COMMISSION EUROPÉENNE

Strasbourg, le 14.3.2023

COM(2023) 148 final

2023/0077(COD)

Proposition de

RÈGLEMENT DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL

modifiant les règlements (UE) 2019/943 et (UE) 2019/942 ainsi que les directives (UE) 2018/2001 et (UE) 2019/944 afin d’améliorer l’organisation du marché de l’électricité de l’Union

(Texte présentant de l’intérêt pour l’EEE)

{SWD(2023) 58 final}

EXPOSÉ DES MOTIFS

1.CONTEXTE DE LA PROPOSITION

•Justification et objectifs de la proposition

1.1.Contexte stratégique

Les prix de l’énergie ont sensiblement augmenté en 2021 et 2022. Cela s’explique par la baisse de l’approvisionnement en gaz, en particulier après le début de la guerre menée par la Russie contre l’Ukraine et la militarisation de l’énergie, ainsi que par des pénuries domestiques d’énergie hydraulique et nucléaire. Les hausses de prix résultent également de l’augmentation de la demande énergétique sous l’effet de la reprise de l’économie mondiale après la pandémie de COVID-19. Ces hausses de prix ont été rapidement ressenties par les ménages, l’industrie et les entreprises dans l’ensemble de l’Union, et les gouvernements ont immédiatement pris des mesures pour les atténuer. Au niveau européen, l’Union a rapidement mis en place une panoplie d’instruments 1 , composée de mesures destinées à lutter contre les prix élevés de l’énergie, en particulier pour les consommateurs les plus vulnérables (notamment une aide au revenu, des réductions fiscales, des mesures d’économies de gaz et de stockage de gaz), et le plan REPowerEU 2 , qui prévoit des mesures et des financements pour promouvoir l’efficacité énergétique et les énergies renouvelables afin de réduire la dépendance à l’égard des combustibles fossiles russes. Ces mesures ont été suivies de la création d’un régime temporaire d’aides d’État 3 destinées à atténuer les effets des prix élevés, d’un solide régime de stockage de gaz 4 , de mesures efficaces de réduction de la demande de gaz 5 et d’électricité 6 , de procédures d’octroi de permis plus rapides dans le domaine des énergies renouvelables et des réseaux électriques 7 , et de régimes de limitation de prix afin d’éviter les profits d’aubaine sur les marchés du gaz et de l’électricité 8 .

Ces mesures à court terme ont aidé les États membres à faire face aux répercussions immédiates de la crise énergétique. Toutefois, la crise a également montré la grande vulnérabilité des consommateurs et des industries, et notre manque de résilience face aux flambées des prix de l’énergie. L’incidence de la production d’électricité d’origine fossile sur les prix de l’électricité a été jugée excessive par les entreprises et les citoyens, tandis que la capacité des États membres à amortir les prix à court terme par des contrats à plus long terme s’est révélée insuffisante. C’est la raison pour laquelle la présidente de la Commission européenne a annoncé, dans son discours sur l’état de l’Union de 2022 9 , la nécessité de réformer en profondeur l’organisation du marché de l’électricité.

Alors que le marché intérieur de l’énergie de l’Union génère des profits et une croissance considérables dans toute l’Europe, la récente crise énergétique a mis en évidence que la perspective à court terme d’une organisation du marché de l’énergie pouvait détourner l’attention des objectifs plus vastes et à plus long terme. La répercussion des prix à court terme sur les factures des consommateurs a entraîné des chocs de prix, avec un triplement ou quadruplement des factures d’énergie de nombreux consommateurs, alors même que les coûts de l’énergie éolienne et solaire étaient en baisse; l’exposition soudaine à la volatilité et à la hausse des prix a déclenché la faillite de certains fournisseurs; de nombreuses entreprises industrielles dans les secteurs à forte intensité énergétique ont été contraintes de fermer. Par conséquent, la proposition comprend un ensemble de mesures visant à créer un tampon entre les marchés à court terme et les factures d’électricité des consommateurs, notamment en encourageant les contrats à plus long terme, à améliorer le fonctionnement des marchés à court terme afin de mieux intégrer les énergies renouvelables, à renforcer le rôle des solutions de flexibilité, à donner aux consommateurs les moyens d’agir et à les protéger.

La récente volatilité des prix a également mis en évidence le manque de flexibilité du réseau électrique, avec des prix trop souvent fixés en fonction de la production de gaz et un manque général de solutions de flexibilité pour les énergies à faible intensité de carbone, telles que la participation active de la demande et le stockage de l’énergie. Compte tenu de l’intégration accrue des énergies éolienne et solaire dans le réseau, des options de flexibilité seront nécessaires pour les énergies à faible intensité de carbone afin d’équilibrer l’offre et la demande d’énergie variable. Parallèlement à la présente proposition, la Commission formule des recommandations afin de faire progresser l’innovation, les technologies et les capacités en matière de stockage.

Plus généralement, la sensibilité du prix de l’électricité aux prix des combustibles fossiles a mis en lumière la nécessité d’accélérer le déploiement des énergies renouvelables et de renforcer la flexibilité du réseau électrique pour renoncer aux combustibles fossiles. Le plan REPowerEU donne un coup d’accélérateur aux énergies renouvelables et, partant, stimule la croissance économique et la création d’emplois de qualité. Il s’appuie sur les efforts du pacte vert pour l’Europe visant à améliorer la compétitivité européenne grâce à l’innovation et à la transition vers une économie neutre pour le climat, et est étroitement aligné sur le plan industriel du pacte vert de la Commission. Pour faciliter les investissements nécessaires face à la volatilité récente des prix, au manque de coordination des interventions réglementaires, aux difficultés d’accès au réseau et aux barrières réglementaires à l’entrée, une réforme en profondeur est nécessaire. Enfin, dans le rapport sur le résultat final de la Conférence sur l’avenir de l’Europe, les citoyens ont demandé aux institutions de l’Union de prendre des mesures pour «renforcer la sécurité énergétique européenne et parvenir à l’indépendance énergétique de l’Union» et pour «réduire la dépendance de l’Union vis-à-vis d’acteurs étrangers dans des secteurs économiquement stratégiques», dont l’énergie 10 .

1.2.Objectifs de la proposition

La proposition répond aux préoccupations des consommateurs, de l’industrie et des investisseurs concernant l’exposition à la volatilité des prix à court terme, due aux prix élevés des combustibles fossiles. Elle optimisera l’organisation du marché de l’électricité en complétant les marchés à court terme par un renforcement du rôle des instruments à long terme, afin de permettre aux consommateurs de bénéficier de contrats à prix fixe et de faciliter les investissements dans les technologies propres. À terme, cela signifie que la production d’énergie d’origine fossile diminuera et que les consommateurs ne subiront pas de hausse des prix lors des prochaines crises des énergies fossiles compte tenu des faibles coûts d’exploitation des énergies renouvelables et à faible émission de carbone.

La proposition comprend des mesures pour protéger les consommateurs de cette volatilité, et leur offrir un plus grand choix de contrats et un accès plus direct aux énergies renouvelables et à faible émission de carbone. Afin d’améliorer les conditions d’investissement des entreprises, en particulier celles qui s’engagent sur la voie de la décarbonation, elle propose des mesures visant à contrer l’exposition aux flambées des prix à court terme au moyen d’accords d’achat d’électricité et d’obligations plus prudentielles pour les fournisseurs d’énergie. Elle propose également des mesures pour améliorer l’intégration des énergies variables renouvelables et à faible émission de carbone sur le marché à court terme. Il s’agit notamment de mesures encourageant la participation active de la demande et le stockage des énergies non fossiles, entre autres formes de solutions de flexibilité. La proposition améliore et clarifie également l’accès à des contrats à plus long terme pour les promoteurs (soutenus par l’État, tels que les contrats d’écart compensatoire, et par le secteur privé, tels que les accords d’achat d’électricité) afin de fournir des recettes sûres et stables aux promoteurs d’énergies renouvelables et à faible émission de carbone et de réduire les coûts de risque et de capital tout en évitant les profits d’aubaine en périodes de prix élevés.

Alors que l’organisation actuelle du marché a permis, pendant de nombreuses décennies, de créer un marché efficace et de plus en plus intégré, la crise énergétique a mis en évidence un certain nombre de lacunes: i) outils insuffisants pour protéger les consommateurs, y compris les entreprises, contre les prix élevés à court terme; ii) répercussion excessive des prix des combustibles fossiles sur les prix de l’électricité et incapacité à mieux refléter les énergies renouvelables à faible coût et les énergies à faible émission de carbone dans les factures d’électricité; iii) incidence de l’extrême volatilité des prix et des interventions réglementaires sur les investissements; iv) manque de solutions de flexibilité pour les énergies non fossiles (stockage ou participation active de la demande, par exemple) qui pourraient réduire la dépendance à l’égard de la production de gaz; v) choix limité des types de contrats fournisseurs; vi) difficultés à accéder directement aux énergies renouvelables dans le cadre du partage d’énergie; et vii) nécessité d’une surveillance rigoureuse du marché de l’énergie afin de mieux lutter contre les abus de marché.

Pour protéger les consommateurs contre la volatilité des prix, la proposition prévoira le droit à des contrats à prix fixe et dynamique, ainsi que le droit à un vaste choix de contrats et à des informations plus claires et de meilleure qualité sur les contrats. Les consommateurs se verront proposer plusieurs contrats correspondant le mieux à leur situation. De cette manière, les consommateurs, y compris les petites entreprises, pourront bénéficier de prix fixes à long terme pour atténuer les effets de chocs de prix soudains et/ou choisir de souscrire des contrats à prix dynamique avec leurs fournisseurs s’ils souhaitent profiter de la variabilité des prix pour consommer l’électricité lorsqu’elle est moins chère (par exemple, pour recharger des voitures électriques ou utiliser des pompes à chaleur). Cette combinaison de tarifs dynamiques et fixes préserve l’attractivité du marché en permettant aux consommateurs d’ajuster leur demande d’électricité, tout en offrant une plus grande sécurité à ceux qui souhaitent investir dans des sources d’énergie renouvelables (panneaux solaires installés sur le toit, par exemple) et des coûts stables. Outre le cadre de protection existant pour les consommateurs vulnérables et en situation de précarité énergétique, la proposition permettra aux ménages et aux PME d’accéder à des prix de détail réglementés en cas de crise et stabilisera le secteur de l’approvisionnement en exigeant des fournisseurs qu’ils redoublent d’efforts pour éviter une flambée des prix en concluant davantage de contrats à terme avec les producteurs (fixation des prix futurs) et en exigeant des États membres qu’ils mettent en place un fournisseur de dernier recours. La proposition donnera aux consommateurs les moyens d’agir en créant le droit de partager directement leurs énergies renouvelables, sans qu’il soit nécessaire de créer des communautés énergétiques. Un partage accru de l’énergie (par exemple, partage de la production excédentaire d’un panneau solaire installé sur le toit avec un voisin) peut accroître le recours aux énergies renouvelables à faible coût et faciliter l’accès direct aux énergies renouvelables pour les consommateurs qui n’y auraient pas accès autrement.

Pour renforcer la stabilité et la prévisibilité des coûts de l’énergie, et contribuer ainsi à la compétitivité de l’économie de l’Union qui est confrontée à une volatilité excessive des prix, la proposition vise à améliorer l’accès à des contrats et marchés à long terme plus stables. Les accords d’achat d’électricité (AAE), qui sont des contrats privés à long terme conclus entre un producteur (généralement d’énergies renouvelables ou à faible intensité de carbone) et un consommateur, peuvent protéger contre la volatilité des prix, mais ils ne sont pour l’instant accessibles qu’aux grands consommateurs d’énergie dans une poignée d’États membres. Le risque que les consommateurs ne soient pas toujours en mesure d’acheter l’électricité pendant toute la période constitue un obstacle à la croissance de ce marché. Pour y remédier, les États membres devraient veiller à ce que les entreprises confrontées à des entraves à l’entrée sur le marché des AAE et ne connaissant pas de difficultés financières puissent accéder aux instruments permettant de réduire les risques financiers liés au défaut de paiement de l’acheteur dans le cadre des AAE, y compris aux régimes de garantie aux prix du marché. Afin de stimuler davantage la croissance du marché des AAE, les promoteurs de projets dans le domaine des énergies renouvelables et à faible intensité de carbone qui participent à un appel d’offres public devraient être autorisés à réserver une partie de la production à la vente dans le cadre d’un AAE. En outre, les États membres devraient faire leur possible pour appliquer les critères d’évaluation de certains de ces appels d’offres afin d’encourager l’accès au marché des AAE pour les clients confrontés à des entraves à l’entrée. Enfin, l’obligation qu’ont les fournisseurs de se couvrir de manière appropriée peut également stimuler la demande d’AAE (qui sont un moyen de bloquer les prix futurs).

Certaines formes d’aide publique garantissent au producteur d’énergie un prix minimal de la part des pouvoirs publics, mais lui permettent de percevoir la totalité du prix du marché, même si celui-ci est très élevé. Avec les récentes hausses de prix, une grande partie de l’énergie (bon marché) bénéficiant d’une aide publique a profité des prix élevés du marché. Afin d’enrayer ce phénomène et de stabiliser les prix, les aides à l’investissement devraient être «bidirectionnelles» (contrat d’écart compensatoire bidirectionnel), c’est-à-dire fixer un prix minimal mais aussi un prix maximal, de sorte que toutes les recettes dépassant le plafond sont remboursées. La proposition s’appliquera aux nouveaux investissements dans le domaine de la production d’électricité, notamment les investissements dans de nouvelles installations de production d’électricité, les investissements visant à renforcer les installations de production d’électricité existantes, les investissements destinés à étendre les installations de production d’électricité existantes ou à prolonger leur durée de vie. En outre, la proposition exigera que ces fonds soient répercutés afin de soutenir tous les consommateurs d’électricité proportionnellement à leur consommation et d’atténuer les effets des prix élevés.

Un autre moyen de se prémunir contre la volatilité des prix est d’utiliser des contrats à long terme qui fixent les prix futurs («contrats à terme»). Ce marché est peu développé dans de nombreux États membres, mais il pourrait être stimulé dans l’ensemble de l’Union, afin qu’un plus grand nombre de fournisseurs ou de consommateurs puisse se prémunir contre une volatilité excessive des prix sur des périodes de temps plus longues. La proposition publiera des prix de référence régionaux sur une plateforme afin d’accroître la transparence des prix et d’obliger les gestionnaires de réseau à accorder des droits de transport d’une durée supérieure à un an, de manière à ce que l’électricité puisse être acheminée en cas de contrat transrégional ou transfrontière.

Enfin, pour la compétitivité des marchés et la transparence des prix, la capacité des régulateurs à surveiller l’intégrité et la transparence du marché de l’énergie sera renforcée.

Le troisième objectif consiste à stimuler les investissements dans les énergies renouvelables, afin de tripler le déploiement des énergies renouvelables conformément aux objectifs du pacte vert pour l’Europe. Cet objectif sera atteint en partie grâce à l’amélioration des marchés pour les contrats à long terme. Les accords d’achat d’électricité et les contrats d’écart compensatoire offrent non seulement des prix stables aux consommateurs, mais également des revenus fiables aux fournisseurs d’énergie renouvelable, qui voient leur risque financier diminuer et leur coût du capital considérablement réduit. Cela crée un cercle vertueux dans lequel les recettes stables diminuent les coûts et stimulent la demande d’énergies renouvelables.

Les énergies renouvelables constituent également un meilleur investissement si leur capacité à produire de l’électricité n’est pas réduite par des contraintes techniques du réseau. Plus le réseau est flexible (démarrage ou arrêt rapide de la production, stockage capable d’absorber ou d’injecter de l’électricité dans le réseau, ou réactivité des consommateurs qui peuvent augmenter ou réduire leur demande énergétique), plus les prix peuvent être stables et plus le réseau peut intégrer d’énergies renouvelables. C’est pourquoi la proposition impose aux États membres d’évaluer leurs besoins en matière de solutions de flexibilité du système électrique et de fixer des objectifs pour répondre à ces besoins. Les États membres peuvent concevoir ou redéfinir les mécanismes de capacité pour promouvoir les solutions de flexibilité des énergies à faible teneur en carbone. En outre, la proposition offre aux États membres la possibilité de mettre en place de nouveaux régimes d’aide pour les solutions de flexibilité des énergies non fossiles, telles que la participation active de la demande et le stockage.

Les gestionnaires de réseau devraient également jouer un plus grand rôle dans l’intégration des énergies renouvelables dans le réseau, notamment en renforçant la transparence autour de la capacité de raccordement disponible au réseau. Premièrement, grâce à ces informations plus claires, les promoteurs d’énergies renouvelables pourront développer les énergies renouvelables dans les zones où le réseau est moins encombré. Deuxièmement, les énergies renouvelables pourront être négociées et échangées plus efficacement sur le réseau si les échanges entre les acteurs du marché peuvent se dérouler dans des délais proches du temps réel. En soumettant leurs offres de fourniture d’électricité quelques minutes, au lieu de quelques heures, avant la consommation, les producteurs d’énergie éolienne et solaire pourront émettre des offres plus précises, vendre davantage d’énergie éolienne et solaire et réduire ainsi les «frais de déséquilibre» du réseau. Les délais de négociation seront ainsi dans des délais proches du temps réel.

Cohérence avec les dispositions existantes dans le domaine d’action

L’initiative proposée est étroitement liée aux propositions législatives présentées dans le cadre du pacte vert pour l’Europe et les complète. Elle accélère les objectifs de décarbonation définis dans le plan REPowerEU, en particulier en ce qui concerne la proposition de révision de la directive sur les énergies renouvelables (ci-après «RED II»), qui est le principal instrument de l’Union pour la promotion des énergies renouvelables. Elle est complémentaire en ce qu’elle vise à accélérer l’adoption des énergies renouvelables. La proposition vise à garantir des sources de revenus à long terme plus stables pour déclencher de nouveaux investissements dans les énergies renouvelables et à faible émission de carbone, tout en améliorant le fonctionnement des marchés à court terme, qui sont essentiels pour l’intégration des énergies renouvelables dans le réseau électrique. En outre, la proposition vise à instaurer un partage d’énergie pour permettre aux consommateurs de participer au marché et de contribuer à accélérer la transition énergétique.

La réduction de la consommation d’énergie au moyen de signaux de prix, de mesures d’efficacité énergétique ou d’efforts volontaires est souvent le moyen le moins cher, le plus sûr et le plus propre de réduire notre dépendance à l’égard des combustibles fossiles, d’assurer la sécurité de l’approvisionnement et de réduire nos factures d’énergie. La proposition facilitera la participation active des consommateurs au marché et à la demande. Elle permettra également aux solutions de flexibilité des énergies non fossiles (flexibilité de la demande, stockage, par exemple) de rivaliser sur un pied d’égalité, et de réduire ainsi progressivement la place du gaz naturel sur le marché à court terme. Par conséquent, la proposition est conforme à la proposition de porter à 13 % l’objectif d’efficacité énergétique à l’horizon 2030, comme indiqué dans les propositions de modification des directives relatives aux énergies renouvelables, à la performance énergétique des bâtiments et à l’efficacité énergétique 11 qui accompagnent le plan REPowerEU 12 .

Il existe également un lien important entre la proposition et la directive sur la performance énergétique des bâtiments, qui est le principal instrument de l’Union pour atteindre les objectifs de construction et de rénovation fixés dans le pacte vert pour l’Europe. La proposition est étroitement liée notamment aux dispositions relatives au comptage divisionnaire et à la participation active de la demande, qui ont été ajoutées à la proposition de la Commission, dans le cadre du train de mesures sur le pacte vert pour l’Europe et ont été exprimées dans la communication intitulée «Stratégie de l’Union pour l’énergie solaire», sur l’intégration progressive obligatoire de l’énergie solaire photovoltaïque aux fins de la neutralité climatique des bâtiments publics, commerciaux et résidentiels.

