiement prévu augmente considérablement au fil du temps dans le scénario avec mécanisme de capacité, comme indiqué ci-dessous au graphique 2 ci-dessous, tandis que la part du charbon diminue considérablement après l’expiration de la dérogation (de 40 % en 2025 à 20 % en 2029). Au cours des années suivantes, la part de marché de la production basée sur le charbon diminue encore. Cela s’explique également par l’expiration des contrats à long terme attribués avant le 31 décembre 2019 aux installations au charbon dans le cadre du mécanisme de capacité (voir le considérant 7 ci-dessus).

Graphique 2

Part des technologies dans la production d’électricité dans le scénario avec mécanisme de capacité  (18)

(67)

En mai et juin 2024, le ministère polonais de la protection du climat et de l’environnement a mené une enquête auprès des acteurs du marché de l’électricité (19) afin de recueillir leur avis sur le degré de développement du marché de l’électricité et le fonctionnement du marché de capacité.

(68)

Sur la base des résultats de l’enquête, le ministère a identifié, entre autres, les obstacles et les domaines suivants à prendre en considération en vue d’une modification de la réglementation:

(69)

Selon les participants à l’enquête, la procédure administrative d’approbation des investissements dans les infrastructures de réseau est longue et complexe. Le manque d’adhésion du public crée des obstacles injustifiés aux investissements dans les infrastructures. L’apport de capital extérieur, y compris via le financement par l’emprunt, est nécessaire pour permettre aux investisseurs de prendre la décision d’entamer des investissements, étant donné que les coûts des projets dans le secteur de l’énergie continuent d’augmenter.

(70)

En 2024, l’ARN polonaise a mené une enquête afin de recueillir les avis des acteurs du marché de l’énergie et de réunir des propositions de modifications potentielles à apporter au mécanisme de capacité existant de la Pologne. Les résultats de l’enquête ont mis en évidence plusieurs facteurs susceptibles d’avoir influencé les résultats des enchères sur le marché de capacité pour les périodes de fourniture commençant après le 1er juillet 2025. Il s’agit des facteurs suivants:

(71)

De l’avis de la Pologne, les règles actuelles du marché ainsi que le cadre régissant le fonctionnement du mécanisme de capacité existant n’entravent pas le développement du stockage et de la participation active de la demande dans le cadre du mécanisme de capacité existant. Le principal facteur influençant le développement de ces capacités est, de l’avis de la Pologne, la viabilité économique des unités concernées. Les recettes actuelles et prévues provenant du marché de l’énergie et des services auxiliaires semblent insuffisantes pour couvrir les coûts et garantir une marge bénéficiaire satisfaisante.

(72)

Ainsi que l’exige l’article 64, paragraphe 2 quinquies, du règlement sur l’électricité, la demande est accompagnée d’un plan prévoyant des étapes pour mettre progressivement fin à la participation du charbon au mécanisme de capacité existant d’ici à la date d’expiration de la dérogation demandée, y compris un plan pour acquérir la capacité de remplacement nécessaire. Dans ces documents, la Pologne propose également des mesures pour lever les obstacles réglementaires et à l’investissement indiqués aux considérants 67 à 71.

(73)

Pour les raisons exposées aux considérants 59 et 64 ci-dessus, la Pologne soutient que la dérogation pourrait entraîner temporairement et à court terme un abandon progressif légèrement plus lent des unités de charbon sur le marché de capacité, mais créerait à moyen terme des conditions plus favorables pour les investissements dans des capacités de remplacement. En outre, si la dérogation demandée est accordée, les unités de production au charbon ne seront plus en mesure de concurrencer les unités à faibles émissions dans le cadre du mécanisme de capacité existant après le 31 décembre 2028, date d’expiration de la dérogation demandée. Par conséquent, le volume potentiel d’unités de charbon qui seraient économiquement viables sur le marché de l’énergie devrait être très limité, en raison de l’absence d’incitations financières, du niveau élevé des coûts d’exploitation et de maintenance, du faible nombre d’heures de fonctionnement et des faibles recettes correspondantes, ainsi que de la fin de leur durée de vie technique (20).

(74)

La Pologne ne s’attend pas à des investissements importants fondés sur le marché entre 2025 et 2028, à l’exception des investissements bénéficiant d’une aide publique, comme indiqué aux considérants 77 à 81, étant donné que de nouvelles unités ne peuvent pas être mises en service à temps pour être opérationnelles au cours de cette période. Cela s’explique principalement par leurs délais de réalisation et par le fait qu’elles n’ont pas encore obtenu les conventions de raccordement et les permis environnementaux.

(75)

La NRAA fournit des estimations des capacités de remplacement qui devraient être installées pour remplacer la production à base de charbon dans le système (21), y compris la trajectoire nationale indicative concernant la part globale des énergies renouvelables. Le graphique 3 ci-dessous donne une vue d’ensemble du plan de la Pologne, lequel prévoit des étapes pour mettre progressivement fin à la participation du charbon au mécanisme de capacité existant à la date d’expiration de la dérogation demandée.

Graphique 3

Capacité installée des technologies de production d’électricité dans le scénario avec mécanisme de capacité. Toutes les valeurs sont exprimées en GW

(76)

Afin d’atteindre ces étapes, la Pologne appliquera le plan de mise en œuvre (voir le considérant 82) et procédera à des réformes réglementaires supplémentaires (voir les considérant 83 à 85). En outre, la Pologne prévoit d’acquérir les capacités de remplacement nécessaires par l’intermédiaire du mécanisme de capacité existant (voir les considérants 77 à 80) et d’autres régimes d’aide (voir le considérant 81). Certaines des étapes en vue de l’acquisition des capacités de remplacement nécessaires ont déjà été franchies: de nouvelles capacités appelables seront opérationnelles à l’expiration de la dérogation, ainsi que le montrent les résultats des enchères primaires relatives aux périodes de fourniture 2026-2029 (voir les considérants 77, 78 et 80).

(77)

Pour la période 2026-2028, la NRAA fait état d’une augmentation d’environ 3 GW de la capacité gazière et d’environ 2 GW dans les nouvelles unités de stockage par batterie. Dans le cadre des enchères primaires closes pour les années de fourniture 2026 et 2027, plus de 3,1 GW de nouvelles unités alimentées au gaz ont été acquises. De nouvelles capacités de stockage par batterie totalisant plus de 1,7 GW ont été acquises pour l’année de fourniture 2028. Les résultats des enchères principales pour l’année de fourniture 2029, menées après la publication de la NRAA, indiquent que la quantité totale de capacité de stockage a atteint 6 GW en 2029, dépassant ainsi les projections de la NRAA.

