02019R0943 — FR — 23.06.2022 — 001.001
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RÈGLEMENT (UE) 2019/943 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l'électricité (refonte) (Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE) (JO L 158 du 14.6.2019, p. 54) |
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RÈGLEMENT (UE) 2022/869 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL du 30 mai 2022 |
L 152 |
45 |
3.6.2022 |
RÈGLEMENT (UE) 2019/943 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL
du 5 juin 2019
sur le marché intérieur de l'électricité
(refonte)
(Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)
CHAPITRE I
OBJET, CHAMP D'APPLICATION ET DÉFINITIONS
Article premier
Objet et champ d'application
Le présent règlement vise à:
fixer les bases d'une réalisation efficace des objectifs de l'union de l'énergie et, notamment, du cadre d'action en matière de climat et d'énergie à l'horizon 2030, en rendant possible la production de signaux de marché encourageant l'efficacité, une plus grande part de sources d'énergie renouvelables, la sécurité d'approvisionnement, la flexibilité, la durabilité, la décarbonation et l'innovation;
établir les principes fondamentaux à la base de marchés de l'électricité performants et intégrés, qui permettent d'assurer un accès non discriminatoire au marché de tous les fournisseurs de ressources et de tous les clients du secteur de l'électricité, qui rendent autonomes les consommateurs, qui assurent la compétitivité sur le marché mondial ainsi que la participation active de la demande, le stockage d'énergie et l'efficacité énergétique, et qui facilitent l'agrégation de la demande et de l'offre décentralisées, et permettent l'intégration du marché et l'intégration sectorielle ainsi que la rémunération en fonction du marché de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables;
établir des règles équitables pour les échanges transfrontaliers d'électricité afin d'améliorer la concurrence sur le marché intérieur de l'électricité, en tenant compte des particularités des marchés nationaux et régionaux, en ce compris la création d'un mécanisme de compensation pour les flux transfrontaliers d'électricité, l'institution de principes harmonisés concernant les redevances de transport transfrontalier et l'allocation des capacités disponibles d'interconnexion entre les réseaux de transport nationaux;
faciliter l'émergence d'un marché de gros qui fonctionne bien, qui soit transparent et qui contribue à un niveau élevé de sécurité d'approvisionnement en électricité et qui prévoit des mécanismes pour harmoniser les règles en matière d'échanges transfrontaliers d'électricité.
Article 2
Définitions
On entend par:
«interconnexion», une ligne de transport qui traverse ou enjambe une frontière entre des États membres et qui relie les réseaux de transport nationaux des États membres;
«autorité de régulation», une autorité de régulation désignée par chaque État membre en vertu de l'article 57, paragraphe 1, de la directive (UE) 2019/944;
«flux transfrontalier», un flux physique d'électricité circulant sur un réseau de transport d'un État membre, qui résulte de l'impact de l'activité de producteurs, de consommateurs, ou des deux, situés en dehors de cet État membre sur son réseau de transport;
«congestion», une situation dans laquelle toutes les demandes d'échange d'énergie entre des portions de réseau formulées par des acteurs du marché ne peuvent pas toutes être satisfaites parce que cela affecterait de manière significative les flux physiques sur des éléments de réseau qui ne peuvent pas accueillir ces flux;
«nouvelle interconnexion», une interconnexion qui n'était pas achevée au 4 août 2003;
«congestion structurelle», une congestion qui survient dans le réseau de transport, qui peut être définie de façon non ambiguë, qui est prévisible et géographiquement stable dans le temps, et qui est récurrente dans les conditions normales du réseau d'électricité;
«opérateur du marché», une entité qui fournit un service par lequel les offres de vente d'électricité sont mises en correspondance avec les offres d'achat d'électricité;
«opérateur désigné du marché de l'électricité» ou «NEMO», un opérateur du marché désigné par l'autorité compétente pour exécuter des tâches en lien avec le couplage unique journalier ou le couplage unique infrajournalier;
«coût de l'énergie non distribuée», une estimation, en euros/MWh, du prix maximal de l'électricité que les consommateurs consentiraient à payer pour éviter une coupure;
«équilibrage», l'ensemble des actions et processus, à toutes les échéances, par lesquels les gestionnaires de réseaux de transport maintiennent, en permanence, la fréquence du réseau dans une plage de stabilité prédéfinie et assurent la conformité avec le volume de réserves nécessaires pour fournir la qualité requise;
«énergie d'équilibrage», l'énergie utilisée par les gestionnaires de réseaux de transport aux fins de l'équilibrage;
«fournisseur de services d'équilibrage», un acteur du marché qui fournit de l'énergie d'équilibrage ou une capacité d'équilibrage, ou les deux, à des gestionnaires de réseau de transport;
«capacité d'équilibrage», un volume de capacité qu'un fournisseur de services d'équilibrage accepte de conserver et à l'égard duquel il accepte de soumettre des offres au gestionnaire de réseau de transport pour un volume correspondant d'énergie d'équilibrage et pour la durée du contrat;
«responsable d'équilibre», un acteur du marché ou son représentant désigné qui est responsable de ses déséquilibres sur le marché de l'électricité;
«période de règlement des déséquilibres», unité de temps sur lequel le déséquilibre des responsables d'équilibre est calculé;
«prix du déséquilibre», le prix d'un déséquilibre dans chaque direction, qu'il soit positif, nul ou négatif, pour chaque période de règlement des déséquilibres;
«zone de prix du déséquilibre», la zone dans laquelle est calculé le prix d'un déséquilibre;
«processus de préqualification», le processus qui consiste à vérifier la conformité d'un fournisseur de capacité d'équilibrage avec les exigences fixées par les gestionnaires de réseau de transport;
«capacité de réserve», le volume de réserves de stabilisation de la fréquence, de réserves de restauration de la fréquence ou de réserves de remplacement dont doit disposer le gestionnaire de réseau de transport;
«appel prioritaire», dans le modèle d'appel décentralisé, l'appel des centrales électriques sur la base de critères autres que la préséance économique des offres et, dans le modèle d'appel centralisé, l'appel des centrales électriques sur la base de critères autres que la préséance économique des offres et les contraintes de réseau, en appelant en priorité certaines technologies de production;
«région de calcul de la capacité», la zone géographique dans laquelle le calcul coordonné de la capacité est effectué;
«mécanisme de capacité», une mesure temporaire, autre que les mesures afférentes aux services auxiliaires ou à la gestion des congestions, qui vise à obtenir le niveau nécessaire d'adéquation des ressources en rémunérant les ressources pour leur disponibilité;
«cogénération à haut rendement», la cogénération qui satisfait aux critères fixés à l'annexe II de la directive 2012/27/UE du Parlement européen et du Conseil ( 1 );
«projet de démonstration», un projet qui démontre une technologie inédite dans l'Union et représentant une innovation importante dépassant largement l'état de la technique;
«acteur du marché», toute personne physique ou morale qui produit, achète ou vend des services liés à l'électricité, qui participe à l'agrégation ou qui est un gestionnaire de la participation active de la demande ou aux services de stockage de l'énergie, y compris la passation d'ordres, sur un ou plusieurs marchés de l'électricité, y compris des marchés de l'énergie d'équilibrage;
«redispatching», une mesure, y compris de réduction, qui est activée par un ou plusieurs gestionnaires de réseau de transport ou de réseau de distribution et consistant à modifier le modèle de production, de charge, ou les deux, de manière à modifier les flux physiques sur le système électrique et soulager ainsi une congestion physique ou assurer autrement la sécurité du système;
«échange de contrepartie», un échange entre zones entrepris par des gestionnaires de réseau entre deux zones de dépôt des offres pour soulager une congestion physique;
«installation de production d'électricité», une installation qui convertit de l'énergie primaire en énergie électrique et qui se compose d'une ou de plusieurs unités de production d'électricité raccordées à un réseau;
«modèle d'appel centralisé», un modèle de programmation et d'appel dans lequel les programmes de production et les programmes de consommation ainsi que l'appel des installations de production d'électricité et des installations de consommation, en référence aux installations appelables, sont déterminés par un gestionnaire de réseau de transport dans le cadre d'un processus de programmation intégré;
«modèle d'appel décentralisé», un modèle de programmation et d'appel dans lequel les programmes de production et les programmes de consommation ainsi que l'appel des installations de production d'électricité et des installations de consommation sont déterminés par les opérateurs de programmation de ces installations;
«produit d'équilibrage standard», un produit d'équilibrage harmonisé défini par tous les gestionnaires de réseau de transport pour l'échange de services d'équilibrage;
«produit d'équilibrage spécifique», un produit d'équilibrage différent d'un produit d'équilibrage standard;
«gestionnaire délégué», une entité à laquelle des tâches ou obligations spécifiques, confiées à un gestionnaire de réseau de transport ou à un opérateur désigné du marché de l'électricité en vertu du présent règlement ou d'autres actes juridiques de l'Union, ont été déléguées par ce gestionnaire de réseau de transport ou NEMO ou ont été assignées par un État membre ou une autorité de régulation;
«client», un client au sens de l'article 2, point 1), de la directive (UE) 2019/944;
«client final», un client final au sens de l'article 2, point 3), de la directive (UE) 2019/944;
«client grossiste», un client de gros au sens de l'article 2, point 2), de la directive (UE) 2019/944;
«client résidentiel», un client résidentiel au sens de l'article 2, point 4), de la directive (UE) 2019/944;
«petite entreprise», une petite entreprise au sens de l'article 2, point 7), de la directive (UE) 2019/944;
«client actif», un client actif au sens de l'article 2, point 8), de la directive (UE) 2019/944;
«marchés de l'électricité», les marchés de l'électricité au sens de l'article 2, point 9), de la directive (UE) 2019/944;
«fourniture», la fourniture au sens de l'article 2, point 12), de la directive (UE) 2019/944;
«contrat de fourniture d'électricité», un contrat de fourniture d'électricité au sens de l'article 2, point 13), de la directive (UE) 2019/944;
«agrégation», une agrégation au sens de l'article 2, point 18), de la directive (UE) 2019/944;
«participation active de la demande», la participation active de la demande au sens de l'article 2, point 20), de la directive (UE) 2019/944;
«système intelligent de mesure», un système intelligent de mesure au sens de l'article 2, point 23), de la directive (UE) 2019/944;
«interopérabilité», l'interopérabilité au sens de l'article 2, point 24), de la directive (UE) 2019/944;
«distribution», la distribution au sens de l'article 2, point 28), de la directive (UE) 2019/944;
«gestionnaire de réseau de distribution», le gestionnaire de réseau de distribution au sens de l'article 2, point 29), de la directive (UE) 2019/944;
«efficacité énergétique», l'efficacité énergétique au sens de l'article 2, point 30), de la directive (UE) 2019/944;
«énergie produite à partir de sources renouvelables» ou «énergie renouvelable», l'énergie produite à partir de sources renouvelables au sens de l'article 2, point 31), de la directive (UE) 2019/944;
«production distribuée», la production distribuée au sens de l'article 2, point 32), de la directive (UE) 2019/944;
«transport», le transport au sens de l'article 2, point 34), de la directive (UE) 2019/944;
«gestionnaire de réseau de transport», un gestionnaire de réseau de transport au sens de l'article 2, point 35), de la directive (UE) 2019/944;
«utilisateur du réseau», un utilisateur de réseau au sens de l'article 2, point 36), de la directive (UE) 2019/944;
«production», la production au sens de l'article 2, point 37), de la directive (UE) 2019/944;
«producteur», un producteur au sens de l'article 2, point 38), de la directive (UE) 2019/944;
«réseau interconnecté», un réseau interconnecté au sens de l'article 2, point 40), de la directive (UE) 2019/944;
«petit réseau isolé», un petit réseau isolé au sens de l'article 2, point 42), de la directive (UE) 2019/944;
«petit réseau connecté», un petit réseau connecté au sens de l'article 2, point 43), de la directive (UE) 2019/944;
«service auxiliaire», un service auxiliaire au sens de l'article 2, point 48), de la directive (UE) 2019/944;
«service auxiliaire non lié au réglage de la fréquence», un service auxiliaire non lié au réglage de la fréquence au sens de l'article 2, point 49), de la directive (UE) 2019/944;
«stockage d'énergie», le stockage d'énergie au sens de l'article 2, point 59), de la directive (UE) 2019/944;
«centre de coordination régional», le centre de coordination régional au sens de l'article 35 du présent règlement;
«marché de gros de l'énergie», le marché de gros de l'énergie au sens de l'article 2, point 6), du règlement (UE) no 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil ( 2 );
«zone de dépôt des offres», la plus grande zone géographique à l'intérieur de laquelle les acteurs du marché peuvent procéder à des échanges d'énergie sans allocation de capacité;
«allocation de capacité», l'allocation de la capacité d'échange entre zones;
«zone de contrôle», une partie cohérente du réseau interconnecté, qui est exploitée par un gestionnaire de réseau unique et comporte des charges physiques et/ou des unités de production connectées, le cas échéant;
«capacité de transport nette coordonnée», une méthode de calcul de la capacité reposant sur le principe d'évaluation et de définition ex ante d'un échange d'énergie maximal entre des zones de dépôt des offres adjacentes;
«élément critique de réseau», un élément de réseau situé soit à l'intérieur d'une zone de dépôt des offres, soit entre des zones de dépôt des offres, qui est pris en considération dans le processus de calcul de la capacité et limite la quantité d'électricité qui peut être échangée;
«capacité d'échange entre zones», la capacité du réseau interconnecté à accepter des transferts d'énergie entre zones de dépôt des offres;
«générateur», un générateur d'électricité individuel appartenant à une unité de production.