•Cohérence avec les autres politiques de l’Union

Les objectifs de la proposition qui consistent à protéger les consommateurs et à leur donner les moyens d’agir, à améliorer la compétitivité de l’industrie de l’Union et à stimuler les investissements dans les énergies renouvelables et à faible intensité de carbone sont parfaitement compatibles avec le pacte vert pour l’Europe et sont cohérents et complémentaires avec les initiatives actuelles, y compris la proposition de règlement «zéro émission nette» qui est adoptée en parallèle. La proposition répond aux problèmes recensés dans la communication de la Commission intitulée «Un plan industriel du pacte vert pour l’ère du zéro émission nette», publiée le 1er février 2023 13 , à savoir le fort affaiblissement de la compétitivité de nombreuses entreprises par les prix élevés de l’énergie et le rôle important que les contrats de prix à long terme pourraient jouer pour permettre aux utilisateurs d’électricité de bénéficier de prix plus prévisibles et moins élevés pour l’électricité produite à partir de sources renouvelables. Dernier point, mais pas le moindre, la proposition législative vient compléter la révision en cours des réglementations pertinentes applicables aux marchés financiers, telles que le règlement relatif aux abus de marché 14 . La proposition s’appuie également sur la recommandation du Conseil visant à assurer une transition équitable vers la neutralité climatique, dans laquelle les États membres sont invités à continuer de mobiliser le soutien financier public et privé pour les investissements dans les sources d’énergie renouvelables, relever les défis de mobilité et promouvoir les possibilités de réduction des coûts liées à l’économie circulaire 15 .

2.BASE JURIDIQUE, SUBSIDIARITÉ ET PROPORTIONNALITÉ

•Base juridique

La proposition repose sur l’article 194, paragraphe 2, du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (TFUE), qui fournit la base juridique pour proposer des mesures visant, entre autres, à assurer le fonctionnement du marché de l’énergie, à promouvoir l’efficacité énergétique et les économies d’énergie ainsi que le développement des énergies nouvelles et renouvelables 16 . Dans le domaine de l’énergie, l’UE dispose d’une compétence partagée conformément à l’article 4, paragraphe 2, point i), du TFUE.

•Subsidiarité (en cas de compétence non exclusive)

Nécessité d’une action de l’Union

Le caractère sans précédent de la crise des prix de l’énergie a braqué les projecteurs sur les marchés de l’électricité de l’Union. Malgré la part croissante de l’électricité renouvelable à faible coût dans l’ensemble de l’Union, l’électricité d’origine fossile continue de peser sur les factures d’énergie. Les ménages et les entreprises de toute l’Union ont connu une flambée des prix de l’énergie pendant la crise.

Cette question concerne l’ensemble de l’Union et ne peut être traitée qu’au moyen d’une action de cette dernière. L’intégration accrue des marchés de l’électricité de l’Union nécessite une coordination plus étroite entre les acteurs nationaux, y compris dans le cadre du suivi et de la surveillance du marché. Les actions stratégiques menées à l’échelon national dans le secteur de l’électricité ont une incidence directe sur les États membres voisins en raison de l’interdépendance énergétique, des interconnexions des réseaux et de l’intégration en cours du marché de l’électricité. Une approche commune est nécessaire pour préserver le fonctionnement du réseau électrique ainsi que les échanges et les investissements transfrontières, et accélérer, de manière coordonnée, la transition énergétique vers un réseau plus intégré et plus économe en énergie fondé sur la production d’énergies renouvelables.

Les modifications proposées créent un équilibre entre les obligations des États membres et la flexibilité qui leur est laissée concernant la manière d’atteindre les principaux objectifs poursuivis, à savoir garantir que la baisse du coût de l’électricité d’origine renouvelable sera répercutée sur les factures des consommateurs et promouvoir le déploiement des énergies renouvelables.

En outre, l’objectif des mesures proposées ne peut être atteint qu’au moyen d’une action de l’Union, et non des États membres, étant donné que l’action proposée nécessite de modifier le cadre de l’Union relatif à l’organisation du marché de l’électricité, tel qu’il est défini dans le règlement électricité (UE) 2019/943, la directive électricité (UE) 2019/944 et le cadre REMIT existant.

•Valeur ajoutée de l’Union européenne

L’action menée à l’échelle de l’Union pour remédier aux lacunes de l’organisation actuelle du marché de l’électricité apporte une valeur ajoutée, en ce sens qu’elle évite une approche fragmentée et s’avère plus efficiente et plus efficace que des actions menées par les différents États membres. Les mesures proposées pour remédier aux lacunes recensées seront plus ambitieuses et d’un meilleur rapport coût/efficacité si elles sont guidées par un cadre juridique et stratégique commun. En outre, une action au niveau des États membres ne serait possible que dans les limites du cadre de l’Union relatif à l’organisation du marché de l’électricité, tel que défini dans le règlement «Électricité», la directive «Électricité» et dans le règlement REMIT, et ne pourrait pas apporter les modifications nécessaires à ce cadre. Par conséquent, les objectifs de la présente initiative ne peuvent pas être atteints par les États membres seuls et c’est là que l’action de l’Union apporte une valeur ajoutée.

•Proportionnalité

Les propositions de modification du règlement «Électricité», de la directive «Électricité», du règlement REMIT et du règlement ACER sont considérées comme proportionnées.

Les mesures proposées pour encourager le recours à des contrats à long terme, tels que les accords d’achat d’électricité et les contrats d’écart compensatoire bidirectionnels, peuvent entraîner une augmentation de la charge et des coûts administratifs pour les entreprises et les administrations nationales. Toutefois, les incidences économiques envisagées sont nécessaires et proportionnées pour atteindre l’objectif visant à encourager le recours auxdits contrats à long terme et à rendre les factures d’énergie des entreprises et des ménages européens ainsi que les revenus des technologies non fossiles dont les coûts variables sont faibles moins dépendantes de la fluctuation des prix sur les marchés à court terme et, partant, plus stables sur des périodes plus longues.

Les mesures envisagées pour améliorer la liquidité et l’intégration des marchés de l’énergie peuvent également avoir certains effets à court terme sur les entreprises, dans la mesure où celles-ci devraient s’adapter en vue de nouveaux accords commerciaux. Ces mesures sont toutefois jugées nécessaires pour atteindre les objectifs envisagés qui consistent à mieux intégrer les énergies renouvelables et à faible émission de carbone, à réduire la dépendance à l’égard des combustibles fossiles dans un souci de flexibilité et, à terme, à parvenir à la neutralité carbone dans l’Union ainsi qu’à une réduction des coûts pour les consommateurs. Elles sont également proportionnées à ces objectifs, étant donné que l’incidence sur les entreprises semble minime par rapport au cadre actuel et que les avantages économiques de la réforme dépasseraient largement ceux de toute réorganisation administrative à court ou à long terme.

Elles sont également proportionnées aux objectifs de ne pas envisager de modifier les dispositions existantes du règlement «Électricité» et de la directive «Électricité» si les problèmes recensés en ce qui concerne les dispositions existantes peuvent être réglés par leur application ou mise en œuvre. C’est le cas, par exemple, des mesures relatives à l’adéquation des moyens prévues au chapitre IV du règlement «Électricité», en particulier la procédure permettant aux États membres d’introduire des mécanismes de capacité, qui pourrait être simplifiée sans modifier les dispositions pertinentes.

Les mesures envisagées pour renforcer l’autonomisation, les droits et la protection des consommateurs élargiront les devoirs et les obligations imposés aux fournisseurs et aux exploitants de réseau. Les charges supplémentaires sont toutefois nécessaires et proportionnées pour atteindre l’objectif consistant à garantir aux consommateurs un accès à des informations de meilleure qualité et à une plus grande variété d’offres, à dissocier leurs factures d’électricité des mouvements à court terme sur les marchés de l’énergie et à rééquilibrer le risque entre les fournisseurs et les consommateurs.

Les mesures envisagées pour améliorer le cadre REMIT peuvent renforcer les obligations d’information des acteurs du marché en raison de l’élargissement du champ d’application du règlement REMIT. Ces mesures sont nécessaires pour atteindre l’objectif d’accroître la transparence et les capacités de surveillance et de renforcer l’efficacité des enquêtes et de l’application des lois dans les affaires transfrontières de l’Union, afin que les consommateurs et les acteurs du marché aient confiance dans l’intégrité des marchés de l’énergie, que les prix reflètent une interaction équitable et concurrentielle entre l’offre et la demande et qu’aucun profit ne puisse être tiré d’abus de marché. Elles sont également proportionnées à cet objectif, étant donné que les avantages en termes de qualité du contrôle et de la surveillance du marché dépasseraient les coûts administratifs à court ou à long terme.

Enfin, l’ensemble des mesures proposées est jugé approprié compte tenu de la nécessité impérative de parvenir à la neutralité climatique au moindre coût pour les consommateurs, tout en garantissant la sécurité des approvisionnements.

•Choix de l’instrument

La proposition modifiera le règlement «Électricité», la directive «Électricité», le règlement REMIT, le règlement ACER et la directive sur les énergies renouvelables. Étant donné que la proposition vise à ajouter et à modifier un nombre limité de dispositions dans ces instruments, le recours à un acte modificatif est approprié. Pour la même raison, il semble également approprié d’utiliser un règlement modificatif pour modifier les directives et règlements existants.

3.CONSULTATIONS DES PARTIES INTÉRESSÉES ET DOCUMENT DE TRAVAIL DES SERVICES DE LA COMMISSION

•Consultation des parties intéressées

En préparation de la présente initiative, la Commission a mené une consultation publique du 23 janvier 2023 au 13 février 2023. La consultation est ouverte à tous.

La Commission a reçu 1369 réponses à cette consultation. Plus de 700 d’entre elles émanaient de citoyens, environ 450 d’entreprises et d’associations professionnelles, environ 40 d’administrations nationales ou locales ou de régulateurs nationaux et environ 70 d’opérateurs de réseau. Environ 20 communautés énergétiques, 15 syndicats et 20 organisations de consommateurs y ont également participé. Un nombre important d’ONG, de groupes de réflexion et de chercheurs ou d’autres organisations universitaires y ont également répondu. Un condensé des avis des parties intéressées est disponible dans le document de travail des services de la Commission qui accompagne la présente initiative législative.

En outre, la Commission a organisé, le 15 février 2023, une réunion de consultation en ligne des parties intéressées, à laquelle ont participé environ 70 acteurs du marché, organisations non gouvernementales, opérateurs de réseau, membres de l’ACER, régulateurs nationaux, groupes de réflexion et universitaires. Dans l’ensemble, la consultation a mis en évidence les éléments suivants, examinés par les parties prenantes:

–Les marchés à court terme et le mécanisme de tarification au coût marginal devraient être préservés, car ils fonctionnent bien et fournissent les bons signaux de prix. Les marchés (à un jour et infrajournaliers) à court terme sont bien établis et sont le fruit de plusieurs années de mise en œuvre de la législation de l’Union dans le domaine de l’énergie.

–Les marchés à court terme doivent être complétés par des instruments encourageant les signaux de prix à plus long terme, tels que ceux indiqués lors de la consultation de la Commission, en particulier les accords d’achat d’électricité (ci-après les «AAE»), les contrats d’écart compensatoire et les marchés à terme renforcés. Il convient d’établir un juste équilibre entre les différents outils. Néanmoins, il ne devrait pas y avoir de systèmes obligatoires et la liberté de choisir les contrats appropriés devrait être préservée.

–Les avantages des solutions de flexibilité des énergies non fossiles telles que la participation active de la demande et le stockage ont été reconnus, en particulier dans le contexte de l’augmentation de la part des énergies renouvelables. Leur participation au marché devrait être facilitée.

–Les futurs marchés de l’électricité devront s’adapter à une part importante d’énergies renouvelables. En outre, il convient de mettre davantage l’accent sur la dimension locale et le développement des réseaux. Les solutions présentées lors de la consultation publique pourraient répondre à ces enjeux.

–La protection des consommateurs est essentielle, tout comme le caractère abordable de l’énergie, mais il est tout aussi important de préserver les signaux de réponse à la demande. Les solutions émergentes telles que les communautés énergétiques, l’autoconsommation et le partage de l’énergie devraient être rendues possibles et encouragées.

•Document de travail des services de la Commission

Compte tenu de l’urgence de l’initiative, un document de travail des services de la Commission a été élaboré en lieu et place d’une analyse d’impact. Ce document qui sous-tend la présente proposition explique et justifie les propositions de la Commission qui visent à apporter une réponse structurelle aux prix élevés de l’énergie auxquels sont confrontés les ménages et les entreprises et à garantir à l’avenir une énergie sûre, propre et abordable pour les ménages et les entreprises, et présente les éléments de preuve pertinents pour les mesures proposées.

Le document de travail des services de la Commission conclut que l’ensemble de réformes proposées devrait améliorer sensiblement la structure et le fonctionnement du marché européen de l’électricité. Il constitue un autre élément permettant de réaliser les objectifs du pacte vert. En outre, il fait le point sur les lacunes révélées par la crise énergétique et cherche à y remédier.

Le document montre que la réforme contribuera à donner aux consommateurs actuellement confrontés à des prix élevés et volatils les moyens d’agir, et à les protéger en créant un tampon entre eux et les marchés à court terme. Cette proposition dissociera les prix élevés des technologies des énergies fossiles opérant sur le marché de l’électricité des factures d’énergie des consommateurs et des entreprises. Les possibilités accrues de conclure des contrats à long terme sous la forme d’AAE, de contrats d’écart compensatoire et de marchés à terme permettront de réduire considérablement la part de la facture d’électricité exposée aux marchés à court terme. En outre, l’ajout d’une obligation de couverture pour les fournisseurs et d’une obligation de proposer également des contrats à prix fixe augmentera considérablement les possibilités de réduire l’exposition à la volatilité des prix de l’électricité. Les consommateurs disposeront également d’informations de meilleure qualité sur les offres avant la souscription et les États membres auront l’obligation de désigner des fournisseurs de dernier recours. En outre, ils peuvent accéder à des prix de détail réglementés en cas de crise. Le partage de l’énergie est une nouveauté qui donnera aux consommateurs les moyens d’agir et soutiendra le déploiement décentralisé des énergies renouvelables, car il permet aux consommateurs de mieux contrôler leurs factures d’énergie.

Le document de travail des services de la Commission explique comment cette réforme renforcera également la compétitivité de l’industrie de l’Union d’une manière parfaitement complémentaire au règlement «zéro émission nette». Les États membres devront veiller à ce que les conditions adéquates soient réunies pour que les marchés des AAE se développent, et permettre ainsi à l’industrie d’avoir accès à une électricité abordable et propre à long terme. Grâce aux améliorations apportées aux marchés à terme, les industries et les fournisseurs pourront accéder aux énergies renouvelables transfrontières jusqu’à trois ans à l’avance, ce qui représente un net progrès par rapport à aujourd’hui. Dans l’ensemble, les régimes d’aide publique en faveur des énergies renouvelables renforceront l’indépendance énergétique des États membres et la pénétration des énergies renouvelables dans le réseau tout en soutenant l’emploi et les compétences à l’échelle locale.

Le document démontre que cette réforme accélérera le déploiement des énergies renouvelables et exploitera pleinement le potentiel des capacités de production fermes et des solutions de flexibilité pour permettre aux États membres d’intégrer toujours plus d’énergies renouvelables. La Commission propose que les États membres évaluent les besoins de flexibilité de leur réseau électrique et autorisent l’introduction de nouveaux régimes d’aide pour la participation active de la demande et le stockage. La proposition introduit également des possibilités supplémentaires d’échange d’énergies renouvelables dans des délais proches du temps réel au niveau transfrontière et national. De cette manière, le marché peut mieux soutenir l’intégration des énergies renouvelables et la justification économique des solutions de flexibilité qui peuvent contribuer à la sécurité de l’approvisionnement.

Enfin, le document de travail des services de la Commission explique comment cette proposition répond à la demande du Conseil européen d’évaluer les moyens d’optimiser le fonctionnement de l’organisation du marché de l’électricité dans le contexte de la crise énergétique. Elle vise à protéger les consommateurs, en créant un tampon entre eux et les marchés de l’électricité à court terme grâce à des contrats à plus long terme, à accroître l’efficacité des marchés à court terme en ce qui concerne les énergies renouvelables et les solutions de flexibilité, et à renforcer la surveillance réglementaire. La présente proposition garantit que les règles du marché restent adaptées pour favoriser la décarbonation économiquement efficiente du secteur de l’électricité et accroître la résilience de ce dernier à la volatilité des prix de l’énergie.

•Obtention et utilisation d’expertise

L’élaboration de la présente proposition législative et du document de travail des services de la Commission s’appuie sur un grand nombre de documents, tous référencés dans les notes de bas de page du document de travail des services de la Commission, ainsi que dans les réponses à la consultation publique.

•Droits fondamentaux

La présente proposition est susceptible d’avoir une incidence sur un certain nombre de droits fondamentaux consacrés par la Charte des droits fondamentaux de l’UE, notamment: la liberté d’entreprise (article 16) et le droit de propriété (article 17). Toutefois, comme expliqué ci-dessus, dans la mesure où les mesures proposées limitent l’exercice de ces droits, ces incidences sont jugées nécessaires et proportionnées pour atteindre les objectifs de la proposition et constituent donc des limitations légitimes de ces droits, comme l’autorise la Charte.

Par ailleurs, la proposition renforce la protection des droits fondamentaux, tels que le respect de la vie privée et familiale (article 7), le droit à la protection des données à caractère personnel (article 8), la non-discrimination (article 21), l’accès aux services d’intérêt économique général (article 36), l’intégration d’un niveau élevé de protection de l’environnement (article 37) et le droit à un recours effectif (article 47), notamment par un certain nombre de dispositions concernant l’autonomisation, les droits et la protection des consommateurs.

•Réglementation affûtée et simplification

Les propositions de modification de la directive «Électricité», du règlement «Électricité», du règlement REMIT et du règlement ACER se concentrent sur ce qui est jugé nécessaire pour remédier aux lacunes de l’organisation actuelle du marché de l’électricité dans le contexte de la crise énergétique et pour contribuer à moindre coût à l’ambition climatique de l’Union. Elles ne constituent pas une révision complète de ces instruments.

La proposition peut accroître les exigences administratives envers les administrations et les entreprises nationales, quoique de façon proportionnée, comme expliqué ci-dessus. Par exemple, les mesures proposées pour encourager le recours à des contrats à long terme, tels que les accords d’achat d’électricité et les contrats d’écart compensatoire bidirectionnels, peuvent entraîner une augmentation de la charge et des coûts administratifs pour les entreprises et les administrations nationales. Toutefois, les incidences économiques envisagées profiteront positivement aux entreprises et aux consommateurs.

Les mesures envisagées pour améliorer la liquidité et l’intégration des marchés de l’énergie peuvent également avoir certains effets à court terme sur les entreprises, dans la mesure où celles-ci devraient s’adapter en vue de nouveaux accords commerciaux. Ces mesures sont toutefois considérées comme minimes par rapport au cadre actuel, étant donné que les avantages économiques de la réforme dépasseraient largement ceux de toute réorganisation administrative à court ou à long terme.