(78)

Le graphique 4 ci-dessous présente les volumes de nouvelles capacités de gaz et de stockage déjà achetés dans le cadre du mécanisme de capacité existant jusqu’en 2029, conformément aux obligations de capacité (22).

Graphique 4

Nouvelles obligations de capacité contractées dans le cadre d’enchères déjà closes

(79)

La capacité installée de SER devrait augmenter de près de 10 GW d’ici à 2028 et de 8 GW supplémentaires d’ici à 2030. En outre, entre 2031 et 2040, plus de 12,5 GW d’unités alimentées au gaz, 12,5 GW de stockage par batterie, près de 35 GW de SER et 3,3 GW issus de centrales nucléaires sont attendus (dans le scénario avec mécanisme de capacité). La Pologne indique que les valeurs fournies dans la NRAA sont conformes aux régimes existants et prévus pour les SER et que la part des SER dans le volet «électricité» de la trajectoire nationale indicative pour la part globale des énergies renouvelables sera respectée.

(80)

La NRAA table également sur l’expansion de la participation active de la demande. Les capacités de participation active explicite de la demande à acquérir dans le cadre du mécanisme de capacité existant atteindront 1 600 MW d’ici à 2029 et se maintiendront à ce niveau par la suite. Outre la participation active explicite de la demande, la participation active implicite de la demande augmentera progressivement au cours des années qui suivront l’évaluation. Cette participation active implicite de la demande inclut la flexibilité découlant de la production d’hydrogène, des systèmes de cogénération et des véhicules électriques. D’ici à 2030, la participation active implicite de la demande permettra un transfert de quelque 500 MW, lequel élèvera à 3 000 MW environ d’ici à 2033 et continuera à croître par la suite. Une fois combinés, ces mécanismes permettront de transférer jusqu’à 20 % de la demande intérieure entre les heures de pointe et les périodes à tarification réduite.

(81)

Outre les mesures décrites au considérant 76 ci-dessus, la Pologne prévoit de continuer à soutenir le déploiement d’installations à faibles émissions. Les principaux régimes de soutien sont les suivants:

(82)

En ce qui concerne les mesures réglementaires, la Pologne continuera à appliquer son plan de mise en œuvre, lequel prévoit des réformes du marché de l’électricité dans cinq domaines: le marché d’équilibrage, la participation active de la demande, le marché de détail, l’expansion du réseau et les interconnexions transfrontalières, ainsi que les contraintes d’allocation. Depuis l’adoption du plan de mise en œuvre, la Pologne continue de mettre en place les réformes du marché de manière continue et a publié les progrès accomplis dans la mise en œuvre de ces réformes dans quatre rapports de suivi. Ainsi, certains projets d’investissement sont en cours [par exemple, le deuxième circuit de la ligne Mikułowa-Świebodzice (400 kV)] tandis que le déploiement actuel de compteurs intelligents vise à atteindre l’objectif fixé dans le plan, à savoir toucher 80 % des utilisateurs finaux d’ici à 2028.

(83)

Outre les réformes reprises dans le cadre du plan de mise en œuvre, les autorités polonaises proposent d’instaurer des réformes réglementaires dans le secteur des SER et d’apporter des modifications au cadre réglementaire régissant les raccordements au réseau électrique afin de lever les obstacles réglementaires et les entraves à l’investissement indiqués à la section 3.3.3.

(84)

En ce qui concerne le secteur des SER, les principales mesures prévues visent à accroître l’attrait de la facturation nette pour les prosommateurs; accélérer le processus d’autorisation; supprimer la règle des 10H (qui prévoit que la distance minimale entre une centrale éolienne et des bâtiments résidentiels soit dix fois supérieure à la hauteur d’une éolienne); promouvoir le raccordement de micro-installations avec stockage d’électricité au réseau de distribution; et accélérer et rationaliser la mise en œuvre des investissements dans les parcs éoliens en mer. La Pologne prévoit de mettre en place ces mesures en 2025.

(85)

En ce qui concerne les raccordements au réseau électrique, la Pologne prévoit d’améliorer la planification du développement des réseaux de transport et de distribution et d’augmenter le nombre d’installations pouvant être connectées, grâce à l’introduction de procédures rationalisées. Il s’agit notamment de mettre en place des plateformes en ligne centralisées contenant des informations régulièrement mises à jour sur les demandes introduites et sur l’état d’avancement de leur traitement, ou sur les capacités de raccordement disponibles, et d’inclure dans les conventions de raccordement une obligation imposant le respect des étapes. La Pologne prévoit de mettre en place ces mesures en 2025.

(86)

En outre, ainsi qu’il ressort également du plan assorti d’étapes (voir le graphique 3 au considérant 75), après l’expiration de la dérogation, la Pologne continuera de veiller à ce que la capacité de production basée sur le charbon soit progressivement remplacée par une capacité à plus faibles émissions. Ces capacités seront acquises, ou sont en cours d’acquisition, par l’intermédiaire du mécanisme de capacité existant et d’autres régimes de soutien, et seront intégrées dans le système aux conditions du marché. Dans le même temps, la Pologne continuera d’appliquer les réformes détaillées dans son plan de mise en œuvre (28) et d’instaurer les autres mesures réglementaires visées au considérant 83 afin de créer des conditions de marché favorables pour les investissements tant publics que privés.

(87)

Comme indiqué au considérant 3, la Commission a organisé une consultation publique portant sur la demande entre le 14 février 2025 et le 17 mars 2025. Une observation a été soumise.

(88)

Le répondant relève que la participation de ressources étrangères aux enchères dans le cadre du mécanisme de capacité existant est déterminée par la NRAA. Citant l’avis de l’ACER mentionné à la section 3.2.3 de la présente décision, le répondant affirme que la NRAA sous-estime la contribution des ressources étrangères nécessaires pour répondre à la demande polonaise. Il en résulte que des volumes limités de capacités étrangères sont autorisés à participer aux enchères.

