This document is an excerpt from the EUR-Lex website
Document 02022R0869-20240428
Regulation (EU) 2022/869 of the European Parliament and of the Council of 30 May 2022 on guidelines for trans-European energy infrastructure, amending Regulations (EC) No 715/2009, (EU) 2019/942 and (EU) 2019/943 and Directives 2009/73/EC and (EU) 2019/944, and repealing Regulation (EU) No 347/2013
Consolidated text: Règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil du 30 mai 2022 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, modifiant les règlements (CE) no 715/2009, (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 et les directives 2009/73/CE et (UE) 2019/944, et abrogeant le règlement (UE) no 347/2013
Règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil du 30 mai 2022 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, modifiant les règlements (CE) no 715/2009, (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 et les directives 2009/73/CE et (UE) 2019/944, et abrogeant le règlement (UE) no 347/2013
02022R0869 — FR — 28.04.2024 — 001.001
Ce texte constitue seulement un outil de documentation et n’a aucun effet juridique. Les institutions de l'Union déclinent toute responsabilité quant à son contenu. Les versions faisant foi des actes concernés, y compris leurs préambules, sont celles qui ont été publiées au Journal officiel de l’Union européenne et sont disponibles sur EUR-Lex. Ces textes officiels peuvent être consultés directement en cliquant sur les liens qui figurent dans ce document
|
RÈGLEMENT (UE) 2022/869 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL du 30 mai 2022 (JO L 152 du 3.6.2022, p. 45) |
Modifié par:
|
|
|
Journal officiel |
||
|
n° |
page |
date |
||
|
RÈGLEMENT DÉLÉGUÉ (UE) 2024/1041 DE LA COMMISSION du 28 novembre 2023 |
L 1041 |
1 |
8.4.2024 |
|
RÈGLEMENT (UE) 2022/869 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL
du 30 mai 2022
concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, modifiant les règlements (CE) no 715/2009, (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 et les directives 2009/73/CE et (UE) 2019/944, et abrogeant le règlement (UE) no 347/2013
CHAPITRE I
Dispositions générales
Article premier
Objet, objectifs et champ d’application
En particulier, le présent règlement:
prévoit le recensement de projets d’intérêt commun et de projets d’intérêt mutuel inscrits sur la liste de l’Union mis en place conformément à l’article 3 (liste de l’Union);
facilite la mise en œuvre en temps utile des projets inscrits sur la liste de l’Union en rationalisant, en coordonnant de façon plus étroite et en accélérant les procédures d’octroi des autorisations ainsi qu’en renforçant la transparence et la participation du public;
établit des règles pour la répartition transfrontière des coûts et la mise en place de mesures incitatives tenant compte des risques applicables aux projets inscrits sur la liste de l’Union;
fixe les conditions d’éligibilité des projets inscrits sur la liste de l’Union pour une aide financière de l’Union.
Article 2
Définitions
Aux fins du présent règlement, outre les définitions figurant dans les règlements (CE) no 715/2009, (UE) 2018/1999, (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 et dans les directives 2009/73/CE, (UE) 2018/2001 ( 1 ) et (UE) 2019/944, on entend par:
«infrastructure énergétique», tout équipement matériel ou toute installation relevant des catégories d’infrastructures énergétiques qui est situé dans l’Union ou qui relie l’Union à un ou plusieurs pays tiers;
«goulet d’étranglement des infrastructures énergétiques», la limitation des flux physiques dans un système énergétique en raison d’une capacité de transport insuffisante, qui comprend notamment l’absence d’infrastructure;
«décision globale», la décision ou l’ensemble de décisions prises par une ou plusieurs autorités d’un État membre, à l’exception des cours et tribunaux, qui détermine si le promoteur d’un projet peut se voir accorder ou non l’autorisation de construire l’infrastructure énergétique permettant de réaliser un projet d’intérêt commun ou un projet d’intérêt mutuel en ayant la possibilité de commencer, avec ou sans passation de marché, les travaux de construction nécessaires («phase prêt à construire»), sans préjudice de toute décision prise dans le cadre d’une procédure de recours administratif;
«projet», un(e) ou plusieurs lignes, gazoducs, oléoducs, installations ou équipements relevant des catégories d’infrastructures énergétiques énoncées à l’annexe II;
«projet d’intérêt commun», un projet nécessaire pour mettre en œuvre les corridors et les domaines prioritaires en matière d’infrastructures énergétiques énoncés à l’annexe I et inscrit sur la liste de l’Union;
«projet d’intérêt mutuel», un projet promu par l’Union en coopération avec des pays tiers conformément aux lettres de soutien des gouvernements des pays directement concernés ou à d’autres accords non contraignants, qui relève d’une des catégories d’infrastructures énergétiques énoncées à l’annexe II, point 1 a) ou f), point 3 a) ou point 5 a) ou c), qui contribue aux objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et à son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050 et qui est inscrit sur la liste de l’Union;
«projets concurrents», des projets qui pallient, en tout ou en partie, la même lacune recensée en matière d’infrastructures ou le même besoin régional en infrastructures;
«promoteur de projets», l’une des catégories suivantes:
un gestionnaire de réseau de transport (GRT), un gestionnaire de réseau de distribution (GRD) ou tout autre gestionnaire ou investisseur qui élabore un projet inscrit sur la liste de l’Union;
dans le cas où sont concernés plusieurs GRT, GRD, un autre gestionnaire, un autre investisseur, ou tout groupe de ces catégories, l’entité dotée de la personnalité juridique au titre du droit national applicable, désignée en vertu d’un arrangement contractuel entre ces parties et dotée de la capacité de contracter des obligations légales et d’assumer la responsabilité financière pour le compte des parties à l’arrangement contractuel;
«réseau électrique intelligent», un réseau électrique, y compris dans des îles non interconnectées ou insuffisamment connectées aux réseaux transeuropéens d’énergie, qui permet l’intégration rentable et le contrôle actif du comportement et des actions de l’ensemble des utilisateurs qui y sont connectés, notamment les producteurs, les consommateurs et les prosommateurs, afin d’obtenir un système électrique durable et efficace économiquement qui se caractérise par des pertes faibles et par un degré élevé d’intégration des sources renouvelables, de sécurité de l’approvisionnement et de sécurité, et dans lequel le gestionnaire de réseau peut surveiller par voie numérique les actions des utilisateurs qui y sont connectés, ainsi que les technologies de l’information et de la communication pour communiquer avec les gestionnaires de réseau, les producteurs, les installations de stockage de l’énergie et les consommateurs ou les prosommateurs connexes, en vue de transporter et de distribuer l’électricité de manière durable, rentable et sûre;
«réseau gazier intelligent», un réseau gazier qui utilise des solutions numériques innovantes pour intégrer de manière rentable une pluralité de sources de gaz à faibles émissions de carbone, et en particulier renouvelables, conformément aux besoins des consommateurs et aux exigences de qualité applicables au gaz, afin de réduire l’empreinte carbone de la consommation de gaz correspondante, de permettre une part accrue de gaz renouvelables et à faibles émissions de carbone et de créer des liens avec d’autres vecteurs et secteurs énergétiques, y compris les mises à niveau physiques correspondantes lorsqu’elles sont indispensables au fonctionnement de l’équipement et des installations pour intégrer les gaz à faibles émissions de carbone, et en particulier renouvelables;
«autorité concernée», l’autorité qui, en vertu du droit national, est compétente pour délivrer différents permis et autorisations relatifs à la planification, à la conception et à la construction de biens immobiliers, y compris les infrastructures énergétiques;
«autorité de régulation nationale», une autorité de régulation nationale désignée conformément à l’article 39, paragraphe 1, de la directive 2009/73/CE ou une autorité de régulation au niveau national désignée conformément à l’article 57 de la directive (UE) 2019/944;
«autorité de régulation nationale compétente», l’autorité de régulation nationale des États membres qui accueillent les projets et des États membres sur lesquels le projet a une incidence positive importante;
«travaux», l’achat, la fourniture et le déploiement des composants, des systèmes et des services, y compris des logiciels, la réalisation des activités de développement, de réaffectation, de construction et d’installation relatives à un projet, la réception des installations et le lancement d’un projet;
«études», les activités nécessaires à la préparation de la mise en œuvre d’un projet, telles que les études préparatoires, de faisabilité, d’évaluation, d’essais et de validation, y compris des logiciels, et toute autre mesure d’appui technique, y compris les actions préalables à la définition et au développement d’un projet ainsi qu’à la prise de décision quant à son financement, telles que les actions de reconnaissance sur les sites concernés et la préparation du montage financier;
«mise en service», la procédure de mise en exploitation d’un projet après sa construction;
«actifs affectés à l’hydrogène», une infrastructure prête à accueillir de l’hydrogène pur sans travaux d’adaptation supplémentaires, y compris les réseaux de canalisations ou les installations de stockage nouvellement construits, réaffectés à partir d’actifs de gaz naturel, ou les deux;
«réaffectation», la mise à niveau technique ou la modification d’infrastructures existantes pour le gaz naturel afin qu’elles soient spécifiquement utilisées pour l’hydrogène pur;
«adaptation au changement climatique», un processus visant à garantir la résilience des infrastructures énergétiques face aux effets négatifs potentiels du changement climatique au moyen d’une évaluation des risques et de la vulnérabilité climatique, notamment dans le cadre de mesures d’adaptation appropriées.
CHAPITRE II
Projets d’intérêt commun et projets d’intérêt mutuel
Article 3
Liste des projets d’intérêt commun et des projets d’intérêt mutuel de l’Union
Lorsqu’un groupe dresse sa liste régionale:
chaque proposition individuelle de projet requiert l’approbation des États membres dont le territoire est concerné par le projet; si un État membre refuse de donner son approbation, il présente les motifs de ce refus au groupe concerné;
il tient compte de l’avis de la Commission visant à disposer d’un nombre total de projets inscrits sur la liste de l’Union qui soit gérable.
Dans l’exercice de ses compétences, la Commission veille à ce que la liste de l’Union soit dressée tous les deux ans, sur la base des listes régionales adoptées par les organes de décision des groupes créés conformément à l’annexe III, section 1, point 1), conformément à la procédure énoncée au paragraphe 3 du présent article.
La Commission adopte l’acte délégué dressant la première liste de l’Union en vertu du présent règlement au plus tard le 30 novembre 2023.
Si un acte délégué adopté par la Commission en vertu du présent paragraphe ne peut entrer en vigueur en raison d’une objection exprimée soit par le Parlement européen, soit par le Conseil en vertu de l’article 20, paragraphe 6, la Commission convoque immédiatement les groupes afin d’établir de nouvelles listes régionales en tenant compte des motifs de l’objection. La Commission adopte dès que possible un nouvel acte délégué établissant la liste de l’Union.
Lorsqu’elle établit la liste de l’Union en combinant les listes régionales visées au paragraphe 3, la Commission, en tenant dûment compte des délibérations des groupes:
veille à ce que seuls les projets qui remplissent les critères de l’article 4 y soient inscrits;
veille à la cohérence entre les régions en tenant compte de l’avis de l’Agence visé à l’annexe III, section 2, point 14);
tient compte des avis des États membres visés à l’annexe III, section 2, point 10); et
vise à ce que le nombre total de projets inscrits sur la liste de l’Union soit gérable.
Article 4
Critères d’évaluation des projets par les groupes
Un projet d’intérêt commun satisfait aux critères généraux suivants:
le projet est nécessaire pour au moins l’un des corridors et domaines prioritaires en matière d’infrastructures énergétiques énoncés à l’annexe I;
les avantages globaux potentiels du projet évalués conformément aux critères spécifiques pertinentes du paragraphe 3 l’emportent sur les coûts qu’il représente, y compris à long terme;
le projet satisfait à l’un des critères suivants:
il concerne au minimum deux États membres en traversant directement ou indirectement, au moyen d’une interconnexion avec un pays tiers, la frontière de deux ou plusieurs États membres;
il est situé sur le territoire, sur terre ou en mer, d’un État membre, y compris les îles, et a une incidence transfrontière importante, comme il est énoncé à l’annexe IV, point 1).
Un projet d’intérêt mutuel satisfait aux critères généraux suivants:
le projet contribue de manière substantielle aux objectifs visés à l’article 1er, paragraphe 1, et aux objectifs du pays tiers, notamment sans que cela n’amoindrisse la capacité du pays tiers d’abandonner progressivement ses actifs de production de combustibles fossiles pour répondre à la demande nationale de consommation, ainsi qu’à la durabilité, y compris au moyen de l’intégration des énergies renouvelables dans le réseau et du transport et de la distribution d’électricité produite à partir de sources renouvelables vers de grands centres de consommation et sites de stockage;
les avantages globaux potentiels du projet au niveau de l’Union, évalués conformément aux critères spécifiques respectifs du paragraphe 3, l’emportent sur les coûts qu’il représente au sein de l’Union, y compris à long terme;
le projet est situé sur le territoire d’au moins un État membre et sur le territoire d’au moins un pays tiers et a une incidence transfrontière importante, comme il est énoncé à l’annexe IV, point 2);
pour la partie située sur le territoire de l’État membre, le projet est conforme aux directives 2009/73/CE et (UE) 2019/944 s’il relève des catégories d’infrastructures énoncées à l’annexe II, points 1) et 3), du présent règlement;
le cadre politique du ou des pays tiers concernés présente un niveau élevé de convergence et il existe des mécanismes prouvés d’exécution des lois pour soutenir les objectifs stratégiques de l’Union, en particulier pour garantir:
le bon fonctionnement du marché intérieur de l’énergie;
la sécurité de l’approvisionnement fondée, notamment, sur une diversification des sources, la coopération et la solidarité;
un système énergétique, y compris la production, le transport et la distribution, sur la voie de l’objectif de neutralité climatique, conformément à l’accord de Paris, aux objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et à son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050, en particulier la prévention des fuites de carbone;
le ou les pays tiers concernés soutiennent le statut prioritaire du projet, comme énoncé à l’article 7, et s’engagent à respecter un calendrier similaire pour une mise en œuvre accélérée et d’autres mesures d’intervention et réglementaires applicables aux projets d’intérêt commun dans l’Union.
En ce qui concerne les projets de stockage du dioxyde de carbone relevant de la catégorie d’infrastructures énergétiques énoncée à l’annexe II, point 5) c), le projet est nécessaire pour permettre le transport et le stockage transfrontières du dioxyde de carbone et le pays tiers où le projet se situe dispose d’un cadre juridique adéquat fondé sur des mécanismes efficaces et prouvés d’exécution des lois pour faire en sorte que les normes et les garanties applicables au projet permettant de prévenir toute fuite de dioxyde de carbone et relatives au climat, à la santé humaine et aux écosystèmes en ce qui concerne la sécurité et l’efficacité du stockage permanent du dioxyde de carbone soient au moins du même niveau que celles prévues par le droit de l’Union.
Les critères spécifiques suivants s’appliquent aux projets d’intérêt commun relevant des catégories spécifiques d’infrastructures énergétiques:
pour les projets relatifs au transport, à la distribution et au stockage d’électricité relevant des catégories d’infrastructures énergétiques énoncées à l’annexe II, point 1), a), b), c), d) et f), le projet contribue de manière significative à la durabilité au moyen de l’intégration des énergies renouvelables dans le réseau, du transport ou de la distribution d’électricité produite à partir de sources renouvelables vers de grands centres de consommation et sites de stockage, ainsi que, le cas échéant, à la limitation du délestage énergétique, et contribue à la réalisation d’au moins l’un des critères spécifiques suivants:
intégration du marché, y compris en mettant fin à l’isolement énergétique d’au moins un État membre et en réduisant les goulets d’étranglement des infrastructures énergétiques, concurrence, interopérabilité et flexibilité du système;
sécurité de l’approvisionnement, y compris par l’interopérabilité, la flexibilité du système, la cybersécurité, des connexions appropriées ainsi que la sécurité et la fiabilité de l’exploitation du système;
pour les projets relatifs aux réseaux d’électricité intelligents relevant de la catégorie d’infrastructures énergétiques énoncée à l’annexe II, point 1) e), le projet contribue de manière significative à la durabilité au moyen de l’intégration d’énergies renouvelables dans le réseau et contribue à la réalisation d’au moins deux des critères spécifiques suivants:
sécurité de l’approvisionnement, y compris grâce à l’efficacité et à l’interopérabilité du transport et de la distribution d’électricité dans l’exploitation quotidienne du réseau, à la prévention de la congestion et à la participation des utilisateurs du réseau;
intégration du marché, y compris grâce à une exploitation efficace du système et à l’utilisation d’interconnexions;
sécurité, flexibilité et qualité de l’approvisionnement du réseau, y compris grâce à un recours accru à l’innovation dans l’équilibrage, les marchés de la flexibilité, la cybersécurité, le suivi, le contrôle du système et la correction des erreurs;
intégration intelligente du secteur, soit dans le système énergétique en créant des liens entre différents vecteurs et secteurs énergétiques, soit, de manière plus générale, en favorisant les synergies et la coordination entre les secteurs de l’énergie, des transports et des télécommunications;
pour les projets relatifs au transport et au stockage de dioxyde de carbone relevant des catégories d’infrastructures énergétiques énoncées à l’annexe II, point 5), le projet contribue de manière significative à la durabilité au moyen de la réduction des émissions de dioxyde de carbone dans les installations industrielles connectées et contribue à la réalisation de tous les critères spécifiques suivants:
prévention des émissions de dioxyde de carbone, tout en maintenant la sécurité de l’approvisionnement;
renforcement de la résilience et de la sécurité du transport et du stockage de dioxyde de carbone;
utilisation efficace des ressources, en permettant la connexion de multiples sources et sites de stockage de dioxyde de carbone via des infrastructures communes et en réduisant les charges et les risques pour l’environnement;
pour les projets relatifs à l’hydrogène relevant des catégories d’infrastructures énergétiques énoncées à l’annexe II, point 3), le projet contribue de manière significative à la durabilité, y compris en réduisant les émissions de gaz à effet de serre, en renforçant le déploiement de l’hydrogène renouvelable ou à faibles émissions de carbone, l’accent étant mis sur l’hydrogène provenant de sources renouvelables, notamment dans des applications finales telles que les secteurs où cette réduction est difficile à réaliser et pour lesquels des solutions plus efficaces sur le plan énergétique ne sont pas envisageables, et en soutenant la production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables variables et en apportant des solutions en matière de flexibilité, de stockage ou des deux, et le projet contribue de manière significative à la réalisation d’au moins l’un des critères spécifiques suivants:
intégration du marché, y compris en connectant les réseaux d’hydrogène existants ou émergents des États membres, ou en contribuant à l’émergence d’un réseau à l’échelle de l’Union pour le transport et le stockage d’hydrogène, et en garantissant l’interopérabilité des systèmes connectés;
sécurité de l’approvisionnement et flexibilité, y compris au moyen de connexions appropriées et en facilitant la sécurité et la fiabilité de l’exploitation du système;
concurrence, y compris en autorisant l’accès à des sources d’approvisionnement multiples et à des utilisateurs multiples du réseau sur une base transparente et non discriminatoire;
pour les électrolyseurs relevant de la catégorie d’infrastructures énergétiques énoncée à l’annexe II, point 4), le projet contribue de manière significative à la réalisation de tous les critères spécifiques suivants:
durabilité, y compris par la réduction des émissions de gaz à effet de serre et le renforcement du déploiement de l’hydrogène renouvelable ou à faibles émissions de carbone, en particulier provenant de sources renouvelables, ainsi que de carburants de synthèse de même origine;
sécurité de l’approvisionnement, y compris en contribuant à la sécurité, à l’efficacité et à la fiabilité de l’exploitation du système, ou en apportant des solutions de stockage, de flexibilité ou des deux, comme la participation active de la demande et les services d’équilibrage;
mise en place de services de flexibilité tels que la participation active de la demande et le stockage en facilitant l’intégration intelligente du secteur de l’énergie par la création de liens avec d’autres vecteurs et secteurs énergétiques;
pour les projets de réseaux gaziers intelligents relevant de la catégorie d’infrastructures énergétiques énoncée à l’annexe II, point 2), le projet contribue de manière significative à la durabilité en assurant l’intégration d’une pluralité de gaz à faibles émissions de carbone, et en particulier renouvelables, notamment lorsqu’ils sont d’origine locale, comme le biométhane ou l’hydrogène renouvelable, dans les systèmes de transport, de distribution ou de stockage de gaz afin de réduire les émissions de gaz à effet de serre, et ce projet contribue de manière significative à la réalisation d’au moins l’un des critères spécifiques suivants:
sécurité du réseau et qualité de l’approvisionnement en améliorant l’efficacité et l’interopérabilité du transport, de la distribution ou des systèmes de stockage du gaz dans l’exploitation quotidienne du réseau, notamment en remédiant aux difficultés dues à l’injection de gaz de différentes qualités;
fonctionnement du marché et services aux consommateurs;
facilitation de l’intégration intelligente du secteur de l’énergie par la création de liens avec d’autres vecteurs et secteurs énergétiques et en permettant la participation active de la demande.