CHAPITRE II
RÈGLES GÉNÉRALES APPLICABLES AU MARCHÉ DE L'ÉLECTRICITÉ
Article 3
Principes relatifs au fonctionnement des marchés de l'électricité
Les États membres, les autorités de régulation, les gestionnaires de réseau de transport, les gestionnaires de réseau de distribution, les opérateurs du marché et les gestionnaires délégués veillent à ce que les marchés de l'électricité soient exploités conformément aux principes suivants:
les prix sont formés sur la base de l'offre et de la demande;
les règles du marché encouragent la formation libre des prix et évitent les actions qui empêchent la formation des prix sur la base de l'offre et de la demande;
les règles du marché facilitent le développement d'une production plus flexible, d'une production durable sobre en carbone et d'une demande plus flexible;
les consommateurs ont la possibilité de bénéficier des débouchés commerciaux et d'une concurrence accrue sur les marchés de détail et sont habilités à participer en tant qu'acteurs du marché au marché de l'énergie et à la transition énergétique;
les clients finals et les petites entreprises peuvent participer au marché moyennant l'agrégation de la production de plusieurs installations de production d'électricité ou de la charge de plusieurs installations de consommation, afin de mettre sur le marché de l'électricité des offres conjointes et de faire l'objet d'une exploitation conjointe sur le système électrique, conformément au droit de l'Union en matière de concurrence;
les règles du marché permettent la décarbonation du système électrique et, partant, de l'économie, y compris en rendant possible l'intégration de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables et en fournissant des incitations en faveur de l'efficacité énergétique;
les règles du marché fournissent des incitations appropriées aux investissements en faveur de la production, en particulier aux investissements à long terme en faveur d'un système électrique décarboné et durable, du stockage d'énergie, de l'efficacité énergétique et de la participation active de la demande pour répondre aux besoins du marché et facilitent une concurrence équitable et, partant, assurent la sécurité d'approvisionnement;
les obstacles aux flux transfrontaliers d'électricité entre les zones de dépôt des offres ou les États membres et aux transactions transfrontalières sur les marchés de l'électricité et les marchés de service connexes sont progressivement levés;
les règles du marché prévoient la coopération régionale lorsque celle-ci est efficace;
la production, le stockage d'énergie et la participation active de la demande sûrs et durables participent au marché sur un pied d'égalité, dans le respect des exigences prévues dans le droit de l'Union;
tous les producteurs sont directement ou indirectement responsables de la vente de l'électricité qu'ils produisent;
les règles du marché rendent possible le développement de projets de démonstration en sources d'énergie, technologies ou systèmes durables, sûrs et à faible intensité de carbone qui doivent être réalisés et utilisés au bénéfice de la société;
les règles du marché créent les conditions propices à l'appel efficient des actifs de production, au stockage d'énergie et à la participation active de la demande;
les règles du marché permettent l'entrée et la sortie des entreprises de production d'électricité, de stockage d'énergie et de fourniture d'électricité sur la base de l'évaluation réalisée par ces entreprises de la viabilité économique et financière de leurs opérations;
pour permettre aux acteurs du marché d'être protégés, sur la base du marché, contre les risques liés à la volatilité des prix, et d'atténuer les incertitudes concernant les futurs retours sur investissement, les produits de couverture à long terme sont négociables au sein de bourses de manière transparente et des contrats d'approvisionnement en électricité à long terme sont négociables de gré à gré, pour autant que soit respecté le droit de l'Union en matière de concurrence;
les règles du marché facilitent l'échange de produits dans toute l'Union et les changements réglementaires prennent en compte les effets, tant à court terme qu'à long terme, sur les marchés et les produits à terme;
les acteurs du marché ont le droit d'obtenir l'accès aux réseaux de transport et aux réseaux de distribution dans des conditions objectives, transparentes et non discriminatoires.
Article 4
Transition juste
La Commission soutient, par tous les moyens à sa disposition, les États membres qui mettent en place une stratégie nationale visant à réduire progressivement les capacités existantes d'extraction de charbon et de tout autre combustible fossile solide et de production d'énergie à partir de ces sources afin de permettre une transition juste dans les régions touchées par des changements structurels. La Commission aide les États membres à faire face aux répercussions sociales et économiques de la transition vers les énergies propres.
La Commission œuvre en partenariat étroit avec les parties prenantes des régions qui dépendent du charbon et d'activités à forte intensité de carbone, facilite l'accès aux financements et aux programmes disponibles et leur utilisation et encourage l'échange de bonnes pratiques, y compris sous la forme de discussions sur des feuilles de route en matière industrielle et sur les besoins de requalification.
Article 5
Responsabilité en matière d'équilibrage
Les États membres peuvent prévoir des dérogations à la responsabilité en matière d'équilibrage uniquement en ce qui concerne:
les projets de démonstration de technologies innovantes, sous réserve de l'approbation de l'autorité de régulation, à condition que ces dérogations soient limitées dans le temps et dans leur portée à ce qui est nécessaire pour atteindre les objectifs de la démonstration;
les installations de production d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables et ayant une puissance électrique installée inférieure à 400 kW;
les installations bénéficiant d'une aide approuvée par la Commission en vertu des règles de l'Union en matière d'aides d'État prévues aux articles 107, 108 et à 109 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, et mises en service avant le 4 juillet 2019.
Les États membres peuvent, sans préjudice des articles 107 et 108 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, encourager les acteurs du marché qui sont entièrement ou partiellement exemptés de la responsabilité en matière d'équilibrage à accepter une responsabilité entière en matière d'équilibrage.
Article 6
Marché d'équilibrage
Les marchés d'équilibrage, y compris les processus de préqualification, sont organisés de façon à:
assurer une non-discrimination effective entre les acteurs du marché, compte tenu des besoins techniques différents du système électrique et des capacités techniques différentes des sources de production d'électricité, du stockage d'énergie et de la participation active de la demande;
assurer une définition transparente et technologiquement neutre des services ainsi que leur acquisition transparente et fondée sur le marché;
garantir un accès non-discriminatoire de tous les acteurs du marché, que ce soit individuellement ou par agrégation, y compris pour l'électricité produite à partir de sources intermittentes d'énergie renouvelable, la participation active de la demande et le stockage d'énergie;
respecter la nécessité de s'adapter à la part croissante de production intermittente, à l'augmentation de la participation active de la demande et à l'arrivée de nouvelles technologies.
Les acteurs du marché sont autorisés à soumettre des offres à une échéance aussi proche que possible du temps réel, et l'heure de fermeture du guichet pour l'énergie d'équilibrage n'est pas antérieure à l'heure de fermeture du guichet infrajournalier entre zones.
Un gestionnaire de réseau de transport qui applique un modèle d'appel centralisé peut établir des règles supplémentaires conformément à la ligne directrice sur l'équilibrage du système électrique adoptée sur la base de l'article 6, paragraphe 11, du règlement (CE) no 714/2009.
Les passations de marché qui concernent des capacités d'équilibrage sont fondées sur un marché primaire sauf et dans la mesure où l'autorité de régulation a prévu une dérogation permettant l'utilisation d'autres formes de passation de marché fondées sur le marché au motif d'une absence de concurrence sur le marché des services d'équilibrage. Les dérogations à l'obligation de fonder les passations de marché qui concernent des capacités d'équilibrage sur l'utilisation des marchés primaires sont réexaminées tous les trois ans.
Lorsqu'une dérogation est accordée, au moins pour un minimum de 40 % des produits d'équilibrage standard et pour un minimum de 30 % de tous les produits utilisés aux fins de la capacité d'équilibrage, les contrats de capacité d'équilibrage ne sont pas signés plus d'un jour avant la fourniture de la capacité d'équilibrage et la durée contractuelle est d'un jour maximum. Le contrat portant sur la partie restante de la capacité d'équilibrage est exécuté au plus tôt un mois avant la fourniture de la capacité d'équilibrage et la durée contractuelle de la partie restante de la capacité d'équilibrage est d'un mois maximum.
À la demande du gestionnaire de réseau de transport, l'autorité de régulation peut décider de prolonger la période contractuelle concernant la partie restante de la capacité d'équilibrage visée au paragraphe 9 à douze mois au maximum, pour autant qu'une telle décision soit limitée dans le temps et que les effets positifs en termes de réduction des coûts pour les clients finals soient supérieurs aux incidences négatives sur le marché. La demande:
précise la période spécifique durant laquelle la dérogation s'appliquerait;
précise le volume spécifique de la capacité d'équilibrage auquel la dérogation s'appliquerait;
comprend une analyse de l'incidence de la dérogation sur la participation de ressources d'équilibrage; et
motive la dérogation demandée en démontrant qu'une telle dérogation aboutirait à des coûts plus faibles pour les clients finals.
Les propositions de dérogations contiennent une description des mesures proposées pour réduire au minimum l'utilisation de produits spécifiques, sous réserve de l'efficacité économique, la démonstration que les produits spécifiques ne créent pas d'inefficacités ni de distorsions significatives sur le marché de l'équilibrage tant à l'intérieur qu'à l'extérieur de la zone de programmation et, le cas échéant, comprennent les règles et les informations relatives au processus de conversion des offres d'énergie d'équilibrage provenant de produits d'équilibrage spécifiques en offres d'énergie d'équilibrage provenant de produits d'équilibrage standard.
Article 7
Marchés journaliers et marchés infrajournaliers
Les marchés journaliers et les marchés infrajournaliers:
sont organisés de manière non-discriminatoire;
maximisent la capacité de tous les acteurs du marché à gérer les déséquilibres;
maximisent les possibilités offertes à tous les acteurs du marché de participer aux échanges entre zones de manière aussi proche que possible du temps réel dans toutes les zones de dépôt des offres;
génèrent des prix qui reflètent les éléments fondamentaux du marché, y compris la valeur en temps réel de l'énergie, auxquels peuvent se fier les acteurs du marché lorsqu'ils se mettent d'accord sur des produits de couverture à plus long terme;
assurent la sécurité d'exploitation tout en permettant une utilisation maximale des capacités de transport;
sont transparents tout en respectant la confidentialité des informations commercialement sensibles et en garantissant l'anonymat des échanges;
ne font pas de distinction entre les échanges réalisés à l'intérieur d'une zone de dépôt des offres et ceux réalisés entre zones de dépôt des offres; et
sont organisés de façon à faire en sorte que tous les acteurs du marché soient en mesure d'accéder au marché, que ce soit individuellement ou par agrégation.
Article 8
Échanges sur les marchés journaliers et les marchés infrajournaliers
À partir du 1er janvier 2025, la période de règlement des déséquilibres ne dépasse pas 30 minutes lorsqu'une exemption a été accordée par toutes les autorités de régulation au sein d'une zone synchrone.