(89)

En particulier, le répondant affirme que, pour déterminer le volume des enchères complémentaires (voir le considérant 35 ci-dessus), la Pologne applique une formule qui pourrait au final empêcher la participation de ressources étrangères aux enchères.

(90)

En réponse à ces allégations, la Pologne fait observer que les unités situées dans la zone à profil synchrone ont été autorisées à participer aux enchères principales pour l’année de fourniture 2027 et au-delà ainsi qu’aux enchères supplémentaires pour l’année de fourniture 2025 et au-delà. Les unités étrangères sont éligibles à des contrats d’un an.

(91)

En ce qui concerne les enchères complémentaires, la Pologne confirme que le volume de capacités étrangères pouvant participer est déterminé conformément aux paramètres précisés aux considérants 10 et 35 ci-dessus.

(92)

La Pologne précise que ces paramètres reflètent l’objectif des enchères complémentaires, à savoir acquérir les capacités manquantes, plutôt que de souscrire pour la deuxième fois les mêmes capacités que celles qui avaient déjà été obtenues lors des enchères précédentes pour la même période de fourniture. Dans le cas contraire, la valeur de la capacité d’entrée maximale serait dépassée et le volume offert pour la participation transfrontalière serait supérieur à celui qui peut contribuer à l’adéquation du réseau électrique polonais.

(93)

Enfin, la Pologne note que, pour les enchères complémentaires organisées pour le second semestre de 2025, la totalité de la capacité était disponible en vue d’une participation étrangère, à savoir 1 169 MW pour le profil synchrone, 365 MW pour la Lituanie et 593 MW pour la Suède.

(94)

Conformément à l’article 64, paragraphes 2 ter, 2 quater et 2 quinquies, du règlement sur l’électricité, une dérogation à l’article 22, paragraphe 4, point b), dudit règlement peut être accordée si les conditions qui y sont énoncées sont remplies.

(95)

Conformément à l’article 64, paragraphe 2 ter, du règlement sur l’électricité, «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».

(96)

La dérogation demandée s’appliquerait aux installations existantes qui dépassent la limite d’émission. Ces installations seraient exceptionnellement engagées ou recevraient des paiements ou des engagements pour des paiements futurs après le 1er juillet 2025 (voir le considérant 27), dans le cadre du mécanisme de capacité existant, qui a été approuvé par la Commission en février 2018, en vertu des règles en matière d’aides d’État (voir le considérant 5).

(97)

La présente décision est sans préjudice de l’évaluation du respect des articles 107 et 108 du TFUE.

(98)

Compte tenu de ce qui précède, les conditions énoncées à l’article 64, paragraphe 2 ter, du règlement sur l’électricité sont remplies.

(99)

Conformément à l’article 64, paragraphe 2 quater, du règlement sur l’électricité, «[l]a 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:

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».

(100)

La Pologne a procédé à des enchères primaires après le 31 décembre 2019 pour une période de fourniture postérieure au 1er juillet 2025 (voir les considérants 22 et 26).

(101)

Ces enchères primaires étaient ouvertes à la participation de producteurs existants et nouveaux, de gestionnaires de la participation active de la demande et d’opérateurs de stockage situés en Pologne et dans les États membres voisins (voir le considérant 10) et, après le 31 décembre 2019, n’autorisaient pas la participation d’installations existantes qui ne respectaient pas la limite d’émission (voir le considérant 8).

(102)

Les unités de capacité qui respectaient la limite d’émission n’étaient pas en concurrence avec les unités qui ne respectaient pas la limite d’émission dans le cadre des procédures d’enchères primaires. En outre, les unités de capacité qui respectaient la limite d’émission pouvaient faire l’objet de contrats de plus longue durée par rapport aux unités participant à des enchères supplémentaires ou complémentaires, dont la durée maximale est d’un an.

(103)

La prime verte mentionnée au considérant 17 constitue une incitation supplémentaire à la participation aux enchères primaires pour les capacités à faibles émissions de carbone. Dans les situations de départage, les fournisseurs de capacité dont les facteurs d’émission sont plus faibles sont privilégiés lors de la résolution des enchères par rapport à ceux dont les facteurs d’émission sont plus élevés, tandis que les capacités qui émettent moins de 450 g de CO2/MWh peuvent obtenir des contrats encore plus longs que ceux attribués à d’autres fournisseurs de capacité.

(104)

Les enchères primaires déjà menées pour les années de fourniture 2025 à 2029 ont donné lieu à une augmentation tangible de la capacité contractée qui respecte la limite d’émission (par exemple, les unités de stockage par batterie et les unités alimentées au gaz) (voir le considérant 78).

(105)

Enfin, les unités de capacité qui respectent la limite d’émission pourront également prendre part à des enchères complémentaires (voir le considérant 32 ci-dessus). Ces enchères ne seront menées que si, à l’issue des enchères primaires, il n’a pas été possible d’acquérir le volume de capacité nécessaire pour traiter la difficulté d’adéquation (voir le considérant 27).

(106)

À la lumière de ce qui précède, il peut être conclu que la Pologne a mené, après le 31 décembre 2019, plusieurs procédures de mise en concurrence pendant une période de fourniture postérieure au 1er juillet 2025, qui visent à maximiser la participation des fournisseurs de capacité qui satisfont aux exigences de l’article 22, paragraphe 4, du règlement sur l’électricité.

(107)

La Commission a approuvé la conception du mécanisme de capacité polonais dans sa décision du 7 février 2018 relative à l’aide d’État. Dans les considérants 108 à 120 ci-dessous, la Commission évalue si les enchères primaires sont conformes à l’article 22 du règlement sur l’électricité.

(108)

L’article 22, paragraphe 1, du règlement sur l’électricité établit des caractéristiques de conception spécifiques que tout mécanisme de capacité doit respecter (29), tandis que l’article 22, paragraphe 3, prévoit des exigences spécifiques pour les mécanismes de capacité autres que les réserves stratégiques, tels que le mécanisme de capacité existant.