Les mesures envisagées pour renforcer l’autonomisation, les droits et les protections des consommateurs élargiront les devoirs et les obligations imposés aux fournisseurs et aux exploitants de réseau dans le but d’améliorer l’offre, de renforcer la protection et de faciliter la participation active au marché des consommateurs, notamment des ménages. Toutefois, les charges supplémentaires sont minimes puisque ces cadres sont déployés dans toute l’Europe et une rationalisation des règles est donc nécessaire.

Les mesures envisagées pour améliorer le cadre REMIT peuvent accroître, quoique de façon proportionnée, les obligations d’information imposées à certains acteurs du marché. Elles sont toutefois considérées comme minimes par rapport au cadre actuel, étant donné que les avantages en termes de qualité du contrôle et de la surveillance du marché dépasseraient les coûts administratifs à court ou à long terme.

4.INCIDENCE BUDGÉTAIRE

L’incidence budgétaire associée à la proposition d’amélioration de l’organisation du marché de l’électricité de l’Union concerne les ressources de l’Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) et de la DG Énergie, qui font l’objet d’une description dans la fiche financière législative qui accompagne la proposition. En substance, les nouvelles tâches dont l’ACER devra s’acquitter nécessitent quatre équivalents temps plein (ETP) supplémentaires à partir de 2025, ainsi que les ressources financières correspondantes. La charge de travail de la DG Énergie augmentera de 3 ETP.

L’incidence budgétaire associée à la proposition d’amélioration de l’organisation du cadre REMIT de l’Union concerne les ressources de l’Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) et de la DG Énergie, qui font l’objet d’une description dans la fiche financière législative qui accompagne la proposition. En substance, les nouvelles tâches dont l’ACER devra s’acquitter, notamment en ce qui concerne les pouvoirs d’enquête renforcés, nécessitent l’introduction progressive de 25 équivalents temps plein (ETP) supplémentaires au sein de l’ACER à partir de 2025, ainsi que les ressources financières correspondantes, bien que la majeure partie du personnel supplémentaire soit financée par les redevances. À cette fin, la décision (UE) 2020/2152 de la Commission du 17 décembre 2020 sur les redevances dues à l’ACER pour les tâches relevant du règlement REMIT devra être adaptée. La charge de travail de la DG Énergie augmentera de deux ETP.

5.AUTRES ÉLÉMENTS

•Plans de mise en œuvre et modalités de suivi, d’évaluation et d’information

La Commission surveillera la transposition et le respect, par les États membres et les autres acteurs, des mesures qui seront finalement adoptées, et prendra, le cas échéant, des mesures d’exécution. Aux fins du suivi et de la mise en œuvre, la Commission sera notamment soutenue par l’ACER, en particulier en ce qui concerne le règlement REMIT. La Commission travaillera également en liaison avec l’ACER et les autorités de régulation nationales en ce qui concerne le règlement «Électricité» et la directive «Électricité».

En outre, pour faciliter la mise en œuvre des mesures, la Commission se tiendra à disposition pour des réunions bilatérales et des appels avec les États membres pour répondre à des questions spécifiques.

•Explication des dispositions spécifiques des propositions

Les modifications concernant le règlement «Électricité» apportent des éclaircissements sur le champ d’application et l’objet du règlement, en soulignant l’importance de signaux du marché non faussés pour offrir une plus grande flexibilité, ainsi que le rôle des investissements à long terme pour atténuer la volatilité des prix des marchés à court terme sur les factures d’électricité des consommateurs, y compris des industries à forte intensité énergétique, des PME et des ménages. Elles clarifient certains grands principes applicables aux échanges sur les marchés à un jour et infrajournaliers. Elles prévoient de nouvelles règles concernant l’acquisition par les GRT de participation active de la demande sous la forme d’un produit d’écrêtement des pointes et des règles permettant aux gestionnaires de réseau de transport et de distribution d’utiliser les données de compteurs dédiés. Elles fixent de nouvelles règles concernant les marchés à terme de l’électricité afin d’améliorer leur liquidité. Elles incluent de nouvelles règles visant à clarifier et promouvoir le rôle et l’utilisation de contrats à plus long terme sous la forme d’accords d’achat d’électricité et de contrats d’écart compensatoire bidirectionnels. Elles prévoient de nouvelles règles concernant l’évaluation des besoins de flexibilité par les États membres, ainsi que la possibilité pour ces derniers d’introduire des régimes d’aide à la flexibilité et des principes d’organisation de ces régimes. Elles introduisent également de nouvelles exigences de transparence pour les gestionnaires de réseau de transport en ce qui concerne la capacité disponible pour de nouvelles connexions au réseau.

Les modifications apportées à la directive «Électricité» prévoient de nouvelles règles de protection et d’autonomisation des consommateurs. L’amendement relatif au libre choix du fournisseur introduit de nouvelles exigences qui permettent aux clients d’avoir plusieurs fournisseurs dans leurs locaux en activant plusieurs compteurs (parfois appelés compteurs divisionnaires) pour un point de connexion unique.

Les modifications relatives à l’autonomisation et à la protection des consommateurs veillent à ce que les clients se voient proposer divers contrats adaptés à leur situation, dont au moins une offre à durée déterminée et à prix fixe. En outre, les clients doivent recevoir des informations précontractuelles claires concernant ces offres.

Les ménages et les petites et moyennes entreprises jouissent également d’un nouveau droit, celui de participer au partage d’énergie: les clients actifs peuvent autoconsommer l’énergie renouvelable qu’ils ont produite ou stockée hors site au moyen d’installations dont ils sont propriétaires, locataires ou preneurs à bail en tout ou en partie, ou qui leur ont été cédées par un autre client actif.

De nouveaux dispositifs de protection importants pour les clients sont également mis en place afin de garantir la continuité de l’approvisionnement en électricité, notamment l’obligation pour les États membres de désigner des fournisseurs de dernier recours qui assument la responsabilité des fournisseurs défaillants auprès des consommateurs, et la protection contre les coupures d’électricité pour les clients vulnérables. Les fournisseurs seront également tenus de mettre en place une gestion des risques visant à limiter le risque de défaillance en mettant en place des stratégies de couverture appropriées. Celles-ci seront supervisées par les autorités réglementaires nationales.

Les modifications apportées à la directive «Électricité» introduisent de nouvelles exigences de transparence pour les gestionnaires de réseau de distribution en ce qui concerne la capacité disponible pour de nouvelles connexions au réseau. Elles clarifient le rôle des autorités de régulation en ce qui concerne la plateforme d’allocation unique établie conformément au règlement (UE) 2016/1719.

Les modifications du règlement REMIT adaptent le champ d’application de ce dernier aux circonstances actuelles et évolutives du marché, notamment en étendant le champ d’application de la déclaration de données aux nouveaux marchés d’équilibrage de l’électricité, aux marchés couplés et au trading algorithmique. Elles garantissent une coopération plus étroite, mieux établie et plus régulière entre les régulateurs de l’énergie et les régulateurs financiers, y compris l’ACER et l’AEMF, en ce qui concerne les produits dérivés sur l’énergie négociée sur le marché de gros. Elles amélioreront également la collecte des informations privilégiées et la transparence du marché en renforçant la surveillance de l’ACER et en adaptant la définition des informations privilégiées. Les modifications apportées au règlement REMIT renforcent la surveillance des parties déclarantes telles que les mécanismes de déclaration enregistrés et les personnes organisant des transactions à titre professionnel. Elles améliorent les possibilités de partage de données entre l’ACER, les autorités nationales compétentes et la Commission. La modification du règlement REMIT renforce le rôle de l’ACER dans les enquêtes sur les affaires transfrontières importantes afin de lutter contre les infractions au règlement REMIT. Elle définit également le cadre pour l’harmonisation des amendes fixées par les autorités réglementaires au niveau national.

Les modifications du règlement ACER visent à clarifier le rôle de l’ACER en ce qui concerne la plateforme d’allocation unique établie conformément au règlement (UE) 2016/1719 et les nouvelles règles introduites dans le règlement «Électricité» en ce qui concerne les marchés à terme et les régimes d’aide à la flexibilité. Elles clarifient également le rôle et les compétences de l’ACER conformément à la modification du règlement REMIT. La modification de la directive RED II vise à clarifier le champ d’application des règles concernant les types de régimes de soutien direct des prix que les États membres peuvent mettre en place pour les sources d’énergie renouvelables.

2023/0077 (COD)

Proposition de

RÈGLEMENT DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL

modifiant les règlements (UE) 2019/943 et (UE) 2019/942 ainsi que les directives (UE) 2018/2001 et (UE) 2019/944 afin d’améliorer l’organisation du marché de l’électricité de l’Union

(Texte présentant de l’intérêt pour l’EEE)

LE PARLEMENT EUROPÉEN ET LE CONSEIL DE L’UNION EUROPÉENNE,

vu le traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, et notamment son article 194, paragraphe 2,

vu la proposition de la Commission européenne,

après transmission du projet d’acte législatif aux parlements nationaux,

vu l’avis du Comité économique et social européen,

vu l’avis du Comité des régions,

statuant conformément à la procédure législative ordinaire,

considérant ce qui suit:

(1)Depuis septembre 2021, les marchés de l’électricité affichent des prix particulièrement élevés et une forte volatilité. Comme l’a indiqué l’Agence européenne de coopération des régulateurs de l’énergie (ci-après l’«ACER») dans son évaluation de l’organisation du marché de gros de l’électricité dans l’UE publiée en avril 2022 17 , cette situation est principalement due au prix élevé du gaz, qui est utilisé pour produire de l’électricité.

(2)L’escalade de l’agression militaire menée par la Russie contre l’Ukraine, partie contractante de la Communauté de l’énergie, ainsi que les sanctions internationales connexes depuis février 2022 ont perturbé les marchés mondiaux de l’énergie, exacerbé le problème des prix élevés du gaz et eu de graves répercussions sur les prix de l’électricité. L’invasion de l’Ukraine par la Russie 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. Cela a entraîné d’importantes nouvelles augmentations de la volatilité des niveaux de prix de l’électricité.

(3)Pour répondre à cette situation, la communication sur les prix de l’énergie présentée par la Commission en octobre 2021 a mis en place une panoplie de mesures pouvant être utilisées par l’UE et ses États membres pour faire face aux effets immédiats des prix élevés de l’énergie sur les ménages et les entreprises (notamment des aides au revenu, des réductions fiscales, des mesures d’économies de gaz et de stockage de gaz) et 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» 18 , la Commission décrit une série de mesures supplémentaires visant à renforcer la panoplie de mesures existantes et à répondre à la hausse des prix de l’énergie. Le 23 mars 2022, la Commission a également instauré des mesures temporaires d’aide d’État afin d’autoriser l’octroi de subventions destinées à atténuer les effets des prix élevés de l’énergie 19 .

(4)Le 18 mai 2022, la Commission a présenté le plan REPowerEU 20  , qui introduit des mesures supplémentaires axées sur les économies d’énergie, la diversification des approvisionnements énergétiques et le déploiement des énergies renouvelables, dans le but de mettre fin à la dépendance de l’Union aux combustibles fossiles russes, ainsi qu’une proposition de porter à 45 % l’objectif de l’Union en matière d’énergies renouvelables à l’horizon 2030. En outre, la communication relative aux interventions sur le marché de l’énergie à court terme et aux améliorations à long terme de l’organisation du marché de l’électricité 21 , en plus d’énoncer de nouvelles mesures à court terme destinées à faire face aux prix élevés de l’énergie, a recensé des domaines potentiels d’amélioration de l’organisation du marché de l’électricité et annoncé l’intention d’évaluer ces domaines en vue de modifier le cadre législatif.

(5)Afin de remédier sans délai à la crise des prix ainsi qu’aux problèmes de sécurité et de lutter contre les hausses de prix pour les citoyens, l’Union a adopté , sur la base d’une série de propositions émanant de la Commission, un régime solide de stockage du gaz 22 , des mesures efficaces de réduction de la demande de gaz et d’électricité 23 , des régimes de limitation des prix visant à prévenir la survenue de profits inattendus sur les marchés du gaz et de l’électricité 24 , ainsi que des mesures visant à accélérer les procédures d’octroi des permis nécessaires aux installations d’énergie renouvelable 25 .

(6)Un marché bien intégré, s’appuyant sur le paquet «Une énergie propre pour tous les Européens» adopté en 2018 et 2019 26 , devrait permettre à l’Union de profiter des avantages économiques d’un marché unique de l’énergie dans des conditions de marché normales, en assurant la sécurité de l’approvisionnement et en soutenant le processus de décarbonation. L’interconnectivité transfrontière garantit également un fonctionnement plus sûr, plus fiable et plus efficace du système électrique.

(7)L’organisation actuelle du marché de l’électricité a également contribué à l’émergence de produits, de services et de dispositifs nouveaux et innovants sur les marchés de détail de l’électricité, soutenant l’efficacité énergétique et le développement des énergies renouvelables et élargissant l’éventail des possibilités offertes aux consommateurs pour leur permettre de réduire leurs factures d’énergie, y compris grâce à des petites installations de production et à des services émergents assurant une participation active de la demande. L’exploitation du potentiel de la numérisation du système énergétique, comme le fait la participation active des consommateurs, devrait constituer l’un des fondements de nos futurs marchés de l’électricité et systèmes électriques. Par ailleurs, il est nécessaire de respecter les choix des consommateurs et de leur permettre d’avoir accès à diverses offres contractuelles.

(8)Cependant, dans le cadre de la crise énergétique, l’organisation actuelle du marché de l’électricité a également révélé un certain nombre de lacunes importantes liées à l’incidence de l’augmentation 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 une importante flambée des prix entraînant des effets sur leurs factures d’électricité.

(9)Un déploiement plus rapide des énergies renouvelables et des technologies propres et flexibles constitue le moyen le plus durable et le plus rentable de réduire structurellement la demande de combustibles fossiles pour la production d’électricité et la consommation directe, grâce à l’électrification et à l’intégration du système énergétique. En raison de leur faible coût d’exploitation, les sources d’énergie renouvelables peuvent avoir une incidence positive sur les prix de l’électricité au sein de l’Union et contribuer à réduire la consommation directe de combustibles fossiles.

(10)Les modifications apportées à l’organisation du marché de l’électricité devraient faire en sorte que les avantages découlant du déploiement croissant des énergies renouvelables et de la transition énergétique dans son ensemble profitent aux consommateurs, y compris les plus vulnérables et, en fin de compte, devraient les protéger des crises énergétiques et éviter que davantage de ménages ne tombent dans le piège de la précarité énergétique. Elles devraient atténuer l’incidence que la hausse des prix des combustibles fossiles, notamment ceux du gaz, a sur les prix de l’électricité, afin de permettre aux ménages 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.

(11)La réforme du marché de l’électricité devrait profiter non seulement aux consommateurs résidentiels, mais également à la compétitivité des industries de l’Union en améliorant leurs possibilités d’investir dans les technologies propres dont elles ont besoin pour réussir leur transition vers une industrie à zéro émission nette. La transition énergétique dans l’Union doit reposer sur des bases solides en matière de fabrication de technologies propres. Ces réformes soutiendront 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.

(12)Des marchés à court terme efficaces et performants sont un outil déterminant pour l’intégration sur le marché des sources d’énergie renouvelables et de flexibilité et facilitent l’intégration du système énergétique de manière rentable.

(13)Les marchés infrajournaliers sont particulièrement importants pour l’intégration au moindre coût, dans le système électrique, de sources d’énergie renouvelables variables; ils offrent en effet la possibilité aux acteurs du marché de négocier les pénuries ou les excédents d’électricité au plus proche de l’heure de livraison. Étant donné que les producteurs d’énergie renouvelable variable ne sont en mesure d’estimer leur production qu’à l’approche de la livraison, il est primordial pour eux de disposer d’un maximum d’opportunités commerciales via l’accès à un marché liquide aussi proche que possible de l’heure de livraison de l’électricité.

(14)Il est donc essentiel que les marchés infrajournaliers s’adaptent à la participation des 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. La liquidité des marchés infrajournaliers devrait se voir améliorée par le partage des carnets d’ordres entre les opérateurs de marché d’une même 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. En outre, l’heure de fermeture du guichet infrajournalier devrait être plus proche de l’heure de livraison afin de maximiser les possibilités pour les acteurs du marché de négocier les pénuries ou les excédents d’électricité et de contribuer à une meilleure intégration des énergies renouvelables variables dans le système électrique.

(15)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.

(16)Pour assurer la bonne intégration 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 lorsque la demande d’électricité est élevée et que la production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables variables est faible, les gestionnaires de réseau de transport devraient avoir la possibilité de concevoir un produit d’écrêtement des pointes permettant la participation active de la demande en vue de contribuer à réduire les pointes de consommation d’électricité à certaines heures de la journée. Le produit d’écrêtement des pointes devrait contribuer à maximiser l’intégration, dans le système, de l’électricité produite à partir de sources renouvelables en déplaçant la consommation d’électricité à des moments de la journée où la production d’électricité renouvelable est plus élevée. Le produit d’écrêtement des pointes ayant pour objectif de réduire et déplacer la consommation d’électricité, le périmètre de ce produit devrait être limité au service de participation active de la demande. L’acquisition du produit d’écrêtement des pointes devrait se faire de manière à éviter tout chevauchement avec l’activation des produits d’équilibrage qui visent à assurer la stabilité en fréquence du système électrique. Pour vérifier les volumes de réduction active de la demande, le gestionnaire de réseau de transport devrait utiliser un scénario de référence qui reflète la consommation d’électricité attendue sans activation du produit d’écrêtement des pointes.

(17)Afin d’assurer leur participation active aux marchés de l’électricité et d’accroître leur flexibilité, les consommateurs sont progressivement dotés de systèmes intelligents de mesure. Toutefois, dans un certain nombre d’États membres, le déploiement de ces systèmes intelligents de mesure est encore trop lent. Lorsqu’aucun système intelligent de mesure n’est encore installé ou lorsque les systèmes intelligents de mesure n’offrent pas un niveau satisfaisant de précision des données, les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution devraient être en mesure d’utiliser les données provenant de compteurs dédiés aux 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 des données provenant des compteurs dédiés à des fins d’observabilité et d’installation devrait faciliter la participation active des consommateurs au marché et à la demande. L’utilisation des données provenant de ces compteurs dédiés devrait s’accompagner d’exigences relatives à la qualité des données.

(18)Le présent règlement institue une base juridique pour le traitement des données à caractère personnel conformément à l’article 6, paragraphe 1, point c), du RGPD. Les États membres devraient veiller au respect de tous les principes et obligations énoncés dans le RGPD en ce qui concerne la protection des données à caractère personnel, y compris la minimisation des données. Lorsque l’objectif de la présente directive peut être atteint sans traitement de données à caractère personnel, les prestataires devraient s’appuyer sur des données anonymisées et agrégées.

(19)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 consommateurs d’énergie européens puissent tous tirer pleinement parti des avantages de l’intégration des marchés de l’électricité et de la concurrence dans l’ensemble de l’Union, il convient d’améliorer le fonctionnement du marché à terme de l’électricité de l’Union en établissant des plateformes virtuelles à l’échelle régionale en vue de remédier à la fragmentation du marché actuel et à la faible liquidité constatée dans de nombreuses zones de dépôt des offres. Les plateformes virtuelles régionales devraient couvrir plusieurs zones de dépôt des offres tout en assurant une corrélation adéquate entre les prix. Certaines zones de dépôt des offres pourraient n’être couvertes par aucune plateforme virtuelle pour ce qui est de leur contribution au prix de référence de la plateforme. Cependant, les acteurs du marché issus de ces zones de dépôt des offres devraient quand même pouvoir assurer leur couverture par l’intermédiaire d’une plateforme.