Afin d’assurer la cohérence des méthodes d’évaluation entre les groupes, lors de l’évaluation des projets, chacun groupe prend dûment en compte:
l’urgence et la contribution de chaque proposition de projet au regard de la réalisation des objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et de son objectif de neutralité carbone à l’horizon 2050, d’intégration du marché, de concurrence, de durabilité et de sécurité de l’approvisionnement;
la complémentarité de chaque proposition de projet avec d’autres propositions de projets, notamment des projets concurrents ou potentiellement concurrents;
les synergies possibles avec les corridors et domaines thématiques prioritaires définis dans le cadre des réseaux transeuropéens de transport et de télécommunications;
pour les propositions de projets qui sont, au moment de l’évaluation, des projets inscrits sur la liste de l’Union, les progrès dans leur mise en œuvre et le respect par ceux-ci des obligations en matière d’information et de transparence.
En ce qui concerne les projets de réseaux électriques intelligents et de réseaux gaziers intelligents relevant des catégories d’infrastructures énergétiques énoncées à l’annexe II, point 1) e), et point 2), un classement est réalisé pour les projets qui concernent les deux mêmes États membres, et le nombre d’utilisateurs concernés par le projet est également pleinement pris en compte, tout comme la consommation annuelle d’énergie ainsi que, dans la zone où se trouvent ces utilisateurs, la part de la production obtenue à partir de ressources non appelables.
Article 5
Mise en œuvre et suivi des projets inscrits sur la liste de l’Union
Les promoteurs de projets élaborent un plan de mise en œuvre pour les projets inscrits sur la liste de l’Union, y compris un calendrier pour chacun des éléments suivants:
les études de faisabilité et de conception, y compris en ce qui concerne l’adaptation au changement climatique et le respect de la législation environnementale et du principe consistant à «ne pas causer de préjudice important»;
l’approbation par l’autorité de régulation nationale ou par toute autre autorité concernée;
la construction et la mise en service;
la procédure d’octroi des autorisations visée à l’article 10, paragraphe 6, point b).
Ce rapport précise:
les progrès réalisés dans le développement, la construction et la mise en service du projet, notamment en ce qui concerne la procédure d’octroi des autorisations et la procédure de consultation, ainsi que le respect de la législation environnementale, du principe selon lequel le projet «ne cause pas de préjudice important à l’environnement», et des mesures prises en matière d’adaptation au changement climatique;
le cas échéant, les retards par rapport au plan de mise en œuvre, les raisons de ces retards et les autres difficultés rencontrées;
le cas échéant, un plan révisé visant à remédier aux retards.
Dans des cas dûment justifiés, l’Agence peut demander les informations complémentaires nécessaires à l’accomplissement des tâches qui lui sont dévolues dans le présent paragraphe.
Si la mise en service d’un projet inscrit sur la liste de l’Union est retardée par rapport au plan de mise en œuvre, sans que ce soit pour des raisons impérieuses échappant au contrôle du promoteur du projet, les mesures suivantes s’appliquent:
dès lors que les mesures visées à l’article 22, paragraphe 7, point a), b) ou c), de la directive 2009/73/EC, et à l’article 51, paragraphe 7, point a), b) ou c), de la directive (UE) 2019/944 s’appliquent conformément aux droits nationaux respectifs, les autorités de régulation nationales veillent à ce que l’investissement soit mis en œuvre;
si les mesures des autorités de régulation nationales prévues au point a) ne sont pas applicables, le promoteur du projet choisit, dans un délai de 24 mois à compter de la date de mise en service définie dans le plan de mise en œuvre, un tiers pour réaliser le financement ou la construction de tout ou partie du projet;
si un tiers n’est pas choisi conformément au point b), l’État membre ou, lorsque l’État membre le prévoit, l’autorité de régulation nationale peut désigner, dans un délai de deux mois à compter de la date d’expiration du délai visé au point b), un tiers pour le financement ou la construction du projet, que le promoteur est tenu d’accepter;
si le retard pris par rapport à la date de mise en service prévue dans le plan de mise en œuvre dépasse 26 mois, la Commission, moyennant l’accord des États membres concernés et avec leur pleine coopération, peut lancer un appel à propositions ouvert à tout tiers en mesure de devenir promoteur de projet pour la construction du projet conformément à un calendrier convenu;
lorsque les mesures visées au point c) ou d) s’appliquent, le gestionnaire de réseau dans la zone duquel se situe l’investissement fournit aux opérateurs, aux investisseurs ou aux tiers chargés de la mise en œuvre du projet toutes les informations nécessaires pour réaliser l’investissement, raccorde les nouveaux actifs au réseau de transport ou, le cas échéant, au réseau de distribution et, d’une manière générale, fait tout pour faciliter la mise en œuvre de l’investissement et pour faire en sorte que l’exploitation et l’entretien du projet inscrit sur la liste de l’Union soient réalisés de manière sûre, fiable et efficace.
Toutefois, un projet qui n’est plus inscrit sur la liste de l’Union mais pour lequel un dossier de demande a été accepté pour examen par l’autorité compétente conserve les droits et obligations énoncés au chapitre III, sauf lorsque le projet a été retiré de la liste de l’Union pour les motifs énoncés au paragraphe 8 du présent article.
Article 6
Coordonnateurs européens
Le coordonnateur européen:
promeut les projets pour lesquels il a été désigné coordonnateur européen et favorise le dialogue transfrontière entre les promoteurs de projets et toutes les parties prenantes concernées;
assiste toutes les parties en tant que de besoin en consultant les parties prenantes concernées, en envisageant d’autres acheminements le cas échéant, et en obtenant les permis nécessaires pour les projets;
le cas échéant, conseille les promoteurs de projets sur le financement du projet;
veille à ce que les États membres concernés apportent un soutien approprié et une orientation stratégique pour la préparation et la mise en œuvre des projets;
soumet à la Commission chaque année et, le cas échéant, à la fin de son mandat, un rapport sur l’avancement des projets et sur toute difficulté ou tout obstacle susceptible de retarder notablement la date de mise en service des projets.
La Commission transmet le rapport du coordonnateur européen visé au point e) au Parlement européen et aux groupes concernés.
CHAPITRE III
Octroi des autorisations et participation du public
Article 7
«Statut prioritaire» des projets inscrits sur la liste de l’Union
Le présent paragraphe ne s’applique pas aux projets concurrents ou aux projets qui n’ont pas atteint un degré de maturité suffisant pour fournir une analyse coûts-avantages spécifique du projet conformément à l’annexe III, section 2, point 1) d).
Dans les cas où l’avis de la Commission est requis conformément à la directive 92/43/CEE, la Commission et l’autorité nationale compétente visée à l’article 9 du présent règlement veillent à ce que la décision prise au regard de l’intérêt public majeur d’un projet le soit dans les délais fixés à l’article 10, paragraphes 1 et 2, du présent règlement.
Le présent paragraphe ne s’applique pas aux projets concurrents ou aux projets qui n’ont pas atteint un degré de maturité suffisant pour fournir une analyse coûts-avantages spécifique du projet comme l’indique l’annexe III, section 2, point 1) d).
Article 8
Organisation de la procédure d’octroi des autorisations
Les responsabilités de l’autorité nationale compétente visée au paragraphe 1 ou les tâches qui y sont liées peuvent être déléguées à une autre autorité ou exécutées par une autre autorité pour chaque projet inscrit sur la liste de l’Union ou pour chaque catégorie particulière de projets inscrits sur la liste de l’Union, à condition:
que l’autorité nationale compétente informe la Commission de cette délégation et que les informations contenues dans celle-ci soient publiées par l’autorité nationale compétente ou par le promoteur du projet sur le site internet visé à l’article 9, paragraphe 7;
qu’une seule autorité soit responsable par projet inscrit sur la liste de l’Union, qu’elle soit l’unique point de contact du promoteur du projet dans le cadre de la procédure menant à la décision globale pour un projet inscrit sur la liste de l’Union donné et qu’elle coordonne la soumission de l’ensemble des documents et informations pertinents.
L’autorité nationale compétente peut conserver la responsabilité de fixer des délais, sans préjudice des délais fixés à l’article 10, paragraphes 1 et 2.
Sans préjudice des exigences applicables au titre du droit de l’Union et du droit international, ainsi que, dans la mesure où il ne les contredit pas, du droit national, l’autorité nationale compétente facilite la prise de la décision globale. La décision globale est rendue dans les délais fixés à l’article 10, paragraphes 1 et 2, et conformément à l’un des schémas suivants:
schéma intégré:
la décision globale est prise par l’autorité nationale compétente et constitue la seule décision juridiquement contraignante résultant de la procédure légale d’octroi des autorisations. Lorsque d’autres autorités sont concernées par le projet, elles peuvent, conformément au droit national, contribuer à la procédure en donnant leur avis, lequel est pris en compte par l’autorité nationale compétente;
schéma coordonné:
la décision globale comprend plusieurs décisions individuelles juridiquement contraignantes rendues par plusieurs autorités concernées, qui sont coordonnées par l’autorité nationale compétente. L’autorité nationale compétente peut mettre en place un groupe de travail au sein duquel toutes les autorités concernées sont représentées, de manière à élaborer un planning détaillé pour la procédure d’octroi des autorisations conformément à l’article 10, paragraphe 6, point b), et à contrôler et coordonner sa mise en œuvre. L’autorité nationale compétente fixe, au cas par cas et en consultation avec les autres autorités concernées, le cas échéant conformément au droit national, et sans préjudice des délais fixés à l’article 10, paragraphes 1 et 2, un délai raisonnable dans lequel les décisions individuelles sont rendues. L’autorité nationale compétente peut prendre une décision individuelle pour le compte d’une autre autorité nationale concernée, lorsque cette dernière n’a pas rendu sa décision dans le délai prescrit, ni dûment justifié ce retard; ou, lorsque le droit national le prévoit, et dans la mesure où cela est compatible avec le droit de l’Union, l’autorité nationale compétente peut considérer qu’une autre autorité nationale concernée a, soit approuvé, soit refusé le projet lorsque la décision de ladite autorité n’est pas rendue dans le délai imparti. Lorsque le droit national le prévoit, l’autorité nationale compétente peut ignorer une décision individuelle prise par une autre autorité nationale concernée si elle considère que cette décision est insuffisamment motivée au regard des éléments de preuve sous-jacents soumis par l’autorité nationale concernée; ce faisant, l’autorité nationale compétente veille à ce que les exigences requises au titre du droit de l’Union et du droit international soient respectées, et elle motive sa décision;
schéma collaboratif:
la décision globale est coordonnée par l’autorité nationale compétente. L’autorité nationale compétente fixe, au cas par cas et en consultation avec les autres autorités concernées, le cas échéant conformément au droit national, et sans préjudice des délais fixés à l’article 10, paragraphes 1 et 2, un délai raisonnable dans lequel les décisions individuelles sont rendues. Elle contrôle le respect des délais par les autorités concernées.
Les États membres appliquent ces schémas d’une manière qui, conformément au droit national, contribue à ce que la décision globale soit prise de la manière la plus efficace possible et en temps utile.
La compétence des autorités concernées peut être intégrée dans la compétence de l’autorité nationale compétente désignée conformément au paragraphe 1, ou les autorités concernées peuvent conserver, dans une certaine mesure, leur compétence indépendante conformément au schéma d’autorisation choisi par l’État membre conformément au présent paragraphe, afin de faciliter la prise de la décision globale et de coopérer en conséquence avec l’autorité nationale compétente.
Lorsqu’une autorité concernée estime qu’elle ne pourra rendre une décision individuelle dans le délai prescrit, elle en informe immédiatement l’autorité nationale compétente et motive ce retard. Par la suite, l’autorité nationale compétente fixe un nouveau délai dans lequel cette décision individuelle est rendue, conformément aux délais globaux fixés à l’article 10, paragraphes 1 et 2.
Les États membres choisissent parmi les trois schémas visés au premier alinéa, points a), b) et c), pour faciliter et coordonner leurs procédures et appliquent le schéma le plus efficace compte tenu des spécificités nationales en matière de planification et de procédures d’octroi des autorisations. Lorsqu’un État membre choisit le schéma collaboratif, il informe la Commission des motifs de ce choix.
Article 9
Transparence et participation du public
Lorsque le promoteur du projet a l’intention d’apporter des changements importants à un concept de participation du public approuvé, il en informe l’autorité nationale compétente. Dans ce cas, l’autorité nationale compétente peut demander des modifications.
Le promoteur du projet prépare un rapport synthétisant les résultats des activités liées à la participation du public qui se sont déroulées avant la soumission du dossier de demande, y compris les activités qui ont eu lieu avant le début de la procédure d’octroi des autorisations.
Le promoteur du projet présente les rapports visés aux premier et deuxième alinéas en même temps que le dossier de demande à l’autorité nationale compétente. La décision globale tient dûment compte des résultats de ces rapports.
En outre, les promoteurs de projets publient les informations pertinentes par d’autres moyens d’information appropriés ouverts au public.
Article 10
Durée et mise en œuvre de la procédure d’octroi des autorisations
La procédure d’octroi des autorisations comprend deux procédures:
la procédure de demande préalable, qui a lieu dans un délai indicatif de vingt-quatre mois et couvre la période comprise entre le début de la procédure d’octroi des autorisations et l’acceptation par l’autorité nationale compétente du dossier de demande soumis; et
la procédure légale d’octroi des autorisations, qui n’excède pas une durée de dix-huit mois et couvre la période qui débute à la date d’acceptation du dossier de demande présenté et se termine lorsque la décision globale est prise.
En ce qui concerne le point b) du premier alinéa, les États membres peuvent, le cas échéant, prévoir une procédure légale d’octroi des autorisations d’une durée inférieure à dix-huit mois.
Toutefois, lorsque l’autorité nationale compétente considère que l’une des procédures ou les deux ne seront pas achevées avant l’expiration des délais visés au paragraphe 1, elle peut, avant leur expiration et au cas par cas, prolonger l’un des délais ou les deux. L’autorité nationale compétente ne peut prolonger la durée combinée des deux procédures de plus de neuf mois, sauf circonstances exceptionnelles.
Lorsque l’autorité nationale compétente prolonge les délais, elle informe le groupe concerné et présente à ce dernier les mesures prises ou à prendre pour conclure la procédure d’octroi des autorisations dans le délai le plus bref possible. Le groupe peut demander que l’autorité nationale compétente lui rende compte régulièrement de l’évolution de la situation à cet égard ainsi que des motifs de tout retard.
Dans un délai de trois mois suivant la réception de la notification, l’autorité nationale compétente accepte ou, si elle considère la maturité du projet insuffisante pour lancer la procédure d’octroi des autorisations, rejette la notification par écrit, y compris au nom d’autres autorités concernées. En cas de rejet, l’autorité nationale compétente motive sa décision, y compris au nom d’autres autorités concernées. La date à laquelle l’autorité nationale compétente signe la décision d’acceptation de la notification marque la date du début de la procédure d’octroi des autorisations. Lorsque plusieurs États membres sont concernés, la date d’acceptation de la dernière notification par l’autorité nationale compétente marque la date du début de la procédure d’octroi des autorisations.
Les autorités nationales compétentes veillent à ce que la procédure d’octroi des autorisations soit accélérée conformément au présent chapitre pour chaque catégorie de projets d’intérêt commun. À cette fin, les autorités nationales compétentes adaptent leurs exigences pour le début de la procédure d’octroi des autorisations et pour l’acceptation du dossier de demande présenté, afin qu’elles soient adaptées aux projets qui, en raison de leur nature, de leur taille ou de l’absence d’exigence d’une évaluation des incidences environnementales en vertu du droit national, pourraient nécessiter moins d’autorisations et d’approbations pour atteindre la phase «prêt à construire». Les États membres peuvent décider que la procédure de demande préalable visée aux paragraphes 1 et 6 du présent article n’est pas nécessaire pour les projets visés au présent alinéa.
Dans les circonstances décrites au premier alinéa du présent paragraphe, la prolongation visée au paragraphe 2, deuxième alinéa, est réduite à six mois, sauf circonstances exceptionnelles, y compris pour la procédure visée au présent paragraphe.
La procédure de demande préalable comprend les étapes suivantes:
dans les meilleurs délais et au plus tard six mois après la notification en vertu du paragraphe 3, premier alinéa, l’autorité nationale compétente détermine, en se fondant sur la liste de contrôle visée à l’annexe VI, point 1) e), et en coopération étroite avec les autres autorités concernées, et le cas échéant sur la base d’une proposition du promoteur du projet, la portée du rapport et des documents et le degré de détail des informations que devra soumettre le promoteur du projet dans son dossier de demande, en vue de demander la décision globale;
l’autorité nationale compétente élabore, en coopération étroite avec le promoteur du projet et les autres autorités concernées, et en tenant compte des résultats des activités réalisées au titre du point a) du présent paragraphe, un planning détaillé de la procédure d’octroi des autorisations, conformément aux orientations énoncées à l’annexe VI, point 2);
à la réception du projet de dossier de demande, l’autorité nationale compétente, si nécessaire, en son nom ou au nom d’autres autorités concernées, demande au promoteur du projet d’apporter les informations manquantes relatives aux éléments demandés visés au point a).
La procédure de demande préalable inclut la préparation de tout rapport environnemental devant être préparé par les promoteurs de projets, le cas échéant, y compris la documentation relative à l’adaptation au changement climatique.
Dans un délai de trois mois suivant la transmission des informations manquantes visées au premier alinéa, point c), l’autorité compétente accepte d’examiner la demande sous forme écrite ou au format numérique, ce qui marque le début de la procédure légale d’octroi des autorisations visée au paragraphe 1, point b). Toute demande d’informations complémentaires doit être justifiée par des circonstances nouvelles.
Les délais fixés au présent article pour toute procédure d’octroi des autorisations sont sans préjudice de tout délai plus court fixé par les États membres.