(109)

Les points g) et h) de l’article 22, paragraphe 1, du règlement sur l’électricité prévoient, respectivement, que les conditions techniques nécessaires pour la participation des fournisseurs de capacité doivent être exposées en amont de la procédure de sélection et que le mécanisme de capacité doit être ouvert à la participation de toutes les ressources qui sont en mesure de fournir les performances techniques nécessaires, y compris le stockage d’énergie et la participation active de la demande. Les exigences en matière de préqualification applicables aux procédures de mise en concurrence menées après le 31 décembre 2019 ont été définies en amont de la procédure de sélection (voir le considérant 11), et les procédures étaient ouvertes à la participation des producteurs existants et nouveaux, des gestionnaires de la participation active de la demande et des opérateurs de stockage situés en Pologne, ainsi qu’aux capacités étrangères (voir le considérant 10). En outre, les règles d’éligibilité (voir le considérant 10), les délais de réalisation (voir le considérant 12) et la durée des contrats (voir les considérants 15, 16 et 18) tiennent compte des spécificités des fournisseurs de capacité potentiels afin de garantir des conditions de concurrence équitables entre les différentes technologies et entre les capacités nouvelles et les capacités existantes.

(110)

Les points d) et f) de l’article 22, paragraphe 1, du règlement sur l’électricité prévoient, respectivement, que les fournisseurs de capacité doivent être sélectionnés selon une procédure transparente, non discriminatoire et concurrentielle, et que leur rémunération doit être déterminée à l’aide d’un processus concurrentiel. Dans le cadre du mécanisme de capacité existant, les fournisseurs de capacité sont sélectionnés au moyen d’enchères. Les paramètres des enchères sont accessibles au public et déterminés bien en amont des enchères (voir les considérants 11 et 13). Les critères d’éligibilité ainsi que les autres caractéristiques de conception visés aux considérants 11 et 13 garantissent le caractère non discriminatoire et concurrentiel des enchères. L’enchère est une enchère descendante, au prix marginal, qui se clôture lorsque le prix le plus bas auquel la demande correspond à l’offre a été identifié (voir le considérant 13).

(111)

L’article 22, paragraphe 1, point b), du règlement sur l’électricité dispose que les mécanismes de capacité ne doivent pas créer de distorsions inutiles du marché ni limiter les échanges entre zones. Le mécanisme de capacité existant ne rémunère que la disponibilité et non l’électricité effectivement produite (voir le considérant 9), et le processus d’allocation concurrentiel garantit que les recettes générées par le marché de capacité sont limitées au minimum nécessaire et permettent au marché de gros d’envoyer des signaux de prix et d’investissement appropriés. En outre, la procédure de mise en concurrence est ouverte et non discriminatoire (voir les considérants 11 et 13).

(112)

Conformément à l’article 22, paragraphe 1, points e) et i), respectivement, du règlement sur l’électricité, les mécanismes de capacité doivent fournir des incitations pour que les fournisseurs de capacité soient disponibles lors des périodes où une forte sollicitation du système est attendue et appliquer des pénalités appropriées aux fournisseurs de capacité lorsqu’ils ne sont pas disponibles aux périodes de forte sollicitation du système.

(113)

Dans le cadre du mécanisme de capacité existant, des paiements sont prévus pour que les fournisseurs de capacité soient disponibles lors des périodes où une forte sollicitation du système est attendue, et des pénalités s’appliquent en cas d’indisponibilité (voir les considérants 9 et 20).

(114)

L’article 22, paragraphe 1, point c), du règlement sur l’électricité prévoit qu’un mécanisme de capacité ne doit pas dépasser ce qui est nécessaire pour traiter les difficultés d’adéquation des ressources. La méthode décrite au considérant 14 ci-dessus garantit le respect de cette exigence, car: a) les difficultés d’adéquation des ressources sont déterminées sur la base de la volonté des consommateurs de payer pour la capacité (le volume de la capacité à mettre aux enchères étant déterminé par la norme de fiabilité); et b) le volume de la capacité nécessaire pour traiter les difficultés d’adéquation des ressources est fixée en tenant compte de la disponibilité probable de la capacité, sur la base d’une proposition du GRT et avec la participation de l’ARN.

(115)

En ce qui concerne le respect de l’article 22, paragraphe 3, du règlement sur l’électricité, la Commission note que la nature concurrentielle du processus d’allocation (voir les considérants 10, 11 et 13) et la conception de la courbe des enchères (voir le considérant 14) garantissent que le prix de clôture des enchères tend vers zéro si une capacité suffisante est présente sur le marché, conformément aux exigences du point a). En outre, le mécanisme existant comprend un marché secondaire afin que les obligations de capacité soient transférables entre les fournisseurs de capacité éligibles, conformément au point c). L’exigence énoncée au point b), à savoir que le mécanisme de capacité ne doit rémunérer les ressources participantes que pour leur disponibilité et garantir que la rémunération n’influe pas sur les décisions du fournisseur de capacité quant au fait de produire ou pas, est remplie pour les raisons exposées au considérant 113 ci-dessus.

(116)

Pour les raisons exposées dans les considérants précédents, les enchères primaires sont conformes à l’article 22, paragraphes 1 et 3, du règlement sur l’électricité.

(117)

L’article 22, paragraphe 4, du règlement sur l’électricité fixe les exigences relatives à la limite d’émission et à la limite du budget carbone. La Pologne a introduit une limite d’émission et n’a pas autorisé la participation d’installations existantes produisant des émissions supérieures à la limite d’émission aux enchères organisées après le 31 décembre 2019 (voir le considérant 8). Par conséquent, les enchères primaires organisées après le 31 décembre 2019 et pour les années de fourniture après 2025 sont conformes à l’article 22, paragraphe 4, du règlement sur l’électricité.

(118)

L’article 22, paragraphe 5, du règlement sur l’électricité dispose que le respect du chapitre IV du règlement sur l’électricité est sans préjudice des engagements ou des contrats conclus au plus tard le 31 décembre 2019.

(119)

La Commission observe que les accords de capacité pluriannuels (voir le considérant 16) conclus avant le 31 décembre 2019 et comportant l’engagement de paiements futurs, y compris ceux destinés aux unités de production qui ne respectent pas la limite d’émission, ont été garantis conformément à l’article 22, paragraphe 5, du règlement sur l’électricité.

(120)

Compte tenu des considérations qui précèdent, les conditions énoncées à l’article 64, paragraphe 2 quater, point a), sont considérées comme remplies.

(121)

L’article 64, paragraphe 2 quater, point b), du règlement sur l’électricité subordonne l’octroi de la dérogation à la condition que le volume de capacité proposé dans la procédure de mise en concurrence visée au point a) du même paragraphe ne soit pas suffisant pour traiter la difficulté d’adéquation constatée pendant la période de fourniture couverte par ladite procédure. La difficulté d’adéquation devrait être constatée conformément à l’article 20, paragraphe 1, du règlement sur l’électricité.