Article 9
Marchés à terme
Article 10
Limites techniques aux offres
Article 11
Coût de l'énergie non distribuée
Article 12
Appel des moyens de production et participation active de la demande
Sans préjudice des articles 107, 108 et 109 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, les États membres font en sorte que, lorsqu'ils appellent les installations de production d'électricité, les gestionnaires de réseau donnent la priorité aux installations de production qui utilisent des sources d'énergie renouvelables dans la mesure permise par la gestion en toute sécurité du système électrique national, sur la base de critères transparents et non discriminatoires et lorsque ces installations de production d'électricité sont:
soit des installations de production d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables et ayant une puissance électrique installée inférieure à 400 kW;
soit des projets de démonstration de technologies innovantes, sous réserve de l'approbation de l'autorité de régulation, à condition que cette priorité soit limitée dans le temps et dans sa portée à ce qui est nécessaire pour atteindre les objectifs de la démonstration.
Un État membre peut décider de ne pas appliquer l'appel prioritaire aux installations de production d'électricité prévues au paragraphe 2, point a), dont la mise en service intervient au moins six mois après cette décision, ou d'appliquer une capacité minimale inférieure à celle prévue au paragraphe 2, point a), à condition que:
il dispose de marchés infrajournaliers et autres marchés de gros et d'équilibrage qui fonctionnent correctement et que ces marchés sont pleinement accessibles à tous les acteurs du marché conformément au présent règlement;
les règles en matière de redispatching et la gestion de la congestion sont transparentes pour tous les acteurs du marché;
la contribution nationale de l'État membre à la réalisation de l'objectif général contraignant de l'Union relatif à la part d'énergie produite à partir de sources renouvelables en vertu de l'article 3, paragraphe 2, de la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil ( 3 ) et de l'article 4, point a) 2), du règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil ( 4 ) est au moins égale au résultat correspondant après application de la formule définie à l'annexe II du règlement (UE) 2018/1999 et sa part d'énergie produite à partir de sources renouvelables n'est pas inférieure aux points de référence visés à l'article 4, point a) 2), du règlement (UE) 2018/1999 ou, de manière alternative, la part des énergies renouvelables dans la consommation brute finale d'électricité dans l'État membre est d'au moins 50 %;
l'État membre a informé la Commission de la dérogation prévue en détaillant la manière dont les conditions visées aux points a), b) et c) sont remplies; et
l'État membre a rendu publique la dérogation prévue, y compris la motivation détaillée pour l'octroi de cette dérogation, en tenant dûment compte de la protection des informations commercialement sensibles lorsque cela est nécessaire.
Toute dérogation évite les changements rétroactifs qui affectent les installations de production bénéficiant déjà de l'appel prioritaire, nonobstant tout accord volontaire entre un État membre et une installation de production.
Sans préjudice des articles 107, 108 et 109 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, les États membres peuvent prévoir des mesures visant à inciter les installations pouvant bénéficier d'un appel prioritaire à y renoncer volontairement.
Article 13
Redispatching
Le redispatching de la production, du stockage d'énergie et de la participation active de la demande non fondés sur le marché ne peuvent être utilisés que si:
aucune alternative fondée sur le marché n'est disponible;
toutes les ressources fondées sur le marché disponibles ont été utilisées;
le nombre d'installations de production, de stockage d'énergie ou de participation active de la demande disponibles est trop faible pour permettre une réelle concurrence dans la zone où les installations aptes à fournir le service sont situées; ou
l'actuelle situation du réseau entraîne une congestion de façon si régulière et prévisible que le redispatching fondé sur le marché donnerait lieu à la soumission régulière d'offres stratégiques qui accroîtrait le niveau de congestion interne alors que l'État membre concerné soit a adopté un plan d'action pour remédier à cette congestion, soit veille à ce que la capacité minimale disponible pour les échanges entre zones soit conforme à l'article 16, paragraphe 8.
Les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution concernés font rapport à l'autorité de régulation compétente au moins une fois par an sur:
le niveau de développement et d'efficacité des mécanismes de redispatching fondés sur le marché pour les installations de production d'électricité, de stockage d'énergie et de participation active de la demande;
les motifs, les volumes en MWh et le type de sources de production soumis à un redispatching;
les mesures prises pour diminuer, à l'avenir, le besoin de redispatching à la baisse des installations de production utilisant des sources d'énergie renouvelables ou la cogénération à haut rendement, y compris les investissements dans la numérisation de l'infrastructure de réseau et dans les services qui augmentent la flexibilité.
L'autorité de régulation soumet le rapport à l'ACER et publie une synthèse des données visées au premier alinéa, points a), b) et c), assortie de recommandations d'amélioration si nécessaire.
Sous réserve des exigences relatives au maintien de la fiabilité et de la sécurité du réseau, sur la base des critères transparents et non discriminatoires établis par les autorités compétentes, les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution:
garantissent la capacité des réseaux de transport et des réseaux de distribution à faire transiter l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables ou de la cogénération à haut rendement en recourant le moins possible au redispatching, ce qui n'empêche pas de prendre en considération dans la planification du réseau un redispatching limité lorsque le gestionnaire de réseau de transport ou le gestionnaire de réseau de distribution peut prouver en toute transparence que cela est plus efficient économiquement et que cela ne dépasse pas 5 % de la production annuelle d'électricité dans les installations qui utilisent des sources d'énergie renouvelables et qui sont directement raccordées à leur réseau respectif, sauf disposition contraire prise par un État membre dans lequel l'électricité produite par des installations de production d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables ou la cogénération à haut rendement représente plus de 50 % de la consommation annuelle finale brute d'électricité;
prennent des mesures appropriées liées à l'exploitation du réseau et au marché pour limiter le plus possible le redispatching à la baisse de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables ou de la cogénération à haut rendement;
veillent à ce que leurs réseaux soient suffisamment flexibles pour être en mesure de les gérer.
Lorsque le redispatching à la baisse non fondé sur le marché est utilisé, les principes suivants s'appliquent:
les installations de production d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables ne peuvent faire l'objet de redispatching à la baisse que s'il n'existe aucune autre solution ou si les autres solutions entraîneraient des coûts fortement disproportionnés ou des risques majeurs pour la sécurité du réseau;
l'électricité produite par un processus de cogénération à haut rendement ne peut faire l'objet d'un redispatching à la baisse que si, en dehors d'un redispatching à la baisse visant des installations de production d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables, il n'existe aucune autre solution ou si les autres solutions entraîneraient des coûts disproportionnés ou des risques majeurs pour la sécurité du réseau;
l'électricité autoproduite par des installations de production utilisant des sources d'énergies renouvelables ou la cogénération à haut rendement qui n'est pas injectée dans le réseau de transport ou de distribution ne peut pas faire l'objet d'un redispatching à la baisse sauf si aucune autre solution ne permettrait de résoudre les problèmes de sécurité du réseau;
les mesures de redispatching à la baisse visées aux points a), b) et c) sont justifiées en bonne et due forme et en toute transparence. La justification est incluse dans le rapport visé au paragraphe 3.
Lorsque des mesures de redispatching non fondées sur le marché sont utilisées, elles font l'objet d'une compensation financière de la part du gestionnaire de réseau qui a demandé le redispatching au gestionnaire de l'installation de production, de stockage d'énergie ou de participation active de la demande ayant fait l'objet de redispatching, sauf dans le cas de producteurs qui acceptent des conventions de raccordement dans lesquelles il n'existe aucune garantie quant à un approvisionnement ferme en énergie. Cette compensation financière est au minimum égale au plus élevé des éléments suivants ou à une combinaison de ces éléments si l'application du seul élément le plus élevé conduirait à une compensation indûment peu élevée ou indûment trop élevée:
le coût d'exploitation additionnel lié au redispatching, tel que les surcoûts de combustible en cas de redispatching à la hausse, ou de fourniture de chaleur de secours en cas de redispatching à la baisse visant des installations de production d'électricité utilisant la cogénération à haut rendement;
les recettes nettes provenant des ventes d'électricité sur le marché journalier que l'installation de production, de stockage d'énergie ou de participation active de la demande aurait générées si le redispatching n'avait pas été demandé; si un soutien financier est accordé à des installations de production, de stockage d'énergie ou de participation active de la demande sur la base du volume d'électricité produit ou consommé, le soutien financier qui aurait été reçu sans la demande de redispatching est présumé faire partie des recettes nettes.
CHAPITRE III
ACCÈS AU RÉSEAU ET GESTION DE LA CONGESTION
SECTION 1
Allocation de capacité
Article 14
Révision des zones de dépôt des offres
Article 15
Plans d'action
Ces augmentations annuelles sont réalisées au moyen d'une trajectoire linéaire. Le point de départ de cette trajectoire est soit la capacité allouée à la frontière ou à tout élément de réseau critique au cours de l'année précédant l'adoption du plan d'action, soit la capacité moyenne des trois années précédant l'adoption du plan d'action, la valeur la plus élevée étant retenue. Les États membres veillent à ce que, au cours de la mise en œuvre de leurs plans d'action, la capacité rendue disponible pour assurer la conformité des échanges entre zones avec l'article 16, paragraphe 8, soit supérieure ou égale aux valeurs de la trajectoire linéaire, y compris au moyen d'actions correctives dans la région de calcul de la capacité.
Si les États membres concernés ne parviennent pas à prendre une décision à l'unanimité dans le délai prévu, ils en informent immédiatement la Commission. Au plus tard six mois à compter de la réception d'une telle notification, la Commission, après avoir consulté l'ACER et les parties prenantes concernées, adopte, en dernier recours, une décision de modification ou de maintien de la configuration des zones de dépôt des offres au sein des États membres concernés et entre ces États membres.
Avant la rédaction du rapport, chaque gestionnaire de réseau de transport transmet sa contribution au rapport, notamment les données pertinentes, à son autorité de régulation pour approbation. Lorsqu'une évaluation démontre qu'un gestionnaire de réseau de transport n'a pas respecté la capacité minimale, le processus de décision prévu au paragraphe 5 du présent article s'applique.
Article 16
Principes généraux d'allocation de capacité et de gestion de la congestion
Les centres de coordination régionaux calculent les capacités d'échange entre zones en respectant les limites de sécurité d'exploitation et en utilisant les données fournies par les gestionnaires de réseau de transport, y compris les données sur la disponibilité technique des actions correctives, à l'exception du délestage. Lorsque les centres de coordination régionaux concluent que ces actions correctives disponibles dans la région de calcul de la capacité ou entre les régions de calcul de la capacité ne suffisent pas pour atteindre la trajectoire linéaire en vertu de l'article 15, paragraphe 2, ou les capacités minimales prévues au paragraphe 8 du présent article tout en respectant les limites de sécurité d'exploitation, ils peuvent, en dernier ressort, définir des actions coordonnées visant à réduire en conséquence les capacités d'échange entre zones. Les gestionnaires de réseau de transport ne s'écartent des actions coordonnées en ce qui concerne le calcul coordonné de la capacité et l'analyse coordonnée de la sécurité que conformément à l'article 42, paragraphe 2.
Dans un délai de 3 mois après la mise en service des centres de coordination régionaux en vertu de l'article 35, paragraphe 2, du présent règlement, et tous les trois mois par la suite, les centres de coordination régionaux adressent un rapport aux autorités de régulation concernées et à l'ACER sur toute réduction de capacité ou tout écart par rapport aux actions coordonnées en vertu du deuxième alinéa, et ils évaluent les incidences et formulent, le cas échéant, des recommandations quant aux moyens d'éviter ces écarts à l'avenir. Si l'ACER conclut que les conditions nécessaires à un écart en vertu du présent paragraphe ne sont pas remplies ou que les écarts sont d'ordre structurel, elle présente un avis aux autorités de régulation concernées et à la Commission. Les autorités de régulation compétentes prennent les mesures appropriées contre les gestionnaires de réseau de transport ou les centres de coordination régionaux en application de l'article 59 ou 62 de la directive (UE) 2019/944 si les conditions préalables nécessaires à un écart en vertu du présent paragraphe n'étaient pas remplies.
Les écarts de nature structurelle sont traités dans un plan d'action visé à l'article 14, paragraphe 7, ou dans une mise à jour d'un plan d'action existant.