CHAPITRE IV
Planification intersectorielle des infrastructures
Article 11
Analyse des coûts et avantages pour l’ensemble du système énergétique
Les méthodes visées au premier alinéa du présent paragraphe sont définies conformément aux principes établis à l’annexe V, sont fondées sur des hypothèses communes permettant de comparer les projets et sont conformes aux objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière de climat et d’énergie et à son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050 ainsi qu’aux règles et indicateurs visés à l’annexe IV.
Les méthodes visées au premier alinéa du présent paragraphe sont appliquées à l’élaboration de chaque plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union défini par la suite par le REGRT pour l’électricité, en vertu de l’article 30 du règlement (UE) 2019/943, ou par le REGRT pour le gaz, en vertu de l’article 8 du règlement (CE) no 715/2009.
Au plus tard le 24 avril 2023, le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz publient et soumettent aux États membres, à la Commission et à l’Agence leurs projets cohérents de méthode par secteur respectifs, après avoir recueilli les contributions des parties prenantes concernées dans le cadre de la consultation visée au paragraphe 2.
Dans un délai de trois mois suivant la publication des projets préliminaires de méthode au titre du premier alinéa, toute partie prenante visée audit alinéa peut soumettre une recommandation.
Le conseil scientifique consultatif européen sur le changement climatique établi au titre de l’article 10 bis du règlement (CE) no 401/2009 du Parlement européen et du Conseil ( 2 ) peut, de sa propre initiative, rendre un avis au sujet des projets de méthode.
Le cas échéant, les États membres et les parties prenantes visées au premier alinéa soumettent et rendent publiques leurs recommandations, et le conseil scientifique consultatif européen sur le changement climatique soumet son avis à l’Agence et, le cas échéant, au REGRT pour l’électricité et au REGRT pour le gaz et le rend public.
La procédure de consultation est ouverte et transparente et a lieu en temps utile. Le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz élaborent un rapport sur la consultation, qui est rendu public.
Lorsque le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz ne tiennent pas compte, ou tiennent compte seulement en partie, des recommandations des États membres ou des parties prenantes, ainsi que des autorités nationales, ou de l’avis du conseil scientifique consultatif européen sur le changement climatique, ils motivent cette décision.
L’Agence publie les premiers indicateurs pour les catégories d’infrastructures énergétiques visées à l’annexe II, points 1), 2) et 3), au plus tard le 24 avril 2023, dans la mesure où des données sont disponibles pour calculer des indicateurs et des valeurs de référence solides. Ces valeurs de référence peuvent être utilisées par le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz pour analyser les coûts et les avantages des plans décennaux de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union élaborés par la suite.
L’Agence publie les premiers indicateurs pour les catégories d’infrastructures énergétiques visées à l’annexe II, points 4) et 5), au plus tard le 24 avril 2025.
Article 12
Scénarios pour les plans décennaux de développement du réseau
Les orientations établissent des critères pour une élaboration de scénarios transparente, non discriminatoire et solide, tenant compte des bonnes pratiques en matière d’évaluation des infrastructures et de planification du développement du réseau. Les orientations visent également à faire en sorte que les scénarios sous-jacents du REGRT pour l’électricité et du REGRT pour le gaz soient pleinement conformes au principe de primauté de l’efficacité énergétique, aux objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière de climat et d’énergie et à son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050 et prennent en considération les derniers scénarios disponibles de la Commission ainsi que, le cas échéant, les plans nationaux en matière d’énergie et de climat.
Le conseil scientifique consultatif européen sur le changement climatique peut, de sa propre initiative, formuler des recommandations sur la manière d’assurer la conformité des scénarios avec les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et avec l’objectif de neutralité climatique de l’Union à l’horizon 2050. L’Agence tient dûment compte de cette contribution dans les orientations-cadres visées au premier alinéa.
Lorsque l’Agence ne tient pas compte, ou tient compte seulement en partie, des recommandations de États membres, des parties prenantes et du conseil scientifique consultatif européen sur le changement climatique, elle motive cette décision.
Les scénarios communs comprennent également une perspective à long terme jusqu’en 2050 et prévoient, le cas échéant, des étapes intermédiaires.
Le conseil scientifique consultatif européen sur le changement climatique peut, de sa propre initiative, rendre un avis sur le rapport sur les scénarios communs.
Dans le même délai, le conseil scientifique consultatif européen sur le changement climatique peut, de sa propre initiative, rendre un avis sur la conformité des scénarios avec les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et avec l’objectif de neutralité climatique de l’Union à l’horizon 2050.
Le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz motivent la manière dont toute demande de modification formulée par la Commission a été traitée.
Si la Commission n’approuve pas le rapport sur les scénarios communs, elle transmet un avis motivé au REGRT pour l’électricité et au REGRT pour le gaz.
Article 13
Recensement des lacunes en matière d’infrastructures
Dans le cadre de l’évaluation des lacunes en matière d’infrastructures, le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz fondent leur analyse sur les scénarios visés à l’article 12, mettent en œuvre le principe de primauté de l’efficacité énergétique et examinent en priorité toutes les solutions pertinentes qui ne nécessitent pas de nouvelles infrastructures. Dans le cadre de l’examen de nouvelles solutions en matière d’infrastructures, l’évaluation des lacunes en matière d’infrastructures tient compte de tous les coûts pertinents, y compris les renforcements du réseau.
L’évaluation des lacunes en matière d’infrastructures porte une attention particulière aux lacunes d’infrastructures susceptibles d’entraver la réalisation des objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et de son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050.
Avant de publier leurs rapports respectifs, le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz réalisent une large consultation associant toutes les parties prenantes concernées, y compris l’entité des GRD de l’Union, les associations concernées par les marchés de l’électricité, du gaz et de l’hydrogène, du chauffage et du refroidissement, les parties prenantes du domaine de la capture et du stockage du carbone et du domaine de la capture et de l’utilisation du carbone, les agrégateurs indépendants, les opérateurs de modulation de la consommation, les organisations concernées par les solutions d’efficacité énergétique, les associations de consommateurs d’énergie, les représentants de la société civile, l’Agence et tous les représentants des États membres concernés par les corridors prioritaires des infrastructures énergétiques définis à l’annexe I.
CHAPITRE V
Réseaux en mer pour l’intégration des énergies renouvelables
Article 14
Planification des réseaux en mer
Cet accord non contraignant est établi par écrit en ce qui concerne chaque bassin maritime lié au territoire des États membres et s’entend sans préjudice du droit des États membres de mettre en place des projets dans leurs eaux territoriales et leur zone économique exclusive. La Commission élabore des orientations relatives au travail au sein des groupes.
Dans le cadre de l’élaboration des plans stratégiques de haut niveau de développement du réseau intégré en mer selon le calendrier prévu au paragraphe 1, le REGRT pour l’électricité tient compte des accords non contraignants visés au paragraphe 1 pour l’élaboration des scénarios du plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union.
Les plans stratégiques de haut niveau de développement du réseau intégré en mer fournissent des perspectives de haut niveau sur le potentiel des capacités de production en mer et les besoins de réseau en mer qui en résultent, notamment les besoins éventuels en matière d’interconnexions, de projets hybrides, de connexions radiales, de renforcements et d’infrastructures pour l’hydrogène.
Article 15
Partage transfrontière des coûts liés aux réseaux en mer pour les énergies renouvelables
CHAPITRE VI
Cadre réglementaire
Article 16
Réalisation d’investissements ayant une incidence transfrontière
Les projets relevant de la catégorie d’infrastructures énergétiques visée à l’annexe II, point 1) e), et point 2), peuvent bénéficier des dispositions du présent article lorsqu’au moins un promoteur de projets demande aux autorités nationales compétentes que le présent article soit appliqué.
Lorsqu’un projet compte plusieurs promoteurs de projets, les autorités de régulation nationales compétentes demandent sans tarder à tous les promoteurs de projets de soumettre conjointement la demande d’investissement conformément au paragraphe 4.
Dès qu’un tel projet d’intérêt commun a atteint une maturité suffisante et lorsqu’on estime qu’il est prêt à entrer dans sa phase de construction au cours des 36 prochains mois, les promoteurs de projets, après avoir consulté les GRT des États membres sur lesquels le projet a une incidence nette positive importante, soumettent une demande d’investissement. Cette demande d’investissement inclut une demande de répartition transfrontière des coûts et est soumise à toutes les autorités de régulation nationales compétentes concernées, accompagnée de tous les éléments suivants:
une analyse coûts-avantages actualisée spécifique du projet, conforme à la méthode établie en vertu de l’article 11 et tenant compte des avantages au-delà des frontières des États membres sur le territoire desquels le projet est situé, en prenant en considération à tout le moins les scénarios communs établis aux fins de la planification du développement du réseau visés à l’article 12. Lorsque des scénarios supplémentaires sont utilisés, ils s’inscrivent dans les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050 et font l’objet du même niveau de consultation et d’examen que la procédure prévue à l’article 12. L’Agence est compétente pour évaluer tout scénario supplémentaire et en garantir la conformité avec le présent paragraphe;
un plan d’affaires dans lequel est évaluée la viabilité financière du projet, qui comprend la solution de financement choisie et, pour un projet d’intérêt commun relevant de la catégorie d’infrastructures énergétiques visée à l’annexe II, point 3), les résultats des consultations des acteurs du marché;
lorsque les promoteurs de projets en conviennent, une proposition circonstanciée de répartition transfrontière des coûts.
Lorsqu’un projet est soutenu par plusieurs promoteurs de projets, ceux-ci soumettent leur demande d’investissement conjointement.
Les autorités de régulation nationales compétentes transmettent à l’Agence, dès réception et sans tarder, une copie de chaque demande d’investissement à titre d’information.
Les autorités de régulation nationales compétentes et l’Agence veillent à préserver la confidentialité des informations commercialement sensibles.
Dans le cadre de la répartition des coûts, les autorités de régulation nationales compétentes prennent en compte les chiffres réels ou estimés:
des recettes provenant de la gestion de la congestion ou d’autres redevances;
des recettes provenant du mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport institué en application de l’article 49 du règlement (UE) 2019/943.
La répartition transfrontière des coûts tient compte des coûts et avantages économiques, sociaux et environnementaux des projets dans les États membres concernés, ainsi que de la nécessité de garantir un cadre de financement stable pour le développement de projets d’intérêt commun tout en réduisant au minimum les besoins d’aide financière.
Dans le cadre de la répartition transfrontière des coûts, les autorités de régulation nationales compétentes, après consultation des GRT concernés, s’efforcent d’obtenir un commun accord sur la base, entre autres, des informations précisées au paragraphe 4, premier alinéa, points a) et b), du présent article. Leur évaluation porte sur tous les scénarios pertinents visés à l’article 12 et d’autres scénarios ayant trait à la planification du développement du réseau, de sorte à aboutir à une analyse solide de la contribution du projet d’intérêt commun aux objectifs de la politique énergétique de l’Union en matière de décarbonation, d’intégration du marché, de concurrence, de durabilité et de sécurité de l’approvisionnement. Lorsque des scénarios supplémentaires sont utilisés, ils s’inscrivent dans les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050 et font l’objet du même niveau de consultation et d’examen que la procédure prévue à l’article 12.
Lorsqu’un projet d’intérêt commun atténue des externalités négatives, telles que les flux de bouclage, et que ce projet d’intérêt commun est mis en œuvre dans l’État membre à l’origine de l’externalité négative, cette atténuation n’est pas considérée comme un avantage transfrontière et ne constitue donc pas un fondement pour l’attribution de coûts au GRT des États membres concernés par ces externalités négatives.
Les autorités de régulation nationales compétentes notifient sans tarder à l’Agence la décision de répartition des coûts, accompagnée de toutes les informations pertinentes y afférentes. La décision de répartition des coûts énonce notamment les justifications détaillées qui sous-tendent la répartition des coûts entre les États membres, telles que:
une évaluation de l’incidence recensée sur chacun des États membres concernés, y compris celle concernant les tarifs de réseau;
une évaluation du plan d’affaires visé au paragraphe 4, premier alinéa, point b);
les externalités positives à l’échelle régionale ou à celle de l’Union, telles que la sécurité de l’approvisionnement, la flexibilité du système, la solidarité ou l’innovation, susceptibles d’être générées par le projet;
le résultat de la consultation des promoteurs de projets concernés.
La décision de répartition des coûts est publiée.
Dans ce cas, ou à la demande conjointe des autorités de régulation nationales compétentes, la décision concernant la demande d’investissement qui comprend la répartition transfrontière des coûts visée au paragraphe 5 est prise par l’Agence dans les trois mois à compter de la date à laquelle elle a été sollicitée.
Avant de prendre une telle décision, l’Agence consulte les autorités de régulation nationales compétentes et les promoteurs de projets. Le délai de trois mois visé au deuxième alinéa peut être prolongé de deux mois si l’Agence sollicite un complément d’informations. Ce délai supplémentaire court à compter du jour suivant celui de la réception des informations complètes.
L’évaluation de l’Agence porte sur tous les scénarios pertinents établis au titre de l’article 12 ainsi que d’autres scénarios de planification du développement du réseau, de sorte à aboutir à une analyse solide de la contribution du projet d’intérêt commun aux objectifs de la politique énergétique de l’Union en matière de décarbonation, d’intégration du marché, de concurrence, de durabilité et de sécurité de l’approvisionnement. Lorsque des scénarios supplémentaires sont utilisés, ils s’inscrivent dans les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050 et font l’objet du même niveau de consultation et d’examen que la procédure prévue à l’article 12.
L’Agence, dans sa décision sur la demande d’investissement, qui comprend la répartition transfrontière des coûts, laisse aux autorités nationales compétentes la possibilité de déterminer la manière dont les coûts d’investissement sont inclus dans les tarifs conformément à la répartition transfrontière des coûts prévue au moment de la mise en œuvre de la décision dans le respect du droit national.
La décision concernant la demande d’investissement, qui comprend la répartition transfrontière des coûts, est publiée. L’article 25, paragraphe 3, l’article 28 et l’article 29 du règlement (UE) 2019/942 s’appliquent.
Le présent article ne s’applique pas aux projets d’intérêt commun bénéficiant d’une dérogation:
aux articles 32, 33 et 34 et à l’article 41, paragraphes 6, 8 et 10, de la directive 2009/73/CE, en vertu de l’article 36 de ladite directive;
à l’article 19, paragraphes 2 et 3, du règlement (UE) 2019/943 ou à l’article 6, à l’article 59, paragraphe 7, et à l’article 60, paragraphe 1, de la directive (UE) 2019/944, en vertu de l’article 63 du règlement (UE) 2019/943;
aux règles relatives à la dissociation ou à l’accès des tiers en vertu de l’article 17 du règlement (CE) no 714/2009 du Parlement européen et du Conseil ( 3 ) ou de l’article 64 du règlement (UE) 2019/943 et de l’article 66 de la directive (UE) 2019/944.
Article 17
Incitations réglementaires
Le premier alinéa ne s’applique pas lorsque le projet d’intérêt commun bénéficie d’une dérogation:
aux articles 32, 33 et 34 et à l’article 41, paragraphes 6, 8 et 10, de la directive 2009/73/CE, en vertu de l’article 36 de ladite directive;
à l’article 19, paragraphes 2 et 3, du règlement (UE) 2019/943 ou à l’article 6, à l’article 59, paragraphe 7, et à l’article 60, paragraphe 1, de la directive (UE) 2019/944, en vertu de l’article 63 du règlement (UE) 2019/943;
en vertu de l’article 36 de la directive 2009/73/CE;
en vertu de l’article 17 du règlement (CE) no 714/2009.
La décision d’accorder les incitations tient compte de la nature spécifique du risque encouru et peut accorder des incitations couvrant, notamment, l’une ou plusieurs des mesures suivantes:
les règles relatives aux investissements réalisés par anticipation;
les règles relatives à la reconnaissance des coûts engagés efficacement avant la mise en service du projet;
les règles relatives à l’obtention d’un rendement supplémentaire sur le capital investi dans le projet;
toute autre mesure jugée nécessaire et appropriée.
Au plus tard le 24 juin 2023, l’Agence, en tenant dûment compte des informations reçues en vertu du paragraphe 4 du présent article, facilite l’échange des bonnes pratiques et formule des recommandations conformément à l’article 6, paragraphe 2, du règlement (UE) 2019/942 en ce qui concerne les deux éléments suivants:
les incitations visées au paragraphe 1, sur la base d’un référencement des bonnes pratiques par les autorités de régulation nationales;
une méthode commune d’évaluation des risques plus élevés générés par des investissements réalisés dans des projets d’infrastructures énergétiques.
CHAPITRE VII
Financement
Article 18
Éligibilité des projets à une aide financière de l’Union au titre du règlement (UE) 2021/1153
Les projets d’intérêt commun relevant des catégories d’infrastructure énergétique prévues à l’article 24 et à l’annexe II, point 1), a), b), c), d) et f), et à l’annexe II, point 3), sont également éligibles à une aide financière de l’Union sous la forme de subventions pour des travaux lorsqu’ils répondent à tous les critères suivants:
l’analyse coûts-avantages spécifique du projet établie en vertu de l’article 16, paragraphe 4, point a), apporte des éléments de preuve concernant l’existence d’externalités positives significatives, telles que la sécurité de l’approvisionnement, la flexibilité du système, la solidarité ou l’innovation;
le projet a bénéficié d’une décision de répartition transfrontière des coûts en vertu de l’article 16, ou, pour les projets d’intérêt commun relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique prévue à l’annexe II, point 3), lorsqu’ils ne relèvent pas de la compétence des autorités de régulation nationales et ne bénéficient donc pas d’une décision de répartition transfrontière des coûts, le projet vise à fournir des services transfrontières, à apporter une innovation technologique et à assurer la sécurité de l’exploitation transfrontière du réseau;
le projet ne peut pas être financé par le marché ou par le cadre réglementaire conformément au plan d’affaires et aux autres évaluations, en particulier celles effectuées par des investisseurs, des créanciers potentiels ou l’autorité de régulation nationale, compte tenu de toute décision relative aux incitations et des motifs visés à l’article 17, paragraphe 2, lors de l’évaluation de la nécessité d’une aide financière de l’Union.
Les projets d’intérêt mutuel sont éligibles à une aide financière de l’Union dans les conditions énoncées à l’article 5, paragraphe 2, du règlement (UE) 2021/1153. En ce qui concerne les subventions de travaux, les projets d’intérêt mutuel sont éligibles à une aide financière de l’Union pour autant qu’ils remplissent les critères énoncés au paragraphe 2 du présent article et que le projet contribue à la réalisation des objectifs généraux de l’Union en matière d’énergie et de climat.
Article 19
Orientations relatives aux critères d’attribution d’une aide financière de l’Union
Les critères spécifiques énoncés à l’article 4, paragraphe 3, du présent règlement et les paramètres prévus à l’article 4, paragraphe 5, du présent règlement s’appliquent aux fins de la définition des critères d’attribution d’une aide financière de l’Union dans le règlement (UE) 2021/1153. Pour les projets d’intérêt commun relevant de l’article 24 du présent règlement, les critères d’intégration du marché, de sécurité d’approvisionnement, de concurrence et de durabilité s’appliquent.