(122)

Conformément à l’article 20, paragraphe 1, du règlement sur l’électricité, les États membres doivent contrôler l’adéquation des ressources sur leur territoire sur la base de l’ERAA visée à l’article 23 dudit règlement. Pour compléter l’ERAA, les États membres peuvent également réaliser une NRAA conformément à l’article 24 du règlement sur l’électricité. En vertu de l’article 24, paragraphe 1, du règlement sur l’électricité, les NRAA doivent avoir une portée régionale et être fondées sur la méthode visée à l’article 23, paragraphe 3, et en particulier sur l’article 23, paragraphe 5, points b) à m), dudit règlement.

(123)

Une NRAA doit être fondée sur des scénarios centraux de référence appropriés, conformément à l’article 24, paragraphe 1, du règlement sur l’électricité. Conformément à l’article 24, paragraphe 1, point a), dudit règlement, les États membres peuvent inclure, dans leur évaluation de l’adéquation, des sensibilités liées aux particularités de la demande et de l’offre d’électricité à l’échelle nationale. Comme indiqué à l’article 3, paragraphe 6, de la méthode ERAA, ces sensibilités peuvent couvrir un large éventail de changements d’hypothèses dans l’ensemble de la zone géographique considérée, y compris différentes hypothèses relatives aux données sous-jacentes telles que les capacités installées, les variations de capacité entre zones et les différentes évaluations de la robustesse des investissements recensés dans l’EVA.

(124)

Conformément à l’article 24, paragraphe 3, du règlement sur l’électricité, lorsque la NRAA identifie une difficulté d’adéquation qui n’a pas été relevée dans l’ERAA, la NRAA doit contenir les motifs de la divergence entre les deux évaluations, notamment le détail des sensibilités utilisées et les hypothèses sous-jacentes. La NRAA doit être publiée et soumise à l’ACER pour avis. L’ACER doit rendre un avis indiquant si les divergences entre les deux évaluations sont justifiées.

(125)

La NRAA constitue l’évaluation de l’adéquation la plus récente effectuée par le GRT polonais. C’est sur la base de la NRAA que la Pologne a identifié la difficulté d’adéquation mentionnée au considérant 27 et justifie la nécessité de la dérogation demandée. Alors que la NRAA couvre les années 2025 à 2040, l’évaluation figurant dans la présente décision se concentre sur la période pertinente pour la dérogation demandée, à savoir 2025-2028.

(126)

Alors que l’ERAA 2023 n’a relevé aucune difficulté d’adéquation pour les années couvertes par la dérogation demandée, l’ERAA 2024 en a identifié une pour 2026 et 2028. Tandis que l’ERAA 2024 est en cours d’approbation ou de modification par l’ACER, les données sur lesquelles elle repose sont fondées sur les évolutions les plus récentes du système et les dernières informations disponibles, et elles étayent la conclusion de la NRAA selon laquelle il existe une difficulté d’adéquation pour la période couverte par la dérogation demandée.

(127)

Toutefois, la Commission note qu’il existe des différences dans l’ampleur de la difficulté d’adéquation. L’ACER a rendu un avis sur la NRAA, comme décrit à la section 3.2.3 ci-dessus. Dans son avis, l’ACER établit une comparaison entre la NRAA et l’ERAA 2023, étant donné qu’elle n’a pas encore approuvé l’ERAA 2024. Toutefois, l’ACER ne quantifie pas l’incidence des divergences, que ce soit en termes de LOLE ou d’EENS, ou en termes de volume de capacité nécessaire pour garantir l’adéquation de la production.

(128)

Quant aux différences entre la NRAA et l’ERAA 2023 dans les hypothèses relatives aux ressources de capacité, l’ACER les a jugées justifiées (voir le considérant 52).

(129)

Conformément à l’article 23, paragraphe 5, point d), du règlement sur l’électricité, l’ERAA et les NRAA doivent tenir dûment compte de la contribution de toutes les ressources existantes et futures possibles. En outre, en vertu de l’article 5, paragraphe 10, de la méthode ERAA, les données économiques utilisées pour l’ERAA et les NRAA doivent être cohérentes avec la meilleure estimation disponible la plus récente utilisée dans la dernière étude CONE, comme indiqué dans la méthode de calcul des indicateurs de l’adéquation.

(130)

La Commission approuve l’évaluation par l’ACER des hypothèses relatives aux ressources de capacité et considère que les modifications apportées à la NRAA sont des mises à jour raisonnables fondées soit sur l’étude nationale CONE la plus récente, soit sur les dernières informations disponibles (30).

(131)

S’agissant des différences entre la NRAA et l’ERAA 2023 en ce qui concerne la modélisation des ressources de capacité, l’ACER n’a pas pu déterminer si elles étaient justifiées (voir le considérant 52). Toutefois, l’Agence note que la combinaison des changements appliqués dans la NRAA entraîne une augmentation des capacités qui sortent du système ainsi qu’une augmentation potentielle des risques d’adéquation.

(132)

Conformément à l’article 23, paragraphe 5, point b), du règlement sur l’électricité, les évaluations de l’adéquation des ressources devraient comprendre une évaluation économique de la mise en service définitive, de la mise sous cocon et des nouvelles constructions d’actifs de production.

(133)

La Commission note que la modélisation de l’EVA des ressources figurant dans la NRAA est différente de celle utilisée dans l’ERAA. Certaines des hypothèses qui conduisent à ces divergences ne sont pas suffisamment étayées dans la NRAA ou dans le rapport mentionné à la section 3.2.4. En particulier, en ce qui concerne l’EVA, la Commission fait observer que, dans la NRAA, les décisions économiques sont simulées sur la base d’une seule année civile isolée et que les recettes futures ne sont pas prises en considération. En revanche, dans la pratique économique courante, les décisions économiques des producteurs et des investisseurs sont généralement fondées sur les prévisions de coûts et de recettes sur une période plus longue.

(134)

La Commission observe que la NRAA part du principe qu’une plus grande partie des centrales sont en maintenance en janvier, un mois au cours duquel les phénomènes de pénurie se produisent le plus fréquemment. Cela réduit la disponibilité des ressources, ce qui a une incidence sur le risque d’adéquation.