Les gestionnaires de réseau de transport ne limitent pas le volume de la capacité d'interconnexion à mettre à la disposition des acteurs du marché en tant que moyen de résoudre un problème de congestion situé à l'intérieur de leur propre zone de dépôt des offres ou en tant que moyen de gestion des flux résultant de transactions internes aux zones de dépôt des offres. Sans préjudice de l'application des dérogations prévues aux paragraphes 3 et 9 du présent article et de l'application de l'article 15, paragraphe 2, le présent paragraphe est réputé respecté lorsque les niveaux de capacité disponible pour les échanges entre zones atteignent les niveaux minimaux suivants:
pour les frontières où est utilisée une approche fondée sur la capacité de transport nette coordonnée, la capacité minimale est de 70 % de la capacité de transport respectant les limites de sécurité d'exploitation après déduction des aléas, déterminée conformément à la ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion adoptée sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) no 714/2009;
pour les frontières où est utilisée une approche fondée sur les flux, la capacité minimale est une marge fixée dans le processus de calcul de la capacité disponible pour les flux résultant de l'échange entre zones. La marge est de 70 % de la capacité respectant les limites de sécurité d'exploitation des éléments critiques de réseau internes et entre zones, en tenant compte des aléas, déterminée conformément à la ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion adoptée sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) no 714/2009.
Le montant maximal de 30 % peut être utilisé pour les marges de fiabilité, les flux de boucle et les flux internes pour chaque élément critique de réseau.
Avant d'accorder une dérogation, l'autorité de régulation concernée consulte les autorités de régulation des autres États membres faisant partie des régions de calcul de la capacité concernées. Lorsqu'une autorité de régulation marque son désaccord avec la dérogation proposée, l'ACER décide si cette dérogation devrait être accordée en vertu de l'article 6, paragraphe 10, point a), du règlement (UE) 2019/942. La justification et la motivation de la dérogation sont publiées.
Lorsqu'une dérogation est accordée, les gestionnaires de réseau de transport concernés élaborent et publient une méthode et des projets qui fournissent une solution à long terme au problème que la dérogation cherche à résoudre. La dérogation prend fin à l'expiration du délai prévu pour la dérogation ou lorsque la solution est appliquée, la date la plus proche étant retenue.
Ce niveau est analysé et défini conjointement par tous les gestionnaires de réseau de transport d'une région de calcul de la capacité pour chaque frontière d'une zone de dépôt des offres et est soumis à l'approbation de toutes les autorités de régulation de la région de calcul de la capacité.
Article 17
Allocation de la capacité d'échange entre zones aux différentes échéances
Les gestionnaires de réseau de transport proposent une structure appropriée pour l'allocation de la capacité d'échange entre zones aux différentes échéances, y compris journalières, infrajournalières et liées au marché de l'équilibrage. Cette structure d'allocation est soumise à l'appréciation des autorités de régulation concernées. Pour élaborer leur proposition, les gestionnaires de réseau de transport tiennent compte:
des caractéristiques des marchés;
des conditions d'exploitation du système électrique, telles que les conséquences d'une comptabilisation nette des programmes déclarés fermes;
du degré d'harmonisation des pourcentages alloués aux différentes échéances et des échéances adoptées pour les différents mécanismes d'allocation de la capacité d'échange entre zones qui sont déjà en vigueur.
SECTION 2
Redevances d'accès aux réseaux et recettes tirées de la congestion
Article 18
Redevances d'accès aux réseaux, d'utilisation des réseaux et de renforcement
Sans préjudice de l'article 15, paragraphes 1 et 6, de la directive 2012/27/UE et des critères énoncés à l'annexe XI de ladite directive, la méthode utilisée pour déterminer les redevances d'accès aux réseaux soutient de manière neutre l'efficacité générale du système à long terme grâce à des signaux de prix adressés aux clients et aux producteurs et, en particulier, est appliquée de manière à ne pas créer de discrimination, que ce soit positivement ou négativement, entre la production connectée au niveau de la distribution et la production connectée au niveau du transport. Les redevances d'accès ne créent pas de discrimination, que ce soit positivement ou négativement, à l'égard du stockage d'énergie ou de l'agrégation de l'énergie et ne découragent pas l'autoproduction, l'autoconsommation ou la participation active de la demande. Sans préjudice du paragraphe 3 du présent article, ces redevances ne sont pas fonction de la distance.
Lors de la fixation des redevances d'accès aux réseaux, les éléments ci-après sont pris en considération:
les paiements et les recettes résultant du mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau;
les paiements effectivement réalisés et reçus, ainsi que les paiements attendus pour les périodes futures, estimés sur la base des périodes précédentes.
Au plus tard le 5 octobre 2019, afin d'atténuer le risque de fragmentation du marché, l'ACER élabore un rapport sur les bonnes pratiques concernant les méthodes de tarification du transport et de la distribution, tout en prenant en compte les particularités nationales. Ce rapport sur les bonnes pratiques porte au moins sur les éléments suivants:
le rapport entre les tarifs appliqués aux producteurs et les tarifs appliqués aux clients finals;
les coûts que les tarifs visent à recouvrer;
la tarification différenciée en fonction de la période d'accès au réseau;
les signaux de localisation;
le lien entre les tarifs de transport et les tarifs de distribution;
les méthodes mises en œuvre pour garantir la transparence dans la fixation et la structure des tarifs;
les groupes d'utilisateurs du réseau soumis à des tarifs, notamment, le cas échéant, les caractéristiques de ces groupes, leurs modes de consommation et les éventuelles exonérations tarifaires;
les pertes sur les réseaux à haute, moyenne et basse tension.
L'ACER actualise son rapport sur les bonnes pratiques au moins une fois tous les deux ans.
Article 19
Recettes tirées de la congestion
Les objectifs suivants sont prioritaires en ce qui concerne l'allocation de recettes résultant de l'allocation de la capacité d'échange entre zones:
garantir la disponibilité réelle des capacités allouées, y compris la compensation de fermeté; ou
maintenir ou accroître les capacités d'échange entre zones via l'optimisation de l'utilisation des interconnexions existantes au moyen d'actions correctives coordonnées, le cas échéant, ou couvrir les coûts résultant des investissements dans le réseau qui sont pertinents pour réduire la congestion des interconnexions.
L'ACER peut demander aux gestionnaires de réseau de transport de modifier ou d'actualiser la méthode visée au premier alinéa. L'ACER statue sur la méthode modifiée ou actualisée au plus tard dans un délai de six mois suivant sa présentation.
La méthode précise au minimum les conditions dans lesquelles les recettes peuvent être utilisées aux fins visées au paragraphe 2, les conditions dans lesquelles les recettes peuvent être inscrites dans un poste distinct de la comptabilité interne en vue d'une utilisation future à ces fins et la durée pendant laquelle ces recettes peuvent être inscrites à un tel poste.
Les gestionnaires de réseau de transport établissent clairement à l'avance de quelle manière ils utiliseront toute recette tirée de la congestion et font rapport aux autorités de régulation sur l'utilisation effective qui en a été faite. Au plus tard le 1er mars de chaque année, les autorités de régulation informent l'ACER et publient un rapport indiquant:
le montant des recettes recueillies au cours de la période de douze mois prenant fin le 31 décembre de l'année précédente;
la manière dont ces recettes ont été utilisées en application du paragraphe 2, y compris les projets spécifiques auxquels les recettes ont été affectées et le montant inscrit dans un poste distinct de la comptabilité;
le montant qui a été utilisé pour calculer les tarifs d'accès au réseau; et
les justificatifs attestant que le montant visé au point c) est conforme au présent règlement et à la méthode élaborée en vertu des paragraphes 3 et 4.
Lorsqu'une partie des recettes tirées de la congestion est utilisée pour le calcul des tarifs d'accès au réseau, le rapport indique de quelle manière les gestionnaires de réseau de transport ont rempli leurs objectifs prioritaires énoncés au paragraphe 2, le cas échéant.
CHAPITRE IV
ADÉQUATION DES RESSOURCES
Article 20
Adéquation des ressources dans le marché intérieur de l'électricité
Les États membres qui ont recensé des difficultés d'adéquation des ressources établissent et publient un plan de mise en œuvre assorti d'un calendrier pour l'adoption de mesures visant à éliminer toutes les distorsions réglementaires ou carences du marché qui ont été recensées, dans le cadre du processus d'aide d'État. Lorsqu'ils traitent les difficultés d'adéquation des ressources, les États membres tiennent notamment compte des principes énoncés à l'article 3 et, et envisagent:
de supprimer les distorsions réglementaires;
de supprimer les plafonds tarifaires conformément à l'article 10;
d'introduire une fonction de détermination du prix de la pénurie pour l'énergie d'équilibrage, conformément à l'article 44, paragraphe 3, du règlement 2017/2195;
d'augmenter la capacité d'interconnexion et la capacité du réseau interne en vue de réaliser, à tout le moins, leurs objectifs d'interconnexion visés à l'article 4, point d) 1), du règlement (UE) 2018/1999;
de permettre l'autoproduction, le stockage d'énergie, les mesures de participation active de la demande et l'efficacité énergétique en adoptant des mesures destinées à supprimer les distorsions réglementaires recensées;
de veiller à ce que la passation de marchés en matière de services d'équilibrage et de services auxiliaires soit efficace du point de vue économique et fondée sur le marché;
de supprimer les prix réglementés dans les cas où l'exige l'article 5 de la directive (UE) 2019/944.
Article 21
Principes généraux des mécanismes de capacité
Article 22
Principes de conception des mécanismes de capacité
Les mécanismes de capacité:
sont temporaires;
ne créent pas de distorsions inutiles du marché et ne limitent pas les échanges entre zones;
ne dépassent pas ce qui est nécessaire pour traiter les difficultés d'adéquation des ressources visées à l'article 20;
sélectionnent des fournisseurs de capacité au moyen d'une procédure transparente, non discriminatoire et concurrentielle;
fournissent des incitations pour que les fournisseurs de capacité soient disponibles lors des périodes où une forte sollicitation du système est attendue;
garantissent que la rémunération soit déterminée à l'aide d'un processus concurrentiel;
exposent les conditions techniques nécessaires pour la participation des fournisseurs de capacité en amont de la procédure de sélection;
sont ouverts à la participation de toutes les ressources qui sont en mesure de fournir les performances techniques nécessaires, y compris le stockage d'énergie et la participation active de la demande;
appliquent des pénalités appropriées aux fournisseurs de capacité lorsqu'ils ne sont pas disponibles aux périodes de forte sollicitation du système.
La conception des réserves stratégiques répond aux exigences suivantes:
lorsqu'un mécanisme de capacité a été conçu comme une réserve stratégique, les ressources de la réserve stratégique ne sont appelées que si les gestionnaires de réseau de transport sont susceptibles d'épuiser leurs ressources d'équilibrage afin d'instaurer un équilibre entre l'offre et la demande;
pendant les périodes de règlement des déséquilibres lorsque les ressources de la réserve stratégique sont appelées, les déséquilibres sur le marché sont réglés au moins à la valeur de l'énergie non distribuée ou à une valeur supérieure à la limite technique de prix infrajournalier visée à l'article 10, paragraphe 1, le montant le plus élevé étant retenu;
le rendement de la réserve stratégique après l'appel est attribué aux responsables d'équilibre au moyen du mécanisme de règlement des déséquilibres;
les ressources participant à la réserve stratégique ne sont pas rémunérées par le biais des marchés de gros de l'électricité ou des marchés d'équilibrage.
les ressources de la réserve stratégique sont maintenues en dehors du marché au moins pendant la durée du contrat.
L'exigence visée au premier alinéa, point a), est sans préjudice de l'activation des ressources préalables à un véritable appel afin de respecter les contraintes d'accélération et de décélération et les besoins d'exploitation des ressources. La production de la réserve stratégique lors de l'activation n'est pas attribuée à des groupes d'équilibrage par l'intermédiaire de marchés de gros et ne modifient pas leurs déséquilibres.