(20)Les plateformes virtuelles devraient refléter le prix agrégé de plusieurs zones de dépôt des offres et fournir un prix de référence, lequel devrait être utilisé par les opérateurs de marché pour la proposition de produits de couverture à terme. Dans ces circonstances, les plateformes virtuelles ne devraient pas être perçues comme des entités qui organisent ou exécutent des transactions. En fournissant un indice de prix de référence, les plateformes virtuelles régionales devraient permettre la mise en commun des liquidités et offrir de meilleures possibilités de couverture aux acteurs du marché.

(21)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. La plateforme d’allocation unique devrait proposer l’échange de droits financiers de transport à long terme entre les différentes zones de dépôt des offres et les plateformes virtuelles régionales. Les ordres soumis par les acteurs du marché concernant les droits financiers de transport sont appariés au moyen d’une allocation simultanée de la capacité d’échange entre zones. Cet appariement et cette allocation devraient être effectués régulièrement afin de garantir une liquidité suffisante et, par conséquent, des possibilités de couverture efficaces aux acteurs du marché. Les droits de transport à long terme devraient être émis avec des échéances multiples (allant d’un mois à au moins trois ans) afin d’être alignés sur la durée de couverture classique des acteurs du marché. La plateforme d’allocation unique devrait faire l’objet d’une surveillance et être soumise à des mesures de contrôle d’application afin de garantir la bonne exécution de ses tâches.

(22)Les tarifs de réseau devraient inciter les gestionnaires de réseau de transport et de distribution à recourir à des services de flexibilité en développant davantage de solutions innovantes pour optimiser le réseau existant, et à acquérir de tels services, notamment la participation active de la demande ou le stockage. 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, de manière à ce que ces derniers puissent exploiter le système électrique de manière rentable. Cela contribuerait en outre à intégrer les énergies renouvelables au moindre coût pour le système électrique et permettrait aux clients finals de valoriser leurs solutions de flexibilité.

(23)Les sources d’énergie renouvelables en mer, telles que l’énergie éolienne en mer, l’énergie marémotrice et l’énergie photovoltaïque flottante, joueront un rôle déterminant dans la construction d’un système électrique basé principalement sur les énergies renouvelables et dans la garantie de la neutralité climatique d’ici à 2050. Il existe toutefois des obstacles importants à leur déploiement efficace et plus large, qui empêchent le développement massif nécessaire pour atteindre ces objectifs. D’autres technologies en mer pourraient être confrontées à des obstacles semblables dans le futur. Parmi ces obstacles figurent les risques d’investissement associés à la situation topographique unique des projets hybrides en mer connectés à plusieurs marchés. Afin de réduire le risque d’investissement pour ces promoteurs de projets en mer et de garantir aux projets situés dans une zone de dépôt des offres en mer un accès complet aux marchés environnants, les gestionnaires de réseau de transport devraient garantir au projet en mer un accès à la capacité de l’interconnexion hybride correspondante pour toutes les unités de temps du marché. Si les capacités de transport disponibles sont réduites à un point tel qu’il s’avère impossible de livrer sur le marché la totalité de la production d’électricité que le projet en mer aurait autrement pu exporter, le ou les gestionnaires de réseau de transport responsables de la nécessité de limiter la capacité devraient, à l’avenir, être mis en mesure d’indemniser de manière proportionnée l’exploitant du projet en mer à l’aide du revenu de congestion. Cette indemnisation 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. Les modalités, y compris les conditions dans lesquelles la mesure est susceptible d’expirer, seront définies dans un règlement d’exécution.

(24)Sur le marché de gros journalier, les centrales électriques dont les coûts marginaux sont les moins élevés sont appelées en premier, mais le prix reçu par tous les acteurs du marché est fixé par la dernière centrale nécessaire pour couvrir la demande, qui est celle 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 se traduire par des hausses exceptionnelles et durables des prix auxquels les centrales 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 du fait que les centrales au gaz et au charbon nécessaires pour répondre à la demande d’électricité sont souvent celles dont les coûts marginaux sont les plus élevés.

(25)Compte tenu du rôle joué par le prix en vigueur sur le marché journalier, qui sert de référence aux prix pratiqués sur les 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 nettement moins élevés ont régulièrement enregistré des recettes élevées.

(26)Pour atteindre les objectifs de décarbonation de l’Union et les objectifs énoncés dans le plan REPowerEU afin de parvenir à l’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 ces objectifs, le marché devrait veiller à l’établissement d’un signal de prix à long terme.

(27)Dans ce cadre, les États membres devraient s’efforcer de créer les conditions de marché appropriées pour les instruments de marché à long terme, tels que les accords d’achat d’électricité (ci-après les «AAE»). Les AAE sont des accords bilatéraux conclus entre producteurs et acheteurs d’électricité. Ils assurent la stabilité des prix à long terme pour le client et offrent la sécurité nécessaire pour inciter le producteur à prendre la décision d’investissement. Néanmoins, seule une poignée d’États membres disposent de marchés actifs en matière d’AAE et les acheteurs sont généralement limités aux grandes entreprises, notamment 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.

(28)Conformément à l’article 15, paragraphe 8, de la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil, les États membres doivent évaluer les barrières administratives et réglementaires aux contrats d’achat de long terme d’électricité renouvelable et supprimer les barrières injustifiées, et ils encouragent le recours à de tels accords. En outre, les États membres doivent décrire les politiques et mesures destinées à faciliter le recours aux contrats 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 accords d’achat d’électricité, 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 entreprises qui sont confrontées à des obstacles pour entrer sur le marché des AAE et ne connaissent pas de difficultés financières, dans le respect des articles 107 et 108 du TFUE. Les États membres pourraient décider d’instaurer un système de garantie aux prix du marché. Les États membres devraient 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 ne devraient pas soutenir les AAE portant sur l’achat d’électricité produite à partir de combustibles fossiles. Si l’approche par défaut doit être l’absence de discrimination entre les consommateurs, les États membres pourraient néanmoins 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 tenir compte du rôle potentiel d’instruments fournis au niveau de l’Union, par exemple par la Banque européenne d’investissement (ci-après la «BEI»).

(29)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 cette évaluation des 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 (ci-après les «PME»), en privilégiant les soumissionnaires 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.

(30)Lorsque les États membres décident de soutenir de nouveaux investissements financés par des fonds publics («régimes de soutien direct des prix») dans le domaine de la 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 au moyen de contrats d’écart compensatoire bidirectionnels 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. Les nouveaux investissements dans le domaine de la production d’électricité devraient inclure les investissements dans de nouvelles installations de production d’électricité, les investissements visant à renforcer des installations de production d’électricité existantes, les investissements destinés à étendre des installations de production d’électricité existantes ou à prolonger leur durée de vie.

(31)Ces contrats d’écart compensatoire bidirectionnels 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.

(32)Toutefois, dans la mesure où la limitation consistant à établir des régimes de soutien direct des prix sous la forme de contrats d’écart compensatoire bidirectionnels restreint les types de régimes que les États membres peuvent adopter en ce qui concerne les sources d’énergie renouvelables, elle devrait être limitée 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 à présenter des offres sur le marché de l’électricité en fonction des coûts d’opportunité. En outre, la limitation consistant à établir des régimes de soutien direct des prix sous la forme de contrats d’écart compensatoire bidirectionnels 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. Cette limitation devrait être sans préjudice de l’éventuelle exemption applicable aux petites installations et aux projets de démonstration en vertu de l’article 4, paragraphe 3, de la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil et devrait tenir compte des spécificités des communautés d’énergie renouvelable conformément à l’article 22, paragraphe 7, de ladite directive.

(33)Compte tenu de la nécessité d’offrir une sécurité réglementaire aux producteurs, l’obligation pour les États membres d’appliquer des régimes de soutien direct des prix à la production d’électricité sous forme de contrats d’écart compensatoire bidirectionnels ne devrait s’appliquer qu’aux nouveaux investissements entrepris dans la production d’électricité à partir des sources spécifiées au considérant ci-dessus.

(34)Grâce à la limitation à la hausse des recettes tirées du marché, les régimes de soutien direct des prix sous forme de contrats d’écart compensatoire bidirectionnels 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 les recettes perçues auprès des producteurs soumis à des régimes de soutien direct des prix sous la forme de contrats d’écart compensatoire bidirectionnels soient répercutées sur l’ensemble des clients finals d’électricité, y compris les ménages, les PME et les consommateurs industriels, en fonction de leur consommation. La redistribution des recettes devrait se faire de manière à ce que les consommateurs 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 SER dans la production d’électricité est plus élevée). 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.

(35)En outre, les États membres devraient veiller à ce que les régimes de soutien direct des prix, 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 de soutien ne constituent pas un obstacle au développement de contrats commerciaux tels que les AAE.

(36)Les contrats d’écart compensatoire bidirectionnels et les accords d’achat d’électricité jouent donc un rôle complémentaire dans l’avancée de la transition énergétique et dans l’apport aux consommateurs des avantages des énergies renouvelables et à faible émission de carbone. Sous réserve des exigences énoncées dans 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 des énergies renouvelables et à faible émission de carbone tout en fixant des prix de l’électricité bas et stables à long terme. De même, grâce aux contrats d’écart compensatoire bidirectionnels, 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 à faible intensité de carbone, tout en mettant en avant les avantages d’une production d’électricité à faible coût pour les consommateurs.

(37)Le déploiement accéléré des énergies 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. Les autorités de régulation devraient évaluer périodiquement le besoin de flexibilité du réseau électrique sur la base des données fournies par les gestionnaires de réseau de transport et de distribution. 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) dans des 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, compte tenu de la nécessité de décarboner le système énergétique. Sur cette base, les États membres devraient définir un objectif national de flexibilité d’origine non fossile, par exemple via la participation active de la demande et le stockage, qui devrait également être pris en considération dans leurs plans nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat.

(38)Pour atteindre l’objectif national de flexibilité d’origine non fossile, comme la participation active de la demande et les besoins d’investissement dans le stockage, les États membres peuvent concevoir ou repenser des mécanismes de capacité afin de créer un mécanisme de capacité écologique et flexible. Les États membres qui appliquent un mécanisme de capacité conforme aux règles en vigueur devraient promouvoir la participation de la flexibilité d’origine non fossile, telle que la participation active de la demande et le stockage, en introduisant des critères ou des caractéristiques supplémentaires dans la conception.

(39)Pour appuyer les objectifs de protection de l’environnement, la limite d’émissions de CO2 fixée à l’article 22, paragraphe 4, du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil devrait être considérée comme une limite supérieure. Les États membres pourraient alors établir des normes de performance technique et des limites en matière d’émissions de CO2 limitant la participation aux mécanismes de capacité aux technologies flexibles exemptes de combustible fossile, en pleine conformité avec les lignes directrices concernant les aides d’État au climat, à la protection de l’environnement et à l’énergie 27 , qui encouragent les États membres à introduire des critères écologiques dans les mécanismes de capacité.

(40)En outre, si les États membres n’appliquent pas de mécanisme de capacité ou si les critères ou les caractéristiques supplémentaires introduits dans la conception de leur mécanisme de capacité sont insuffisants pour atteindre l’objectif national défini en matière de participation active de la demande et de besoins d’investissement dans le stockage, ils pourraient appliquer des régimes de soutien de la flexibilité consistant en des paiements afférents à la capacité disponible de flexibilité d’origine non fossile, telle que la participation active de la demande et le stockage.

(41)Le raccordement des nouvelles installations de production et de demande, en particulier les installations utilisant des sources d’énergie renouvelables, est souvent confronté à la lenteur des procédures de raccordement au réseau. L’une des raisons de cette lenteur 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 de manière sûre. Une nouvelle obligation imposant aux gestionnaires de réseau électrique, tant au niveau du transport que de la distribution, de publier des informations sur la capacité de réseau disponible dans leurs zones d’exploitation, et d’en assurer la mise à jour, contribuerait à la prise de décisions par les investisseurs fondées sur les informations relatives à la capacité disponible au sein du réseau et, partant, à l’accélération requise du déploiement des énergies renouvelables.

(42)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 et de distribution 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 et de distribution devraient s’efforcer de fournir ces informations dans un délai de trois mois à compter de la présentation de la demande.

(43)Pendant la crise énergétique, les consommateurs ont été exposés à des prix de gros de l’énergie extrêmement volatils et ont eu peu de possibilités de participer au marché de l’énergie. Par conséquent, de nombreux ménages ont rencontré des difficultés pour payer leurs factures. Les consommateurs vulnérables et en situation de précarité énergétique sont les plus durement touchés 28 , mais les ménages à revenus moyens ont également été confrontés à ces difficultés. Il est donc important d’actualiser les droits et les règles de protection des consommateurs, de leur permettre de bénéficier de la transition énergétique, de dissocier leurs factures d’électricité des fluctuations de prix à court terme sur les marchés de l’énergie et de rééquilibrer le risque entre fournisseurs et consommateurs.

(44)Les consommateurs devraient avoir accès à un large éventail d’offres afin de pouvoir choisir un contrat en fonction de leurs besoins. Or, les fournisseurs ont réduit leurs offres, les contrats à prix fixe se sont raréfiés et le choix des offres est devenu limité. Les consommateurs devraient toujours avoir la possibilité d’opter pour un contrat à prix fixe et à durée déterminée abordable et les fournisseurs ne devraient pas modifier unilatéralement les modalités et conditions de ce contrat avant que celui-ci n’expire.

(45)Lorsque les fournisseurs ne veillent pas à ce que leur portefeuille d’électricité soit suffisamment couvert, les variations des prix de gros de l’électricité peuvent les exposer à un risque financier et entraîner leur défaillance, avec une répercussion des coûts sur les consommateurs et les autres utilisateurs du réseau. Par conséquent, il convient de veiller à ce que les fournisseurs bénéficient d’une couverture appropriée lorsqu’ils proposent des contrats à prix fixe. Une stratégie de couverture appropriée devrait tenir compte de l’accès des fournisseurs à leur propre production et à leur capitalisation, ainsi que de leur exposition aux variations des prix du marché de gros.

(46)Les consommateurs devraient pouvoir choisir le fournisseur qui leur offre le prix et le service qui répondent le mieux à leurs besoins. Les progrès technologiques réalisés en matière de comptage et de comptage divisionnaire combinés aux technologies de l’information et de la communication permettent désormais, sur le plan technique, de disposer de plusieurs fournisseurs pour les mêmes locaux. S’ils le souhaitent, les clients devraient pouvoir exploiter ces possibilités pour choisir un fournisseur distinct, notamment pour l’électricité destinée à alimenter des appareils tels que les pompes à chaleur ou les véhicules électriques, qui ont une consommation particulièrement élevée ou qui sont également en mesure de déplacer automatiquement leur consommation d’électricité en fonction des signaux de prix. En outre, grâce aux compteurs dédiés à réponse rapide qui sont installés ou intégrés dans les appareils à charges flexibles et contrôlables, les clients finals peuvent prendre part à d’autres systèmes de participation active de la demande fondés sur des incitations qui fournissent des services de flexibilité sur le marché de l’électricité ainsi qu’aux gestionnaires de réseau de transport et de distribution. Globalement, ces dispositifs devraient contribuer au développement de la participation active de la demande et à l’autonomisation des consommateurs, en leur permettant de mieux contrôler leur consommation d’énergie et leurs factures, tout en offrant au système électrique une flexibilité supplémentaire pour faire face aux fluctuations de la demande et de l’offre.

(47)En raison de la complexité croissante des offres énergétiques et des différentes pratiques commerciales, les consommateurs ont souvent du mal à comprendre pleinement ce à quoi ils souscrivent. En particulier, il existe un manque de clarté concernant la manière dont le prix est fixé, les conditions de renouvellement du contrat, les conséquences de la résiliation d’un contrat ou les motifs justifiant la modification des conditions par le fournisseur. Par conséquent, les fournisseurs ou les acteurs du marché pratiquant l’agrégation devraient, avant la signature du contrat, communiquer aux consommateurs les informations essentielles concernant les offres énergétiques de façon concise et aisément compréhensible.

(48)Afin d’assurer la continuité de l’approvisionnement des consommateurs en cas de défaillance du fournisseur, les États membres devraient être tenus de désigner un fournisseur de dernier recours, qui peut être considéré comme le fournisseur d’un service universel. Ce fournisseur pourrait être le département des ventes d’une entreprise verticalement intégrée qui assure également des fonctions de distribution, à condition que celui-ci respecte les conditions en matière de dissociation établies par l’article 35 de la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil. Toutefois, cela n’entraîne pas l’obligation pour les États membres d’assurer l’approvisionnement à un prix minimum fixe donné.

(49)Le partage de l’énergie peut créer de la résilience aux effets de l’augmentation et de la volatilité des prix du marché de gros sur les factures d’énergie des consommateurs, autonomise un groupe plus élargi de consommateurs qui, autrement, n’ont pas la possibilité de devenir des clients actifs en raison de contraintes financières ou spatiales, tels que les consommateurs vulnérables et en situation de précarité énergétique, et conduit à une utilisation accrue des énergies renouvelables en mobilisant des investissements privés supplémentaires et en diversifiant les modes de rémunération. Avec l’intégration de signaux de prix et d’installations de stockage appropriés, le partage de l’électricité peut contribuer à établir les bases nécessaires pour exploiter au mieux le potentiel de flexibilité des petits consommateurs.

(50)Les clients actifs qui possèdent ou louent une installation de stockage ou de production devraient avoir le droit de partager leur production excédentaire et de donner à d’autres consommateurs les moyens de devenir actifs, ou de partager l’énergie renouvelable produite ou stockée au sein d’installations louées conjointement ou détenues en copropriété, soit directement, soit par l’intermédiaire d’un tiers facilitateur. Les accords de partage de l’énergie sont soit fondés sur un accord contractuel privé entre clients actifs, soit organisés par l’intermédiaire d’une entité juridique. Une entité juridique qui intègre les critères d’une communauté d’énergie renouvelable au sens de la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil ou d’une communauté énergétique citoyenne au sens de la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil peut partager avec ses membres l’électricité produite à partir des installations dont elle a la pleine propriété. Le cadre de protection et d’autonomisation applicable au partage de l’énergie devrait être particulièrement attentif aux consommateurs vulnérables et en situation de précarité énergétique.

(51)Le partage de l’énergie permet la consommation collective d’électricité autoproduite ou stockée injectée dans le réseau par plusieurs clients actifs agissant conjointement. Les États membres devraient mettre en place l’infrastructure informatique appropriée pour permettre, dans un certain délai de consommation, la confrontation des données administratives avec l’énergie renouvelable autoproduite ou stockée aux fins du calcul de la composante énergétique de la facture d’énergie. La production de ces installations devrait être répartie entre les profils de charge agrégés des consommateurs sur la base de méthodes de calcul statiques, variables ou dynamiques susceptibles d’être prédéfinies ou convenues par les clients actifs.

(52)Les clients vulnérables devraient être correctement protégés contre les coupures électriques et ne devraient pas non plus être placés dans une position qui les oblige à se déconnecter. Le rôle des fournisseurs et de toutes les autorités nationales compétentes, qui consiste à définir les mesures, tant à court terme qu’à long terme, qui devraient être mises à la disposition des clients vulnérables pour gérer leur consommation et leurs coûts énergétiques, y compris au moyen d’une coopération étroite avec les systèmes de sécurité sociale, demeure essentiel.