(135)

La simulation de décisions économiques sur la base des coûts et des recettes pour une seule année n’est pas conforme à la pratique économique courante, car elle pourrait conduire à la sortie prématurée du marché de certaines centrales électriques, même si elles peuvent être rentables sur la durée de vie économique de l’actif. En outre, la Pologne n’a pas fourni d’éléments de preuve suffisants en ce qui concerne les programmes de maintenance des centrales électriques. Par conséquent, afin d’aligner ces éléments de la NRAA sur le règlement sur l’électricité et la méthode ERAA, la NRAA devrait estimer la probabilité de la mise hors service définitive, de la mise sous cocon et des nouvelles constructions d’actifs de production sur la base de l’estimation des coûts et des recettes sur une période de dix ans, plutôt que sur une seule année. En outre, la Pologne devrait justifier les hypothèses relatives aux cycles de maintenance sur la base des programmes de maintenance réels et expliquer en quoi ces cycles sont liés aux estimations figurant dans la NRAA, afin de démontrer qu’ils constituent une spécificité nationale du parc de producteurs polonais.

(136)

La NRAA part du principe qu’en l’absence du mécanisme de capacité, la participation active de la demande, le stockage et les centrales électriques au gaz n’entreraient pas sur le marché entre 2025 et 2028.

(137)

En ce qui concerne la participation active de la demande, ces hypothèses sont conformes à l’ERAA 2023. Toutefois, l’ERAA 2023 estime que les batteries et les centrales électriques au gaz entreraient sur le marché respectivement en 2025-2028 et 2028. Ainsi que le reconnaît également l’ACER dans son avis, l’hypothèse figurant dans la NRAA concernant l’entrée sur le marché de nouvelles centrales électriques au gaz est une mise à jour raisonnable, étant donné que la NRAA polonaise a été finalisée ultérieurement à l’ERAA 2023. En outre, la mise en service de centrales électriques au gaz sur la base du marché au cours des années couvertes par la dérogation demandée (2025-2028) est très peu probable compte tenu de leur délai de réalisation et de la longueur des procédures requises pour obtenir les permis de construire et les autorisations de raccordement au réseau. Ces considérations s’appliquent également à la nouvelle entrée d’installations de stockage pendant la période couverte par la dérogation demandée.

(138)

Quant aux différences entre la NRAA polonaise et l’ERAA 2023 concernant les hypothèses relatives aux échanges entre zones, l’ACER considère qu’elles ne sont pas justifiées (voir le considérant 52).

(139)

Conformément à l’article 23, paragraphe 5, point d), du règlement sur l’électricité, la méthode ERAA, que les NRAA doivent également suivre, doit tenir dûment compte de la contribution de toutes les ressources, y compris les importations et les exportations et leur contribution à une gestion souple du système.

(140)

Alors que l’ERAA 2023 adopte une approche régionale et modélise explicitement plusieurs zones de dépôt des offres, la NRAA polonaise ne modélise pas explicitement les zones de dépôt des offres étrangères. En conséquence, elle offre une visibilité limitée de l’offre et de la demande dans les pays voisins. En outre, la NRAA envisage les contributions des importations à l’adéquation d’une manière simplifiée et ne tient absolument pas compte des exportations. Ces hypothèses concernant les importations et les exportations pourraient donner lieu à l’identification de difficultés d’adéquation plus importantes dans la NRAA que celles recensées dans l’ERAA.

(141)

En ce qui concerne les importations, la NRAA utilise une moyenne simplifiée des valeurs hivernales — période au cours de laquelle la pénurie est susceptible de se produire simultanément dans toute la région et au cours de laquelle les exportations vers la Pologne sont réduites — et l’applique tout au long de l’année, même si les importations sont généralement plus élevées pendant l’été.

(142)

Selon la Pologne, la divergence observée dans les hypothèses relatives aux importations est justifiée par l’application d’une approche qui, de son point de vue, est conforme à la méthode de calcul pour la participation transfrontalière [article 26, paragraphe 11, point a), du règlement sur l’électricité] (voir le considérant 55). Toutefois, cette méthode devrait être utilisée uniquement pour déterminer la part des capacités étrangères pouvant participer au mécanisme de capacité après la réalisation de l’évaluation de l’adéquation.

(143)

Cela étant, la répartition des heures estimées d’énergie non desservie au cours de l’année est pertinente pour le dimensionnement des enchères de capacités. La Pologne pourrait prendre en considération cette répartition, en tenant compte des situations de pénurie simultanée, lors de la détermination des volumes à acquérir dans le cadre des enchères de capacités.

(144)

En ce qui concerne les hypothèses relatives à l’exportation, la NRAA estime les exportations à zéro MW pour les années couvertes par la dérogation. Cette hypothèse influence les recettes générées par les exportations et pourrait donc avoir une incidence sur les décisions en matière de démantèlement. Les hypothèses relatives aux exportations retenues dans la NRAA ne sont pas suffisamment étayées sur la base d’éléments probants ou de résultats de modélisation, que ce soit dans la NRAA ou dans le rapport mentionné à la section 3.2.4. Par conséquent, la quantité d’électricité à exporter par la Pologne à l’avenir devrait être estimée sur la base d’un exercice de modélisation et d’hypothèses raisonnables, telles que l’ensemble de données disponible dans l’ERAA.

(145)

Compte tenu de l’analyse qui précède, la Commission conclut que, pour garantir le respect de l’article 20, paragraphe 1, du règlement sur l’électricité, le volume de capacité nécessaire pour satisfaire à la norme de fiabilité doit être recalculé sur la base d’une NRAA actualisée. En particulier, la NRAA doit:

(146)

Comme indiqué au considérant 27, des enchères complémentaires pendant une période de fourniture donnée seraient organisées dès lors que le besoin de capacités supplémentaires se justifierait sur la base des résultats de la NRAA et pour autant que les conditions suivantes soient remplies:

(147)

Sur la base de la NRAA, la Pologne a indiqué dans le tableau 1 ci-dessus le total des obligations de capacité requises pour satisfaire à la norme de fiabilité au cours des années couvertes par la dérogation (2025-2028). Elle a déjà contracté des capacités dans le cadre des enchères principales pour les années de fourniture 2025 à 2028 et des enchères supplémentaires pour les années de fourniture 2025 et 2026. Les enchères supplémentaires pour les années de fourniture 2027 et 2028 n’ont pas encore eu lieu, étant donné que ces enchères se tiendront au cours de l’année précédant la période de fourniture (voir le considérant 12). Ainsi qu’il ressort du tableau 2, la capacité contractée dans le cadre de ces enchères n’est pas suffisante pour satisfaire à l’ensemble des obligations de capacité requises.