Outre les exigences prévues au paragraphe 1, les mécanismes de capacité autres que les réserves stratégiques:
sont conçus de manière à garantir que le prix payé pour la disponibilité tende automatiquement vers zéro lorsque le niveau des capacités fournies devrait être adéquat pour répondre au niveau des capacités demandées;
ne rémunèrent les ressources participantes que pour leur disponibilité et garantissent que la rémunération n'influe pas sur les décisions du fournisseur de capacité quant au fait de produire ou pas;
garantissent que les obligations de capacité sont transférables entre les fournisseurs de capacité admissibles.
Les mécanismes de capacité incorporent les exigences énumérées ci-après concernant les limites en matière d'émissions de CO2:
à partir du 4 juillet 2019 au plus tard, une capacité de production dont la production commerciale a débuté à cette date ou après cette date et qui émet plus de 550 gr de CO2 issu de carburant fossile par kWh d'électricité n'est pas engagée ni ne reçoit de paiement ou d'engagements pour des paiements futurs dans le cadre d'un mécanisme de capacité;
à partir du 1er juillet 2025 au plus tard, une capacité de production dont la production commerciale a débuté avant le 4 juillet 2019 et qui émet plus de 550 gr de CO2 issu de carburant fossile par kWh d'électricité et plus de 350 kg de CO2 issu de carburant fossile en moyenne par an et par kWe installé n'est pas engagée ni ne reçoit de paiements ou d'engagements pour des paiements futurs dans le cadre d'un mécanisme de capacité.
La limite d'émissions de 550 gr de CO2 issu de carburant fossile par kWh d'électricité et la limite de 350 kg de CO2 issu de carburant fossile en moyenne par an par kWe installé visées au premier alinéa, points a) et b), sont calculées sur la base de l'efficacité de la conception de l'unité de production, à savoir le rendement net à capacité nominale selon les normes pertinentes prévues par l'Organisation internationale de normalisation.
Au plus tard le 5 janvier 2020, l'ACER publie un avis fournissant des orientations techniques relatives au calcul des valeurs visées au premier alinéa.
Article 23
Évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne
Le REGRT pour l'électricité réalise l'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne chaque année. Les producteurs et les autres acteurs du marché fournissent aux gestionnaires de réseau de transport des données concernant les prévisions d'utilisation des moyens de production, compte tenu de la disponibilité des ressources primaires et des scénarios appropriés concernant les prévisions de l'offre et de la demande.
L'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne est basée sur une méthode transparente qui garantit que l'évaluation:
est réalisée au niveau de chacune des zones de dépôt des offres et couvre au moins tous les États membres;
est basée sur des scénarios centraux de référence appropriés concernant les prévisions de l'offre et de la demande et comprenant une évaluation économique de la probabilité de la mise hors service définitive, de la mise sous cocon, des nouvelles constructions d'actifs de production, ainsi que des mesures pour atteindre les objectifs en matière d'efficacité énergétique et d'interconnexion électrique et des sensibilités appropriées relatives aux phénomènes météorologiques extrêmes, des conditions hydrologiques et des variations des prix de gros et du prix du carbone;
contient des scénarios distincts reflétant le degré différent de probabilité de la survenance de difficultés d'adéquation des ressources auxquelles les différents types de mécanismes de capacité sont destinés à répondre;
tient dûment compte de la contribution de toutes les ressources, y compris les possibilités existantes et futures pour la production, le stockage d'énergie, l'intégration sectorielle, la participation active de la demande, l'importation et l'exportation et leur contribution à une gestion souple du système;
anticipe l'incidence probable des mesures visées à l'article 20, paragraphe 3;
inclut des variantes sans les mécanismes de capacité existants ou prévus et, le cas échéant, avec de tels mécanismes;
est basée sur un modèle de marché utilisant, le cas échéant, l'approche fondée sur les flux;
applique des calculs probabilistes;
applique un outil de modélisation unique;
inclut au minimum les indicateurs suivants visés à l'article 25:
recense les sources d'éventuelles difficultés d'adéquation des ressources, et détermine notamment s'il s'agit d'une contrainte du réseau, d'une contrainte des ressources, ou les deux;
prend en considération le développement réel du réseau;
garantit que les caractéristiques nationales de la production, de la flexibilité de la demande et du stockage d'énergie, la disponibilité des matières premières et le niveau d'interconnexion sont correctement pris en considération.
Au plus tard le 5 janvier 2020, le REGRT pour l'électricité soumet à l'ACER un projet de méthode pour calculer:
le coût de l'énergie non distribuée;
le coût qu'un nouvel entrant doit couvrir («cost of new entry») pour la production ou la participation active de la demande; et
la norme de fiabilité visée à l'article 25.
La méthode se fonde sur des critères transparents, objectifs et vérifiables.
Article 24
Évaluations de l'adéquation des ressources à l'échelle nationale
Les évaluations de l'adéquation des ressources à l'échelle nationale incluent les scénarios centraux de référence visés à l'article 23, paragraphe 5, point b).
Les évaluations de l'adéquation des ressources à l'échelle nationale peuvent prendre en compte des sensibilités additionnelles à celles visées à l'article 23, paragraphe 5, point b). En pareil cas, les évaluations de l'adéquation des ressources à l'échelle nationale peuvent:
formuler des hypothèses en tenant compte des particularités de la demande et de l'offre d'électricité à l'échelle nationale;
utiliser des outils et des données récentes cohérentes qui sont complémentaires à ceux utilisés par le REGRT pour l'électricité aux fins de l'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne.
En outre, les évaluations des adéquations des ressources à l'échelle nationale, en évaluant la contribution des fournisseurs de capacité situés dans un autre État membre à la sécurité d'approvisionnement des zones de dépôt des offres qu'ils couvrent, utilisent la méthode prévue à l'article 26, paragraphe 11, point a).
Au plus tard dans un délai de deux mois à compter de la date de la réception du rapport, l'ACER rend un avis indiquant si les divergences entre l'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle nationale et l'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne sont justifiées.
L'organe chargé de l'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle nationale tient dûment compte de l'avis de l'ACER et, le cas échéant, modifie son évaluation. Lorsqu'il décide de ne pas tenir pleinement compte de l'avis de l'ACER, il publie un rapport assorti d'une motivation détaillée.
Article 25
Norme de fiabilité
Article 26
Participation transfrontalière aux mécanismes de capacité
Les États membres peuvent exiger que les capacités étrangères soient situées dans un État membre qui dispose d'un raccordement direct au réseau de l'État membre appliquant le mécanisme.
Lorsque des fournisseurs de capacité participent à plus d'un mécanisme de capacité pour la même période de fourniture, ils participent à hauteur de la disponibilité attendue des interconnexions et en prévision de la probabilité d'une forte sollicitation des systèmes simultanée entre le système où le mécanisme est appliqué et le système où les capacités étrangères sont situées, conformément à la méthode visée au paragraphe 11, point a).
Lorsque des fournisseurs de capacité participent à plus d'un mécanisme de capacité pour la même période de fourniture, ils sont tenus d'effectuer autant de paiements d'indisponibilité que d'engagements qu'ils n'ont pas été capables d'exécuter.
Les gestionnaires de réseau de transport déterminent chaque année la capacité d'entrée maximale disponible pour la participation de capacités étrangères sur la base de la recommandation du centre de coordination régional.
Le gestionnaire de réseau de transport de l'endroit où se trouvent les capacités étrangères:
détermine si les fournisseurs de capacité intéressés peuvent garantir les performances techniques requises par le mécanisme de capacité auquel le fournisseur de capacité entend participer et inscrit le fournisseur de capacité en tant que fournisseur de capacité admissible dans un registre créé à cet effet;
effectue les contrôles de disponibilité;
communique au gestionnaire de réseau de transport de l'État membre appliquant le mécanisme de capacité les informations qu'il a reçues en vertu des points a) et b) du présent alinéa et en vertu du deuxième alinéa.
Le fournisseur de capacité concerné informe sans tarder le gestionnaire de réseau de transport s'il participe à un mécanisme de capacité étranger.
Au plus tard le 5 juillet 2020, le REGRT pour l'électricité soumet à l'ACER:
une méthode de calcul de la capacité d'entrée maximale pour la participation transfrontalière visée au paragraphe 7;
une méthode de partage des recettes visées au paragraphe 9;
des règles communes pour effectuer les contrôles de disponibilité visés au paragraphe 10, point b);
des règles communes pour déterminer l'échéance d'un paiement d'indisponibilité;
les modalités de gestion du registre visé au paragraphe 10, point a);
des règles communes pour recenser les capacités admissibles pour participer au mécanisme de capacité visées au paragraphe 10, point a).
La proposition est soumise à la consultation et à l'approbation préalables de l'ACER conformément à l'article 27.
Article 27
Procédure d'approbation
CHAPITRE V
GESTION DU RÉSEAU DE TRANSPORT
Article 28
Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour l'électricité
Article 29
Création du REGRT pour l'électricité
Article 30
Tâches du REGRT pour l'électricité
Le REGRT pour l'électricité:
élabore, dans les domaines visés à l'article 59, paragraphes 1 et 2, des codes de réseau, en vue d'atteindre les objectifs visés à l'article 28;
adopte et publie, tous les deux ans, un plan décennal non contraignant de développement du réseau dans l'ensemble de l'Union (ci-après dénommé «plan de développement du réseau dans l'ensemble de l'Union»);
prépare et adopte les propositions relatives à l'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne en vertu de l'article 23 et les propositions relatives aux spécifications techniques pour la participation transfrontalière aux mécanismes de capacité en vertu de l'article 26, paragraphe 11;
adopte des recommandations relatives à la coordination de la coopération technique entre les gestionnaires de réseau de transport de l'Union et ceux des pays tiers;
adopte un cadre de coopération et de coordination entre les centres de coordination régionaux;
adopte une proposition définissant la région d'exploitation du réseau conformément à l'article 36;
coopère avec les gestionnaires de réseau de distribution et l'entité des GRD de l'Union;
promeut la numérisation des réseaux de transport, y compris le déploiement de réseaux intelligents, de l'acquisition efficace de données en temps réel et de systèmes intelligents de mesure;
adopte des outils communs de gestion de réseau pour assurer la coordination de l'exploitation du réseau dans des conditions normales et en situation d'urgence, y compris une échelle commune de classification des incidents, et des plans communs de recherche, y compris le déploiement de ces plans dans le cadre d'un programme de recherche efficace. Ces outils précisent notamment:
les informations, y compris les informations appropriées journalières, infrajournalières et en temps réel, utiles pour améliorer la coordination opérationnelle, ainsi que la fréquence optimale pour le recueil et le partage de telles informations;
la plateforme technologique utilisée pour les échanges d'informations en temps réel et, le cas échéant, les plateformes technologiques employées pour le recueil, le traitement et la communication des autres informations visées au point i), ainsi que pour la mise en œuvre des procédures propres à renforcer la coordination opérationnelle entre les gestionnaires de réseau de transport en vue d'étendre cette coordination à l'ensemble de l'Union;
la manière dont les gestionnaires de réseau de transport mettent les informations d'exploitation à disposition d'autres gestionnaires de réseau de transport ou de toute entité dûment mandatée pour les appuyer dans la réalisation de la coordination opérationnelle, et de l'ACER; et
que les gestionnaires de réseau de transport désignent un correspondant chargé de répondre aux demandes de renseignements provenant des autres gestionnaires de réseau de transport ou de toute entité dûment mandatée visée au point iii), ou de l'ACER, concernant lesdites informations;
adopte un programme de travail annuel;
contribue à l'établissement d'exigences d'interopérabilité ainsi que de procédures non discriminatoires et transparentes pour l'accès aux données conformément à l'article 24 de la directive (UE) 2019/944;
adopte un rapport annuel;
élabore et adopte des évaluations de l'adéquation saisonnière en vertu de l'article 9, paragraphe 2, du règlement (UE) 2019/941;
promeut la cybersécurité et la protection des données en coopération avec les autorités concernées et les entités réglementées;
tient compte de l'évolution de la participation active de la demande dans l'accomplissement de ses tâches.