(53)En principe, les interventions publiques dans la fixation des prix pour la fourniture d’électricité constituent une mesure qui fausse le marché. Elles ne peuvent donc avoir lieu qu’en tant qu’obligations de service public et sont soumises à des conditions précises. Conformément à la présente directive, des prix réglementés peuvent être établis pour les ménages vulnérables et en situation de précarité énergétique, y compris des prestations à prix inférieur au prix de revient, et, à titre de mesure transitoire, pour les ménages et les microentreprises. En temps de crise, lorsque les prix de gros et de détail de l’électricité augmentent considérablement et que cette hausse a une incidence négative sur l’ensemble de l’économie, les États membres devraient être autorisés à étendre temporairement l’application des prix réglementés aux PME. En ce qui concerne les ménages et les PME, les États membres devraient être autorisés, de manière temporaire, à fixer des prix réglementés inférieurs aux prix de revient, pour autant que cela ne crée pas de distorsion entre les fournisseurs et que ceux-ci soient indemnisés pour la fourniture à perte. Toutefois, il convient de veiller à ce que cette réglementation des prix soit ciblée et ne crée pas d’incitations à accroître la consommation. Par conséquent, cette réglementation des prix devrait être limitée, pour les ménages, à 80 % de la consommation domestique médiane et, pour les PME, à 70 % de la consommation de l’année précédente. La Commission devrait déterminer à quel(s) moment(s) cette crise des prix de l’électricité se manifeste et, par conséquent, à quel(s) moment(s) cette option devient applicable. La Commission devrait également définir la durée de validité de cette détermination, durant laquelle l’extension temporaire des prix réglementés s’applique, cette durée pouvant aller jusqu’à un an. Dans la mesure où l’une des mesures envisagées par 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 TFUE.

(54)Les mesures envisagées par le présent règlement sont également sans préjudice de l’application de la directive 2014/65/UE, du règlement (UE) 2016/1011 et du règlement (UE) nº 648/2012.

(55)Le règlement (UE) 2019/942 du Parlement européen et du Conseil, le règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil, la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil et la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil devraient être modifiés en conséquence.

(56)Étant donné que les objectifs du présent règlement ne peuvent pas être atteints de manière suffisante par les États membres, mais peuvent l’être mieux au niveau de l’Union, celle-ci peut adopter des mesures, conformément au principe de subsidiarité consacré à l’article 5 du traité sur l’Union européenne. Conformément au principe de proportionnalité tel qu’énoncé audit article, le présent règlement n’excède pas ce qui est nécessaire pour atteindre ces objectifs,

A ADOPTÉ LE PRÉSENT RÈGLEMENT:

Article premier

Modifications apportées au règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité

Le règlement (UE) 2019/943 est modifié comme suit:

1) L’article 1er est modifié comme suit:

[a] le point b) est remplacé par le texte suivant:

«b) établir les principes fondamentaux à la base de marchés de l’électricité performants et intégrés, qui permettent d’assurer un accès non discriminatoire au marché à tous les fournisseurs de ressources et à tous les clients du secteur de l’électricité, qui favorisent le développement de marchés à terme de l’électricité permettant aux fournisseurs et aux consommateurs de se prémunir ou de se protéger contre le risque de volatilité future des prix de l’électricité, qui rendent autonomes les consommateurs, qui assurent la compétitivité sur le marché mondial, qui accroissent la flexibilité grâce à la participation active de la demande, au stockage de l’énergie et à d’autres solutions de flexibilité d’origine non fossile, qui assurent l’efficacité énergétique, qui facilitent l’agrégation de la demande et de l’offre décentralisées, et qui permettent l’intégration du marché et l’intégration sectorielle ainsi que la rémunération en fonction du marché de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables;»

[b] le point suivant est ajouté:

«e)    soutenir les investissements à long terme dans la production d’énergie renouvelable et permettre aux consommateurs de rendre leurs factures énergétiques moins dépendantes des fluctuations de prix sur le marché à court terme de l’électricité, en particulier des prix des combustibles fossiles à moyen et long terme.»

2) À l’article 2, les points suivants sont ajoutés:

«(72) «heure de pointe», une heure où la consommation d’électricité est la plus élevée, combinée à un faible niveau d’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables, compte tenu des échanges entre zones;

(73) «écrêtement des pointes», la capacité des acteurs du marché de réduire la consommation d’électricité aux heures de pointe déterminées par le gestionnaire de réseau de transport;

(74) «produit d’écrêtement des pointes», un produit axé sur le marché grâce auquel les acteurs du marché peuvent réaliser l’écrêtement des pointes pour les gestionnaires de réseau de transport;

(75) «plateforme virtuelle», une région non physique couvrant plus d’une zone de dépôt des offres, pour laquelle un prix à indice est fixé en application d’une méthode;

(76) «contrat d’écart compensatoire bidirectionnel», un contrat signé entre l’exploitant d’une installation de production d’électricité et une contrepartie, habituellement une entité publique, qui permet de protéger une rémunération minimale et de limiter les rémunérations excessives; le contrat est destiné à préserver les incitations qu’a l’installation de production à fonctionner et à participer efficacement aux marchés de l’électricité et il est conforme aux principes énoncés à l’article 4, paragraphe 2, et à l’article 4, paragraphe 3, premier et troisième alinéas, de la directive (UE) 2018/2001;

(77) «accord d’achat d’électricité» ou «AAE», un contrat par lequel une personne physique ou morale s’engage à acheter de l’électricité à un producteur d’électricité, sur la base du marché;

(78) «recettes issues du marché», les revenus réalisés qu’un producteur d’électricité perçoit en échange de la vente et de la fourniture d’électricité dans l’Union, quelle que soit la forme contractuelle sous laquelle cet échange a lieu, à l’exclusion de toute aide accordée par les États membres;

(79) «compteur dédié», un dispositif attaché ou intégré à un actif qui vend des services de participation active de la demande ou de flexibilité sur le marché de l’électricité ou aux gestionnaires de réseaux de transport et de distribution;

(80) «flexibilité», la capacité d’un réseau électrique à s’adapter à la variabilité des modes de production et de consommation et à la disponibilité du réseau, selon les échéances pertinentes du marché.»

 
3) L’article 7 est modifié comme suit:

[a] le paragraphe 1 est remplacé par le texte suivant:

«1.    Les gestionnaires de réseau de transport et les NEMO, ou une entité désignée par eux, organisent conjointement la gestion des marchés journaliers et des marchés infrajournaliers intégrés, conformément au règlement (UE) 2015/1222. Les gestionnaires de réseau de transport et les NEMO coopèrent au niveau de l’Union ou, si cela est plus approprié, au niveau régional afin de maximiser l’efficacité et l’efficience des échanges d’électricité sur les marchés journaliers et les marchés infrajournaliers de l’Union. L’obligation de coopérer est sans préjudice de l’application du droit de l’Union en matière de concurrence. Dans le cadre de leurs fonctions relatives aux échanges d’électricité, les gestionnaires de réseau de transport et les NEMO font l’objet d'une surveillance réglementaire par les autorités de régulation, en vertu de l’article 59 de la directive (UE) 2019/944, et par l’ACER, en vertu des articles 4 et 8 du règlement (UE) 2019/942.»

[b] le paragraphe 2 est modifié comme suit:

(i) le point c) est remplacé par le texte suivant:

«c) maximisent les possibilités offertes à tous les acteurs du marché de participer aux échanges entre zones et au sein d’une zone, de manière non discriminatoire et aussi proche que possible du temps réel dans toutes les zones de dépôt des offres et au sein de ces zones;»

(ii) le point c bis) suivant est inséré:

«c bis) sont organisés de manière à assurer le partage des liquidités entre tous les NEMO, tant pour les échanges entre zones que pour les échanges au sein des zones;»

4) les articles 7 bis et 7 ter suivants sont insérés:

«Article 7 bis

Produit d’écrêtement des pointes

1.Sans préjudice de l’article 40, paragraphes 5 et 6, de la directive Électricité, les gestionnaires de réseau de transport peuvent acquérir des produits d’écrêtement des pointes afin de pouvoir réduire la demande d’électricité pendant les heures de pointe.

2.Les gestionnaires de réseau de transport qui cherchent à acquérir un produit d’écrêtement des pointes soumettent à l’autorité de régulation de l’État membre concerné une proposition définissant le dimensionnement du produit et les conditions de son acquisition. La proposition du gestionnaire de réseau de transport doit respecter les exigences suivantes:

(a)le dimensionnement du produit d’écrêtement des pointes doit reposer sur une analyse de la nécessité d’un service supplémentaire pour garantir la sécurité d’approvisionnement. L’analyse tient compte d’une norme de fiabilité ou de critères objectifs et transparents de stabilité du réseau approuvés par l’autorité de régulation. Le dimensionnement tient compte des prévisions relatives à la demande, à l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables et à d’autres sources de flexibilité dans le réseau. Le dimensionnement du produit d’écrêtement des pointes est limité de manière à ce que les bénéfices escomptés du produit ne dépassent pas les coûts prévus;

(b)l’acquisition d’un produit d’écrêtement des pointes est fondée sur des critères objectifs, transparents et non discriminatoires, et se limite à la participation active de la demande; 

(c)l’acquisition du produit d’écrêtement des pointes a lieu par procédure de mise en concurrence, le produit qui satisfait aux critères techniques et environnementaux prédéfinis pour le coût le plus bas étant retenu;

(d)les contrats relatifs à un produit d’écrêtement des pointes ne sont pas conclus plus de deux jours avant son activation et la durée contractuelle ne dépasse pas un jour; 

(e)l’activation du produit d’écrêtement des pointes ne réduit pas la capacité d’échange entre zones;

(f)l’activation du produit d’écrêtement des pointes a lieu après la fermeture du marché journalier et avant l’ouverture du marché d’équilibrage;

(g)le produit d’écrêtement des pointes ne doit pas impliquer de démarrer la production d’électricité derrière le point de mesure.

3.La réduction réelle de la consommation résultant de l’activation d’un produit d’écrêtement des pointes est mesurée par rapport à une valeur de référence, qui reflète la consommation d’électricité escomptée sans l’activation du produit. Les gestionnaires de réseau de transport définissent une méthode de référence, en consultant les acteurs du marché, et la soumettent à l’autorité de régulation.

4.Les autorités de régulation approuvent la proposition des gestionnaires de réseau de transport souhaitant acquérir un produit d’écrêtement des pointes, ainsi que la méthode de référence soumise conformément aux paragraphes 2 et 3, ou leur demandent de modifier la proposition lorsqu’elle ne satisfait pas aux exigences énoncées dans lesdits paragraphes.

Article 7 ter

Compteur dédié

1.«Les États membres autorisent les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution à utiliser les données provenant de compteurs dédiés pour assurer l’observabilité et le règlement des services de participation active de la demande et de flexibilité, y compris celles provenant des systèmes de stockage.

2.Les États membres établissent les exigences relatives à un processus de validation des données provenant de compteurs dédiés, afin de vérifier et de garantir la qualité des données respectives.»;

5) L’article 8 est modifié comme suit:

a) le paragraphe 1 est remplacé par le texte suivant:

«Les NEMO autorisent les acteurs du marché à échanger de l’énergie à une échéance aussi proche que possible du temps réel, et au moins jusqu’à l’heure de fermeture du guichet infrajournalier entre zones. Au plus tard le 1er janvier 2028, l’heure de fermeture du guichet infrajournalier entre zones est fixée à, au plus tôt, 30 minutes avant le temps réel.»

b) le paragraphe 3 est remplacé par le texte suivant:

«Les NEMO fournissent, pour les échanges sur les marchés journaliers et les marchés infrajournaliers, des produits suffisamment limités en volume, avec des offres minimales de 100 kW ou moins, afin de permettre la participation effective de la participation active de la demande, le stockage d’énergie et la production d’énergie renouvelable à petite échelle, y compris la participation directe par les clients.»

[6] L’article 9 est remplacé par le texte suivant:

Article 9

Marchés à terme

1.Au plus tard le 1er décembre 2024, le REGRT pour l’électricité soumet à l’ACER, après consultation de l’AEMF, une proposition en vue de la création de plateformes virtuelles régionales pour le marché à terme. Cette proposition: 

(a)définit la portée géographique des plateformes virtuelles pour le marché à terme, notamment les zones de dépôt des offres qui constituent ces plateformes, en vue de maximiser la corrélation entre les prix de référence et les prix des zones de dépôt des offres constituant les plateformes virtuelles;

(b)comprend une méthode de calcul des prix de référence pour les plateformes virtuelles pour le marché à terme, en vue de maximiser les corrélations entre le prix de référence et les prix des zones de dépôt des offres constituant une plateforme virtuelle; cette méthode sera applicable à toutes les plateformes virtuelles et basée sur des critères objectifs prédéfinis; 

(c)inclut une définition des droits financiers de transport à long terme des zones de dépôt des offres vers les plateformes virtuelles pour le marché à terme;

(d)maximise les débouchés pour les produits de couverture qui font référence aux plateformes virtuelles pour le marché à terme, ainsi que pour les droits de transport à long terme des zones de dépôt des offres vers les plateformes virtuelles.

2.Dans les six mois à compter de la réception de la proposition relative à la création des plateformes virtuelles régionales pour le marché à terme, l’ACER procède à son évaluation et l’approuve ou la modifie. Dans ce dernier cas, l’ACER consulte le REGRT pour l’électricité avant d’adopter les modifications. Une fois adoptée, la proposition est publiée sur le site internet de l’ACER.

3.La plateforme d’allocation unique établie conformément au règlement (UE) 2016/1719 présente l’une des formes juridiques énoncées à l’annexe II de la directive (UE) 2017/1132 du Parlement européen et du Conseil.

4.La plateforme d’allocation unique:

(a)permet l’échange de droits de transport à long terme entre chaque zone de dépôt des offres et chaque plateforme virtuelle; lorsqu’une zone de dépôt des offres ne fait pas partie d’une plateforme virtuelle, elle peut octroyer des droits financiers de transport à long terme à une plateforme virtuelle ou à d’autres zones de dépôt des offres qui font partie de la même région de calcul de la capacité;

(b)alloue des capacités d’échange entre zones à long terme de manière régulière et transparente, sur la base du marché et sans discrimination; la fréquence d’allocation des capacités d’échange entre zones à long terme contribue au bon fonctionnement du marché à terme;

(c)propose la négociation de droits financiers de transport permettant à leurs détenteurs de supprimer l’exposition à des écarts de prix positifs et négatifs, avec des échéances fréquentes allant jusqu’à au moins trois ans.

5.Lorsqu’une autorité de régulation estime que les possibilités de couverture sont insuffisantes pour les acteurs du marché, après avoir consulté les autorités compétentes des marchés financiers en cause si les marchés à terme concernent des instruments financiers au sens de l’article 4, paragraphe 1, point 15), elle peut exiger des bourses de l’électricité ou des gestionnaires de réseau de transport qu’ils mettent en œuvre des mesures supplémentaires, telles que des activités de tenue de marché, pour améliorer la liquidité du marché à terme. Sous réserve du respect du droit de l’Union en matière de concurrence, de la directive (UE) 2014/65 et des règlements (UE) nº 648/2012 et 600/2014, les opérateurs du marché sont libres de concevoir des produits de couverture à terme, y compris des produits de couverture à long terme, afin de fournir aux acteurs du marché, notamment aux propriétaires d'installations de production d’électricité utilisant des sources d’énergie renouvelables, des possibilités appropriées de couverture contre les risques financiers engendrés par les fluctuations des prix. Les États membres n’exigent pas que de telles opérations de couverture puissent être limitées aux transactions au sein d’un État membre ou d’une zone de dépôt des offres.

7) L’article 18 est modifié comme suit:

[a] le paragraphe 2 est remplacé par le texte suivant:

«2.    Les méthodes de tarification reflètent les coûts fixes des gestionnaires de réseau de transport et des gestionnaires de réseau de distribution et prennent en considération les dépenses en capital et opérationnelles, pour donner auxdits gestionnaires des incitations appropriées à court et à long terme, y compris des investissements anticipatifs, en vue d’améliorer l’efficacité, notamment énergétique, de favoriser l’intégration du marché et la sécurité d’approvisionnement, d’encourager le recours aux services de flexibilité et les investissements efficaces, dont des solutions pour optimiser le réseau existant et faciliter la participation active de la demande et les activités de recherche connexes, et de faciliter l’innovation dans l’intérêt des consommateurs dans des domaines tels que la numérisation, les services de flexibilité et l’interconnexion»;

[b] le paragraphe 8 est remplacé par le texte suivant:

«8. Les méthodes de tarification du transport et de la distribution prévoient des mesures pour inciter les gestionnaires de réseau de transport et de réseau de distribution à l’exploitation et au développement les plus rentables de leurs réseaux, notamment au moyen de la passation de marchés de services. À cette fin, les autorités de régulation reconnaissent les coûts correspondants comme admissibles, les incluent dans les tarifs de transport et de distribution et elles introduisent des objectifs de performance afin d’inciter les gestionnaires de réseau de transport et de réseau de distribution à augmenter l’efficacité de leurs réseaux, notamment au moyen de l’efficacité énergétique, du recours aux services de flexibilité, du déploiement de réseaux électriques intelligents et de la mise en place de systèmes intelligents de mesure.»

   [c] au paragraphe 9, le point f) est remplacé par le texte suivant:

«f) les méthodes mises en œuvre pour garantir la transparence dans la fixation et la structure des tarifs, y compris les investissements anticipatifs;»

   [d] au paragraphe 9, le point i) suivant est ajouté:

«i) les mesures d’incitation en faveur d’investissements efficients dans les réseaux, y compris en ce qui concerne les ressources de flexibilité et les conventions de raccordement flexibles.»

[8] à l’article 19, le paragraphe 2 est modifié comme suit:

[a] le point b) est remplacé par le texte suivant:

b) maintenir ou accroître les capacités d’échange entre zones via l’optimisation de l'utilisation des interconnexions existantes au moyen d’actions correctives coordonnées, le cas échéant, ou couvrir les coûts résultant des investissements dans le réseau qui sont pertinents pour réduire la congestion des interconnexions; ou

[b] le point c) suivant est ajouté:

«c) indemniser les exploitants de centrales de production en mer situées dans une zone de dépôt des offres en mer, dans le cas où l’accès aux marchés interconnectés a été réduit de manière telle qu’un ou plusieurs gestionnaires de réseau de transport n’ont pas mis suffisamment de capacités à disposition sur l’interconnexion ou sur les éléments critiques de réseau ayant une incidence sur la capacité de l’interconnexion, si bien que l’exploitant de la centrale en mer n’a pas pu exporter sa capacité de production d’électricité vers le marché.»

[9] Le chapitre III bis suivant est inséré:

«Chapitre III bis

Incitations à l’investissement particulières pour atteindre les objectifs de décarbonisation de l’Union

Article 19 bis

Accords d’achat d’électricité

1.Les États membres facilitent les accords d’achat d’électricité («AAE»), en vue d’atteindre les objectifs fixés dans leur plan national intégré en matière d’énergie et de climat en ce qui concerne la dimension «décarbonisation» mentionnée à l’article 4, point a), du règlement (UE) 2018/1999, tout en préservant la compétitivité et la liquidité des marchés de l’électricité.

2.Les États membres veillent à ce que des instruments tels que des régimes de garantie aux prix du marché, destinés à réduire les risques financiers liés au défaut de paiement de l’acquéreur dans le cadre des AAE, soient en place et accessibles aux clients qui rencontrent des obstacles pour entrer sur le marché des AAE et ne connaissent pas de difficultés financières, conformément aux articles 107 et 108 du TFUE. À cet effet, les États membres tiennent compte des instruments au niveau de l’Union. Les États membres déterminent les catégories de clients visées par ces instruments, en appliquant des critères non discriminatoires.