CHAPITRE VIII
Dispositions finales
Article 20
Exercice de la délégation
Article 21
Rapports et évaluation
Au plus tard le 30 juin 2027, la Commission publie un rapport sur la mise en œuvre des projets sur la liste de l’Union et le soumet au Parlement européen et au Conseil. Ce rapport fournit une évaluation des points suivants:
les progrès réalisés en matière de planification, de développement, de construction et de mise en service des projets sur la liste de l’Union, et, le cas échéant, les retards dans la mise en œuvre et les autres difficultés rencontrées;
les fonds engagés et versés par l’Union pour des projets sur la liste de l’Union, par rapport à la valeur totale des projets sur la liste de l’Union financés;
les progrès réalisés en matière d’intégration des sources d’énergie renouvelables, y compris les sources marines d’énergie renouvelable et de réduction des émissions de gaz à effet de serre grâce à la planification, au développement, à la construction et à la mise en service des projets sur la liste de l’Union;
pour les secteurs de l’électricité et des gaz renouvelables ou à faibles émissions de carbone, y compris l’hydrogène, l’évolution du degré d’interconnexion entre les États membres, l’évolution correspondante des prix de l’énergie ainsi que le nombre de défaillances du système de réseau, leurs causes et les coûts économiques correspondants;
la procédure d’octroi des autorisations et la participation du public, en particulier:
la durée totale moyenne et maximale de la procédure d’octroi des autorisations applicable aux projets sur la liste de l’Union, y compris la durée de chaque étape de la procédure de demande préalable, par rapport au calendrier prévu pour les grandes étapes initiales visées à l’article 10, paragraphe 6;
le degré d’opposition rencontré par les projets sur la liste de l’Union, notamment le nombre d’objections écrites reçues durant la procédure de consultation publique et le nombre de recours en justice;
les meilleures pratiques et les pratiques innovantes en ce qui concerne la participation des parties prenantes;
les meilleures pratiques et les pratiques innovantes en ce qui concerne l’atténuation des incidences environnementales, y compris l’adaptation au changement climatique, pendant les procédures d’octroi des autorisations et la mise en œuvre des projets;
l’efficacité des schémas prévus à l’article 8, paragraphe 3, quant au respect des échéances fixées au titre de l’article 10, paragraphes 1 et 2.
le traitement réglementaire, en particulier:
le nombre de projets d’intérêt commun ayant reçu une décision de répartition transfrontière des coûts en vertu de l’article 16;
le nombre et le type de projets d’intérêt commun qui ont bénéficié d’incitations spécifiques en vertu de l’article 17;
l’efficacité du présent règlement quant à sa contribution aux objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et à la réalisation de la neutralité climatique d’ici à 2050 au plus tard.
Article 22
Réexamen
Au plus tard le 30 juin 2027, la Commission procède à un réexamen du présent règlement, sur la base des résultats des rapports et évaluations prévus à l’article 21 du présent règlement, ainsi que des rapports de suivi, d’information et d’évaluation réalisés conformément aux articles 22 et 23 du règlement (UE) 2021/1153.
Article 23
Information et publicité
La Commission met en place et entretient une plateforme de transparence aisément accessible au grand public par l’intermédiaire de l’internet. La plateforme est régulièrement mise à jour à l’aide des informations provenant des rapports visés à l’article 5, paragraphe 4, et du site internet visé à l’article 9, paragraphe 7. Elle comprend les informations suivantes:
des informations générales, à jour, y compris des informations géographiques, pour chaque projet sur la liste de l’Union;
le plan de mise en œuvre prévu à l’article 5, paragraphe 1, pour chaque projet sur la liste de l’Union, présenté d’une manière qui permette d’évaluer l’avancement de la mise en œuvre à tout moment;
les principaux avantages attendus et la contribution aux objectifs visés à l’article 1er, paragraphe 1, et les coûts des projets, à l’exception de toute information commercialement sensible;
la liste de l’Union;
les fonds alloués et versés par l’Union pour chaque projet sur la liste de l’Union;
les liens avec le manuel de procédures national visé à l’article 9;
les études et plans de bassin maritime existants pour chaque corridor prioritaire de réseaux en mer, sans porter atteinte à des droits de propriété intellectuelle.
Article 24
Dérogation pour les interconnexions pour Chypre et Malte
Dans le cas de Chypre et de Malte, qui ne sont pas interconnectés au réseau transeuropéen de gaz, une dérogation à l’article 3, à l’article 4, paragraphe 1, points a) et b), à l’article 4, paragraphe 5, à l’article 16, paragraphe 4, point a), et aux annexes I, II et III s’applique, sans préjudice de l’article 32, paragraphe 2. Une interconnexion pour chacun de ces États membres maintient son statut de projet d’intérêt commun au titre du présent règlement, avec tous les droits et obligations pertinents, lorsque cette interconnexion:
est en cours de développement ou de planification le 23 juin 2022;
a obtenu le statut de projet d’intérêt commun au titre du règlement (UE) no 347/2013; et
est nécessaire pour assurer une interconnexion permanente de ces États membres au réseau transeuropéen de gaz.
Ces projets assurent à l’avenir la possibilité d’accéder à de nouveaux marchés de l’énergie, y compris l’hydrogène.
La Commission vérifie régulièrement cette évaluation et ce calcul, ainsi que la mise en œuvre du projet en temps utile.
Article 25
Modification du règlement (CE) no 715/2009
À l’article 8, paragraphe 10, du règlement (CE) no 715/2009, le premier alinéa est remplacé par le texte suivant:
Article 26
Modification du règlement (UE) 2019/942
À l’article 11 du règlement (UE) 2019/942, les points c) et d) sont remplacés par le texte suivant:
exécute les obligations énoncées à l’article 5, à l’article 11, paragraphe 3 et paragraphes 6 à 9, aux articles 12, 13 et 17 ainsi qu’à l’annexe III, section 2, point 12), du règlement (UE) 2022/869. du Parlement européen et du Conseil ( *1 );
prend des décisions sur des demandes d’investissement comprenant la répartition transfrontière des coûts conformément à l’article 16, paragraphe 7, du règlement (UE) 2022/869.
Article 27
Modification du règlement (UE) 2019/943
À l’article 48, paragraphe 1, du règlement (UE) 2019/943, le premier alinéa est remplacé par le texte suivant:
Article 28
Modification de la directive 2009/73/CE
À l’article 41, paragraphe 1, de la directive 2009/73/UE, le point suivant est ajouté:
exécuter les obligations énoncées à l’article 3, à l’article 5, paragraphe 7, et aux articles 14 à 17 du règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil ( *2 ).
Article 29
Modification de la directive (UE) 2019/944
À l’article 59, paragraphe 1, de la directive (UE) 2019/944, le point suivant est ajouté:
exécuter les obligations énoncées à l’article 3, à l’article 5, paragraphe 7, et aux articles 14 à 17 du règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil ( *3 );
Article 30
Dispositions transitoires
Le présent règlement n’affecte en rien l’octroi, la poursuite ou la modification de l’aide financière octroyée par la Commission en vertu du règlement (UE) no 1316/2013 du Parlement européen et du Conseil ( 4 ).
Le chapitre III ne s’applique pas aux projets d’intérêt commun qui sont entrés dans la procédure d’octroi des autorisations et pour lesquels un promoteur de projet a présenté un dossier de demande avant le 16 novembre 2013.
Article 31
Période transitoire
Article 32
Abrogation
Article 33
Entrée en vigueur
Le présent règlement entre en vigueur le vingtième 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.
ANNEXE I
CORRIDORS ET DOMAINES PRIORITAIRES EN MATIÈRE D’INFRASTRUCTURES ÉNERGÉTIQUES
(visés à l’article 1er, paragraphe 1)
Le présent règlement s’applique aux corridors et domaines prioritaires suivants en matière d’infrastructures énergétiques transeuropéennes:
1. CORRIDORS PRIORITAIRES DANS LE SECTEUR DE L’ÉLECTRICITÉ
1) Interconnexions électriques Nord-Sud en Europe de l’Ouest: interconnexions entre les États membres de la région et avec la zone méditerranéenne, péninsule ibérique comprise, en vue notamment d’intégrer l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables, de renforcer les infrastructures des réseaux intérieurs pour favoriser l’intégration des marchés dans la région et mettre fin à l’isolement de l’Irlande, et pour assurer les prolongations à terre nécessaires des réseaux en mer pour les énergies renouvelables et le renforcement des réseaux nationaux nécessaires pour garantir un réseau de transport adéquat et fiable et pour fournir l’électricité produite en mer aux États membres enclavés.
États membres concernés: Belgique, Danemark, Allemagne, Irlande, Espagne, France, Italie, Luxembourg, Malte, Pays-Bas, Autriche et Portugal.
2) Interconnexions électriques Nord-Sud en Europe centrale et en Europe du Sud-Est: interconnexions et lignes intérieures dans les directions Nord-Sud et Est-Ouest en vue de compléter le marché intérieur et d’intégrer la production issue de sources d’énergie renouvelables et mettre fin à l’isolement de Chypre, et pour assurer les prolongations à terre nécessaires des réseaux en mer pour les énergies renouvelables et le renforcement des réseaux nationaux nécessaires pour garantir un réseau de transport adéquat et fiable et pour fournir l’électricité produite en mer aux États membres enclavés.
États membres concernés: Bulgarie, Tchéquie, Allemagne, Croatie, Grèce, Chypre, Italie, Hongrie, Autriche, Pologne, Roumanie, Slovénie et Slovaquie.
3) Plan d’interconnexion des marchés énergétiques de la Baltique dans le secteur de l’électricité: interconnexions entre les États membres et les lignes intérieures dans la région de la Baltique en vue de favoriser l’intégration des marchés tout en intégrant dans la région des parts croissantes d’énergies renouvelables.
États membres concernés: Danemark, Allemagne, Estonie, Lettonie, Lituanie, Pologne, Finlande et Suède.
2. CORRIDORS PRIORITAIRES DU RÉSEAU EN MER
4) Réseaux dans les mers septentrionales: développement d’un réseau électrique en mer, développement de réseaux électriques ainsi que, le cas échéant, d’hydrogène, intégrés en mer et des interconnexions correspondantes dans la mer du Nord, la mer d’Irlande, la mer Celtique, la Manche et les mers voisines en vue de transporter l’électricité ou, le cas échéant, l’hydrogène, depuis les sources d’énergie renouvelables en mer vers les centres de consommation et de stockage ou d’accroître les échanges transfrontières d’énergie renouvelable.
États membres concernés: Belgique, Danemark, Allemagne, Irlande, France, Luxembourg, Pays-Bas et Suède.
5) Plan d’interconnexion des marchés énergétiques de la Baltique pour les réseaux en mer: développement d’un réseau électrique en mer, développement de réseaux électriques ainsi que, le cas échéant, d’hydrogène, intégrés en mer et des interconnexions correspondantes dans la mer Baltique et les mers voisines en vue de transporter l’électricité ou, le cas échéant, l’hydrogène, depuis les sources d’énergie renouvelables en mer vers les centres de consommation et de stockage ou d’accroître les échanges transfrontières d’énergie renouvelable.
États membres concernés: Danemark, Allemagne, Estonie, Lettonie, Lituanie, Pologne, Finlande et Suède.
6) Réseaux dans les mers méridionales et occidentales: développement d’un réseau électrique en mer, développement de réseaux électriques ainsi que, le cas échéant d’hydrogène, intégrés en mer et des interconnexions correspondantes dans la mer Méditerranée, y compris le Golfe de Cadix, et les mers voisines en vue de transporter l’électricité ou, le cas échéant, l’hydrogène depuis les sources d’énergie renouvelables en mer vers les centres de consommation et de stockage ou d’accroître les échanges transfrontières d’énergie renouvelable.
États membres concernés: Grèce, Espagne, France, Italie, Malte et Portugal.
7) Réseaux dans les mers méridionales et orientales: développement d’un réseau électrique en mer ou développement de réseaux électriques ainsi que, le cas échéant, d’hydrogène, intégrés en mer et des interconnexions correspondantes dans la mer Méditerranée, la mer Noire et les mers voisines en vue de transporter l’électricité ou, le cas échéant, l’hydrogène, depuis les sources d’énergie renouvelables en mer vers les centres de consommation et de stockage ou d’accroître les échanges transfrontières d’énergie renouvelable.
États membres concernés: Bulgarie, Croatie, Grèce, Italie, Chypre, Roumanie et Slovénie.
8) Réseau dans l’Atlantique: développement d’un réseau électrique en mer, développement d’un réseau électrique intégré en mer et des interconnexions correspondantes dans l’Atlantique Nord en vue de transporter l’électricité depuis les sources d’énergie renouvelables en mer vers les centres de consommation et de stockage et d’accroître les échanges transfrontières d’électricité.
États membres concernés: Irlande, Espagne, France et Portugal.
3. CORRIDORS PRIORITAIRES POUR L’HYDROGÈNE ET ÉLECTROLYSEURS
9) Interconnexions pour l’hydrogène en Europe de l’Ouest: infrastructures pour l’hydrogène et la réaffectation des infrastructures gazières permettant la création d’une infrastructure de base intégrée pour l’hydrogène en mesure de connecter directement ou indirectement (par l’interconnexion avec un pays tiers) les pays de la région et de répondre à leurs besoins spécifiques en matière d’infrastructures pour l’hydrogène et de favoriser la création d’un réseau à l’échelle de l’Union pour le transport de l’hydrogène et, en outre, en ce qui concerne les îles et les systèmes insulaires, de réduire l’isolement énergétique, de soutenir des solutions innovantes et autres impliquant au moins deux États membres ayant une incidence positive significative sur les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et sur son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050, et de contribuer de manière significative à la durabilité du système énergétique insulaire et de l’Union.
Électrolyseurs: soutien au déploiement d’applications de conversion de l’électricité en gaz visant à permettre la réduction des émissions de gaz à effet de serre et contribuant à une exploitation sûre, efficace et fiable du système et à l’intégration intelligente du système énergétique et, en outre, en ce qui concerne les îles et les systèmes insulaires, soutien à des solutions innovantes et autres impliquant au moins deux États membres ayant une incidence positive significative sur les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et sur son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050, et contribution de manière significative à la durabilité du système énergétique insulaire et de l’Union.
États membres concernés: Belgique, Tchéquie, Danemark, Allemagne, Irlande, Espagne, France, Italie, Luxembourg, Malte, Pays-Bas, Autriche et Portugal.
10) Interconnexions pour l’hydrogène en Europe centrale et en Europe du Sud-Est: infrastructures pour l’hydrogène et la réaffectation des infrastructures gazières permettant la création d’une infrastructure de base intégrée pour l’hydrogène en mesure de connecter directement ou indirectement (par l’interconnexion avec un pays tiers) les pays de la région et de répondre à leurs besoins spécifiques en matière d’infrastructures pour l’hydrogène et de favoriser la création d’un réseau à l’échelle de l’Union pour le transport de l’hydrogène et, en outre, en ce qui concerne les îles et les systèmes insulaires, de réduire l’isolement énergétique, de soutenir des solutions innovantes et autres impliquant au moins deux États membres ayant une incidence positive significative sur les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et sur son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050, et de contribuer de manière significative à la durabilité du système énergétique insulaire et de l’Union.
Électrolyseurs: soutien au déploiement d’applications de conversion de l’électricité en gaz visant à permettre la réduction des émissions de gaz à effet de serre et contribuant à une exploitation sûre, efficace et fiable du système et à l’intégration intelligente du système énergétique et, en outre, en ce qui concerne les îles et les systèmes insulaires, soutien à des solutions innovantes et autres impliquant au moins deux États membres ayant une incidence positive significative sur les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et sur son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050, et contribution de manière significative à la durabilité du système énergétique insulaire et de l’Union.
États membres concernés: Bulgarie, Tchéquie, Allemagne, Grèce, Croatie, Italie, Chypre, Hongrie, Autriche, Pologne, Roumanie, Slovénie et Slovaquie.
11) Plan d’interconnexion des marchés énergétiques de la région de la Baltique dans le secteur de l’hydrogène: infrastructures pour l’hydrogène et la réaffectation des infrastructures gazières permettant la création d’une infrastructure de base intégrée pour l’hydrogène en mesure de connecter directement ou indirectement (par l’interconnexion avec un pays tiers) les pays de la région et de répondre à leurs besoins spécifiques en matière d’infrastructures pour l’hydrogène et de favoriser la création d’un réseau à l’échelle de l’Union pour le transport de l’hydrogène et, en outre, en ce qui concerne les îles et les systèmes insulaires, de réduire l’isolement énergétique, de soutenir des solutions innovantes et autres impliquant au moins deux États membres ayant une incidence positive significative sur les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et sur son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050, et de contribuer de manière significative à la durabilité du système énergétique insulaire et de l’Union.
Électrolyseurs: soutien au déploiement d’applications de conversion de l’électricité en gaz visant à permettre la réduction des émissions de gaz à effet de serre et contribuant à une exploitation sûre, efficace et fiable du système et à l’intégration intelligente du système énergétique et, en outre, en ce qui concerne les îles et les systèmes insulaires, soutien à des solutions innovantes et autres impliquant au moins deux États membres ayant une incidence positive significative sur les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et sur son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050, et contribution de manière significative à la durabilité du système énergétique insulaire et de l’Union.
États membres concernés: Danemark, Allemagne, Estonie, Lettonie, Lituanie, Pologne, Finlande et Suède.
4. DOMAINES THÉMATIQUES PRIORITAIRES
12) Déploiement des réseaux d’électricité intelligents: adoption de technologies de réseau intelligent dans l’ensemble de l’Union en vue d’intégrer de manière efficace le comportement et les actions de l’ensemble des utilisateurs connectés au réseau électrique, notamment la production d’une quantité importante d’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables ou décentralisées ainsi que l’effacement de consommations, le stockage de l’énergie, les véhicules électriques et les autres sources de flexibilité et, en outre, en ce qui concerne les îles et les systèmes insulaires, la réduction de l’isolement énergétique, le soutien des solutions innovantes et autres impliquant au moins deux États membres ayant une incidence positive significative sur les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et sur son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050, et la contribution significative à la durabilité du système énergétique insulaire et de l’Union.
États membres concernés: tous.
13) Réseau transnational de transport du dioxyde de carbone: développement d’infrastructures de transport et de stockage du dioxyde de carbone entre les États membres et avec les pays tiers voisins en vue du captage et du stockage du carbone capturé dans des installations industrielles aux fins du stockage géologique permanent ainsi que de l’utilisation du dioxyde de carbone pour les gaz combustibles de synthèse conduisant à la neutralisation permanente du dioxyde de carbone.
États membres concernés: tous.
14) Réseaux gaziers intelligents: adoption de technologies de réseau de gaz intelligent dans l’ensemble de l’Union en vue d’intégrer de manière efficace dans le réseau de gaz une pluralité de sources de gaz à faibles émissions de carbone et en particulier renouvelables, de favoriser l’adoption de solutions innovantes et numériques pour la gestion du réseau et de faciliter l’intégration intelligente du secteur de l’énergie et l’effacement de consommations, y compris les mises à niveau physiques nécessaires pour le fonctionnement des équipements et des installations et pour l’intégration des gaz à faible teneur en carbones et en particulier renouvelables.
États membres concernés: tous.