Article 31
Consultation
Article 32
Surveillance exercée par l'ACER
L'ACER surveille la mise en œuvre par le REGRT pour l'électricité des codes de réseau élaborés en application de l'article 59. Lorsque le REGRT pour l'électricité n'a pas mis en œuvre ces codes de réseau, l'ACER lui demande de fournir une explication dûment motivée de ce manquement. L'ACER informe la Commission de cette explication et donne son avis sur celle-ci.
L'ACER surveille et analyse la mise en œuvre des codes de réseau et des lignes directrices adoptés par la Commission conformément à l'article 58, paragraphe 1, et leur incidence sur l'harmonisation des règles applicables visant à faciliter l'intégration du marché, ainsi que sur l'absence de discrimination, l'effectivité de la concurrence et le fonctionnement efficace du marché, et elle en rend compte à la Commission.
Si elle estime que le projet de programme de travail annuel ou le projet de plan de développement du réseau dans l'ensemble de l'Union soumis par le REGRT pour l'électricité ne contribue pas à garantir un traitement non discriminatoire, une réelle concurrence et le fonctionnement efficace du marché ou un niveau suffisant d'interconnexion transfrontalière accessible à des tierces parties, l'ACER émet un avis dûment motivé ainsi que des recommandations à l'intention du REGRT pour l'électricité et de la Commission dans les deux mois à compter du jour de la présentation de ces documents.
Article 33
Coûts
Les coûts liés aux activités du REGRT pour l'électricité visées aux articles 28 à 32 et 58 à 61 du présent règlement, ainsi qu'à l'article 11 du règlement (UE) no 347/2013 du Parlement européen et du Conseil ( 7 ), sont pris en charge par les gestionnaires de réseau de transport et sont pris en compte dans le calcul des tarifs. Les autorités de régulation n'approuvent ces coûts que si ceux-ci sont raisonnables et appropriés.
Article 34
Coopération régionale des gestionnaires de réseau de transport
La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l'article 68 complétant le présent règlement en établissant la zone géographique couverte par chaque structure de coopération régionale. À cette fin, la Commission consulte les autorités de régulation, l'ACER et le REGRT pour l'électricité.
Les actes délégués visés au présent paragraphe sont sans préjudice de l'article 36.
Article 35
Création et mission des centres de coordination régionaux
Les autorités de régulation de la région d'exploitation du réseau examinent et approuvent la proposition.
La proposition comporte au moins les éléments suivants:
l'État membre où il est prévu d'installer le siège des centres de coordination régionaux et les gestionnaires de réseau de transport participants;
les modalités organisationnelles, financières et d'exploitation nécessaires pour assurer le fonctionnement efficace, sûr et fiable du réseau de transport interconnecté;
un plan de mise en œuvre pour la mise en service des centres de coordination régionaux;
les statuts et le règlement intérieur des centres de coordination régionaux;
une description des processus coopératifs conformément à l'article 38;
une description des modalités relatives à la responsabilité des centres de coordination régionaux conformément à l'article 47;
en cas de maintien de deux centres de coordination régionaux selon un principe de roulement conformément à l'article 36, paragraphe 2, une description des modalités permettant de définir clairement les responsabilités incombant à ces centres de coordination régionaux et les procédures relatives à l'exécution de leurs tâches.
Article 36
Portée géographique des activités des centres de coordination régionaux
Article 37
Tâches des centres de coordination régionaux
Chaque centre de coordination régional exécute au moins toutes les tâches suivantes d'importance régionale dans l'ensemble de la région d'exploitation du réseau où il est établi:
la réalisation du calcul coordonné des capacités conformément aux méthodes mises au point en vertu de la ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion adoptée sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) no 714/2009;
la réalisation de l'analyse coordonnée de la sécurité conformément aux méthodes mises au point en vertu de la ligne directrice sur la gestion du réseau adoptée sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) no 714/2009;
la création de modèles de réseaux communs conformément aux méthodes et aux procédures mises au point en vertu de la ligne directrice sur la gestion du réseau adoptée sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) no 714/2009;
le soutien à l'évaluation de la cohérence des plans de défense et des plans de reconstitution des gestionnaires de réseau de transport conformément à la procédure prévue dans un code de réseau sur l'état d'urgence et la reconstitution du réseau électrique adopté sur la base de l'article 6, paragraphe 11, du règlement (CE) 714/2009;
la réalisation de prévisions concernant l'adéquation du réseau à des échéances allant d'une semaine à au moins un jour au niveau régional et la préparation des actions de réduction des risques conformément à la méthode visée à l'article 8 du règlement (UE) 2019/941 et aux procédures prévues dans la ligne directrice sur la gestion du réseau adoptée sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) no 714/2009;
la coordination de la planification des arrêts au niveau régional conformément aux procédures et méthodes prévues dans la ligne directrice sur la gestion du réseau adoptée sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) no 714/2009;
la formation et la certification du personnel travaillant pour les centres de coordination régionaux;
le soutien à la coordination et à l'optimisation de la reconstitution régionale à la demande des gestionnaires de réseau de transport;
l'analyse et l'établissement de rapports post-exploitation et post-perturbations;
le dimensionnement régional des capacités de réserve;
la facilitation de la passation de marchés régionaux relatifs aux capacités d'équilibrage;
le soutien aux gestionnaires de réseau de transport, à leur demande, dans l'optimisation des règlements entre gestionnaires de réseau de transport;
la réalisation de tâches liées à l'identification des scénarios régionaux de crise électrique si et dans la mesure où elles sont déléguées aux centres de coordination régionaux en vertu de l'article 6, paragraphe 1, du règlement (UE) 2019/941;
la réalisation des tâches liées aux évaluations de l'adéquation saisonnière si et dans la mesure où elles sont déléguées aux centres de coordination régionaux en vertu de l'article 9, paragraphe 2, du règlement (UE) 2019/941;
le calcul de la valeur de la capacité d'entrée maximale disponible pour la participation de capacités étrangères aux mécanismes de capacité aux fins de la formulation d'une recommandation en vertu de l'article 26, paragraphe 7;
la réalisation des tâches liées au soutien aux gestionnaires de réseau de transport dans le recensement des besoins de nouvelles capacités de transport, de mise à niveau des capacités de transport existantes ou de leurs alternatives, qui doivent être présentées aux groupes régionaux établis en vertu du règlement (UE) no 347/2013 et qui doivent figurer dans le plan décennal de développement du réseau visé à l'article 51 de la directive (UE) 2019/944.
Les tâches visées au premier alinéa sont davantage détaillées à l'annexe I.
Article 38
Coopération au sein des centres de coordination régionaux et entre eux
La coordination quotidienne au sein des centres de coordination régionaux et entre eux est gérée selon des processus coopératifs entre les gestionnaires de réseau de transport de la région, y compris des modalités de coordination entre les centres de coordination régionaux le cas échéant. Ce processus coopératif est basé sur les éléments suivants:
des modalités de travail afin de traiter les aspects liés à la planification et les aspects opérationnels pertinents pour les tâches visées à l'article 37;
une procédure de partage des analyses et de consultation des propositions des centres de coordination régionaux avec les gestionnaires de réseau de transport de la région d'exploitation du réseau et les parties prenantes concernées, et avec d'autres centres de coordination régionaux, de manière efficace et inclusive, dans l'exercice des missions et des tâches opérationnelles conformément à l'article 40;
une procédure pour l'adoption d'actions coordonnées et de recommandations, conformément à l'article 42.
Article 39
Modalités de travail
Article 40
Procédure de consultation
Article 41
Transparence
Article 42
Adoption et réexamen des actions coordonnées et des recommandations
Si un gestionnaire de réseau de transport décide de ne pas mettre en œuvre une action coordonnée pour les raisons énoncées au présent paragraphe, il transmet sans retard indu un rapport expliquant de manière transparente et détaillée ses motifs au centre de coordination régional et aux gestionnaires de réseau de transport de la région d'exploitation du réseau. En pareil cas, le centre de coordination régional évalue les répercussions de cette décision sur les autres gestionnaires de réseau de transport de la région d'exploitation du réseau et il peut proposer un autre ensemble d'actions coordonnées sous réserve de la procédure énoncée au paragraphe 1.
Lorsqu'un gestionnaire de réseau de transport décide de s'écarter d'une recommandation visée au paragraphe 1, il fournit sans retard indu une justification détaillée de sa décision aux centres de coordination régionaux et aux autres gestionnaires de réseau de transport de la région d'exploitation du réseau.
Article 43
Conseil d'administration des centres de coordination régionaux
Le conseil d'administration est chargé:
d'élaborer les statuts et le règlement intérieur des centres de coordination régionaux, et de les approuver;
de décider de la structure organisationnelle, et de la mettre en œuvre;
de préparer et d'approuver le budget annuel;
de développer et d'approuver les processus coopératifs conformément à l'article 38.
Article 44
Structure organisationnelle
Leur structure organisationnelle précise:
les pouvoirs, les tâches et les responsabilités du personnel;
les relations et les rapports hiérarchiques entre les différents volets et processus de l'organisation.
Article 45
Équipement et personnel
Les centres de coordination régionaux sont dotés de tous les moyens humains, techniques, physiques et financiers nécessaires à l'exécution des obligations qui leur incombent en vertu du présent règlement et à l'accomplissement de leurs tâches de manière indépendante et impartiale.
Article 46
Suivi et rapports
Les centres de coordination régionaux établissent un processus pour assurer le suivi continu au moins des éléments suivants:
leurs performances opérationnelles;
les actions coordonnées et les recommandations formulées, le degré de mise en œuvre des actions coordonnées et des recommandations par les gestionnaires de réseau de transport et les résultats obtenus;
l'efficacité et l'efficience de chacune des tâches dont ils sont responsables et, le cas échéant, la rotation de ces tâches.
Article 47
Responsabilité
Dans les propositions de mise en place des centres de coordination régionaux conformément à l'article 35, les gestionnaires de réseau de transport de la région d'exploitation du réseau incluent les mesures nécessaires pour couvrir les risques qu'ils encourent du fait de leur responsabilité à l'égard de l'exécution des tâches des centres de coordination régionaux. La méthode utilisée pour fournir la couverture tient compte du statut juridique des centres de coordination régionaux et du niveau de la couverture de risques en matière commerciale disponible auprès des assureurs.
Article 48
Plan décennal de développement du réseau
En particulier, ce plan de développement du réseau dans l'ensemble de l'Union:
est fondé sur les plans d'investissement nationaux, en tenant compte des plans d'investissement régionaux visés à l'article 34, paragraphe 1, du présent règlement et, le cas échéant, des aspects propres à l'Union relatifs à la planification du réseau figurant dans le règlement (UE) no 347/2013; il fait l'objet d'une analyse des coûts et des avantages suivant la méthodologie définie à l'article 11 dudit règlement;
en ce qui concerne les interconnexions transfrontalières, est également fondé sur les besoins raisonnables des différents utilisateurs du réseau et intègre les engagements à long terme des investisseurs visés aux articles 44 et 51 de la directive (UE) 2019/944; et
recense les lacunes en matière d'investissement, notamment en ce qui concerne les capacités transfrontalières.
Concernant le premier alinéa, point c), le plan de développement du réseau dans l'ensemble de l'Union peut comporter en annexe un relevé des entraves à l'augmentation de la capacité transfrontalière du réseau dues à des procédures ou à des pratiques d'agrément différentes.
Article 49
Mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport
La première période pour laquelle des compensations sont payées est déterminée dans les lignes directrices visées à l'article 61.
Article 50
Information
Article 51
Certification des gestionnaires de réseau de transport
Lorsqu'elle élabore l'avis visé au premier alinéa, la Commission peut demander à l'ACER de fournir son avis sur la décision de l'autorité de régulation. Dans ce cas, le délai de deux mois visé au premier alinéa est prolongé de deux mois.
Si la Commission ne rend pas d'avis dans les délais visés aux premier et deuxième alinéas, elle est réputée ne pas avoir soulevé d'objections à l'encontre de la décision de l'autorité de régulation.
CHAPITRE VI
EXPLOITATION DU RÉSEAU DE DISTRIBUTION
Article 52
Entité européenne pour les gestionnaires de réseau de distribution
Les membres inscrits peuvent participer à l'entité des GRD de l'Union directement ou être représentés par une association nationale désignée par l'État membre ou par une association au niveau de l'Union.