3.Les régimes de garantie pour les AAE appuyés par les États membres comportent des dispositions destinées à préserver la liquidité des marchés de l’électricité et ne soutiennent pas l’achat de la production à partir de combustibles fossiles.

4.Dans le cadre des régimes d’aide en faveur de l’électricité produite à partir de sources renouvelables, les États membres autorisent la participation de projets qui réservent une partie de l’électricité à la vente par un AAE ou par d’autres modalités fondées sur le marché et s’efforcent d’appliquer des critères d’évaluation pour encourager l’accès au marché des AAE en faveur des clients qui rencontrent des obstacles pour y entrer. Ces critères d’évaluation peuvent notamment donner la préférence aux soumissionnaires qui présentent un AAE signé ou un engagement à signer un AAE pour une partie de la production du projet provenant d’un ou de plusieurs acheteurs potentiels qui rencontrent des obstacles pour entrer sur le marché des AAE.

5.Les AAE précisent la zone de dépôt des offres où aura lieu la livraison ainsi que l’entité chargée d’obtenir des droits de transport entre zones, en cas de changement de zone de dépôt des offres en application de l’article 14.

6.Les AAE précisent les conditions auxquelles les clients et les producteurs peuvent se retirer des AAE, par exemple les frais de sortie et les délais de préavis applicables, dans le respect du droit de la concurrence de l’Union.

Article 19 ter

Régimes de soutien direct des prix pour les nouveaux investissements dans la production

1.Les régimes de soutien direct des prix pour les nouveaux investissements en faveur de la production d’électricité à partir des sources énumérées au paragraphe 2 prennent la forme d’un contrat d’écart compensatoire bidirectionnel. Les nouveaux investissements en faveur de la production d’électricité comprennent des investissements dans de nouvelles installations de production d’électricité, des investissements visant à rééquiper des installations existantes et des investissements visant à agrandir des installations existantes ou à prolonger leur durée de vie.

2.Le paragraphe 1 s’applique aux nouveaux investissements dans la production d’électricité à partir des sources suivantes:

(d)énergie éolienne;

(e)énergie solaire;

(f)énergie géothermique;

(g)hydroélectricité sans réservoir;

(h)énergie nucléaire.

3.Les régimes de soutien direct des prix sous la forme de contrats d’écart compensatoire bidirectionnels:

(a)sont conçus de manière à ce que les recettes perçues lorsque le prix du marché est supérieur au prix d’exercice soient distribuées à tous les clients finals d’électricité, sur la base de leur part de consommation (même coût/remboursement par MWh consommé);

(b)veillent à ce que la distribution des recettes aux clients finals d’électricité soit conçue de manière à ne pas supprimer les mesures d’incitation des consommateurs à réduire leur consommation ou à la déplacer vers des périodes où les prix de l’électricité sont bas, et de manière à ne pas nuire à la concurrence entre les fournisseurs d’électricité.

Article 19 quater

Évaluation des besoins de flexibilité

1.Au plus tard le 1er janvier 2025, et tous les deux ans par la suite, l’autorité de régulation de chaque État membre procède à une évaluation et établit un rapport sur le besoin de flexibilité du réseau électrique sur une période d’au moins 5 ans, eu égard à la nécessité de parvenir à une sécurité d’approvisionnement de manière efficiente et de décarboner le réseau électrique, en tenant compte de l’intégration des différents secteurs. Le rapport est fondé sur les données et les analyses fournies par les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution de l’État membre, conformément au paragraphe 2, et applique la méthode prévue au paragraphe 3.

2.Le rapport comprend une évaluation de la flexibilité nécessaire pour intégrer dans le réseau électrique l’électricité produite à partir de sources renouvelables et il examine, en particulier, le potentiel de la flexibilité d’origine non fossile, telle que la participation active de la demande et le stockage, pour répondre à ce besoin, tant au niveau du transport qu’au niveau de la distribution. Le rapport distingue les besoins de flexibilité saisonniers, quotidiens et horaires.

3.Les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution de chaque État membre fournissent à l’autorité de régulation les données et les analyses nécessaires à l’élaboration du rapport visé au paragraphe 1.

4.Le REGRT pour l’électricité et l’entité des GRD de l’Union coordonnent les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution en ce qui concerne les données et les analyses à fournir conformément au paragraphe 2. En particulier, ils:

(a)définissent le type de données que les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution fourniront aux autorités de régulation, ainsi que le format;

(b)élaborent une méthode pour l’analyse, par les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution, des besoins de flexibilité, en tenant compte au minimum de toutes les sources de flexibilité existantes et des investissements prévus au niveau de l’interconnexion, du transport et de la distribution, ainsi que de la nécessité de décarboner le réseau électrique.

5.Le REGRT pour l’électricité et l’entité des GRD de l’Union coopèrent étroitement pour coordonner les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution.

6.Au plus tard le 1er mars 2024, le REGRT pour l’électricité et l’entité des GRD de l’Union soumettent conjointement à l’ACER une proposition concernant le type de données et le format à soumettre aux autorités de régulation, ainsi que la méthode visée au paragraphe 3. Dans les trois mois à compter de la réception de la proposition, l’ACER approuve la proposition ou la modifie. Dans ce dernier cas, l’ACER consulte le REGRT pour l’électricité et l’entité des GRD de l’Union avant d’adopter les modifications. Une fois adoptée, la proposition est publiée sur le site internet de l’ACER.

7.Les autorités de régulation présentent les rapports visés au paragraphe 1 à l’ACER et les publient. Dans les douze mois à compter de la réception des rapports, l’ACER publie un rapport qui analyse ces derniers et formule des recommandations sur les questions ayant une dimension transfrontalière dans les conclusions des autorités de régulation.

Article 19 quinquies

Objectif national indicatif pour la participation active de la demande et pour le stockage

Sur la base du rapport établi par l’autorité de régulation conformément à l’article 19 quater, paragraphe 1, chaque État membre définit un objectif national indicatif pour la participation active de la demande et pour le stockage. Cet objectif national indicatif est également pris en compte dans les plans nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat des États membres en ce qui concerne la dimension «marché intérieur de l’énergie», conformément aux articles 3, 4 et 7 du règlement (UE) 2018/1999, et dans leurs rapports d’avancement bisannuels intégrés, conformément à l’article 17 du règlement (UE) 2018/1999.

Article 19 sexies

Régimes d’aide à la flexibilité

1.Les États membres qui appliquent un mécanisme de capacité conformément à l’article 21 doivent envisager de promouvoir la participation de la flexibilité d’origine non fossile, telle que la participation active de la demande et le stockage, en introduisant des critères ou des caractéristiques supplémentaires dans la conception du mécanisme de capacité.

2.Lorsque les mesures introduites conformément au paragraphe 1 pour promouvoir la participation, dans les mécanismes de capacité, de la flexibilité d’origine non fossile telle que la participation active de la demande et le stockage, sont insuffisantes pour répondre aux besoins de flexibilité recensés conformément à l’article 19 quinquies, les États membres peuvent appliquer des régimes d’aides à la flexibilité consistant en des paiements pour la capacité disponible de flexibilité d’origine non fossile telle que la participation active de la demande et le stockage.

3.Les États membres qui n’appliquent pas de mécanisme de capacité peuvent appliquer des régimes d’aide à la flexibilité consistant en des paiements pour la capacité disponible de la flexibilité d’origine non fossile, telle que la participation active de la demande et le stockage.

Article 19 septies

Principes de conception des régimes d’aide à la flexibilité

Le régime d’aide à la flexibilité pour la flexibilité d’origine non fossile, telle que la participation active de la demande et le stockage, appliqué par les États membres conformément à l’article 19 sexies, paragraphes 2 et 3:

(a)n’excède pas ce qui est nécessaire pour répondre de manière efficiente aux besoins de flexibilité recensés;

(b)est limité aux nouveaux investissements dans la flexibilité d’origine non fossile telle que la participation active de la demande et le stockage;

(c)ne doit pas impliquer de démarrer la production d’électricité d’origine fossile derrière le point de mesure;

(d)sélectionne les fournisseurs de capacité au moyen d’une procédure ouverte, transparente, concurrentielle, non discriminatoire et efficiente;

(e)doit empêcher les perturbations du bon fonctionnement des marchés de l’électricité, notamment en préservant les mesures d’incitation à une exploitation efficace et les signaux de prix, ainsi que l’exposition à des variations de prix et au risque de marché;

(f)constitue une incitation à l’intégration au marché de l’électricité, d’une manière fondée sur le marché et réagissant à ses signaux, tout en évitant les distorsions inutiles sur les marchés de l’électricité et en tenant compte des éventuels coûts d’intégration au système et de la stabilité du réseau.

(g)fixe un niveau minimal de participation au marché pour l’énergie activée, qui tient compte des particularités techniques du stockage et de la participation active de la demande;

(h)applique des sanctions appropriées aux fournisseurs de capacité qui ne respectent pas le niveau minimal de participation au marché visé au point g) ou qui ne suivent pas les mesures d’incitation à une exploitation efficace et les signaux de prix;

(i)doit être ouvert à une participation transfrontalière.»;

10) à l’article 37, paragraphe 1, le point a) est remplacé par le texte suivant:

«a) la réalisation du calcul coordonné des capacités, conformément aux méthodes mises au point en vertu de la ligne directrice relative à l’allocation de la capacité à terme, de la ligne directrice relative à l’allocation de la capacité et à la gestion de la congestion, et de la ligne directrice sur l’équilibrage du système électrique, adoptées sur la base de l’article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) nº 714/2009;»;

11) l’article 50 est modifié comme suit:

a) le paragraphe 4 bis suivant est ajouté:

«4 bis Les gestionnaires de réseau de distribution publient, de manière claire et transparente, des informations sur la capacité disponible pour de nouvelles connexions dans leurs zones d’exploitation respectives, y compris dans les zones saturées si des connexions flexibles de stockage d’énergie peuvent être prises en charge, et mettent ces informations à jour régulièrement, au moins une fois par trimestre.

Les gestionnaires de réseau de transport fournissent également aux utilisateurs du réseau des informations claires et transparentes sur l’état d’avancement et le traitement de leurs demandes de raccordement. Ils fournissent ces informations dans un délai de trois mois à compter de la présentation de la demande.»;

12) À l’article 57, le paragraphe 3 suivant est ajouté:

«3. Les gestionnaires de réseau de distribution et les gestionnaires de réseau de transport coopèrent ensemble pour publier des informations sur la capacité disponible pour de nouvelles connexions dans leurs zones d’exploitation respectives, de manière cohérente et en donnant une visibilité suffisamment détaillée aux développeurs de nouveaux projets énergétiques et aux autres utilisateurs potentiels du réseau.

13) À l’article 59, paragraphe 1, le point b) est remplacé par le texte suivant:

«b) règles d'allocation de capacité et de gestion de la congestion conformément à l'article 6 de la directive (UE) 2019/944 et aux articles 7 à 10, aux articles 13 à 17, 19 et aux articles 35 à 37 du présent règlement, y compris les règles sur les méthodes et processus de calcul de la capacité journalière, infrajournalière et à terme, les modèles de réseau, la configuration de la zone de dépôt des offres, le redispatching et l'échange de contrepartie, les algorithmes de négociation, le couplage unique journalier et infrajournalier y compris la possibilité d’être exploité par une entité unique, la fermeté de la capacité d'échange entre zones allouée, la répartition des recettes tirées de la congestion, l’allocation des droits de transport à long terme par la plateforme d'allocation unique, la couverture des risques liés aux droits de transport entre zones, les procédures de nomination et le recouvrement des coûts de l'allocation de capacité et de la gestion de la congestion;»;

14) L’article 69 bis suivant est ajouté:

Article 69 bis

Interaction avec la législation financière de l’Union

Aucune disposition du présent règlement ne déroge aux dispositions de la directive 2014/65/UE, du règlement (UE) n° 648/2012 et du règlement (UE) n° 600/2014 lorsque des acteurs du marché ou des opérateurs de marché exercent des activités liées à des instruments financiers, en particulier au sens de l’article 4, paragraphe 1, point 15), de la directive 2014/65/UE.

15) À l’annexe I, le point 1.2 est remplacé par le texte suivant:

«1.2. Le calcul coordonné des capacités est effectué pour toutes les échéances d’allocation».

Article 2

Modifications apportées à la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité

La directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité est modifiée comme suit:

1) L’article 2 est modifié comme suit:

a) Les points 8) et 49) sont remplacés par le texte suivant:

«8)    “client actif”: un client final, ou un groupe de clients finals agissant conjointement, qui consomme ou stocke de l'électricité produite dans ses locaux situés à l'intérieur d'une zone limitée ou de l’électricité autoproduite ou partagée dans d'autres locaux dans la même zone de dépôt des offres, ou qui vend l'électricité qu'il a lui-même produite ou participe à des programmes de flexibilité ou d'efficacité énergétique, à condition que ces activités ne constituent pas son activité commerciale ou professionnelle principale.»;

«49) “service auxiliaire non lié au réglage de la fréquence”: un service utilisé par un gestionnaire de réseau de transport ou un gestionnaire de réseau de distribution pour le réglage de la tension en régime permanent, l'injection rapide de puissance réactive, l'inertie aux fins de la stabilité locale du réseau, le courant de court-circuit, la capacité de démarrage autonome, la capacité d'îlotage et l’écrêtement des pointes;»

b) Les points suivants sont ajoutés:

15 bis) «contrat de fourniture d’électricité à durée déterminée et à prix fixe», un contrat de fourniture d’électricité conclu entre un fournisseur et un client final qui garantit les mêmes conditions contractuelles, y compris le prix, tout en pouvant, dans le cadre d’un prix fixe, comporter un élément flexible prévoyant, par exemple, des variations de prix pour les heures de pointe et les heures creuses;

10 bis) «partage d’énergie», l’autoconsommation d’énergie renouvelable par les clients actifs:

(a)produite ou stockée hors site ou sur des sites communs au moyen d’une installation qu’ils possèdent, prennent en crédit-bail, louent en tout ou en partie; ou

(b)dont le droit leur a été transféré par un autre client actif que ce soit à titre gratuit ou à un prix.

10 ter) «échange de pair à pair» d’énergie renouvelable, l’échange de pair à pair au sens de l’article 2, point 18), de la directive (UE) 2018/2001.

24 bis) «fournisseur de dernier recours», un fournisseur désigné par un État membre pour assurer la fourniture d’électricité aux clients d’un fournisseur qui a cessé ses activités;

2) L'article 4 est remplacé par le texte suivant:

«Article 4

Libre choix du fournisseur

Les États membres veillent à ce que tous les clients soient libres d’acheter de l’électricité auprès du fournisseur de leur choix. Les États membres veillent à ce que tous les clients soient libres d’avoir plus d’un contrat de fourniture d’électricité en même temps et à ce que, à cette fin, les clients aient le droit de disposer de plus d’un point de mesure et de facturation couvert par le point de raccordement unique de leurs locaux.»

3) L’article 11 est modifié comme suit:

a) Le titre est remplacé par le titre suivant:

«Droit à un contrat d'électricité à durée déterminée et à prix fixe et droit à un contrat d’électricité à tarification dynamique»;

b) Le paragraphe 1 est remplacé par le texte suivant:

1.   Les États membres veillent à ce que le cadre réglementaire national permette aux fournisseurs de proposer un contrat d'électricité à durée déterminée et à prix fixe et un contrat à tarification dynamique. Les États membres veillent à ce que les clients finals qui disposent d’un compteur intelligent puissent demander la conclusion d’un contrat d’électricité à tarification dynamique et à ce que tous les clients finals puissent demander la conclusion d’un contrat d’électricité à prix fixe et à durée déterminée d’une durée d’au moins un an, avec au moins un fournisseur et avec chaque fournisseur ayant plus de 200 000 clients finals.

c) Le paragraphe 1 bis suivant est inséré:

1 bis. Avant la conclusion ou la prolongation de tout contrat, les clients finals reçoivent une synthèse des principales conditions contractuelles de manière bien visible, et dans un langage simple et concis. Cette synthèse comporte au minimum des informations sur le prix total, les promotions, les services supplémentaires et les remises et inclut les droits visés à l’article 10, paragraphe 3, points a), b), d), e) et f). La Commission fournit des orientations à cet égard.

d) Le paragraphe 2 est remplacé par le texte suivant:

2.   Les États membres veillent à ce que les clients finals soient pleinement informés par les fournisseurs des opportunités, des coûts et des risques liés à un contrat d'électricité à tarification dynamique, et à ce que les fournisseurs soient tenus de fournir des informations aux clients finals à cet égard, y compris en ce qui concerne la nécessité d'installer un compteur d'électricité adapté. Les autorités de régulation surveillent les évolutions du marché et évaluent les risques que les nouveaux produits et services pourraient entraîner, et interviennent en cas de pratiques abusives.

4) Les articles suivants sont insérés:

«Article 15 bis»

Droit au partage de l’énergie

1.Tous les ménages, petites et moyennes entreprises et organismes publics ont le droit de participer au partage d’énergie en tant que clients actifs.

(a)Les clients actifs ont le droit de partager l’énergie renouvelable entre eux sur la base d’accords privés ou par l’intermédiaire d’une entité juridique.

(b)Les clients actifs peuvent recourir à un tiers qui possède ou gère une installation de stockage ou de production d’énergie renouvelable, en ce qui concerne l’installation, la gestion, notamment les relevés et l’entretien, afin de faciliter le partage d’énergie, sans que ce tiers soit considéré comme un client actif.

(c)Les États membres veillent à ce que les clients actifs participant au partage d’énergie:

(d)aient le droit de faire compenser l’électricité partagée par leur consommation totale mesurée dans un intervalle de temps qui ne dépasse pas la période de règlement des déséquilibres et sans préjudice des taxes, prélèvements et redevances de réseau applicables;

(e)bénéficient de tous les droits et obligations des consommateurs en tant que clients finals au titre de la présente directive, sauf en cas de partage d’énergie entre ménages d’une puissance installée inférieure ou égale à 10,8 kW et inférieure ou égale à 50 kW pour les immeubles comprenant plusieurs appartements utilisant des accords d’échange de pair à pair;

(f)aient accès à des modèles de contrats assortis de conditions équitables et transparentes pour les accords d’échange de pair à pair entre ménages, et pour les accords de crédit-bail ou de location des installations de production et de stockage d’énergie renouvelable, ou d’investissement dans ces installations, aux fins du partage d’énergie; en cas de litige relatif à de tels accords, les clients finals ont accès au règlement extrajudiciaire des litiges conformément à l’article 26;

(g)ne fassent pas l’objet d’un traitement injuste et discriminatoire de la part des acteurs du marché ou de leurs responsables d’équilibre;

(h)soient informés des possibilités de modification dans les zones de dépôt des offres conformément à l’article 14 du règlement (UE) 2019/943 et du fait que le droit de partager de l’énergie est limité à une seule et même zone de dépôt des offres.

(i)Les États membres veillent à ce que les gestionnaires de réseau de transport ou de distribution concernés ou d’autres organismes désignés:

(j)surveillent, recueillent, valident et communiquent aux clients finals et aux acteurs du marché concernés, au moins une fois par mois, les données des relevés de consommation relatives à l’électricité partagée, conformément à l’article 23;

(k)fournissent un point de contact pertinent pour enregistrer les accords de partage de l’énergie, reçoivent des informations sur les points de mesure pertinents, les changements de localisation et de participation et, le cas échéant, valident les méthodes de calcul de manière claire, transparente et en temps utile.