ANNEXE II
CATÉGORIES D’INFRASTRUCTURES ÉNERGÉTIQUES
Les catégories d’infrastructures énergétiques à développer pour mettre en œuvre les priorités en matière d’infrastructures énergétiques énumérées à l’annexe I sont les suivantes:
en ce qui concerne l’électricité:
les lignes aériennes de transport à haute et très haute tension, qu’elles traversent une frontière ou se trouvent à l’intérieur d’un État membre, y compris au sein de la zone économique exclusive, pour autant qu’elles soient conçues pour une tension d’au moins 220 kV, et les câbles souterrains et sous-marins de transport, pour autant qu’ils soient conçus pour une tension d’au moins 150 kV. Pour les États membres et les petits réseaux isolés dont la tension globale est inférieure, ces seuils de tension sont égaux au niveau de tension le plus élevé de leurs réseaux électriques respectifs;
tout équipement ou installation relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique visée au point a) permettant le transport d’électricité renouvelable en mer à partir des sites de production en mer (infrastructures énergétiques pour l’électricité renouvelable en mer);
les installations de stockage d’énergie sous forme individuelle ou agrégée, utilisées pour stocker l’énergie de manière permanente ou temporaire dans le système électrique situées en surface ou en sous-sol ou dans des sites géologiques, pour autant qu’elles soient directement raccordées à des lignes de transport et de distribution à haute tension conçues pour une tension d’au moins 110 kV. Pour les États membres et les petits réseaux isolés dont la tension globale est inférieure, ces seuils de tension sont égaux au niveau de tension le plus élevé de leurs réseaux électriques respectifs;
tout équipement ou installation indispensable pour assurer la sécurité, la sûreté et l’efficacité du fonctionnement des systèmes visés aux points a), b) et c), notamment les systèmes de protection, de surveillance et de contrôle pour toutes les tensions et les sous-stations;
les réseaux d’électricité intelligents: tout équipement ou installation, tout système et toute composante numériques intégrant les technologies de l’information et de la communication (TIC), au moyen de plateformes numériques opérationnelles, les systèmes de contrôle et les technologies de capteurs, utilisés tant pour le transport que pour la distribution à moyenne et haute tension, visant un réseau de transport et de distribution d’électricité plus efficace et plus intelligent, ainsi qu’une plus grande capacité d’intégration de nouvelles formes de production, de stockage et de consommation d’énergie, et facilitant de nouveaux modèles économiques et de nouvelles structures de marché, y compris des investissements dans les systèmes insulaires et insulaires, afin de réduire l’isolement énergétique, de soutenir des solutions innovantes et autres associant au moins deux États membres ayant une incidence positive significative sur les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et sur son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050, et de contribuer de manière significative à la durabilité du système énergétique insulaire et de celle de l’Union;
tout équipement ou installation relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique visée au point a) ayant une double fonctionnalité: le système d’interconnexion et de connexion du réseau en mer depuis les sites de production renouvelable en mer vers deux États membres ou pays tiers ou plus participant à des projets sur la liste de l’Union, y compris la prolongation terrestre de cet équipement jusqu’à la première sous-station du système de transmission terrestre, ainsi que tout équipement adjacent ou installation adjacente en mer indispensable pour assurer la sécurité, la sûreté et l’efficacité du fonctionnement des systèmes considérés, notamment les systèmes de protection, de surveillance et de contrôle, ainsi que les sous-stations nécessaires si elles garantissent également l’interopérabilité technologique, notamment la compatibilité des interfaces entre les différentes technologies (réseaux en mer pour les énergies renouvelables).
en ce qui concerne les réseaux gaziers intelligents: tout équipement ou installation ci-après visant à permettre et à faciliter l’intégration d’une pluralité de gaz à faible teneur en carbone et en particulier renouvelables, y compris le biométhane ou l’hydrogène, dans le réseau gazier: les systèmes et composantes numériques intégrant les TIC, les systèmes de contrôle et les technologies de capteurs permettant la surveillance interactive et intelligente, l’utilisation de compteurs, le contrôle de la qualité, ainsi que la gestion de la production, du transport, de la distribution, du stockage et de la consommation de gaz au sein d’un réseau gazier. En outre, ces projets peuvent également inclure des équipements permettant l’inversion de flux, de la distribution au transport, y compris les mises à niveau physiques correspondantes si elles sont nécessaires au fonctionnement des équipements et des installations en vue d’intégrer les gaz à faible teneur en carbone, et en particulier renouvelables;
en ce qui concerne l’hydrogène:
les canalisations de transport, principalement à haute pression, de l’hydrogène, y compris des réseaux réaffectés de gaz naturel, donnant accès à plusieurs utilisateurs du réseau sur une base transparente et non discriminatoire;
les installations de stockage raccordées aux canalisations d’hydrogène à haute pression visées au point a);
les installations de réception, de stockage et de regazéification ou de décompression de l’hydrogène liquéfié ou de l’hydrogène incorporé dans d’autres substances chimiques dans le but d’injecter l’hydrogène, le cas échéant, dans le réseau;
les équipements ou installations indispensables pour assurer la sécurité, la sûreté et l’efficacité du fonctionnement du système d’hydrogène ou pour mettre en place une capacité bidirectionnelle, y compris les stations de compression;
tout équipement ou toute installation permettant l’utilisation d’hydrogène ou de carburants dérivés de l’hydrogène dans le secteur des transports au sein du réseau central RTE-T, identifié conformément au chapitre III du règlement (UE) no 1315/2013 du Parlement européen et du Conseil ( 6 ).
Tous les actifs énumérés aux points a) à d) peuvent être des actifs nouvellement construits ou réaffectés à partir du réseau de gaz naturel vers l’hydrogène, ou une combinaison des deux;
en ce qui concerne les installations d’électrolyseurs:
les électrolyseurs:
qui possèdent une capacité minimale de 50 MW, fournie par un seul électrolyseur ou un ensemble d’électrolyseurs formant un projet unique et coordonné;
dont la production est conforme à l’exigence de réduction des émissions de gaz à effet de serre sur l’ensemble du cycle de vie de 70 % par rapport au combustible fossile de référence pour le transport de 94 g CO2 eq/MJ, conformément à l’article 25, paragraphe 2, et à l’annexe V de la directive (UE) 2018/2001. Les réductions des émissions de gaz à effet de serre sur l’ensemble du cycle de vie sont calculées selon la méthode visée à l’article 28, paragraphe 5, de la directive (UE) 2018/2001 ou, à défaut, selon la norme ISO 14067 ou ISO 14064-1. Les émissions de gaz à effet de serre sur l’ensemble du cycle de vie doivent inclure les émissions indirectes. Les réductions des émissions de gaz à effet de serre quantifiées tout au long du cycle de vie sont vérifiées conformément à l’article 30 de la directive (UE) 2018/2001, le cas échéant, ou par un tiers indépendant; et
ont une fonction liée au réseau, notamment en vue de la flexibilité globale du système et de l’efficacité globale des réseaux d’électricité et d’hydrogène;
les équipements connexes, notamment les raccordements des canalisations au réseau gazier;
en ce qui concerne le dioxyde de carbone:
les canalisations spécialisées, autres que le réseau de canalisations en amont, utilisées pour le transport de dioxyde de carbone provenant de plusieurs sources, aux fins du stockage géologique permanent du dioxyde de carbone en application de la directive 2009/31/CE;
les installations fixes destinées à la liquéfaction, au stockage tampon et les convertisseurs de dioxyde de carbone en vue de son transport ultérieur par conduites et dans des modes de transport spécifiques tels que les navires, les barges, les camions et les trains;
sans préjudice de toute interdiction de stockage géologique du dioxyde de carbone dans un État membre, les installations de surface et d’injection associées à des infrastructures au sein d’une formation géologique qui sont utilisées, conformément à la directive 2009/31/CE, pour le stockage géologique permanent du dioxyde de carbone, lorsqu’elles n’impliquent pas l’utilisation de dioxyde de carbone pour la récupération renforcée des hydrocarbures et sont nécessaires pour permettre le transport et le stockage transfrontières de dioxyde de carbone;
tout équipement ou installation indispensable pour assurer le fonctionnement correct, sûr et efficace du système considéré, y compris les systèmes de protection, de surveillance et de contrôle.
ANNEXE III
LISTES RÉGIONALES DES PROJETS
1. RÈGLES POUR LES GROUPES
1) Pour les infrastructures énergétiques relevant de la compétence des autorités de régulation nationales, chaque groupe est composé de représentants des États membres, des autorités de régulation nationales, des GRT, ainsi que de représentants de la Commission, de l’Agence, de l’entité des GRD de l’Union et du REGRT pour l’électricité ou du REGRT pour le gaz.
Pour les autres catégories d’infrastructures énergétiques, chaque groupe est composé de la Commission, de représentants des États membres, des promoteurs de projets concernés par chacune des priorités pertinentes indiquées à l’annexe I.
2) En fonction du nombre de projets candidats à la liste de l’Union, des lacunes en matière d’infrastructures régionales et de l’évolution du marché, les groupes et les organes de décision des groupes peuvent se scinder, fusionner ou se réunir dans différentes configurations, selon les besoins, afin de discuter de questions communes à tous les groupes ou ayant trait uniquement à des régions particulières. Ces questions peuvent notamment concerner des thèmes intéressant la cohérence interrégionale ou le nombre de propositions de projets inscrites sur les projets de listes régionales qui risquent de devenir ingérables.
3) Chaque groupe organise ses travaux selon les efforts de coopération régionale déployés en vertu de l’article 12 du règlement (CE) no 715/2009, de l’article 34 du règlement (UE) 2019/943, de l’article 7 de la directive 2009/73/CE et de l’article 61 de la directive (UE) 2019/944, et avec d’autres structures de coopération régionale existantes.
4) Chaque groupe invite, dans la mesure nécessaire à la mise en œuvre des corridors et domaines prioritaires en matière d’infrastructures énergétiques pertinents indiqués à l’annexe I, les promoteurs de projets éventuellement susceptibles d’être sélectionnés en tant que projets d’intérêt commun ainsi que des représentants des administrations nationales, des autorités de régulation, de la société civile, et les GRT de pays tiers. La décision d’inviter des représentants de pays tiers est prise par consensus.
5) Pour les corridors prioritaires en matière d’infrastructures énergétiques définis à l’annexe I, section 2, chaque groupe invite, le cas échéant, des représentants des États membres enclavés, des autorités compétentes, des autorités de régulation nationales et des GRT.
6) Chaque groupe invite, dans la mesure nécessaire, les entités représentant les parties prenantes pertinentes, y compris les représentants des pays tiers, et si cela est jugé opportun, les parties prenantes directement, notamment les producteurs, les gestionnaires de réseau de distribution, les fournisseurs, les consommateurs, la population locale et les organisations de protection de l’environnement établies dans l’Union afin qu’ils partagent leurs compétences spécialisées. Le groupe organise des auditions ou des consultations, s’il en a l’utilité pour accomplir ses tâches.
7) En ce qui concerne les réunions des groupes, la Commission publie, sur une plateforme accessible aux parties prenantes, les règles internes, une liste actualisée des organisations membres, des informations régulièrement mises à jour sur l’état d’avancement des travaux, l’ordre du jour des réunions ainsi que, s’ils sont disponibles, les procès-verbaux des réunions. Les délibérations des organes de décision des groupes et le classement des projets conformément à l’article 4, paragraphe 5, sont confidentiels. Toutes les décisions concernant le fonctionnement et les travaux des groupes régionaux sont prises par consensus entre les États membres et la Commission.
8) La Commission, l’Agence et les groupes tâchent d’assurer la cohérence entre les groupes. À cet effet, la Commission et l’Agence assurent, s’il y a lieu, les échanges d’informations relatives à tous les travaux présentant un intérêt interrégional entre les groupes concernés.
9) La participation des autorités de régulation nationales et de l’Agence aux groupes ne compromet pas la réalisation de leurs objectifs ni l’accomplissement de leurs obligations au titre du présent règlement, du règlement (UE) 2019/942, des articles 40 et 41 de la directive 2009/73/CE et des articles 58, 59 et 60 de la directive (UE) 2019/944.
2. PROCÉDURE D’ÉTABLISSEMENT DES LISTES RÉGIONALES
1) Les promoteurs de projets éventuellement susceptibles d’être sélectionnés en tant que projets sur la liste de l’Union désireux d’obtenir cette qualité soumettent au groupe une demande de sélection en tant que projet sur la liste de l’Union qui comprend:
une évaluation de la contribution apportée par leurs projets à la mise en œuvre des priorités prévues à l’annexe I;
une indication de la catégorie de projets pertinente définie à l’annexe II;
une analyse du respect des critères pertinents définis à l’article 4;
pour les projets ayant atteint un degré de maturité suffisant, une analyse des coûts et avantages spécifiques du projet, cohérente avec les méthodologies élaborées en vertu de l’article 11;
pour les projets d’intérêt mutuel, les lettres de soutien des gouvernements des pays directement touchés exprimant leur soutien au projet ou à d’autres accords non contraignants;
toute autre information utile pour l’évaluation du projet.
2) Tous les destinataires des demandes préservent la confidentialité des informations commercialement sensibles qu’ils ont reçues.
3) Les propositions de projets de transport et de stockage d’électricité d’intérêt commun qui relèvent des catégories d’infrastructure énergétique prévues à l’annexe II, point 1) a), b), c), d) et f), du présent règlement, font partie du dernier plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union disponible dans le secteur de l’électricité, établi par le REGRT pour l’électricité en vertu de l’article 30 du règlement (UE) 2019/943. Les propositions de projets de transport d’électricité d’intérêt commun qui relèvent des catégories prévues à l’annexe II, point 1) b) et f), du présent règlement sont des projets qui découlent du développement du réseau en mer intégré et du renforcement du réseau prévus à l’article 14, paragraphe 2, du présent règlement et qui sont compatibles avec ceux-ci.
4) À compter du 1er janvier 2024, les propositions de projets d’intérêt commun pour l’hydrogène relevant des catégories d’infrastructure énergétique prévues à l’annexe II, point 3), du présent règlement, font partie du dernier plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de la Communauté disponible dans le secteur du gaz, établi par le REGRT pour le gaz en vertu de l’article 8 du règlement (CE) no 715/2009.
5) Au plus tard le 30 juin 2022 et, par la suite, pour chaque plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union, le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz publient des orientations actualisées pour l’inclusion de projets dans leurs plans décennaux respectifs de développement du réseau de l’ensemble de l’Union, prévus aux points 3) et 4), afin de garantir l’égalité de traitement et la transparence du processus. Pour tous les projets figurant sur la liste de l’Union en vigueur à ce moment-là, les orientations définissent un processus simplifié d’inclusion dans les plans décennaux de développement du réseau de l’ensemble de l’Union, en tenant compte de la documentation et des données déjà soumises au cours des précédents processus d’élaboration des plans décennaux de développement du réseau de l’ensemble de l’Union, pour autant que la documentation et les données soumises restent valables.
Le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz consultent la Commission et l’Agence sur leurs projets respectifs d’orientations pour l’inclusion de projets dans les plans décennaux de développement du réseau de l’ensemble de l’Union et tiennent dûment compte des recommandations de la Commission et de l’Agence avant la publication des orientations définitives.
6) Les propositions de projets de transport et de stockage de dioxyde de carbone relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique prévue à l’annexe II, point 5), font partie d’un plan, établi par au moins deux États membres, pour le développement d’infrastructures transfrontières de transport et de stockage de dioxyde de carbone, et présenté à la Commission par les États membres concernés ou par des entités désignées par ces derniers.
7) Le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz fournissent des informations aux groupes sur la manière dont ils suivent les orientations lorsqu’ils évaluent l’inclusion dans les plans décennaux de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union.
8) Pour les projets relevant de leur compétence, les autorités de régulation nationales et, si nécessaire, l’Agence s’assurent, si possible dans le cadre de la coopération régionale, conformément à l’article 7 de la directive 2009/73/CE et à l’article 61 de la directive (UE) 2019/944, de l’application homogène des critères et de la méthodologie d’analyse des coûts et avantages et évaluent l’importance de leur dimension transfrontière. Elles présentent leur évaluation au groupe. La Commission veille à ce que les critères et méthodes visés à l’article 4 du présent règlement et à l’annexe IV soient appliqués de manière harmonisée afin de garantir la cohérence entre les groupes régionaux.
9) Pour tous les projets non couverts par le point 8) de la présente annexe, la Commission évalue l’application des critères énoncés à l’article 4 du présent règlement. La Commission prend également en compte les possibilités d’extension future à d’autres États membres. La Commission présente son évaluation au groupe. Pour les projets demandant le statut de projet d’intérêt mutuel, des représentants de pays tiers et des autorités de régulation sont invités à la présentation de l’évaluation.
10) Chaque État membre dont le territoire n’est pas concerné par une proposition de projet, mais sur le territoire duquel cette proposition de projet est susceptible d’avoir une incidence nette potentielle positive ou un effet potentiel significatif, par exemple sur le plan de l’environnement ou sur l’exploitation des infrastructures énergétiques qui y sont présentes, peut présenter un avis au groupe en précisant ses préoccupations.
11) Le groupe examine, à la demande d’un État membre du groupe, les motivations avancées par un État membre en vertu de l’article 3, paragraphe 3, pour justifier son refus d’approuver un projet concernant son territoire.
12) Le groupe examine si le principe de primauté de l’efficacité énergétique est appliqué en ce qui concerne la détermination des besoins régionaux en infrastructures et en ce qui concerne chacun des projets proposés. Le groupe examine, en particulier, des solutions telles que la gestion de la demande, les solutions d’organisation du marché, la mise en œuvre de solutions numériques et la rénovation de bâtiments en tant que solutions prioritaires lorsqu’elles sont jugées plus rentables dans une perspective systémique que la construction de nouvelles infrastructures du côté de l’offre.
13) Le groupe se réunit pour examiner et classer les propositions de projet sur la base d’une évaluation transparente des projets, en utilisant les critères énoncés à l’article 4 et compte tenu de l’évaluation des régulateurs, ou de l’évaluation de la Commission pour les projets ne relevant pas de la compétence des autorités de régulation nationales.
14) Les projets de listes régionales de propositions de projets relevant de la compétence des autorités de régulation nationales, élaborés par les groupes, assortis des éventuels avis visés au point 10) de la présente section, sont communiqués à l’Agence six mois avant la date d’adoption de la liste de l’Union. Les projets de listes régionales et les avis qui y sont joints sont évalués par l’Agence dans un délai de trois mois à compter de la date de leur réception. L’Agence formule un avis sur les projets de listes régionales, portant notamment sur l’application homogène des critères et l’analyse des coûts et avantages entre régions. L’avis de l’Agence est adopté conformément à la procédure visée à l’article 22, paragraphe 5, du règlement (UE) 2019/942.
15) Dans un délai d’un mois à compter de la date de réception de l’avis de l’Agence, l’organe de décision de chaque groupe adopte sa liste régionale finale de projets proposés, dans le respect des dispositions de l’article 3, paragraphe 3, sur la base de la proposition des groupes et compte tenu de l’avis de l’Agence et de l’évaluation des autorités de régulation nationales présentée conformément au point 8), ou de l’évaluation de la Commission pour les propositions de projets ne relevant pas de la compétence des autorités de régulation nationales conformément au point 9), et de la recommandation de la Commission de disposer d’un nombre total de projets sur la liste de l’Union qui soit gérable, en particulier aux frontières pour ce qui est des projets concurrents ou potentiellement concurrents. Les organes de décision des groupes présentent leurs listes régionales finales à la Commission, assorties d’éventuels avis tels qu’ils sont précisés au point 10).
16) Si, sur la base des projets de listes régionales et après avoir pris en compte l’avis de l’Agence, le nombre total de propositions de projets figurant sur la liste de l’Union tend à dépasser un nombre gérable, la Commission recommande à chaque groupe concerné de ne pas inscrire sur la liste régionale les projets placés en queue de liste par le groupe concerné dans le classement établi en vertu de l’article 4, paragraphe 5.