(148)

Compte tenu de ce qui précède, la Commission considère que l’exigence procédurale prévue à l’article 64, paragraphe 2 quater, point b), du règlement sur l’électricité est remplie, étant donné que la Pologne a confirmé que des enchères complémentaires ne seraient organisées qu’après la clôture des enchères primaires et uniquement si ces enchères n’ont pas permis d’acquérir une capacité suffisante pour traiter la difficulté d’adéquation constatée par la NRAA pour la période de fourniture couverte par ces procédures d’enchères.

(149)

Toutefois, comme indiqué ci-dessus, il y a lieu d’actualiser la NRAA comme décrit au considérant 145.

(150)

En outre, l’ARN polonaise doit vérifier si le volume total de la capacité à acquérir dans le cadre de la NRAA actualisée est justifié et, en particulier, s’il reflète les besoins du système dans des situations de pénurie simultanée.

(151)

Comme indiqué au considérant 31, la Pologne a confirmé que les enchères complémentaires sont menées en respectant les mêmes conditions de conception que celles appliquées lors des enchères primaires, comme décrit à la section 2 ci-dessus, à l’exception des éléments suivants exposés au considérant 31: i) les critères d’éligibilité; ii) la fréquence des enchères; iii) la formule permettant de déterminer le volume de capacité à acquérir; et iv) la durée du contrat.

(152)

En ce qui concerne les caractéristiques de conception des enchères complémentaires qui ne diffèrent pas de celles des enchères primaires, la Commission renvoie aux éléments exposés aux considérants 108 à 116 ci-dessus et est d’avis qu’elles sont conformes aux exigences applicables de l’article 22 du règlement sur l’électricité, à l’exception de celles énoncées au paragraphe 4, point b), dudit article.

(153)

L’éligibilité aux enchères complémentaires est plus étendue que pour les enchères primaires, étant donné qu’elle englobe les installations existantes qui ne respectent pas la limite d’émission fixée à l’article 22, paragraphe 4, point b), du règlement sur l’électricité. La Commission observe que cela constitue un élément de la dérogation demandée et que cet élément est conforme à l’article 64, paragraphe 2 ter, du règlement sur l’électricité.

(154)

En ce qui concerne la participation transfrontalière aux enchères complémentaires, la Commission note que les fournisseurs de capacité étrangers sont autorisés à participer aux enchères complémentaires selon la même procédure que celle appliquée lors des enchères primaires et exposée au considérant 10. Le volume proposé lors des enchères complémentaires est calculé en déduisant le volume de capacité déjà alloué aux participants étrangers dans le cadre d’enchères primaires de la capacité d’entrée maximale disponible pour la participation de capacités étrangères, laquelle est calculée conformément à la méthode de l’ACER relative à la participation transfrontalière.

(155)

Étant donné que la capacité d’entrée maximale disponible pour la participation de capacités étrangères fournit une estimation de la mesure dans laquelle les capacités étrangères peuvent contribuer à l’adéquation des capacités de production en cas de forte sollicitation du système, la même capacité ne doit pas être allouée deux fois pour la même période de fourniture dans le cadre des procédures d’enchères primaires et complémentaires.

(156)

Aussi la Commission conclut-elle que la formule appliquée pour calculer le volume de capacité proposé pour la participation transfrontalière à des enchères complémentaires est appropriée.

(157)

En ce qui concerne les différences de fréquence entre les enchères primaires et les enchères complémentaires, la Commission renvoie au raisonnement exposé à la section 5.3.2.2 et juge celles-ci appropriées, étant donné que les enchères complémentaires ne seront organisées qu’après la clôture des enchères primaires et uniquement si ces enchères n’ont pas permis d’acquérir une capacité suffisante pour traiter la difficulté d’adéquation constatée par la NRAA pendant la période de fourniture couverte par ces enchères.

(158)

L’article 64, paragraphe 2 quater, point c), du règlement sur l’électricité prévoit que les capacités excédant la limite d’émission peuvent être engagées ou recevoir 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.

(159)

Les unités de production qui ne respectent pas la limite d’émission auront la possibilité de conclure des contrats d’une durée maximale d’un an (voir considérant 28). Elles pourront conclure un contrat de six mois (second semestre 2025) ou d’un an (2026, 2027 ou 2028) par le biais des enchères complémentaires.

(160)

Les contrats annuels ne peuvent excéder la durée de la dérogation demandée, laquelle prend fin le 31 décembre 2028. Ainsi, les paiements des capacités ne seront engagés que jusqu’à la fin de 2028 au plus tard (voir le considérant 37).

(161)

Par conséquent, la durée du contrat et la durée de la période de fourniture sont conformes aux exigences énoncées à l’article 64, paragraphe 2 quater, point c), du règlement sur l’électricité.

(162)

L’article 64, paragraphe 2 quater, point c), du règlement sur l’électricité exige que les capacités soient acquises dans le cadre d’une procédure d’enchères supplémentaire uniquement pour les volumes de capacités nécessaires pour répondre à la difficulté d’adéquation visée au point b) du même paragraphe.

(163)

La Pologne a confirmé que, si les résultats de la NRAA démontraient la nécessité d’enchères complémentaires, ces enchères se limiteraient à l’acquisition du volume de capacité nécessaire pour satisfaire à la norme de fiabilité, conformément à la formule exposée au considérant 35 ci-dessus (31).

(164)

Compte tenu de ce qui précède, la Commission considère que l’exigence procédurale prévue à l’article 64, paragraphe 2 quater, point c), du règlement sur l’électricité est remplie, étant donné que la formule énoncée au considérant 35 garantit que les enchères complémentaires ne permettraient de contracter que le volume de capacité nécessaire pour répondre à la difficulté d’adéquation.

(165)

Toutefois, il y a lieu d’actualiser la NRAA comme décrit au considérant 145 et de la soumettre à l’examen de l’ARN comme indiqué au considérant 150.

(166)

Conformément à l’article 64, paragraphe 2 quater, «[l]a 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 à l’article 64, paragraphe 2 quinquies».