2.Les États membres prennent des mesures appropriées et non discriminatoires pour faire en sorte que les ménages vulnérables et en situation de précarité énergétique puissent accéder aux programmes de partage d’énergie. Ces mesures peuvent comprendre des mesures de soutien financier ou des quotas de répartition de la production.

«Article 18 bis

Gestion des risques fournisseurs

1.Les autorités de régulation nationales veillent à ce que les fournisseurs aient mis en place et en œuvre des stratégies de couverture appropriées pour limiter le risque de modifications de la fourniture en gros d’électricité pour la viabilité économique de leurs contrats avec les clients, tout en maintenant la liquidité sur les marchés à court terme et les signaux de prix qui en émanent.

2.Les stratégies de couverture des fournisseurs peuvent inclure le recours à des accords d’achat d’électricité. Lorsqu’il existe des marchés suffisamment développés pour des accords d’achat d’électricité permettant une concurrence effective, les États membres peuvent exiger qu’une part de l’exposition au risque des fournisseurs à l’évolution des prix de gros de l’électricité soit couverte au moyen d’accords d’achat d’électricité pour l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables correspondant à la durée de leur exposition au risque du côté du consommateur, sous réserve du respect du droit de la concurrence de l’Union.

3.Les États membres s’efforcent de garantir l’accessibilité des produits de couverture pour les communautés énergétiques citoyennes et les communautés d’énergie renouvelable.»

5) L’article 27 bis suivant est inséré:

«Article 27 bis

Fournisseur de dernier recours

1.Les États membres désignent des fournisseurs de dernier recours au moins pour les clients résidentiels. Les fournisseurs de dernier recours sont désignés selon une procédure équitable, ouverte, transparente et non discriminatoire.

2.Les clients finals qui sont transférés à des fournisseurs de dernier ressort ne perdent pas leurs droits en tant que clients, en particulier les droits prévus aux articles 4, 10, 11, 12, 14, 18 et 26.

3.Les États membres veillent à ce que les fournisseurs de dernier recours communiquent rapidement les modalités et conditions aux clients transférés et assurent la continuité harmonieuse du service pour ces clients pendant au moins 6 mois.

4.Les États membres veillent à ce que les clients finals reçoivent des informations et soient encouragés à passer à une offre fondée sur le marché.

5.Les États membres peuvent exiger du fournisseur de dernier recours qu’il fournisse de l’électricité aux clients résidentiels qui ne reçoivent pas d’offres fondées sur le marché. Dans de tels cas, les conditions prévues à l'article 5 s'appliquent.»

Article 28 bis

Protection contre les interruptions de fourniture pour les clients vulnérables

Les États membres veillent à ce que les clients vulnérables soient protégés contre les interruptions de fourniture d’électricité. Cette protection est fournie dans le cadre de la notion de clients vulnérables visée à l’article 28, paragraphe 1, de la présente directive et sans préjudice des mesures énoncées à l’article10, paragraphe 11.

6) À l’article 27, le paragraphe 1 est remplacé par le texte suivant:

«1. Les États membres veillent à ce que tous les clients résidentiels et, lorsqu'ils le considèrent comme approprié, les petites entreprises bénéficient d'un service universel, à savoir le droit d'être approvisionnés, sur leur territoire, en électricité d'une qualité définie, et ce à des prix compétitifs, aisément et clairement comparables, transparents et non discriminatoires. Afin d'assurer la fourniture du service universel, les États membres imposent aux gestionnaires de réseau de distribution l'obligation de raccorder les clients à leur réseau aux conditions et tarifs fixés conformément à la procédure définie à l'article 59, paragraphe 7. La présente directive n'empêche pas les États membres de renforcer la position sur le marché des clients résidentiels ainsi que des clients non résidentiels petits et moyens en promouvant les possibilités d'agrégation volontaire en vue de la représentation de cette catégorie de clients.»

7) À l’article 31, le paragraphe 3 est remplacé par le texte suivant:

«3. Le gestionnaire de réseau de distribution fournit aux utilisateurs du réseau les informations dont ils ont besoin pour un accès efficace au réseau, y compris pour l'utilisation de celui-ci. En particulier, le gestionnaire de réseau de distribution publie, de manière claire et transparente, des informations sur la capacité disponible pour de nouvelles connexions dans sa zone d’exploitation, y compris dans les zones saturées si des connexions flexibles de stockage d’énergie peuvent être prises en charge, et met ces informations à jour régulièrement, au moins une fois par trimestre.

Les gestionnaires de réseau de distribution fournissent également aux utilisateurs du réseau des informations claires et transparentes sur l’état d’avancement et le traitement de leurs demandes de raccordement. Ils fournissent ces informations dans un délai de trois mois à compter de la présentation de la demande.»

8) L’article 40 est modifié comme suit:

[a] Un nouveau paragraphe est ajouté après le paragraphe 6:

Les exigences prévues aux paragraphes 5 et 6 ne s’appliquent pas au produit d’écrêtement des pointes acheté conformément à l’article 7 bis du règlement (UE) 2019/943.

9) L’article 59 est modifié comme suit:

[a] Au paragraphe 1, le point c) est remplacé par le texte suivant:

c), en étroite collaboration avec les autres autorités de régulation, assurer le respect par la plateforme d'allocation unique établie conformément au règlement (UE) 2016/1719, le REGRT pour l'électricité et l'entité des GRD de l'Union des obligations qui leur incombent au titre de la présente directive, du règlement (UE) 2019/943, des codes de réseau et des lignes directrices adoptés en vertu des articles 59, 60 et 61 du règlement (UE) 2019/943, et d'autres dispositions applicables du droit de l'Union, notamment en ce qui concerne les questions transfrontalières, ainsi que le respect des décisions de l'ACER, et recenser conjointement les cas de non-respect par la plateforme d'allocation unique, le REGRT pour l'électricité et l'entité des GRD de l'Union de leurs obligations respectives; si les autorités de régulation ne sont pas parvenues à un accord dans un délai de quatre mois suivant le début des consultations aux fins de recenser conjointement les cas de non-respect, l'ACER est saisie de l'affaire en vue d'une décision, en vertu de l'article 6, paragraphe 10, du règlement (UE) 2019/942;

[b] Au paragraphe 1, le point z) est remplacé par le texte suivant:

z) L’autorité de régulation est investie des missions suivantes: contrôler la suppression des obstacles et restrictions injustifiés au développement de la consommation d'électricité autoproduite et des communautés énergétiques citoyennes, y compris en ce qui concerne le raccordement de la production d’énergie distribuée flexible dans un délai raisonnable, conformément à l’article 58, point d).

[c] Le paragraphe 4 est remplacé par le texte suivant:

4. L'autorité de régulation située dans l'État membre où la plateforme d'allocation unique, le REGRT pour l'électricité ou l'entité des GRD de l'Union a son siège est habilitée à infliger des sanctions effectives, proportionnées et dissuasives aux entités qui ne respectent pas les obligations qui leur incombent au titre de la présente directive, du règlement (UE) 2019/943 ou de toute décision juridiquement contraignante de l'autorité de régulation ou de l'ACER qui les concerne, ou à proposer qu'une juridiction compétente inflige de telles sanctions.

10) L’article 66 bis suivant est inséré:

«Article 66 bis

Accès à une énergie abordable en cas de crise des prix de l’électricité

1.La Commission peut, par voie de décision, déclarer une crise des prix de l’électricité au niveau régional ou à l’échelle de l’Union, si les conditions suivantes sont remplies:

(a)des prix très élevés sur les marchés de gros de l’électricité, atteignant au moins deux fois et demie le prix moyen au cours des 5 dernières années et dont on s’attend à ce qu’ils se prolongent pendant au moins 6 mois;

(b)de fortes hausses des prix de détail de l’électricité, d’au moins 70 %, dont on s’attend à ce qu’elles se prolongent pendant au moins 6 mois; et

(c)une incidence négative des hausses des prix de l’électricité sur l’ensemble de l’économie.

2.La Commission précise, dans sa décision déclarant une crise des prix de l’électricité au niveau régional ou à l’échelle de l’Union, la durée de validité de cette décision, qui peut être d’un an au maximum.

3.Lorsque la Commission a adopté une décision en vertu du paragraphe 1, les États membres peuvent, pendant la durée de validité de cette décision, effectuer des interventions publiques ciblées dans la fixation des prix pour la fourniture d’électricité aux petites et moyennes entreprises. Ces interventions publiques:

(a)sont limitées à 70 % au maximum de la consommation du bénéficiaire au cours de la même période de l’année précédente, et maintiennent une incitation à la réduction de la demande;

(b)respectent les conditions énoncées à l'article 5, paragraphes 4 et 7;

(c)le cas échéant, respectent les conditions énoncées au paragraphe 4.

4.Lorsque la Commission a adopté une décision en vertu du paragraphe 1, les États membres peuvent, pour la durée de validité de cette décision, par dérogation à l’article 5, paragraphe 7, point c), lorsqu’ils effectuent des interventions publiques ciblées dans la fixation des prix pour la fourniture d’électricité conformément à l’article 5, paragraphe 6, ou au paragraphe 3 du présent article, fixer, à titre exceptionnel et temporaire, un prix de fourniture d’électricité inférieur aux coûts, pour autant que les conditions suivantes soient remplies:

(a)le prix fixé pour les ménages ne s’applique qu’à 80 % au maximum de la consommation médiane des ménages et maintient une incitation à la réduction de la demande;

(b)il n’y a pas de discrimination entre les fournisseurs;

(c)les fournisseurs sont indemnisés pour la fourniture à perte; et

(d)tous les fournisseurs peuvent sur la même base proposer pour la fourniture d’électricité des offres à un prix inférieur aux coûts.

11) À l’article 71, le paragraphe 1 est remplacé par le texte suivant:

«1.    Les États membres mettent en vigueur les dispositions législatives, réglementaires et administratives nécessaires pour se conformer à l’article 2, points 8) et 49), à l’article 3, à l’article 5, à l'article 6, paragraphes 2 et 3, à l'article 7, paragraphe 1, à l'article 8, paragraphe 2, points j) et l), à l'article 9, paragraphe 2, à l'article 10, paragraphes 2 à 12, à l’article 11, paragraphes 3 et 4, aux articles 12 à 24, 26, 28 et 29, 31 à 34, et 36, à l’article 31, paragraphes 1, 2 et 4 à 10, aux articles 32 à 34 et 36, à l'article 38, paragraphe 2, aux articles 40 et 42, à l'article 46, paragraphe 2, point d), aux articles 51 et 54, aux articles 57 et 58, à l’article 59, paragraphe 1, points a), b) et d) à y), à l’article 59, paragraphes 2 et 3, à l'article 59, paragraphes 5 à 10, aux articles 61 à 63, à l'article 70, points 1) à 3), point 5) b) et point 6), et aux annexes I et II le 31 décembre 2020 au plus tard. Ils communiquent immédiatement le texte de ces dispositions à la Commission.

Cependant, les États membres mettent en vigueur les dispositions législatives, réglementaires et administratives nécessaires pour se conformer:

a) à l'article 70, point 5) a), le 31 décembre 2019 au plus tard;

b) à l'article 70, point 4), le 25 octobre 2020 au plus tard.

Les États membres mettent en vigueur les dispositions législatives, réglementaires et administratives nécessaires pour se conformer à l’article 2, points 10 bis, 10 ter, 15 bis et 24 bis, à l’article 4, à l’article 11, paragraphe 1, paragraphes 1 bis et 2, à l’article 15 bis, à l’article 18 bis, à l’article 27, paragraphe 1, à l’article 27 bis, à l’article 28 bis, à l’article 31, paragraphe 3, à l’article 40, paragraphe 7, à l’article 59, paragraphe 1, points c) et z), à l’article 59, paragraphe 4, et à l’article 66 bis au plus tard six mois après l’entrée en vigueur du présent règlement.

Lorsque les États membres adoptent ces dispositions, celles-ci contiennent une référence à la présente directive ou sont accompagnées d’une telle référence lors de leur publication officielle. Elles contiennent également une mention précisant que les références faites, dans les dispositions législatives, réglementaires et administratives en vigueur, à la directive abrogée par la présente directive s'entendent comme faites à la présente directive. Les modalités de cette référence et la formulation de cette mention sont arrêtées par les États membres.»

Article 3

Modifications apportées à la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables

La directive (UE) 2018/2001 est modifiée comme suit:

1) L’article 4, paragraphe 3, est modifié comme suit:

a) le deuxième alinéa est remplacé par le texte suivant:

«À cette fin, en ce qui concerne les régimes de soutien direct des prix, l'aide est accordée sous la forme d'une prime de marché qui peut être, entre autres, variable ou fixe. Cette phrase ne s’applique pas au soutien à l’électricité produite à partir des sources renouvelables énumérées à l’article 19 ter, paragraphe 2, du règlement (UE) 2019/944, auquel l’article 19 ter, paragraphe 1, dudit règlement s’applique.»

2) À l’article 36, le paragraphe 1 est remplacé par le texte suivant:

«1.   Les États membres mettent en vigueur les dispositions législatives, réglementaires et administratives nécessaires pour se conformer aux articles 2 à 13, aux articles 15 à 31, à l'article 37 et aux annexes II, III et V à IX au plus tard le 30 juin 2021. Toutefois, les États membres mettent en vigueur les dispositions législatives, réglementaires et administratives nécessaires pour se conformer à l’article 4, paragraphe 3, deuxième alinéa, au plus tard le [six mois après l’entrée en vigueur du présent règlement].

Ils communiquent immédiatement à la Commission le texte de ces dispositions.

Lorsque les États membres adoptent ces dispositions, celles-ci contiennent une référence à la présente directive ou sont accompagnées d'une telle référence lors de leur publication officielle. Elles contiennent également une mention précisant que les références faites, dans les dispositions législatives, réglementaires et administratives en vigueur, à la directive abrogée par la présente directive s'entendent comme faites à la présente directive. Les modalités de cette référence et la formulation de cette mention sont arrêtées par les États membres.»

Article 4

Modifications apportées au règlement (UE) 2019/942 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 instituant une agence de l'Union européenne pour la coopération des régulateurs de l'énergie

Le règlement (EU) 2019/942 est modifié comme suit:

1) L’article 2 est modifié comme suit:

a) le point a) est remplacé par le texte suivant:

«émet des avis et des recommandations destinés aux gestionnaires de réseau de transport, au REGRT pour l'électricité, au REGRT pour le gaz, à l'entité des GRD de l'Union, à la plateforme d’allocation unique établie conformément au règlement (UE) 2016/1719, aux centres de coordination régionaux et aux opérateurs désignés du marché de l'électricité, concernant l'approbation des méthodologies et des modalités et conditions conformément à l'article 4, paragraphe 4, et l'article 5, paragraphes 2, 3 et 4; concernant le réexamen des zones de dépôt des offres visé à l'article 5, paragraphe 7; concernant les questions techniques visées à l'article 6, paragraphe 1; concernant l'arbitrage entre régulateurs conformément à l'article 6, paragraphe 10; concernant les centres de coordination régionaux visés à l'article 7, paragraphe 2, point a); concernant l'approbation et la modification des méthodologies et des calculs et des spécifications techniques telles que visées à l'article 9, paragraphe 1; concernant l'approbation et la modification des méthodologies telles que visées à l'article 9, paragraphe 3; concernant les dérogations visées à l'article 10; concernant les infrastructures visées à l'article 11, point d); concernant l'intégrité et la transparence des marchés de gros en vertu de l'article 12;»

b) le point d) est remplacé par le texte suivant:

«d) prend des décisions individuelles concernant la fourniture d'informations conformément à l'article 3, paragraphe 2, à l'article 7, paragraphe 2, point b), et à l'article 8, point c); concernant l'approbation des méthodologies et des modalités et conditions conformément à l'article 4, paragraphe 4, et l'article 5, paragraphes 2, 3 et 4; concernant le réexamen des zones de dépôt des offres visé à l'article 5, paragraphe 7; concernant les questions techniques visées à l'article 6, paragraphe 1; concernant l'arbitrage entre régulateurs conformément à l'article 6, paragraphe 10; concernant les centres de coordination régionaux visés à l'article 7, paragraphe 2, point a); concernant l'approbation et la modification des méthodologies et des calculs et des spécifications techniques telles que visées à l'article 9, paragraphe 1; concernant l'approbation et la modification des méthodologies telles que visées à l'article 9, paragraphe 3; concernant les dérogations visées à l'article 10; concernant les infrastructures visées à l'article 11, point d); concernant l'intégrité et la transparence des marchés de gros en vertu de l'article 12, concernant l’approbation et la modification des propositions du REGRT pour l’électricité relatives aux plateformes virtuelles régionales conformément à l’article 5, paragraphe 9; et concernant l’approbation et la modification des propositions du REGRT pour l’électricité et de l’entité des GRD de l’UE relatives à la méthodologie relative aux données et à l’analyse à fournir en ce qui concerne les besoins de flexibilité conformément à l’article 5, paragraphe 10. »;

2) À l’article 3, paragraphe 2, le quatrième 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 9 suivant est ajouté:

«9. Les paragraphes 6, 7 et 8 s’appliquent également à la plateforme d’allocation unique établie conformément au règlement (UE) 2016/1719.»;

À l’article 5, paragraphe 8, le deuxième alinéa suivant est ajouté:«; L'ACER surveille la plateforme d’allocation unique établie conformément au règlement (UE) 2016/1719.

5) À l’article 5, le paragraphe 9 suivant est ajouté:

«9. L'ACER approuve et modifie, s'il y a lieu, la proposition du REGRT pour l’électricité relative à la mise en place des plateformes virtuelles régionales pour le marché à terme conformément à l’article 9, paragraphe 2, du règlement (UE) 2019/943.»

6) À l’article 5, le paragraphe 10 suivant est ajouté:

«10. L'ACER approuve et modifie, s'il y a lieu, la proposition conjointe du REGRT pour l’électricité et de l’entité des GRD de l’UE relatives à la méthodologie relative aux données et à l’analyse à fournir en ce qui concerne les besoins de flexibilité conformément à l’article 19 sexies, paragraphe 5, du règlement (UE) 2019/943.»

 7) À l’article 15, le paragraphe 5 suivant est ajouté:

«5. L’ACER publie un rapport analysant les évaluations nationales des besoins de flexibilité et formulant des recommandations sur les questions d’importance transfrontalière concernant les conclusions des autorités de régulation conformément à l’article 19 sexies, paragraphe 6, du règlement (UE) 2019/943.»;

Article 5
Entrée en vigueur

Le présent règlement entre en vigueur le [xxx] jour suivant celui de sa publication au Journal officiel de l'Union européenne.

Le présent règlement est obligatoire dans tous ses éléments et directement applicable dans tout État membre.

Fait à Strasbourg, le

FICHE FINANCIÈRE LÉGISLATIVE «AGENCES»

1.CADRE DE LA PROPOSITION/DE L’INITIATIVE

1.1.Dénomination de la proposition/de l’initiative

1.2.Domaine(s) politique(s) concerné(s)

1.3.La proposition/l’initiative porte sur:

1.4.Objectif(s)

1.4.1.Objectif général / objectifs généraux

1.4.2.Objectif(s) spécifique(s)

1.4.3.Résultat(s) et incidence(s) attendus

1.4.4.Indicateurs de performance

1.5.Justification(s) de la proposition/de l’initiative

1.5.1.Besoin(s) à satisfaire à court ou à long terme, assorti(s) d’un calendrier détaillé pour la mise en œuvre de l’initiative

1.5.2.Valeur ajoutée de l’intervention de l’Union (celle‑ci peut résulter de différents facteurs, par exemple gains de coordination, sécurité juridique, efficacité accrue, complémentarités). Aux fins du présent point, on entend par «valeur ajoutée de l’intervention de l’Union» la valeur découlant de l’intervention de l’Union, qui vient s’ajouter à la valeur qui, sans cela, aurait été générée par la seule action des États membres.