ANNEXE IV
RÈGLES ET INDICATEURS CONCERNANT LES CRITÈRES APPLICABLES AUX PROJETS
1) Un projet d’intérêt commun ayant une incidence transfrontière significative est un projet, réalisé sur le territoire d’un État membre, qui remplit les conditions suivantes:
pour le transport d’électricité, le projet accroît la capacité de transfert du réseau, ou la capacité disponible pour les flux commerciaux, à la frontière de cet État membre avec un ou plusieurs autres États membres, avec pour effet d’augmenter la capacité de transfert transfrontière de ce réseau à la frontière de cet État membre avec un ou plusieurs autres États membres, d’au moins 500 mégawatts (MW) par rapport à la situation sans mise en service du projet, ou le projet diminue l’isolement énergétique de systèmes qui ne sont pas interconnectés dans un ou plusieurs États membres et augmente la capacité de transfert transfrontière du réseau à la frontière entre deux États membres d’au moins 200 MW;
pour le stockage de l’électricité, le projet fournit une capacité installée d’au moins 225 MW et présente une capacité de stockage qui permet une production d’électricité annuelle nette de 250 GWh/an;
pour les réseaux d’électricité intelligents, le projet est établi pour des équipements et installations à haute et moyenne tension et réunit des GRT, des GRT et des GRD ou des GRD d’au moins deux États membres. Le projet ne peut concerner que des GRD, à condition qu’ils soient originaires d’au moins deux États membres et que l’interopérabilité soit assurée. Le projet satisfait au moins à deux des critères suivants: il concerne 50 000 utilisateurs, producteurs, consommateurs ou prosommateurs d’électricité, il couvre une zone de consommation d’au moins 300 GWh/an, au moins 20 % de la consommation d’électricité liée au projet provient de ressources renouvelables variables, ou il réduit l’isolement énergétique des réseaux non interconnectés dans un ou plusieurs États membres. Le projet ne doit pas nécessairement comporter une frontière physique commune. Pour les projets relatifs aux petits réseaux isolés tels qu’ils sont définis à l’article 2, point 42, de la directive (UE) 2019/944, y compris les îles, ces niveaux de tension sont égaux au niveau de tension le plus élevé du réseau électrique concerné;
pour le transport d’hydrogène, le projet permet le transport d’hydrogène au-delà des frontières des États membres concernés ou augmente la capacité de transport transfrontière d’hydrogène à la frontière entre deux États membres d’au moins 10 % par rapport à la situation antérieure à la mise en service du projet, et le projet démontre à suffisance qu’il constitue un élément essentiel d’un réseau d’hydrogène transfrontière planifié et apporte des preuves suffisantes de l’existence de plans et d’une coopération avec des pays voisins et des gestionnaires de réseau, ou, pour les projets réduisant l’isolement énergétique de réseaux non interconnectés dans un ou plusieurs États membres, le projet vise à approvisionner, directement ou indirectement, au moins deux États membres;
pour les installations de stockage ou de réception d’hydrogène visées à l’annexe II, point 3), le projet vise à approvisionner directement ou indirectement au moins deux États membres;
pour les électrolyseurs, le projet fournit une capacité installée d’au moins 50 MW fournis par un électrolyseur unique ou par un ensemble d’électrolyseurs formant un projet unique et coordonné et apporte des avantages directs ou indirects à au moins deux États membres et, plus particulièrement, en ce qui concerne les îles et les systèmes insulaires, soutenir des solutions innovantes et autres impliquant au moins deux États membres ayant une incidence positive significative sur les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et sur son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050, et contribuer de manière significative à la durabilité du système énergétique insulaire et de l’Union;
pour les réseaux gaziers intelligents, le projet réunit des GRT, des GRT et des GRD ou des GRD d’au moins deux États membres. Les GRD ne peuvent intervenir qu’avec le soutien des GRT, d’au moins deux États membres, qui sont étroitement associés au projet et garantissent l’interopérabilité;
pour le transport en mer d’électricité renouvelable, le projet est conçu pour transférer de l’électricité depuis des sites de production en mer d’une capacité d’au moins 500 MW et permet le transport d’électricité vers le réseau terrestre d’un État membre donné, augmentant ainsi le volume d’électricité renouvelable disponible sur le marché intérieur. Le projet est développé dans les zones où la pénétration de l’électricité renouvelable en mer est faible et démontre une incidence positive significative sur les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et sur son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050 et contribue de manière significative à la durabilité du système énergétique et à l’intégration du marché tout en n’entravant pas les capacités et les flux transfrontières;
pour les projets relatifs au dioxyde de carbone, le projet est utilisé pour transporter et, le cas échéant, stocker du dioxyde de carbone d’origine anthropique provenant d’au moins deux États membres.
2) Un projet d’intérêt mutuel ayant une incidence transfrontière significative est un projet qui remplit les conditions suivantes:
pour les projets d’intérêt mutuel relevant de la catégorie prévue à l’annexe II, point 1) a) et f), le projet augmente la capacité de transfert du réseau, ou la capacité disponible pour les flux commerciaux, à la frontière de cet État membre avec un ou plusieurs pays tiers, et apporte des avantages significatifs, soit directement soit indirectement (au moyen d’une interconnexion avec un pays tiers), sur la base des critères spécifiques énumérés à l’article 4, paragraphe 3, au niveau de l’Union. Le calcul des avantages pour les États membres est effectué et publié par le REGRT pour l’électricité dans le cadre du plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union;
pour les projets d’intérêt mutuel relevant de la catégorie prévue à l’annexe II, point 3), le projet relatif à l’hydrogène permet le transport d’hydrogène au-delà de la frontière d’un État membre avec un ou plusieurs pays tiers et démontre qu’il apporte des avantages significatifs, soit directement soit indirectement (au moyen d’une interconnexion avec un pays tiers) sur la base des critères spécifiques énumérés à l’article 4, paragraphe 3, au niveau de l’Union. Le calcul des avantages pour les États membres est effectué et publié par le REGRT pour le gaz dans le cadre du plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union;
pour les projets d’intérêt mutuel relevant de la catégorie prévue à l’annexe II, point 5, le projet peut être utilisé pour le transport ou le stockage de dioxyde de carbone d’origine anthropique par au moins deux États membres et un pays tiers.
3) En ce qui concerne les projets relevant des catégories d’infrastructures énergétiques prévues à l’annexe II, point 1) a), b), c), d) et f), les critères énumérés à l’article 4 sont évalués comme suit:
transport de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables vers de grands centres de consommation et sites de stockage: ce critère est mesuré conformément à l’analyse effectuée dans le dernier plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union disponible dans le secteur de l’électricité, notamment:
pour le transport d’électricité, en comparant la capacité de production estimée à partir de sources d’énergie renouvelables (par technologie, en MW) connectée et transportée grâce au projet, et la capacité de production totale à partir de ces types de sources d’énergie renouvelables prévue pour l’année 2030 dans l’État membre concerné sur la base des plans nationaux en matière d’énergie et de climat conformément au règlement (UE) 2018/1999;
pour le stockage d’énergie, en comparant la nouvelle capacité offerte par le projet avec la capacité totale existante pour la même technologie de stockage dans la zone d’analyse énoncée à l’annexe V.
intégration des marchés, concurrence et flexibilité du système: ces critères sont mesurés conformément à l’analyse effectuée dans le dernier plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union dans le secteur de l’électricité, notamment:
pour les projets transfrontières, y compris les projets de réinvestissement, en calculant l’incidence sur la capacité de transfert du réseau dans les deux sens, mesurée en termes de quantité d’énergie (en MW), et leur contribution à l’objectif d’interconnexion minimal de 15 % et, pour les projets ayant une incidence transfrontière importante, en calculant l’incidence sur la capacité de transfert du réseau aux frontières entre les États membres concernés, entre les États membres concernés et des pays tiers ou au sein des États membres concernés, sur l’équilibrage de l’offre et de la demande et sur le fonctionnement du réseau dans les États membres concernés;
en évaluant, pour la zone d’analyse énoncée à l’annexe V, l’incidence d’un projet en termes de coûts de production et de transport à l’échelle du système énergétique et sur l’évolution et la convergence des prix du marché, selon différents scénarios de planification et en tenant compte, en particulier, des variations apportées dans l’ordre de préséance économique.
sécurité de l’approvisionnement, interopérabilité et sécurité de fonctionnement du système: ces critères sont mesurés conformément à l’analyse effectuée dans le dernier plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union disponible dans le secteur de l’électricité, en particulier en estimant l’incidence du projet sur la prévision de perte de charge pour la zone d’analyse énoncée à l’annexe V, en termes d’adéquation de la production et du transport pour une série de périodes de charge caractéristiques, compte tenu des changements prévisibles en matière de phénomènes climatiques extrêmes et de leur impact sur la résilience des infrastructures. Le cas échéant, l’incidence du projet sur le contrôle indépendant et fiable du fonctionnement et des services du système est mesurée.
4) En ce qui concerne les projets relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique prévue à l’annexe II, point 1) e), les critères énumérés à l’article 4 sont évalués comme suit:
niveau de durabilité, mesuré en évaluant la capacité des réseaux à être connectés et à transporter des énergies renouvelables variables;
sécurité de l’approvisionnement, mesurée par le niveau des pertes sur les réseaux de distribution, de transport ou les deux, le pourcentage d’utilisation (c’est-à-dire la charge moyenne) des composantes du réseau électrique, la disponibilité des composantes du réseau (qui est fonction des opérations de maintenance prévues et imprévues) et l’incidence de cette dernière sur les performances du réseau et sur la durée et la fréquence des interruptions, y compris les perturbations dues aux conditions climatiques;
intégration des marchés, mesurée en évaluant l’adoption de solutions innovantes dans l’exploitation, la réduction de l’isolement énergétique et l’interconnexion des systèmes, ainsi que le niveau d’intégration d’autres secteurs et la facilitation de nouveaux modèles d’entreprise et de nouvelles structures de marché;
sécurité du réseau, flexibilité et qualité de l’approvisionnement, mesurés en évaluant l’approche innovante en matière de flexibilité du système, de cybersécurité et d’interopérabilité efficace entre les GRT et les GRD, la capacité à inclure la réponse à la demande, le stockage, les mesures d’efficacité énergétique, l’utilisation rentable des outils numériques et des TIC à des fins de surveillance et de contrôle, la stabilité du système électrique et la qualité de la tension.
5) En ce qui concerne les projets relatifs à l’hydrogène et relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique prévue à l’annexe II, point 3), les critères énumérés à l’article 4 sont évalués comme suit:
durabilité, mesurée comme la contribution d’un projet à la réduction des émissions de gaz à effet de serre dans différentes applications finales dans des secteurs difficiles à mettre à niveau, telles que l’industrie ou les transports; à la flexibilité et aux possibilités de stockage saisonnier pour la production d’électricité renouvelable; ou à l’intégration d’hydrogène renouvelable et à faible teneur en carbone, en vue de tenir compte des besoins du marché et de promouvoir l’hydrogène propre;
intégration des marchés et interopérabilité, mesurées en calculant la valeur ajoutée du projet pour l’intégration de zones de marché et la convergence des prix et pour la flexibilité globale du système;
sécurité de l’approvisionnement et flexibilité, mesurées en calculant la valeur ajoutée du projet pour la résilience, la diversité et la flexibilité de l’approvisionnement en hydrogène;
concurrence, mesurée en évaluant la contribution du projet à la diversification de l’approvisionnement, y compris en ce qui concerne la facilitation de l’accès aux sources d’approvisionnement en hydrogène locales.
6) En ce qui concerne les projets de réseaux gaziers intelligents relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique prévue à l’annexe II, point 2), les critères énumérés à l’article 4 sont évalués comme suit:
niveau de durabilité, mesuré en évaluant la part des gaz renouvelables et à faible teneur en carbone injectée dans le réseau gaziers, les réductions des émissions de gaz à effet de serre correspondantes en vue de la décarbonation totale du système, et la détection suffisante des fuites;
qualité et sécurité de l’approvisionnement, mesurées en évaluant le rapport entre l’offre de gaz disponible de façon sûre et la demande de pointe, la part des importations remplacée par des gaz renouvelables et à faible teneur en carbone produits localement, la stabilité du fonctionnement du réseau, ainsi que la durée et la fréquence des interruptions par client;
mise en place de services de flexibilité, tels que la participation active à la demande et le stockage au moyen de la facilitation de l’intégration intelligente du secteur de l’énergie en créant des connexions avec d’autres vecteurs et secteurs énergétiques, ce critère étant mesuré en évaluant les économies de coûts générées dans les secteurs et systèmes énergétiques connectés, tels que le système de chaleur et d’électricité, les transports et l’industrie.
7) En ce qui concerne les projets relatifs aux électrolyseurs relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique prévue à l’annexe II, point 4), les critères énumérés à l’article 4 sont évalués comme suit:
durabilité, mesurée en évaluant la part d’hydrogène d’origine renouvelable ou d’hydrogène à faible teneur en carbone, en particulier provenant de sources renouvelables, répondant aux critères définis à l’annexe II, point 4) a) ii), injectée dans le réseau, ou en estimant l’ampleur du déploiement des carburants de synthèse de même origine, ainsi que les réductions d’émissions de gaz à effet de serre correspondantes;
sécurité de l’approvisionnement, mesurée en évaluant la contribution du projet à la sécurité, à la stabilité et à l’efficacité de l’exploitation du réseau, y compris en évaluant le délestage de la production d’électricité renouvelable qui est ainsi évité;
mise en place de services de flexibilité tels que la participation active de la demande et le stockage par la facilitation de l’intégration intelligente du secteur de l’énergie par la création de liens avec d’autres vecteurs et secteurs énergétiques, mesurée en évaluant les économies de coûts générées dans les secteurs et systèmes énergétiques connectés, tels que les réseaux gaziers, d’hydrogène, d’électricité et de chaleur, ou les secteurs des transports et de l’industrie.
8) En ce qui concerne les infrastructures de dioxyde de carbone relevant des catégories d’infrastructures énergétiques prévues à l’annexe II, point 5), les critères énumérés à l’article 4 sont évalués comme suit:
la durabilité, mesurée en évaluant la réduction totale escomptée des émissions de gaz à effet de serre tout au long du cycle de vie du projet et l’absence d’autres solutions technologiques telles que, sans s’y limiter, l’efficacité énergétique, l’électrification intégrant des sources renouvelables, afin d’atteindre le même niveau de réduction des gaz à effet de serre que la quantité de dioxyde de carbone à capturer dans des installations industrielles connectées à un coût comparable selon un calendrier comparable tenant compte des émissions de gaz à effet de serre provenant de l’énergie nécessaire pour capturer, transporter et stocker le dioxyde de carbone, le cas échéant, compte tenu des infrastructures, y compris, le cas échéant, d’autres utilisations futures potentielles;
résilience et sécurité, mesurées en évaluant la sécurité de l’infrastructure et l’utilisation de la meilleure technologie disponible;
la réduction de la charge et des risques pour l’environnement par la neutralisation permanente du dioxyde de carbone.
ANNEXE V
ANALYSE DES COÛTS ET AVANTAGES POUR L’ENSEMBLE DU SYSTÈME ÉNERGÉTIQUE
Les méthodes d’analyse des coûts et avantages élaborées par le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz sont cohérentes, tout en tenant compte des spécificités sectorielles. Les méthodes utilisées pour établir une analyse harmonisée et transparente des coûts et avantages des projets d’intérêt commun et des projets de l’Union à l’échelle du système énergétique sont uniformes pour toutes les catégories d’infrastructures, sauf si des divergences spécifiques sont justifiées. Les méthodes portent sur les coûts au sens large, y compris les externalités, eu égard aux objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière de climat et d’énergie et à l’objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050, et satisfont aux principes ci-dessous:
la zone définie pour l’analyse d’un projet donné couvre tous les États membres et pays tiers sur le territoire desquels le projet se situe, ainsi que tous les États membres limitrophes et tous les autres États membres dans lesquels le projet a une incidence importante. À cette fin, le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz coopèrent avec tous les gestionnaires de réseau concernés dans les pays tiers concernés. Dans le cas de projets relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique énoncée à l’annexe II, point 3), le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz coopèrent avec le promoteur de projet y compris lorsque celui-ci n’est pas un gestionnaire de réseau;
chaque analyse des coûts et avantages comprend des analyses de sensibilité concernant l’ensemble de données de base, y compris les coûts afférents à la production et aux gaz à effet de serre, ainsi que l’évolution attendue de la demande et de l’offre, y compris pour ce qui est des sources d’énergie renouvelables, et en incluant la flexibilité des deux ainsi que la disponibilité de moyens de stockage, la date de mise en service de différents projets dans la même zone d’analyse, les incidences climatiques et d’autres paramètres pertinents;
elles fournissent l’analyse à effectuer, sur la base de l’ensemble pertinent de données de base multisectorielles, en déterminant l’incidence lorsque chaque projet est réalisé et lorsqu’il ne l’est pas, et incluent les interdépendances pertinentes avec d’autres projets;
elles fournissent des indications pour l’élaboration et l’utilisation de la modélisation du réseau et du marché de l’énergie nécessaire pour l’analyse des coûts et des avantages. La modélisation permet une évaluation complète des avantages économiques, y compris l’intégration des marchés, la sécurité de l’approvisionnement et la concurrence ainsi que la diminution de l’isolement énergétique, sociales, environnementales et climatiques, y compris les incidences transsectorielles. La méthodologie est entièrement transparente et précise les raisons pour lesquelles chacun des avantages et des coûts est calculé, ainsi que le contenu du calcul et les modalités de calcul;
elles contiennent une explication de la manière dont le principe essentiel d’efficacité énergétique est mis en œuvre à toutes les étapes des plans décennaux de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union;
elles expliquent que le projet n’entravera pas le développement et le déploiement de l’énergie renouvelable;
elles font en sorte que les États membres pour lesquels l’incidence nette du projet est positive (le projet apporte un avantage), ceux pour lesquels elles sont négatives (le projet a un coût) et ceux qui supportent les coûts – qui peuvent être des États membres autres que ceux sur le territoire desquels l’infrastructure est construite – soient identifiés;
elles tiennent au moins compte des dépenses d’investissement, de fonctionnement et d’entretien, ainsi que des coûts générés pour le système correspondant tout au long du cycle de vie technique du projet dans son ensemble, tels que les coûts d’élimination et de gestion des déchets, y compris les coûts externes. Les méthodes fournissent des indications sur les taux d’actualisation, la durée de vie technique et la valeur résiduelle à utiliser pour les calculs des coûts et avantages. Elles comprennent en outre une méthode obligatoire pour calculer le rapport coûts-avantages et la valeur actuelle nette, et permet une différenciation des avantages en fonction du niveau de fiabilité de la méthode d’estimation utilisée. Il est également tenu compte des méthodes de calcul des incidences des projets sur le climat et l’environnement et de la contribution aux objectifs de l’Union en matière d’énergie, par exemple la pénétration des énergies renouvelables, l’efficacité énergétique et les objectifs en matière d’interconnexion;
elles assurent que les mesures d’adaptation au changement climatique prises pour chaque projet sont évaluées et reflètent le coût des émissions de gaz à effet de serre, et que l’évaluation est solide et cohérente avec les autres politiques de l’Union afin de permettre une comparaison avec d’autres solutions ne nécessitant pas de nouvelles infrastructures.