Article 53
Établissement de l'entité des GRD de l'Union
Le projet de règlement intérieur de l'entité des GRD de l'Union garantit une représentation équilibrée de tous les gestionnaires de réseau de distribution participants.
Article 54
Principales règles et procédures applicables à l'entité des GRD de l'Union
Les statuts de l'entité des GRD de l'Union adoptés conformément à l'article 53 garantissent les principes ci-après:
la participation aux travaux de l'entité des GRD de l'Union est limitée aux membres inscrits, une possibilité de délégation entre membres étant prévue;
les décisions stratégiques concernant les activités de l'entité des GRD de l'Union ainsi que les lignes directrices stratégiques destinées au conseil d'administration sont adoptées par l'assemblée générale;
les décisions de l'assemblée générale sont adoptées selon les règles suivantes:
chaque membre dispose d'un nombre de voix proportionnel au nombre de clients du membre concerné;
65 % des voix attribuées aux membres sont exprimées; et
la décision est adoptée à une majorité de 55 % des membres;
les décisions de l'assemblée générale sont rejetées selon les règles suivantes:
chaque membre dispose d'un nombre de voix proportionnel au nombre de clients du membre concerné;
35 % des voix attribuées aux membres sont exprimées; et
la décision est rejetée par au moins 25 % des membres;
le conseil d'administration est élu par l'assemblée générale pour un mandat de quatre ans au maximum;
le conseil d'administration désigne le président et les trois vice-présidents parmi les membres du conseil;
la coopération entre les gestionnaires de réseau de distribution et les gestionnaires de réseau de transport visée aux articles 56 et 57 est dirigée par le conseil d'administration;
les décisions du conseil d'administration sont adoptées à la majorité absolue;
le secrétaire général est nommé, sur la base d'une proposition du conseil d'administration, par l'assemblée générale parmi ses membres pour un mandat de quatre ans, renouvelable une fois;
les groupes d'experts sont nommés par l'assemblée générale sur la base d'une proposition du conseil d'administration, chaque groupe ne dépassant pas trente membres, un tiers d'entre eux pouvant ne pas être membres de l'entité GRD de l'Union. En outre, un groupe d'experts par pays est établi, qui comprend exactement un représentant des gestionnaires de réseau de distribution de chaque État membre.
Les procédures adoptées par l'entité des GRD de l'Union garantissent le traitement juste et proportionné de ses membres et reflètent leur diversité sur les plans géographique et économique. Ces procédures prévoient notamment ce qui suit:
le conseil d'administration comprend le président du conseil d'administration et 27 représentants des membres dont:
9 sont des représentants des membres qui comptent plus de 1 million d'utilisateurs du réseau;
9 sont des représentants des membres qui comptent plus de 100 000 et moins de 1 million d'utilisateurs du réseau; et
9 sont des représentants des membres qui comptent moins de 100 000 utilisateurs du réseau;
les représentants d'associations de GRD existantes sont autorisés à participer en tant qu'observateurs aux réunions du conseil d'administration;
le conseil d'administration ne peut pas comprendre plus de trois représentants de membres basés dans le même État membre ou le même groupe industriel;
chaque vice-président du conseil d'administration est désigné parmi les représentants des membres dans chaque catégorie décrite au point a);
les représentants des membres basés dans un même État membre ou dans un même groupe industriel ne peuvent pas constituer la majorité des participants d'un groupe d'experts;
le conseil d'administration établit un groupe consultatif stratégique qui donne son avis au conseil d'administration et aux groupes d'experts et se compose de représentants d'associations européennes de GRD et de représentants des États membres qui ne sont pas représentés dans le conseil d'administration.
Article 55
Tâches de l'entité des GRD de l'Union
Les tâches de l'entité des GRD de l'Union sont les suivantes:
promotion de l'exploitation et de la planification des réseaux de distribution en coordination avec l'exploitation et la planification des réseaux de transport;
facilitation de l'intégration des sources d'énergie renouvelables, de la production distribuée et des autres ressources fournies par le réseau de distribution, comme le stockage d'énergie;
facilitation de la flexibilité et de la participation active de la demande et accès aux marchés des utilisateurs du réseau de distribution;
contribution à la numérisation des réseaux de distribution y compris le déploiement de réseaux intelligents et de systèmes intelligents de mesure;
soutien au développement de la gestion des données, de la cybersécurité et de la protection des données en coopération avec les autorités concernées et les entités réglementées;
participation à l'élaboration de codes de réseau qui ont une incidence sur l'exploitation et la planification des réseaux de distribution et l'exploitation coordonnée des réseaux de transport et des réseaux de distribution conformément à l'article 59.
De plus, l'entité des GRD de l'Union:
coopère avec le REGRT pour l'électricité pour ce qui est de veiller à la mise en œuvre des codes de réseau et des lignes directrices adoptés en vertu du présent règlement qui ont une incidence sur l'exploitation et la planification des réseaux de distribution et l'exploitation coordonnée des réseaux de transport et des réseaux de distribution;
coopère avec le REGRT pour l'électricité et adopte les meilleures pratiques concernant l'exploitation et la planification coordonnées des réseaux de transport et des réseaux de distribution, y compris des questions comme l'échange de données entre gestionnaires et la coordination des ressources énergétiques décentralisées;
œuvre à recenser les meilleures pratiques dans les domaines indiqués au paragraphe 1 et pour ce qui est d'apporter au réseau de distribution des améliorations en matière d'efficacité énergétique;
adopte un programme de travail annuel et un rapport annuel;
fonctionne conformément au droit de la concurrence et garantit la neutralité.
Article 56
Consultations au cours du processus d'élaboration de codes de réseau
Article 57
Coopération entre gestionnaires de réseau de distribution et gestionnaires de réseau de transport
CHAPITRE VII
CODES DE RÉSEAU ET LIGNES DIRECTRICES
Article 58
Adoption de codes de réseau et de lignes directrices
Les codes de réseau et lignes directrices:
visent à assurer le degré d'harmonisation minimal requis pour atteindre les objectifs du présent règlement;
tiennent compte, des particularités régionales, le cas échéant;
n'excèdent pas ce qui est nécessaire aux fins du point a); et
sont sans préjudice du droit des États membres d'établir des codes de réseau nationaux n'affectant pas les échanges entre zones.
Article 59
Établissement de codes de réseau
La Commission est habilitée à adopter des actes d'exécution afin d'assurer des conditions uniformes d'exécution du présent règlement en établissant des codes de réseau dans les domaines suivants:
règles relatives à la sécurité et à la fiabilité du réseau, y compris les règles concernant le transport technique des capacités de réserve à des fins de sécurité de fonctionnement du réseau, et règles relatives à l'interopérabilité en application des articles 34 à 47 et de l'article 57 du présent règlement et de l'article 40 de la directive (UE) 2019/944, y compris des règles relatives aux états du réseau, les mesures correctives et les limites de la sécurité d'exploitation, le réglage de la tension et la gestion de la puissance réactive, la gestion du courant de court-circuit, la gestion des flux de puissance, l'analyse et le traitement des aléas, les équipements et dispositifs de protection, l'échange de données, la conformité, la formation, la planification et l'analyse de sécurité d'exploitation, la coordination régionale de la sécurité d'exploitation, la coordination des indisponibilités, les plans de disponibilité des actifs pertinents, l'analyse de l'adéquation, les services auxiliaires, la programmation et les environnements de traitement des données aux fins de la planification de l'exploitation;
règles d'allocation de capacité et de gestion de la congestion en application de l'article 6 de la directive (UE) 2019/944 et des articles 7 à 10, des articles 13 à 17 et des articles 35 à 37 du présent règlement, y compris les règles sur les méthodes et processus de calcul de la capacité journalière, infrajournalière et à terme, les modèles de réseau, la configuration de la zone de dépôt des offres, le redispatching et l'échange de contrepartie, les algorithmes de négociation, le couplage unique journalier et infrajournalier, la fermeté de la capacité d'échange entre zones allouée, la répartition des recettes tirées de la congestion, la couverture des risques liés aux droits de transport entre zones, les procédures de nomination et le recouvrement des coûts de l'allocation de capacité et de la gestion de la congestion;
règles en application des articles 5, 6 et 17 relatives aux échanges liés à la fourniture technique et opérationnelle de services d'accès au réseau et d'ajustement du réseau, y compris les règles en matière de puissance de réserve liée au réseau, y compris les fonctions et responsabilités, les plateformes pour l'échange d'énergie d'équilibrage, les heures de fermeture du guichet, les exigences applicables aux produits d'équilibrage standard et spécifiques, la procédure d'acquisition de services d'équilibrage, l'allocation de la capacité d'échange entre zones aux fins de l'échange de services d'équilibrage ou du partage de réserves, le règlement de l'énergie d'équilibrage, le règlement des échanges d'énergie entre gestionnaires de réseau, le règlement des déséquilibres et le règlement de la capacité d'équilibrage, le réglage fréquence-puissance, les paramètres définissant la qualité de la fréquence et les paramètres cibles de la qualité de la fréquence, les réserves de stabilisation de la fréquence, les réserves de restauration de la fréquence, les réserves de remplacement, l'échange ou le partage de réserves, les processus d'activation transfrontalière des réserves, les processus de réglage temporel et la transparence des informations;
règles en application des articles 36, 40 et 54 de la directive (UE) 2019/944 concernant la fourniture non discriminatoire et transparente de services auxiliaires non liés à la fréquence, y compris les règles concernant le réglage de la tension en régime permanent, l'inertie, l'injection rapide de puissance réactive, l'inertie pour la stabilité du réseau, le courant de court-circuit, la capacité de démarrage autonome et la capacité de fonctionnement en réseau séparé;
règles en application de l'article 57 du présent règlement et des articles 17, 31, 32, 36, 40 et 54 de la directive (UE) 2019/944 concernant la participation active de la demande, y compris les règles sur l'agrégation, le stockage d'énergie et la réduction de la demande.
Ces actes d'exécution sont adoptés en conformité avec la procédure d'examen visée à l'article 67, paragraphe 2.
La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l'article 68 complétant le présent règlement en ce qui concerne l'établissement de codes de réseau dans les domaines suivants:
règles de raccordement au réseau, y compris des règles sur le raccordement des installations de consommation raccordées à un réseau de transport, des installations de distribution et des réseaux de distribution raccordés à un réseau de transport, le raccordement des unités de consommation utilisées pour la participation active de la demande, les exigences applicables au raccordement au réseau des installations de production d'électricité, les exigences applicables au raccordement au réseau des systèmes en courant continu à haute tension, les exigences applicables au raccordement au réseau des parcs non synchrones de générateurs raccordés en courant continu et des stations de conversion de courant continu haute tension à l'extrémité isolée et les procédures de notification opérationnelle applicables au raccordement au réseau;
règles en matière d'échange de données, de règlement et de transparence, y compris en particulier des règles sur les capacités de transfert pour les horizons temporels pertinents, les estimations et les valeurs réelles concernant l'allocation et l'utilisation des capacités de transfert, prévisions et demande réelle des installations et leur agrégation, y compris l'indisponibilité des installations, les prévisions et la génération effective des unités de production et leur agrégation, y compris l'indisponibilité des unités, la disponibilité et l'utilisation des réseaux, les mesures de gestion de la congestion et les données du marché de l'équilibrage. Les règles devraient préciser la façon dont les informations sont publiées, le calendrier de publication et les entités responsables de leur traitement;
règles concernant l'accès des tiers;
procédures opérationnelles d'urgence et de reconstitution en cas d'urgence, y compris les plans de défense du réseau, les plans de reconstitution, les interactions du marché, l'échange et la communication d'informations et les outils et installations;
règles sectorielles concernant les aspects liés à la cybersécurité des flux transfrontaliers d'électricité, y compris des règles sur les exigences minimales communes, la planification, la surveillance, les rapports et la gestion de crise.
Si l'objet du code de réseau est en rapport direct avec l'exploitation du réseau de distribution et ne concerne pas principalement le réseau de transport, la Commission peut demander à l'entité des GRD de l'Union, en coopération avec le REGRT pour l'électricité, de convoquer un comité de rédaction et de soumettre à l'ACER une proposition de code de réseau.