(167)

Conformément à l’article 64, paragraphe 2 quinquies, du règlement sur l’électricité, la demande de dérogation doit être accompagnée d’un rapport de l’État membre qui comprend:

(168)

La Pologne a présenté un rapport contenant tous les éléments mentionnés à l’article 64, paragraphe 2 quinquies. Plus précisément, la Pologne a présenté:

(169)

Dans le rapport, lorsqu’elle évalue l’incidence de la dérogation sur les émissions de gaz à effet de serre, la Pologne compare les deux scénarios présentés dans la NRAA: le scénario dans lequel la capacité ne respectant pas la limite d’émission est couverte par la dérogation demandée et le scénario dans lequel la dérogation demandée n’est pas appliquée.

(170)

La Commission observe que les émissions de gaz à effet de serre sont plus élevées dans le scénario dans lequel la dérogation demandée est appliquée, étant donné que ce scénario implique que le système recoure davantage à une production basée sur le charbon. Toutefois, l’augmentation des émissions de gaz à effet de serre est modérée (voir le considérant 59). En outre, la dérogation ne s’appliquerait que pour un nombre limité d’années (2025-2028) et ne permettrait que l’acquisition du volume de capacités nécessaire pour traiter les difficultés d’adéquation constatées dans la NRAA, laquelle devrait être modifiée conformément aux considérants 145 et 150. Si la NRAA modifiée continuait de relever une difficulté d’adéquation impossible à traiter dans le cadre des enchères primaires, la Pologne ne serait pas en mesure de respecter sa norme de fiabilité en l’absence de dérogation.

(171)

La Commission observe en outre que, pour les raisons exposées aux considérants 59, 74 et 81 ci-dessus, il est peu probable que de nouvelles capacités appelables entrent sur le marché sans soutien public pendant la période couverte par la dérogation. Après l’expiration de la dérogation, les capacités excédant la limite d’émission ne pourront plus participer au marché de capacité.

(172)

La Pologne s’attend à ce que seul un nombre limité de ces capacités soient rentables sur le marché de l’énergie, compte tenu de l’absence d’incitations financières, du niveau élevé des coûts de maintenance et d’exploitation, du nombre limité d’heures d’exploitation et du faible niveau des recettes correspondantes. Il est probable que cela entraîne le démantèlement de ces installations après l’expiration de la dérogation (voir le considérant 73 ci-dessus). La Commission note que la réduction prévue de la part de production issue du charbon devrait encourager les investissements privés et publics à remplacer les capacités de production au charbon. La dérogation garantirait donc que de tels investissements puissent être correctement planifiés afin de faciliter une transition sans heurts vers un système électrique à moindre intensité de carbone à moyen terme, tout en atténuant les risques pour la sécurité énergétique.

(173)

En outre, la Commission reconnaît que, pour la période couverte par la dérogation demandée, la Pologne a déjà acquis ou prévoit d’acquérir, par l’intermédiaire du mécanisme de capacité existant et d’autres régimes d’aide, des capacités à faibles émissions (voir les considérants 76 et 78). Les résultats des enchères primaires, en particulier les plus récentes (voir le considérant 78), montrent que les capacités qui respectent la limite d’émission ont été retenues dans le cadre des enchères de capacités.

(174)

En ce qui concerne les réformes réglementaires favorisant les investissements nécessaires au remplacement des unités de production au charbon, la Pologne continuera d’appliquer les mesures prévues dans son plan de mise en œuvre. En outre, la Commission observe que la Pologne a présenté des mesures réglementaires supplémentaires assorties d’un calendrier de réalisation, telles que la suppression des restrictions au déploiement de l’éolien terrestre, l’accélération du processus d’autorisation ou encore l’amélioration du processus de raccordement au réseau. Ces mesures créeront des conditions de marché plus favorables pour les investissements dans les énergies renouvelables ainsi que pour la participation active de la demande, le stockage, la production à partir de gaz, le transport et les capacités d’interconnexion (voir les considérants 82 à 85).

(175)

L’article 64, paragraphe 2 quater, dernier alinéa, du règlement sur l’électricité dispose que la dérogation peut être appliquée jusqu’au 31 décembre 2028, pour autant que les conditions visées à la section 5.3 ci-dessus soient respectées pendant toute la durée de la dérogation.

(176)

Cette exigence vise à garantir que, si la dérogation est accordée pour une période de trois ans, les conditions énoncées à l’article 64, paragraphe 2 quater, points a) à c), ne sont pas remplies uniquement au moment de l’octroi de la dérogation, mais jusqu’à la fin de la période de trois ans.

(177)

Comme indiqué au considérant 2, la Pologne a demandé une dérogation à l’exigence énoncée à l’article 22, paragraphe 4, point b), du règlement sur l’électricité du 1er juillet 2025 au 31 décembre 2028.

(178)

La Commission renvoie à l’évaluation figurant à la section 5.3 ci-dessus et considère que les conditions prévues à l’article 64, paragraphe 2 quater, points a) à c), du règlement sur l’électricité sont remplies pour l’année de fourniture 2025. La Commission regrette que la Pologne ait procédé aux premières enchères complémentaires en mai 2025, soit avant l’adoption de la présente décision. Toutefois, la Commission observe que la première enchère complémentaire a été organisée à la condition que les résultats finaux des enchères ne soient annoncés qu’après l’adoption de la présente décision (voir le considérant 30).

(179)

La Commission considère également que la Pologne a mis en place des garde-fous afin de garantir que ces conditions soient également remplies au cours des années de fourniture suivantes (voir, par exemple, les considérants 27, 31 et 34). La Commission observe que la Pologne organisera, au besoin, des enchères complémentaires pour les périodes de fourniture suivantes: second semestre 2025 (contrat semestriel) et années de fourniture 2026, 2027 et 2028 (contrats annuels).

(180)

Il y a lieu pour la Pologne d’informer la Commission de toute modification apportée, au cours de la période couverte par la dérogation, aux conditions énoncées à l’article 64, paragraphe 2 quater, points a) à c), du règlement sur l’électricité.

(181)

À la lumière des considérations qui précèdent, une dérogation au titre de l’article 64, paragraphe 2 ter, du règlement sur l’électricité est accordée à la Pologne, sous réserve des conditions décrites à l’article 1er de la présente décision,