ANNEXE VI
ORIENTATIONS EN MATIÈRE DE TRANSPARENCE ET DE PARTICIPATION DU PUBLIC
1) Le manuel des procédures visé à l’article 9, paragraphe 1, contient au moins les éléments suivants:
les spécifications des éléments de la législation pertinents sur lesquels se fondent les décisions et avis adoptés pour les différents types de projets d’intérêt commun concernés, y compris le droit environnemental;
la liste des décisions et avis pertinents à obtenir;
les noms et coordonnées des personnes de contact au sein de l’autorité compétente, des autres autorités concernées et des principales parties prenantes concernées;
le flux de travaux, avec un plan d’ensemble de chaque étape de la procédure et un calendrier indicatif, ainsi qu’une description succincte de la procédure de décision pour les différents types de projets d’intérêt commun concernés;
des informations concernant la portée, la structure et le degré de détail des documents à remettre avec les demandes de décisions, notamment une liste de contrôle;
les étapes de la participation du public à la procédure et les moyens dont il dispose à cet effet;
les modalités selon lesquelles l’autorité compétente, les autres autorités concernées et le promoteur du projet démontrent que les avis exprimés lors de la consultation publique ont été pris en compte, par exemple en indiquant quelles modifications ont été apportées à l’emplacement et à la conception du projet ou en justifiant pourquoi ces avis n’ont pas été pris en compte;
dans la mesure du possible, des traductions de son contenu dans toutes les langues des États membres voisins à effectuer en coordination avec les États membres voisins concernés.
2) Le planning détaillé visé à l’article 10, paragraphe 6, point b), précise au moins les éléments suivants:
les décisions et avis à obtenir;
les autorités, les parties prenantes et le public susceptibles d’être concernés;
chaque étape de la procédure et sa durée;
les principales étapes à accomplir et leurs échéances en vue de la décision globale à prendre;
les ressources prévues par les autorités et les éventuels besoins en ressources supplémentaires.
3) Sans préjudice des exigences applicables aux consultations publiques au titre du droit environnemental, les principes suivants s’appliquent en vue d’accroître la participation du public à la procédure d’octroi des autorisations et d’assurer préalablement l’information du public et le dialogue avec celui-ci:
les parties prenantes affectées par un projet d’intérêt commun, notamment les autorités nationales, régionales et locales concernées, les propriétaires fonciers et les particuliers résidant à proximité du projet, le public en général ainsi que les associations, organismes ou groupes qui les représentent sont amplement informés et consultés à un stade précoce, de manière inclusive, lorsque les éventuelles préoccupations du public peuvent encore être prises en compte, et ce de manière ouverte et transparente. Le cas échéant, l’autorité compétente soutient activement les actions menées par le promoteur du projet;
les autorités compétentes veillent à ce que les procédures de consultation du public sur les projets d’intérêt commun soient regroupées dans la mesure du possible, y compris les consultations du public déjà requises au titre du droit national. Chaque consultation publique couvre tous les sujets pertinents pour l’étape considérée de la procédure, et chacun de ces sujets ne peut être abordé que dans une seule consultation publique; toutefois, une même consultation publique peut avoir lieu dans plusieurs lieux géographiques. Les sujets abordés dans une consultation publique sont clairement indiqués dans la notification de cette dernière;
pour être recevables, les observations et les objections doivent être formulées entre le début de la consultation publique et sa date de clôture.
les promoteurs du projet veillent à ce que les consultations aient lieu pendant une période permettant une participation publique ouverte et inclusive.
4) Le concept de participation du public doit au moins comprendre des informations sur:
les parties prenantes concernées et visées;
les mesures envisagées, y compris la localisation générale et la date proposées pour les réunions spécifiques;
le calendrier;
les ressources humaines affectées aux différentes tâches.
5) Dans le cadre de la consultation publique à mener avant de soumettre le dossier de demande, les parties concernées doivent au moins:
publier, en version électronique et, le cas échéant, en version papier, une brochure d’information de quinze pages au maximum présentant de manière claire et concise un aperçu de la description, de l’objectif et du calendrier préliminaire des phases de développement du projet, le plan de développement du réseau national, les tracés alternatifs envisagés, les types et caractéristiques de l’incidence potentielle, y compris de nature transfrontière ou transfrontalière, ainsi que les mesures d’atténuation possibles, ladite brochure d’information devant être publiée avant le début de la consultation et présenter la liste des adresses internet du site internet du projet d’intérêt commun visé à l’article 9, paragraphe 7, la plateforme de transparence visée à l’article 23 et le manuel des procédures visé au point 1) de la présente annexe;
publier les informations relatives à la consultation sur le site internet du projet d’intérêt commun visé à l’article 9, paragraphe 7, dans les tableaux d’affichage des bureaux des administrations locales et, au minimum, dans un et, le cas échéant, deux médias locaux;
inviter, par écrit ou par voie électronique, les parties prenantes, les associations, les organisations et les groupes affectés à participer à des réunions spécifiques consacrées à l’examen des sujets de préoccupation.
6) Le site internet du projet visé à l’article 9, paragraphe 7, publie au minimum les informations suivantes:
la date à laquelle le site internet du projet a été mis à jour en dernier lieu;
les traductions de son contenu dans toutes les langues des États membres concernés par le projet ou sur lesquels le projet a une incidence transfrontière significative, conformément à l’annexe IV, point 1);
la brochure d’information visée au point 5), mise à jour avec les données les plus récentes sur le projet;
un résumé non technique et régulièrement mis à jour concernant l’avancement du projet, comprenant des informations géographiques et indiquant clairement, en cas de mise à jour, les modifications apportées aux versions précédentes;
le plan de mise en œuvre prévu à l’article 5, paragraphe 1, mis à jour à l’aide des données les plus récentes sur le projet;
les fonds alloués et versés par l’Union pour le projet;
la planification du projet et de la consultation publique, avec l’indication claire des dates et lieux des consultations publiques et des auditions et les thèmes envisagés pour ces auditions;
les coordonnées de contact à utiliser pour obtenir des informations ou des documents supplémentaires;
les coordonnées de contact à utiliser pour faire parvenir les observations et objections durant les consultations publiques.
ANNEXE VII
LISTE DES PROJETS D’INTÉRÊT COMMUN ET DES PROJETS D’INTÉRÊT MUTUEL DE L’UNION (CI-APRÈS «LISTE DE L’UNION»)
visée à l’article 3, paragraphe 4
A. Principes appliqués pour établir la liste de l’Union
1) Groupes de PIC et de PIM
Certains PIC constituent un groupe en raison de leur interdépendance ou parce qu’ils entrent en concurrence ou sont susceptibles d’entrer en concurrence. Les types suivants de groupes de PIC/PIM sont établis:
Tous les PIC/PIM sont soumis aux droits et obligations établis en vertu du règlement (UE) 2022/869.
2) Traitement des sous-stations et des stations de compression
Les sous-stations et les stations de conversion électriques ainsi que les stations de compression sont considérées comme des éléments des PIC/PIM si elles se situent géographiquement sur des lignes de transport ou à proximité de réseaux de canalisations, selon le cas. Les sous-stations, les stations de conversion et les stations de compression sont considérées comme des PIC/PIM autonomes et sont expressément mentionnées sur la liste de l’Union si leur situation géographique s’écarte des lignes de transport ou des gazoducs, selon le cas. Elles sont soumises aux droits et obligations fixés par le règlement (UE) 2022/869.
3) Éléments non éligibles des PIC/PIM
Certains PIC/PIM comprennent un ou plusieurs investissements non éligibles dans leur composition. Ces investissements, énumérés ci-dessous, ne doivent pas être considérés comme faisant partie de la liste de l’Union.
4) Projets dont le numéro PIC a été modifié par rapport à la précédente liste de l’Union
Le numéro PIC des projets figurant sur la précédente liste de l’Union au titre du règlement abrogé (UE) no 347/2013 est modifié en raison d’une réorganisation ou d’un ajout de corridors prioritaires dans le règlement (UE) 2022/869. Il s’agit de certains projets relevant des catégories suivantes: électricité, réseaux électriques intelligents et réseaux de CO2. Dans de tels cas, l’ancien numéro PIC est mentionné, à titre d’information uniquement, sous le nom du projet.
B. Liste des projets d’intérêt commun et des projets d’intérêt mutuel de l’Union
1) Interconnexions électriques Nord-Sud en Europe de l’Ouest (INS Électricité Ouest)
Projets d’intérêt commun développés dans la région:
|
No |
Définition |
|
1.1 |
Interconnexion Portugal – Espagne entre Beariz et Fontefría (ES), Fontefria (ES) et Ponte de Lima (PT) et Ponte de Lima et Vila Nova de Famalicão (PT), y compris les sous-stations de Beariz (ES), Fontefría (ES) et Ponte de Lima (PT) (no 2.17 sur la cinquième liste des PIC) |
|
1.2 |
Interconnexion entre Gatica (ES) et Cubnezais (FR) [actuellement dénommé «Golfe de Gascogne»] (no 2.7 sur la cinquième liste des PIC) |
|
1.3 |
Interconnexion entre La Martyre (FR) et Great Island ou Knockraha (IE) [actuellement dénommé «Celtic Interconnector»] (no 1.6 sur la cinquième liste des PIC) |
|
1.4 |
Groupe de lignes intérieures en Allemagne, comprenant les PIC suivants: 1.4.1 Ligne intérieure entre Emden-Est et Osterath visant à augmenter la capacité depuis le nord de l’Allemagne vers la Rhénanie-du-Nord [actuellement dénommé «A-Nord»] (no 2.31.1 sur la cinquième liste des PIC) 1.4.2 Ligne intérieure entre Heide/West et Polsum visant à augmenter la capacité depuis le nord de l’Allemagne vers la région de la Ruhr [actuellement dénommé «Korridor B»] (no 2.31.2 sur la cinquième liste des PIC) 1.4.3 ligne intérieure entre Wilhelmshaven et Uentrop visant à augmenter la capacité depuis le nord de l’Allemagne vers la région de la Ruhr [actuellement dénommé «Korridor B»] (no 2.31.3 sur la cinquième liste des PIC) |
|
1.5 |
Ligne intérieure en Allemagne entre Brunsbüttel/Wilster et Großgartach/Grafenrheinfeld visant à augmenter la capacité aux frontières septentrionales et méridionales [actuellement dénommé «Suedlink»] (no 2.10 sur la cinquième liste des PIC) |
|
1.6 |
Ligne intérieure entre Osterath et Philippsburg (DE) visant à augmenter la capacité aux frontières occidentales [actuellement dénommé «Ultranet»] (no 2.9 sur la cinquième liste des PIC) |
|
1.7 |
1.7.1 Interconnexion entre Navarra (ES) et les Landes (FR) [actuellement dénommé «Transpyrénéenne 1»] (no 2.27.2 sur la cinquième liste des PIC) 1.7.2 Interconnexion entre la région d’Aragón (ES) et Marsillon (FR) [actuellement dénommé «Transpyrénéenne 2»] (no 2.27.1 sur la cinquième liste des PIC) |
|
1.8 |
Interconnexion entre Lonny (FR) et Gramme (BE) (no 2.32 sur la cinquième liste des PIC) |
|
1.9 |
Lignes intérieures à la frontière septentrionale de la Belgique entre Zandvliet et Lillo-Liefkenshoek (BE), et entre Liefkenshoek et Mercator, y compris une sous-station à Lillo (BE) [actuellement dénommé «BRABO II + III»] (no 2.23 sur la cinquième liste des PIC) |
|
1.10 |
Interconnexion entre l’Italie, la Corse (FR) et la Sardaigne (IT) [actuellement dénommé «SACOI 3»] (no 2.4 sur la cinquième liste des PIC) |
|
1.11 |
Projet d’agrandissement de la station de stockage de Kaunertal (AT) (no 2.18 sur la cinquième liste des PIC) |
|
1.12 |
Station de transfert d’énergie hydroélectrique par pompage et de purification NAVALEO (ES) (no 2.28.2 sur la cinquième liste des PIC) |
|
1.13 |
Station de transfert d’énergie hydroélectrique par pompage de Silvermines (IE) (no 2.29 sur la cinquième liste des PIC) |
|
1.14 |
Station de transfert d’énergie hydroélectrique par pompage RIEDL (DE) (no 2.30 sur la cinquième liste des PIC) |
|
1.15 |
Station de transfert d’énergie hydroélectrique par pompage réversible LOS GUAJARES (ES) |
|
1.16 |
Stockage d’énergie par accumulation d’air comprimé Green Hydrogen Hub Denmark (DK) (no 1.21 sur la cinquième liste des PIC) |
|
1.17 |
Station de transfert d’énergie hydroélectrique par pompage WSK PULS (DE) |
|
1.18 |
Station de transfert d’énergie hydroélectrique par pompage réversible Aguayo II (ES) |
Projets d’intérêt mutuel développés dans la région:
|
No |
Définition |
|
1.19 |
Interconnexion entre la Sicile (IT) et la Tunisie (TU) [actuellement dénommé «ELMED»] (no 2.33 sur la cinquième liste de PIC) |
|
1.20 |
Interconnexion entre le site de Zeebrugge (BE) et Kemsley, Kent (UK) [actuellement dénommé «Cronos»] |
|
1.21 |
Interconnexion entre les sites d’Emden (DE) et de Corringham, Essex (UK) [actuellement dénommé «Tarchon»] |
2) Interconnexions électriques Nord-Sud en Europe centrale et en Europe du Sud-Est (INS Électricité Est)
Projets d’intérêt commun développés dans la région:
|
No |
Définition |
|
2.1 |
Groupe Autriche-Allemagne, comprenant les PCI suivants: 2.1.1 Interconnexion entre Isar/Altheim/Ottenhofen (DE) et St. Peter (AT) (no 3.1.1 de la cinquième liste des PIC) 2.1.2 Ligne intérieure entre St. Peter et Tauern (AT) (no 3.1.2 sur la cinquième liste de PIC) 2.1.3 Ligne intérieure entre Westtirol et Zell/Ziller (AT) (no 3.1.4 sur la cinquième liste de PIC) 2.1.4 Interconnexion entre Pleinting (DE) et St. Peter (AT) |
|
2.2 |
Ligne intérieure en Allemagne entre Wolmirstedt et Isar [actuellement dénommé «SuedOstLink»] (no 3.12 sur la cinquième liste des PIC) |
|
2.3 |
Groupe de lignes intérieures en Tchéquie, comprenant les PCI suivants: 2.3.1 Ligne intérieure entre Vernerov et Viktov (no 3.11.1 sur la cinquième liste de PIC) 2.3.2 Ligne intérieure entre Prestice et Kocin (no 3.11.3 sur la cinquième liste de PIC) 2.3.3 Ligne intérieure entre Kocin et Mirovka (no 3.11.4 sur la cinquième liste de PIC) |
|
2.4 |
Interconnexion entre Würmlach (AT) et Somplago (IT) (no 3.4 sur la quatrième liste des PIC) |
|
2.5 |
Groupe Hongrie-Roumanie, comprenant les PIC suivants: 2.5.1 Interconnexion entre Józsa (HU) et Oradea (RO) 2.5.2 Ligne intérieure entre Urechesti (RO) et Targu Jiu (RO) 2.5.3 Ligne intérieure entre Targu Jiu (RO) et Paroseni (RO) 2.5.4 Ligne intérieure entre Paroseni (RO) et Baru Mare (RO) 2.5.5 Ligne intérieure entre Baru Mare (RO) et Hasdat (RO) |
|
2.6 |
Groupe Israël – Chypre – Grèce (actuellement dénommé «EuroAsia Interconnector»), comprenant les PIC suivants: 2.6.1 Interconnexion entre Hadera (IL) et Kofinou (CY) (no 3.10.1 sur la cinquième liste de PIC) 2.6.2 Interconnexion entre Kofinou (CY) et Korakia, Crète (EL) (no 3.10.2 sur la cinquième liste de PIC) |
|
2.7 |
Interconnexion entre Otrokovice (CZ) et Ladce (SK) |
|
2.8 |
Interconnexion entre Lienz (AT) et la région de Vénétie (IT) (no 3.2.1 sur la deuxième liste des PIC) |
|
2.9 |
Station de transfert d’énergie hydroélectrique par pompage à Amphilochie (EL) (no 3.24 de la cinquième liste des PIC) |
|
2.10 |
Système de stockage d’énergie par batterie de Ptolemaïda (EL) |
|
2.11 |
Modernisation de la station de transfert d’énergie hydroélectrique par pompage à Čierny Váh (SK) [actuellement dénommé «SE Integrator»] |
Projets d’intérêt mutuel développés dans la région:
|
No |
Définition |
|
2.12 |
Interconnexion entre Subotica (RS) et Sándorfalva (HU) |
|
2.13 |
Interconnexion entre Wadi El Natroon (EG) et la Mésogée/St Stefanos (EL) [actuellement dénommé «interconnexion GREGY»] |
3) Plan d’interconnexion des marchés énergétiques de la région de la mer Baltique dans le secteur de l’électricité (PIMERB Électricité)
Projets d’intérêt commun développés dans la région:
|
No |
Définition |
|
3.1 |
Ligne intérieure entre Stanisławów et Ostrołęka (no 4.5.2 sur la cinquième liste de PIC) |
|
3.2 |
Station de transfert d’énergie hydroélectrique par pompage en Estonie (no 4.6 sur la cinquième liste des PIC) |
|
3.3 |
Intégration du système électrique des pays baltes dans les réseaux européens et synchronisation avec ces réseaux, comprenant les PIC suivants: 3.3.1 Interconnexion entre Tsirguliina (EE) et Valmiera (LV) (no 4.8.3 sur la cinquième liste de PIC) 3.3.2 Ligne intérieure entre Viru et Tsirguliina (EE) (no 4.8.4 sur la cinquième liste de PIC) 3.3.3 Ligne intérieure entre Paide et Sindi (EE) (no 4.8.7 sur la cinquième liste de PIC) 3.3.4 Ligne intérieure entre Vilnius et Neris (LT) (no 4.8.8 sur la cinquième liste de PIC) 3.3.5 Autres aspects infrastructurels liés à la mise en œuvre de la synchronisation du système des pays baltes avec les autres réseaux européens (no 4.8.9 sur la cinquième liste de PIC) 3.3.6 Interconnexion entre la Lituanie et la Pologne [actuellement dénommé «Harmony Link»] (no 4.8.10 sur la cinquième liste des PIC) 3.3.7 Nouvelle sous-station de 330 kV à Mūša (LT) (no 4.8.13 sur la cinquième liste des PIC) 3.3.8 Ligne intérieure entre Bitenai et KHAE (LT) (no 4.8.14 sur la cinquième liste de PIC) 3.3.9 Nouvelle sous-station de 330 kV à Darbėnai (LT) (no 4.8.15 sur la cinquième liste des PIC) 3.3.10 Ligne intérieure entre Darbėnai et Bitenai (LT) (no 4.8.16 sur la cinquième liste de PIC) 3.3.11 Ligne intérieure entre Dunowo and Żydowo Kierzkowo (PL) (no 4.8.18 sur la cinquième liste de PIC) 3.3.12 Ligne intérieure entre Piła Krzewina et Żydowo Kierzkowo (PL) (no 4.8.19 sur la cinquième liste de PIC) 3.3.13 Ligne intérieure Morzyczyn-Dunowo-Słupsk-Żarnowiec (PL) (no 4.8.21 sur la cinquième liste des PIC) 3.3.14 Ligne intérieure entre Żarnowiec-Gdańsk et Gdańsk Przyjaźńsk-Gdańsk Błonia (PL) (no 4.8.22 sur la cinquième liste de PIC) 3.3.15 Condenseurs synchrones fournissant l’inertie, la stabilité en tension et en fréquence et la puissance de court-circuit en Lituanie, Lettonie et Estonie (no 4.8.23 sur la cinquième liste de PCI) |
|
3.4 |
Troisième interconnexion Finlande-Suède (actuellement dénommé «Aurora Line»), comprenant les PIC suivants: 3.4.1 Interconnexion entre le nord de la Finlande et le nord de la Suède (no 4.10.1 sur la cinquième liste de PIC) 3.4.2 Ligne intérieure entre Keminmaa et Pyhänselkä (FI) (no 4.10.2 sur la cinquième liste de PIC) |
|
3.5 |
Quatrième interconnexion entre la Finlande et la Suède [actuellement dénommé «Aurora line 2»] |
|
3.6 |
Interconnexion entre la Finlande et l’Estonie (actuellement dénommé «Estlink 3») |
4) Réseaux énergétiques des mers septentrionales (REMS)
Projets d’intérêt commun développés dans la région:
|
No |
Définition |
|
4.1 |
Une ou plusieurs plateformes en mer du Nord avec interconnexions vers les pays limitrophes (Danemark, Pays-Bas, Allemagne) [actuellement dénommé «North Sea Wind Power Hub»] (no 1.19 sur la cinquième liste de PCI) |
|
4.2 |
Interconnexion hybride en mer entre la Belgique et le Danemark [actuellement dénommé «Triton Link»] |
|
4.3 |
Sous-station à haute tension en mer et raccordement à Menuel (FR) [actuellement dénommé «Offshore Wind connection Centre Manche 1»] |
|
4.4 |
Sous-station à haute tension en mer et raccordement à Tourbe (FR) [actuellement dénommé «Offshore Wind connection Centre Manche 2»] |
Projets d’intérêt mutuel développés dans la région:
|
No |
Définition |
|
4.5 |
Interconnexion hybride entre le «Modular Offshore Grid 2» (BE) et Leisten (UK) [actuellement dénommé «Nautilus»] (no 1.15 sur la quatrième liste des PIC) |
|
4.6 |
Interconnexion CCHT hybride entre la Grande-Bretagne et les Pays-Bas [actuellement dénommé «LionLink»] |
5) Plan d’interconnexion des marchés énergétiques de la Baltique pour le réseau en mer
Projets d’intérêt commun développés dans la région:
|
No |
Définition |
|
5.1 |
Interconnexion hybride en mer entre la Lettonie et l’Estonie [actuellement dénommé «Elwind»] |
|
5.2 |
Interconnexion hybride en mer «Bornholm Energy Island» (BEI) entre le Danemark et l’Allemagne |
6) Réseaux dans les mers méridionales et occidentales
Projets d’intérêt commun développés dans la région:
|
No |
Définition |
|
6.1 |
Offshore Wind Connection Occitanie (FR) |
|
6.2 |
Offshore Wind Connection PACA (FR) |
7) Réseaux dans les mers méridionales et orientales
Aucun projet n’a été soumis pour ce corridor.