1.5.3.Leçons tirées d’expériences similaires

1.5.4.Compatibilité avec le cadre financier pluriannuel et synergies éventuelles avec d’autres instruments appropriés

1.5.5.Évaluation des différentes possibilités de financement disponibles, y compris des possibilités de redéploiement

1.6.Durée et incidence financière de la proposition/de l’initiative

1.7.Mode(s) d’exécution budgétaire prévu(s)

2.MESURES DE GESTION

2.1.Dispositions en matière de suivi et de compte rendu

2.2.Système(s) de gestion et de contrôle

2.2.1.Justification du (des) mode(s) de gestion, du (des) mécanisme(s) de mise en œuvre du financement, des modalités de paiement et de la stratégie de contrôle proposée

2.2.2.Informations sur les risques recensés et sur le(s) système(s) de contrôle interne mis en place pour les atténuer

2.2.3.Estimation et justification du rapport coût/efficacité des contrôles (rapport «coûts du contrôle ÷ valeur des fonds gérés concernés»), et évaluation du niveau attendu de risque d’erreur (lors du paiement et lors de la clôture)

2.3.Mesures de prévention des fraudes et irrégularités

3.INCIDENCE FINANCIÈRE ESTIMÉE DE LA PROPOSITION/DE L’INITIATIVE

3.1.Rubrique(s) du cadre financier pluriannuel et ligne(s) budgétaire(s) de dépenses concernée(s)

3.2.Incidence financière estimée de la proposition sur les crédits

3.2.1.Synthèse de l’incidence estimée sur les crédits opérationnels

3.2.2.Estimation des réalisations financées avec des crédits opérationnels

3.2.3.Synthèse de l’incidence estimée sur les crédits administratifs

3.2.3.1.Besoins estimés en ressources humaines

3.2.4.Compatibilité avec le cadre financier pluriannuel actuel

3.2.5.Participation de tiers au financement

3.3.Incidence estimée sur les recettes

 
FICHE FINANCIÈRE LÉGISLATIVE «AGENCES»

1.    CADRE DE LA PROPOSITION/DE L’INITIATIVE

1.1.    Dénomination de la proposition/de l’initiative

1.2.    Domaine(s) politique(s) concerné(s)

1.3.    La proposition porte sur: 

X une action nouvelle

 une action nouvelle suite à un projet pilote/une action préparatoire 29

X la prolongation d’une action existante

 une fusion d’une ou de plusieurs actions vers une autre action/une action nouvelle

1.4.    Objectif(s)

1.4.1.    Objectif général / objectifs généraux

1.4.2.    Objectif(s) spécifique(s)

1.4.3.    Résultat(s) et incidence(s) attendus

Préciser les effets que la proposition/l’initiative devrait avoir sur les bénéficiaires/la population visée.

1.4.4.    Indicateurs de performance

Préciser les indicateurs permettant de suivre l’avancement et les réalisations.

a)    Efficacité et actualité: les indicateurs doivent permettre le suivi de la performance en procurant des informations sur les progrès accomplis, sur une base régulière, et sur les réalisations, tout au long de la période de programmation.

b)    Efficience: les processus doivent être optimisés pour la collecte et le traitement des données, de façon à éviter les demandes d’information inutiles ou redondantes.

c)    Pertinence des indicateurs et nécessité de limiter la charge administrative correspondante.

d)    Clarté: les indicateurs doivent être fournis sous une forme claire et compréhensible, en étant accompagnés de métadonnées et en se présentant sous une forme qui facilite une interprétation correcte et une communication utile.

1.5.    Justification(s) de la proposition/de l’initiative

1.5.1.    Besoin(s) à satisfaire à court ou à long terme, assorti(s) d’un calendrier détaillé pour la mise en œuvre de l’initiative

Modélisation (études détaillées comprises) de la formation des prix des plateformes de négociation à terme (au moins Core et Nordic, potentiellement d’autres) et approbation d’une nouvelle méthodologie en la matière

Modélisation (études détaillées comprises) des produits assortis de droits de transport à long terme qui seront proposés (conception et portée géographique)

Prise de décision potentielle concernant les opportunités de couverture découlant des nouvelles exigences faisant suite aux augmentations imposées par les ARN

Activités de suivi liées à la configuration de la nouvelle plateforme (volumes des droits de transports à long terme, liquidité de la plateforme, valorisation des droits de transport à long terme, etc.)

1.5.2.    Valeur ajoutée de l’intervention de l’Union (celle‑ci peut résulter de différents facteurs, par exemple gains de coordination, sécurité juridique, efficacité accrue, complémentarités). Aux fins du présent point, on entend par «valeur ajoutée de l’intervention de l’Union» la valeur découlant de l’intervention de l’Union qui vient s’ajouter à la valeur qui, sans cela, aurait été générée par la seule action des États membres.

1.5.3.    Leçons tirées d’expériences similaires

1.5.4.    Compatibilité avec le cadre financier pluriannuel et synergies éventuelles avec d’autres instruments appropriés

1.5.5.    Évaluation des différentes possibilités de financement disponibles, y compris des possibilités de redéploiement

1.6.    Durée et incidence financière de la proposition/de l’initiative

 durée limitée

    Proposition/initiative en vigueur à partir de [JJ/MM]AAAA jusqu’en [JJ/MM]AAAA

    Incidence financière de AAAA jusqu’en AAAA

X durée illimitée

Mise en œuvre avec une période de montée en puissance de AAAA jusqu’en AAAA,

puis un fonctionnement en rythme de croisière au-delà.

1.7.    Mode(s) d’exécution budgétaire prévu(s) 30

X Gestion directe par la Commission via:

    des agences exécutives

 Gestion partagée avec les États membres

X Gestion indirecte en confiant des tâches d’exécution budgétaire:

 à des organisations internationales et à leurs agences (à préciser);

à la BEI et au Fonds européen d’investissement;

X aux organismes visés aux articles 70 et 71;

 à des organismes de droit public;

 à des entités de droit privé investies d’une mission de service public, pour autant qu’elles soient dotées de garanties financières suffisantes;

 à des entités de droit privé d’un État membre qui sont chargées de la mise en œuvre d’un partenariat public-privé et dotées de garanties financières suffisantes;

 à des organismes ou des personnes chargés de l’exécution d’actions spécifiques relevant de la PESC, en vertu du titre V du traité sur l’Union européenne, identifiés dans l’acte de base concerné.

Remarques

2.    MESURES DE GESTION

2.1.    Dispositions en matière de suivi et de compte rendu

Préciser la fréquence et les conditions de ces dispositions.

2.2.    Système(s) de gestion et de contrôle

2.2.1.    Justification du (des) mode(s) de gestion, du (des) mécanisme(s) de mise en œuvre du financement, des modalités de paiement et de la stratégie de contrôle proposée

2.2.2.    Informations sur les risques recensés et sur le(s) système(s) de contrôle interne mis en place pour les atténuer

2.2.3.    Estimation et justification du rapport coût/efficacité des contrôles (rapport «coûts du contrôle ÷ valeur des fonds gérés concernés»), et évaluation du niveau attendu de risque d’erreur (lors du paiement et lors de la clôture)

2.3.    Mesures de prévention des fraudes et irrégularités

Préciser les mesures de prévention et de protection existantes ou envisagées, au titre de la stratégie antifraude par exemple.

3.    INCIDENCE FINANCIÈRE ESTIMÉE DE LA PROPOSITION/DE L’INITIATIVE

3.1.    Rubrique(s) du cadre financier pluriannuel et ligne(s) budgétaire(s) de dépenses concernée(s)

Lignes budgétaires existantes

Dans l’ordre des rubriques du cadre financier pluriannuel et des lignes budgétaires.

Nouvelles lignes budgétaires, dont la création est demandée

Dans l’ordre des rubriques du cadre financier pluriannuel et des lignes budgétaires.

3.2.    Incidence estimée sur les dépenses

3.2.1.    Synthèse de l’incidence estimée sur les dépenses

En Mio EUR (à la 3e décimale)

En Mio EUR (à la 3e décimale)

En Mio EUR (à la 3e décimale)

3.2.2.    Incidence estimée sur les crédits [de l’organisme]

    La proposition/l’initiative n’engendre pas l’utilisation de crédits opérationnels

    La proposition/l’initiative engendre l’utilisation de crédits opérationnels, comme expliqué ci-après:

Montants en Mio EUR (à la 3e décimale)

Le cas échéant, les montants correspondant à la somme de la contribution de l’Union en faveur de l’Agence et des autres recettes enregistrées par cette dernière (droits et redevances).

3.2.3.    Incidence estimée sur les ressources humaines de l’ACER

3.2.3.1.    Synthèse

    La proposition/l’initiative n’engendre pas l’utilisation de crédits de nature administrative.

X    La proposition/l’initiative engendre l’utilisation de crédits de nature administrative, comme expliqué ci-après:

En Mio EUR (à la 3e décimale) Le cas échéant, les montants correspondant à la somme de la contribution de l’Union en faveur de l’Agence et des autres recettes enregistrées par cette dernière (droits et redevances).

Besoins en personnel (ETP):

La date de recrutement prévue pour les ETP est fixée au 1er janvier 2024.

3.2.3.2.    Besoins estimés en ressources humaines pour la DG de tutelle

    La proposition/l’initiative n’engendre pas l’utilisation de ressources humaines.

    La proposition/l’initiative engendre l’utilisation de ressources humaines, comme expliqué ci-après:

Estimation à exprimer en valeur entière (ou au plus avec une décimale)

Les besoins en ressources humaines seront couverts par les effectifs de la DG déjà affectés à la gestion de l’action et/ou redéployés en interne au sein de la DG, complétés le cas échéant par toute dotation additionnelle qui pourrait être allouée à la DG gestionnaire dans le cadre de la procédure d’allocation annuelle et compte tenu des contraintes budgétaires existantes.

Description des tâches à effectuer:

3.2.4.    Compatibilité avec le cadre financier pluriannuel actuel

    La proposition/l’initiative est compatible avec le cadre financier pluriannuel actuel.

X    La proposition/l’initiative nécessite une reprogrammation de la rubrique concernée du cadre financier pluriannuel.

L’initiative a été déclenchée par la crise énergétique actuelle et n’a donc pas été prise en compte dans le calcul des rubriques du CFP. L’initiative spécifique étant nouvelle, elle nécessitera une reprogrammation tant pour la ligne relative à la contribution à l’ACER que pour la ligne qui appuiera les travaux supplémentaires au sein de la DG ENER. L’incidence budgétaire sur l’ACER telle que décrite dans la présente fiche financière législative sera compensée par une réduction compensatoire des dépenses programmées dans la ligne budgétaire ITER.

    La proposition/l’initiative nécessite le recours à l’instrument de flexibilité ou la révision du cadre financier pluriannuel 40 .

3.2.5.    Participation de tiers au financement

La proposition/l’initiative ne prévoit pas de cofinancement par des tierces parties.

La proposition/l’initiative prévoit un cofinancement estimé ci-après:

En Mio EUR (à la 3e décimale)

3.3.    Incidence estimée sur les recettes

X    La proposition/l’initiative est sans incidence financière sur les recettes.

    La proposition/l’initiative a une incidence financière décrite ci‑après:

    sur les ressources propres

    sur les autres recettes

veuillez indiquer si les recettes sont affectées à des lignes de dépenses 

En Mio EUR (à la 3e décimale)

Pour les recettes diverses qui seront «affectées», préciser la (les) ligne(s) budgétaire(s) de dépenses concernée(s).

Préciser la méthode de calcul de l’incidence sur les recettes.

(1)    Communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions, Lutter contre la hausse des prix de l’énergie: une panoplie d'instruments d'action et de soutien», COM(2021) 660 final.

(2)    Communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions: Plan REPowerEU, COM/2022/230 final.

(3)    Communication de la Commission – Encadrement temporaire de crise pour les mesures d’aide d’État visant à soutenir l’économie à la suite de l’agression de la Russie contre l’Ukraine, C 131 I/01, C/2022/1890.

(4)    Règlement (UE) 2022/1032 du Parlement européen et du Conseil du 29 juin 2022 modifiant les règlements (UE) 2017/1938 et (CE) no 715/2009 en ce qui concerne le stockage de gaz, JO L 173 du 10.6.2022, p. 17.

(5)    Règlement (UE) 2022/1369 du Conseil du 5 août 2022 relatif à des mesures coordonnées de réduction de la demande de gaz, JO L 206 du 8.8.2022, p. 1.

(6)    Règlement (UE) 2022/1854 du Conseil du 6 octobre 2022 sur une intervention d'urgence pour faire face aux prix élevés de l'énergie (JO L 261I du 7.10.2022, p. 1).

(7)    Règlement (UE) 2022/2577 du Conseil du 22 décembre 2022 établissant un cadre en vue d’accélérer le déploiement des énergies renouvelables, JO L 335 du 29.12.2022, p. 36.

(8)    Règlement (UE) 2022/1854 du Conseil du 6 octobre 2022 sur une intervention d'urgence pour faire face aux prix élevés de l'énergie (JO L 261I du 7.10.2022, p. 1).

(9)    SPEECH/22/5493.

(10)     Rapport sur le résultat final de la Conférence sur l’avenir de l’Europe — Propositions 3 et 17

(11)    Proposition de directive du Parlement européen et du Conseil modifiant la directive (UE) 2018/2001 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, la directive 2010/31/UE sur la performance énergétique des bâtiments et la directive 2012/27/UE relative à l’efficacité énergétique, COM(2022) 222 final.

(12)    Communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions: Plan REPowerEU, COM(2022) 230 final.

(13)    COMMUNICATION DE LA COMMISSION AU PARLEMENT EUROPÉEN, AU CONSEIL EUROPÉEN, AU CONSEIL, AU COMITÉ ÉCONOMIQUE ET SOCIAL EUROPÉEN ET AU COMITÉ DES RÉGIONS Un plan industriel du pacte vert pour l’ère du zéro émission nette, COM(2023) 62 final .

(14)    Règlement (UE) nº 596/2014 du Parlement européen et du Conseil du 16 avril 2014 sur les abus de marché (règlement relatif aux abus de marché) et abrogeant la directive 2003/6/CE du Parlement européen et du Conseil et les directives 2003/124/CE, 2003/125/CE et 2004/72/CE de la Commission (JO L 173 du 12.6.2014, p. 1).

(15)    Recommandation du Conseil du 16 juin 2022 (2022/C 243/04)

(16)    Article 194, paragraphe 1, du TFUE.

(17)    Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie, évaluation finale de l’ACER sur l’organisation du marché de gros de l’électricité dans l’UE, avril 2022.

(18)    Communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions intitulée «REPowerEU: Action européenne conjointe pour une énergie plus abordable, plus sûre et plus durable, COM(2022) 108 final.

(19)    Communication de la Commission – Encadrement temporaire de crise pour les mesures d’aide d’État visant à soutenir l’économie à la suite de l’agression de la Russie contre l’Ukraine, C 131 I/01, C/2022/1890.

(20)    Communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions: Plan REPowerEU, COM/2022/230 final.

(21)    Communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions – 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, COM(2022) 236 final.

(22)    Règlement (UE) 2022/1032 du Parlement européen et du Conseil du 29 juin 2022 modifiant les règlements (UE) 2017/1938 et (CE) nº 715/2009 en ce qui concerne le stockage de gaz (Texte présentant de l’intérêt pour l’EEE), JO L 173

(23)    Règlement (UE) 2022/1369 du Conseil du 5 août 2022 relatif à des mesures coordonnées de réduction de la demande de gaz, JO L 206, et règlement (UE) 2022/1854 du Conseil du 6 octobre 2022 sur une intervention d’urgence pour faire face aux prix élevés de l’énergie, JO L 261.

(24)    Règlement (UE) 2022/1854 du Conseil du 6 octobre 2022 sur une intervention d’urgence pour faire face aux prix élevés de l’énergie, JO L 261.

(25)    Règlement (UE) 2022/2577 du Conseil du 22 décembre 2022 établissant un cadre en vue d’accélérer le déploiement des énergies renouvelables, JO L 335 du 29.12.2022.

(26)    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, JO L 328 du 21.12.2018, p. 1; directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables (refonte), JO L 328 du 21.12.2018, p. 82; directive (UE) 2018/2002 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 modifiant la directive 2012/27/UE relative à l’efficacité énergétique, JO L 328 du 21.12.2018, p. 210; règlement (UE) 2019/942 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 instituant une agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (refonte), JO L 158 du 14.6.2019, p. 22; règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité (refonte), JO L 158 du 14.6.2019, p. 54; directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité (refonte), JO L 158 du 14.6.2019, p. 125.

(27)    Communication de la Commission – Lignes directrices concernant les aides d’État au climat, à la protection de l’environnement et à l’énergie pour 2022 (JO C 80 du 18.2.2022, p. 1).

(28)    Certains groupes sont plus à risque d’être touchés par la précarité énergétique ou plus vulnérables à ses effets néfastes, tels que les femmes, les personnes handicapées, les personnes âgées, les enfants et les personnes issues d’une minorité raciale ou ethnique.

(29)    Tel(le) que visé(e) à l’article 58, paragraphe 2, point a) ou b), du règlement financier.

(30)    Les explications sur les modes d’exécution budgétaire ainsi que les références au règlement financier sont disponibles sur le site BUDGpedia: https://myintracomm.ec.europa.eu/corp/budget/financial-rules/budget-implementation/Pages/implementation-methods.aspx

(31)    CD = crédits dissociés / CND = crédits non dissociés.

(32)    AELE: Association européenne de libre-échange.

(33)    Pays candidats et, le cas échéant, pays candidats potentiels des Balkans occidentaux.

(34)    Les besoins en crédits pour les ressources humaines et les autres dépenses de nature administrative seront couverts par les crédits de la DG déjà affectés à la gestion de l’action et/ou redéployés en interne au sein de la DG, complétés le cas échéant par toute dotation additionnelle qui pourrait être allouée à la DG gestionnaire dans le cadre de la procédure d’allocation annuelle et compte tenu des contraintes budgétaires existantes.

(35)    Les réalisations se réfèrent aux produits et services qui seront fournis (par exemple: nombre d’échanges d’étudiants financés, nombre de km de routes construites).

(36)    Tel que décrit dans la partie 1.4.2. «Objectif(s) spécifique(s)…».

(37)    AC = agent contractuel; AL = agent local; END = expert national détaché; INT = intérimaire; JPD = jeune professionnel en délégation.

(38)    Sous-plafonds de personnel externe financés sur crédits opérationnels (anciennes lignes «BA»).

(39)    Essentiellement pour les fonds de la politique de cohésion de l’UE, le Fonds européen agricole pour le développement rural (Feader) et le Fonds européen pour les affaires maritimes, la pêche et l’aquaculture (Feampa).

(40)    Voir articles 12 et 13 du règlement (UE, Euratom) 2020/2093 du 17 décembre 2020 fixant le cadre financier pluriannuel pour les années 2021 à 2027.

(41)    En ce qui concerne les ressources propres traditionnelles (droits de douane, cotisations sur le sucre), les montants indiqués doivent être des montants nets, c’est-à-dire des montants bruts après déduction de 20 % de frais de perception.