8) Réseaux en mer dans l’Atlantique
Projets d’intérêt commun développés dans la région:
|
No |
Définition |
|
8.1 |
Offshore Wind Connection – Bretagne méridionale (FR) |
|
8.2 |
Offshore Wind Connection – Atlantique Sud (FR) |
9) Interconnexions pour l’hydrogène en Europe de l’Ouest
Projets d’intérêt commun développés dans la région:
|
No |
Définition |
|
9.1 |
Corridor Portugal – Espagne – France – Allemagne: 9.1.1 Infrastructures internes pour l’hydrogène au Portugal 9.1.2 Interconnexion hydrogène Portugal – Espagne 9.1.3 Infrastructures internes pour l’hydrogène en Espagne 9.1.4 Interconnexion hydrogène Espagne – France [actuellement dénommé «BarMar»] 9.1.5 Infrastructures internes pour l’hydrogène en France reliées à l’Allemagne [actuellement connu sous le nom d’HyFen] 9.1.6 Infrastructures internes pour l’hydrogène en Allemagne reliant la France [actuellement dénommé «H2Hercules South»] |
|
9.2 |
Vallées transfrontalières de l’hydrogène entre la France et l’Allemagne: 9.2.1 Vallée de l’hydrogène en Allemagne reliée à la frontière française [actuellement dénommé «RHYn»] 9.2.2 Vallée de l’hydrogène en France reliée à la frontière allemande [actuellement dénommé «Mosahyc»] |
|
9.3 |
Infrastructures internes pour l’hydrogène en France reliées à la frontière belge [actuellement dénommé «Franco-Belgian H2 corridor»] |
|
9.4 |
Infrastructures internes pour l’hydrogène en Allemagne [actuellement dénommé «H2ercules West»] |
|
9.5 |
Infrastructures internes pour l’hydrogène en Belgique [actuellement dénommé «Belgian Hydrogen Backbone»] |
|
9.6 |
Infrastructures internes pour l’hydrogène aux Pays-Bas [actuellement dénommé «National Hydrogen Backbone»] |
|
9.7 |
Interconnexions hydrogène – National Hydrogen Backbone (NL) – Allemagne: 9.7.1 Interconnexion hydrogène entre la dorsale Nord-Sud à l’est et Oude (NL) - H2ercules Nord (DE) 9.7.2 Interconnexion hydrogène entre la dorsale Nord-Sud à l’est et Vlieghuis (NL) – Vlieghuis – Ochtrup (DE) 9.7.3 Interconnexion hydrogène entre les Pays-Bas et l’Allemagne (actuellement dénommé «Delta Rhine Corridor H2») |
|
9.8 |
Hydrogénoduc en mer en Allemagne [actuellement dénommé «AquaDuctus»] |
|
9.9 |
Interconnexion hydrogène Danemark – Allemagne: 9.9.1 Infrastructures internes pour l’hydrogène en Allemagne [actuellement dénommé «Hyperlink III»] 9.9.2 Infrastructures internes pour l’hydrogène au Danemark [actuellement dénommé «DK Hydrogen Pipeline West»] |
|
9.10 |
Installations de réception d’ammoniac en Belgique: 9.10.1 Installations de réception d’ammoniac à Anvers 9.10.2 Installations de réception d’ammoniac «Amplifhy Anvers» 9.10.3 Installations de réception d’ammoniac «Zeebrugge New Molecules development» |
|
9.11 |
Installations de réception d’ammoniac en Allemagne: 9.11.1 Terminal et installations de réception d’ammoniac à Brunsbüttel 9.11.2 Installations de réception d’ammoniac à Wilhelmshaven (BP) 9.11.3 Installations de réception d’ammoniac à Wilhelmshaven (Uniper) |
|
9.12 |
Installations de réception d’ammoniac aux Pays-Bas: 9.12.1 Installations de réception d’ammoniac «Rotterdam LH2» 9.12.2 Installations de réception d’ammoniac «Amplifhy Rotterdam» 9.12.3 Installations de réception d’ammoniac «ACE Rotterdam» |
|
9.13 |
Installations de réception d’ammoniac à Dunkerque (FR) |
|
9.14 |
Électrolyseur H2Sines.RDAM (PT) |
|
9.15 |
Installations d’électrolyseurs en Espagne: 9.15.1 Électrolyseur du réseau hydrogène de Tarragone 9.15.2 Électrolyseur à grande échelle de Bilbao 9.15.3 Électrolyseur à grande échelle de Carthagène 9.15.4 Électrolyseur «Valle andaluz del hidrógeno verde» 9.15.5 Électrolyseur «Asturias H2 valley» |
|
9.16 |
Installations d’électrolyseurs en France: 9.16.1 Électrolyseur «CarlHYng» 9.16.2 Électrolyseur «Emil’Hy» 9.16.3 Électrolyseur «HyGreen» 9.16.4 Électrolyseur «Valenciennes H2V» 9.16.5 Électrolyseur «H2Thionville» |
|
9.17 |
Installations d’électrolyseurs aux Pays-Bas: 9.17.1 Électrolyseur «Enecolyser» 9.17.2 Électrolyseur «H2-Fifty» 9.17.3 Électrolyseur «SeaH2Land» |
|
9.18 |
Installations d’électrolyseurs en Allemagne: 9.18.1 Électrolyseur «Green Wilhelmshaven» 9.18.2 Électrolyseur «CHC Wilhelmshaven» |
|
9.19 |
Électrolyseur «Jytske Banke» (DK) |
|
9.20 |
Danish Hydrogen Storage (DK) |
|
9.21 |
Hystock Opslag H2 storage (NL) |
|
9.22 |
Installations de stockage d’hydrogène en Allemagne: 9.22.1 Installation de stockage d’hydrogène «SaltHy» à Harsefeld 9.22.2 H2 Storage Gronau-Epe |
|
9.23 |
Storage GeoH2 (FR) |
|
9.24 |
Installations de stockage d’hydrogène en Espagne: 9.24.1 H2 storage North – 1 9.24.2 H2 storage North – 2 |
Projets d’intérêt mutuel développés dans la région:
|
No |
Définition |
|
9.25 |
Hydrogénoduc en mer Norvège – Allemagne [actuellement dénommé «CHE Pipeline»] |
10) Interconnexions pour l’hydrogène en Europe centrale et en Europe du Sud-Est (HI East)
Projets d’intérêt commun développés dans la région:
|
No |
Définition |
|
10.1 |
Corridor hydrogène Italie – Autriche – Allemagne: 10.1.1 Infrastructures internes pour l’hydrogène en Italie [actuellement dénommé «Italian H2 Backbone»] 10.1.2 Infrastructures internes pour l’hydrogène en Autriche [actuellement dénommé «H2 Readiness of the TAG pipeline system»] 10.1.3 Infrastructures internes pour l’hydrogène en Autriche [actuellement dénommé «H2 Backbone WAG and Penta West»] 10.1.4 Infrastructures internes pour l’hydrogène en Allemagne [actuellement dénommé «HyPipe Bavaria – The Hydrogen Hub»] |
|
10.2 |
Interconnexion hydrogène entre la Tchéquie et l’Allemagne: 10.2.1 Infrastructures internes pour l’hydrogène en Tchéquie à destination de l’Allemagne 10.2.2 Infrastructures internes pour l’hydrogène en Allemagne [actuellement dénommé «FLOW East – Making Hydrogen Happen»] |
|
10.3 |
Interconnexion hydrogène entre la Grèce et la Bulgarie: 10.3.1 Infrastructures internes pour l’hydrogène en Grèce à destination de la frontière bulgare 10.3.2 Infrastructures internes pour l’hydrogène en Bulgarie à destination de la frontière grecque |
|
10.4 |
Corridor générique visant à acheminer l’hydrogène de l’Ukraine à la Slovaquie, à la Tchéquie, à l’Autriche et à l’Allemagne |
11) Plan d’interconnexion des marchés énergétiques de la région de la Baltique dans le secteur de l’hydrogène (PIMERB Hydrogène)
Projets d’intérêt commun développés dans la région:
|
No |
Définition |
|
11.1 |
Interconnexion hydrogène entre la Suède et la Finlande [actuellement dénommé «Nordic Hydrogen Route – Bothnian Bay] |
|
11.2 |
Interconnexion hydrogène entre la Finlande, l’Estonie, la Lettonie, la Lituanie, la Pologne et l’Allemagne [actuellement dénommé «Nordic-Baltic Hydrogen Corridor»] |
|
11.3 |
Interconnexion hydrogène entre la Suède, la Finlande et l’Allemagne [actuellement dénommé «Baltic Sea Hydrogen Collector»] |
12) Domaine thématique prioritaire «Déploiement des réseaux d’électricité intelligents»
Projets d’intérêt commun développés dans la région:
|
No |
Définition |
|
12.1 |
ACON – Again COnnected Networks (CZ, SK), en vue de promouvoir l’intégration des marchés de l’électricité tchèque et slovaque en améliorant l’efficacité des réseaux de distribution (no 10.4 de la cinquième liste des PIC) |
|
12.2 |
CARMEN (BG, RO), en vue de renforcer la coopération entre GRT et le partage de données transfrontières, de renforcer la coopération entre GRT et GRD, d’investir dans l’expansion du réseau, d’accroître la capacité d’intégration des nouvelles énergies renouvelables et d’améliorer la stabilité, la sécurité et la flexibilité du réseau (no 10.10 de la cinquième liste des PIC) |
|
12.3 |
Danube InGrid (HU, SK), en vue d’intégrer de manière efficace le comportement et les actions de l’ensemble des utilisateurs connectés aux réseaux électriques en Hongrie et en Slovaquie (no 10.7 de la cinquième liste des PIC) |
|
12.4 |
Gabreta Smart Grids (CZ, DE), en vue d’augmenter la capacité d’accueil du réseau, de permettre la surveillance et le contrôle à distance des réseaux moyenne tension et d’améliorer l’observabilité et la planification du réseau (no 10.11 de la cinquième liste des PIC) |
|
12.5 |
Greenswitch (AT, HR, SI), en vue d’augmenter la capacité d’accueil des sources d’énergies renouvelables distribuées et l’intégration efficace de nouvelles charges, d’améliorer l’observabilité du réseau de distribution et d’accroître la capacité transfrontalière (no 10.12 de la cinquième liste des PIC) |
13) Domaine thématique prioritaire «Réseau transnational de transport du dioxyde de carbone»
Projets d’intérêt commun développés dans la région:
|
No |
Définition |
|
13.1 |
CO2 TransPorts mettra en place des infrastructures destinées à faciliter le captage, le transport et le stockage à grande échelle du CO2 à partir des sites de Rotterdam, d’Anvers et de North Sea Port (no 12.3 sur la cinquième liste PIC) |
|
13.2 |
Aramis – projet transfrontalier de transport et de stockage du CO2, alimentation par des émetteurs dans l’arrière-pays du port de Rotterdam et transport par gazoduc jusqu’à la zone de stockage sur le plateau continental néerlandais (no 12.7 sur la cinquième liste de PIC) |
|
13.3 |
ECO2CEE – projet transfrontalier de transport et de stockage de CO2 en libre accès avec des sites de stockage prévus au Danemark, en Norvège, aux Pays-Bas et au Royaume-Uni (extension du no 12.9 sur la cinquième liste des PIC) |
|
13.4 |
Bifrost – projet de transport et de stockage en mer au Danemark, avec des émetteurs provenant du Danemark, d’Allemagne et de Pologne |
|
13.5 |
Callisto – développement de plateformes multimodales de stockage des émissions de CO2 de la France et de l’Italie en Méditerranée |
|
13.6 |
CCS Baltic Consortium – transport transfrontalier de CO2 par chemin de fer entre la Lettonie et la Lituanie avec un terminal multimodal LCO2 basé à Klaipeda |
|
13.7 |
Delta Rhine Corridor – projet de transport de CO2 via des gazoducs en provenance d’émetteurs situés dans la région de la Ruhr en Allemagne et la région de Rotterdam aux Pays-Bas jusqu’au site de stockage en mer au large des côtes néerlandaises |
|
13.8 |
EU2NSEA – réseau transfrontière de CO2 établi entre la Belgique, l’Allemagne et la Norvège en vue de collecter également du CO2 en provenance du Danemark, de la France, de la Lettonie, des Pays-Bas, de la Pologne et de la Suède, avec stockage sur le plateau continental norvégien |
|
13.9 |
GT CCS Croatie – construction d’infrastructures de transport par gazoduc en Croatie et en Hongrie, avec stockage souterrain en Hongrie |
|
13.10 |
Norne – infrastructure de transport au Danemark avec stockage terrestre et éventuellement en mer; les émetteurs provenant principalement du Danemark, de Suède, de Belgique et du Royaume-Uni effectueront le transport vers le Danemark par bateau |
|
13.11 |
Prinos – stockage en mer sur le site de Prinos des émissions grecques par gazoduc, et des émissions provenant de Bulgarie, de Croatie, de Chypre, d’Italie et de Slovénie par navire |
|
13.12 |
Pycasso – transport et stockage de CO2 sur le site de stockage terrestre situé dans le sud-ouest de la France, émetteurs industriels provenant de France et d’Espagne |
Projets d’intérêt mutuel développés dans la région:
|
No |
Définition |
|
13.13 |
Northern Lights – un projet de connexion transfrontière du CO2 entre plusieurs initiatives européennes de captage (notamment la Belgique, l’Allemagne, l’Irlande, la France et la Suède), avec transport par bateau vers le site de stockage situé sur le plateau continental norvégien (no 12.4 sur la cinquième liste des PIC) |
|
13.14 |
Nautilus CCS – émissions provenant des sites du Havre, de Dunkerque, de Duisburg et de Rogaland devant être capturées et acheminées par navire vers différents puits en mer du Nord (extension du no 12.8 sur la cinquième liste des PIC) |
14) Domaine thématique prioritaire «Réseaux gaziers intelligents»
Aucun des projets soumis n’a été jugé éligible pour cette catégorie.
15) Projets qui maintiennent leur statut de projet d’intérêt commun (dérogation prévue à l’article 24)
|
No |
Définition |
|
15.1 |
Raccordement de Malte au réseau gazier européen – interconnexion par gazoduc avec l’Italie à Gela (no 5.19 sur la cinquième liste de PIC) |
|
15.2 |
Gazoduc reliant les réserves de gaz de Méditerranée orientale à la Grèce continentale via Chypre et la Crète [actuellement dénommé «EastMedPipeline»], y compris une station de comptage et de régulation à Megalopoli (no 7.3.1 sur la cinquième liste de PIC) |
( 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 (JO L 328 du 21.12.2018, p. 82).
( 2 ) Règlement (CE) no 401/2009 du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relatif à l’Agence européenne pour l’environnement et au réseau européen d’information et d’observation pour l’environnement (JO L 126 du 21.5.2009, p. 13).
( 3 ) Règlement (CE) no 714/2009 du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 sur les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité et abrogeant le règlement (CE) no 1228/2003 (JO L 211 du 14.8.2009, p. 15).
( *1 ) Règlement (UE) 2022/869. du Parlement européen et du Conseil du 30 mai 2022 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, modifiant les règlements (CE) no 715/2009, (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 et les directives 2009/73/CE et (UE) 2019/944, et abrogeant le règlement (UE) no 347/2013 (JO L 152 du 3.6.2022, p. 45).».
( *2 ) Règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil du 30 mai 2022 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, modifiant les règlements (CE) no 715/2009, (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 et les directives 2009/73/CE et (UE) 2019/944, et abrogeant le règlement (UE) no 347/2013 (JO L 152 du 3.6.2022, p. 45).».
( *3 ) Règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil du 30 mai 2022 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, modifiant les règlements (CE) no 715/2009, (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 et les directives 2009/73/CE et (UE) 2019/944, et abrogeant le règlement (UE) no 347/2013 (JO L 152 du 3.6.2022, p. 45).».
( 4 ) Règlement (UE) no 1316/2013 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2013 établissant le mécanisme pour l’interconnexion en Europe, modifiant le règlement (UE) no 913/2010 et abrogeant les règlements (CE) no 680/2007 et (CE) no 67/2010 (JO L 348 du 20.12.2013, p. 129).
( 5 ) Règlement délégué (UE) 2022/564 de la Commission du 19 novembre 2021 modifiant le règlement (UE) no 347/2013 du Parlement européen et du Conseil en ce qui concerne la liste des projets d’intérêt commun de l’Union (JO L 109 du 8.4.2022, p. 14).
( 6 ) Règlement (UE) no 1315/2013 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2013 sur les orientations de l’Union pour le développement du réseau transeuropéen de transport et abrogeant la décision no 661/2010/UE (JO L 348 du 20.12.2013, p. 1).