Article 60
Modifications de codes de réseau
Article 61
Lignes directrices
La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l'article 68 complétant le présent règlement en définissant des lignes directrices relatives au mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport. Ces lignes directrices précisent, conformément aux principes définis aux articles 18 et 49:
les détails de la procédure à suivre pour déterminer quels sont les gestionnaires de réseau de transport qui sont redevables des compensations pour les flux transfrontaliers, y compris en ce qui concerne la répartition entre les gestionnaires des réseaux nationaux de transport d'où proviennent les flux transfrontaliers et des réseaux où ces flux aboutissent, conformément à l'article 49, paragraphe 2;
les détails de la procédure à suivre pour les paiements, y compris la détermination de la première période pour laquelle des compensations doivent être payées, conformément à l'article 49, paragraphe 3, deuxième alinéa;
les détails des méthodologies permettant de déterminer les flux transfrontaliers reçus pour lesquels des compensations sont versées en vertu de l'article 49, en fonction tant de la quantité que du type de flux, et l'ampleur des flux qui sont considérés comme provenant des réseaux de transport de chaque État membre ou y aboutissant, conformément à l'article 49, paragraphe 5;
les détails de la méthodologie permettant de déterminer les coûts et les bénéfices engendrés par l'accueil de flux transfrontaliers, conformément à l'article 49, paragraphe 6;
les détails du traitement des flux d'électricité provenant de pays situés en dehors de l'Espace économique européen ou y aboutissant dans le cadre du mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport; et
les modalités de la participation des réseaux nationaux qui sont interconnectés par les lignes de courant continu, conformément à l'article 49.
Le cas échéant, la Commission peut adopter des actes d'exécution définissant des lignes directrices visant à assurer le degré d'harmonisation minimal requis pour atteindre l'objectif du présent règlement. Ces lignes directrices peuvent préciser:
les détails des règles pour les échanges d'électricité en application de l'article 6 de la directive (UE) 2019/944 et des articles 5 à 10, 13 à 17, 35, 36 et 37 du présent règlement;
les détails des règles en matière d'incitation à l'investissement en ce qui concerne les capacités d'interconnexion, y compris les signaux de localisation, en application de l'article 19.
Ces actes d'exécution sont adoptés en conformité avec la procédure d'examen visée à l'article 67, paragraphe 2.
Ces actes d'exécution sont adoptés en conformité avec la procédure d'examen visée à l'article 67, paragraphe 2.
Article 62
Droit des États membres de prévoir des mesures plus détaillées
Le présent règlement s'applique sans préjudice du droit des États membres de maintenir ou d'introduire des mesures qui contiennent des dispositions plus détaillées que celles qui figurent dans le présent règlement, dans les lignes directrices visées à l'article 61 ou dans les codes de réseau visés à l'article 59, à condition que ces mesures soient compatibles avec le droit de l'Union.
CHAPITRE VIII
DISPOSITIONS FINALES
Article 63
Nouvelles interconnexions
Les nouvelles interconnexions en courant continu peuvent, sur demande, bénéficier, pendant une durée limitée, d'une dérogation à l'article 19, paragraphes 2 et 3, du présent règlement, ainsi qu'aux articles 6 et 43, à l'article 59, paragraphe 7, et à l'article 60, paragraphe 1, de la directive (UE) 2019/944 dès lors que les conditions suivantes sont satisfaites:
l'investissement accroît la concurrence en matière de fourniture d'électricité;
le degré de risque associé à l'investissement est tel que l'investissement ne serait pas effectué si la dérogation n'était pas accordée;
l'interconnexion est la propriété d'une personne physique ou morale distincte, du moins en ce qui concerne son statut juridique, des gestionnaires de réseau dans les réseaux desquels cette interconnexion doit être construite;
des redevances sont perçues auprès des utilisateurs de cette interconnexion;
depuis l'ouverture partielle du marché visée à l'article 19 de la directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil ( 9 ), il n'a été procédé au recouvrement d'aucune partie du capital ou des coûts d'exploitation de l'interconnexion au moyen d'une fraction quelconque des redevances prélevées pour l'utilisation des réseaux de transport ou des réseaux de distribution reliés par cette interconnexion; et
la dérogation ne risque pas de porter atteinte à la concurrence ni au bon fonctionnement du marché intérieur de l'électricité, ni au bon fonctionnement du réseau réglementé auquel l'interconnexion est reliée.
Dans un délai de deux mois à compter de la réception de la demande de dérogation par la dernière des autorités de régulation concernées, l'ACER peut soumettre un avis à ces autorités de régulation. Les autorités de régulation peuvent fonder leur décision sur cet avis.
Pour décider de l'octroi d'une dérogation, les autorités de régulation examinent, au cas par cas, la nécessité éventuelle d'imposer des conditions touchant à la durée de cette dérogation et à l'accès non discriminatoire à l'interconnexion. Pour décider de ces conditions, les autorités de régulation tiennent compte, en particulier, de la capacité additionnelle à construire ou de la modification de la capacité existante, des délais de réalisation du projet et de la situation nationale.
Avant d'accorder une dérogation, les autorités de régulation des États membres concernés arrêtent les règles et les mécanismes relatifs à la gestion et à l'allocation de capacité. Ces règles de gestion de la congestion incluent l'obligation d'offrir les capacités inutilisées sur le marché et les utilisateurs de l'infrastructure ont le droit de négocier leurs capacités souscrites sur le marché secondaire. Dans l'appréciation des critères visés au paragraphe 1, points a), b) et f), les résultats de la procédure d'allocation de capacité sont pris en compte.
Si toutes les autorités de régulation concernées sont parvenues à un accord sur la décision de dérogation dans un délai de six mois à compter de la réception de la demande, elles informent l'ACER de cette décision.
La décision de dérogation, y compris les conditions visées au troisième alinéa du présent paragraphe, est dûment motivée et publiée.
La décision visée au paragraphe 4 est prise par l'ACER:
si les autorités de régulation concernées ne sont pas parvenues à un accord dans un délai de six mois à compter de la date à laquelle la demande de dérogation a été reçue par la dernière de ces autorités; ou
à la demande conjointe des autorités de régulation concernées.
Avant de prendre une telle décision, l'ACER consulte les autorités de régulation concernées et les demandeurs.
Dès réception, une copie de chaque demande de dérogation est transmise par les autorités de régulation sans retard, pour information, à la Commission et à l'ACER. Les autorités de régulation concernées ou l'ACER (ci-après dénommées «instances émettrices») notifient sans retard à la Commission la décision ainsi que toutes les informations utiles y afférentes. Ces informations peuvent être communiquées à la Commission sous une forme agrégée pour lui permettre de fonder valablement sa décision. Ces informations comprennent notamment:
les raisons détaillées sur la base desquelles la dérogation a été octroyée ou refusée, y compris les données financières démontrant qu'elle était nécessaire;
l'analyse effectuée quant aux incidences de l'octroi de la dérogation sur la concurrence et sur le bon fonctionnement du marché intérieur de l'électricité;
les raisons justifiant la durée et la part des capacités totales de l'interconnexion en question pour lesquelles la dérogation est octroyée; et
le résultat de la consultation des autorités de régulation concernées.
Si les renseignements demandés ne sont pas fournis dans le délai prévu dans la demande de la Commission, la notification est réputée avoir été retirée, à moins que, avant l'expiration du délai, ce dernier soit prolongé d'un commun accord entre la Commission et les instances émettrices, ou que les instances émettrices informent la Commission, par une déclaration dûment motivée, qu'elles considèrent la notification comme étant complète.
Les instances émettrices se conforment à la décision de la Commission demandant la modification ou la révocation de la décision de dérogation dans un délai d'un mois à compter de sa réception et en informent la Commission.
La Commission veille à protéger la confidentialité des informations commercialement sensibles.
La décision de la Commission d'approuver une décision de dérogation devient caduque deux ans après la date de son adoption si la construction de l'interconnexion n'a pas commencé dans ce délai, et cinq ans après la date de son adoption si l'interconnexion n'est pas devenue opérationnelle dans ce délai, à moins que la Commission ne décide, sur la base d'une demande motivée des instances émettrices, qu'un retard est dû à des obstacles majeurs indépendants de la volonté de la personne à laquelle la dérogation a été octroyée.
La Commission peut, sur demande ou de sa propre initiative, rouvrir la procédure relative à une demande de dérogation lorsque:
compte dûment tenu des attentes légitimes des parties et de l'équilibre économique atteint dans la décision de dérogation initiale, il s'est produit un changement matériel concernant l'un des faits sur lesquels la décision était fondée;
les entreprises concernées agissent contrairement à leurs engagements; ou
la décision était fondée sur des informations incomplètes, inexactes ou trompeuses fournies par les parties.
Article 64
Dérogations
Les États membres peuvent demander à bénéficier de dérogations aux dispositions pertinentes des articles 3 et 6, de l'article 7, paragraphe 1, de l'article 8, paragraphes 1 et 4, des articles 9, 10 et 11, des articles 14 à 17, des articles 19 à 27, des articles 35 à 47 et de l'article 51 à condition que:
l'État membre puisse démontrer l'existence de problèmes importants pour l'exploitation de petits réseaux isolés et de petits réseaux connectés;
les régions ultrapériphériques au sens de l'article 349 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne ne puissent pas être interconnectées au marché de l'énergie de l'Union pour des raisons physiques évidentes.
Dans la situation visée au premier alinéa, point a), la dérogation est limitée dans le temps et soumise à des conditions visant à renforcer la concurrence et l'intégration sur le marché intérieur de l'électricité.
Dans la situation visée au premier alinéa, point b), la dérogation n'est pas limitée dans le temps.
La Commission informe les États membres de ces demandes avant de prendre une décision, dans le respect de la confidentialité des informations commercialement sensibles.
Une dérogation accordée en vertu du présent article vise à garantir qu'elle ne fait pas obstacle à la transition vers les énergies renouvelables, une plus grande souplesse, le stockage d'énergie, la mobilité électrique et la participation active de la demande.
Dans sa décision d'octroi d'une dérogation, la Commission énonce la mesure dans laquelle la dérogation doit tenir compte de l'application des codes de réseau et des lignes directrices.
Si le réseau de transport de Chypre n'est pas raccordé aux réseaux de transport des autres États membres au moyen d'interconnexions au plus tard le 1er janvier 2026, Chypre évalue la nécessité de bénéficier d'une dérogation à ces dispositions et peut soumettre à la Commission une demande de prorogation de la dérogation. La Commission évalue si l'application des dispositions risque de causer des problèmes importants pour l'exploitation du réseau électrique à Chypre ou si leur application à Chypre devrait être bénéfique pour le fonctionnement du marché. Sur la base de cette évaluation, la Commission prend une décision motivée sur la prorogation totale ou partielle de la dérogation. La décision est publiée au Journal officiel de l'Union européenne.
Article 65
Informations et confidentialité
La Commission fixe un délai raisonnable pour la fourniture des informations, en tenant compte de la complexité et de l'urgence des informations requises.
Lorsqu'elle adresse une demande d'informations à une entreprise, la Commission transmet simultanément une copie de la demande aux autorités de régulation de l'État membre sur le territoire duquel est établi le siège de l'entreprise.
La Commission transmet simultanément une copie de sa décision aux autorités de régulation de l'État membre sur le territoire duquel se trouve la résidence de la personne ou le siège de l'entreprise.
La Commission ne divulgue pas les informations obtenues en vertu du présent règlement lorsque ces informations sont couvertes par l'obligation de secret professionnel.
Article 66
Sanctions
Article 67
Comité
Article 68
Exercice de la délégation
Article 69
Examen et rapports de la Commission
La Commission soumet un rapport détaillé de son évaluation au Parlement européen et au Conseil pour la même date.
Au plus tard le 31 décembre 2026, la Commission présente, le cas échéant, des propositions législatives sur la base de son évaluation.
Article 70
Abrogation
Le règlement (CE) no 714/2009 est abrogé. Les références faites au règlement abrogé s'entendent comme faites au présent règlement et sont à lire selon le tableau de correspondance figurant à l'annexe III.
Article 71
Entrée en vigueur
Nonobstant le premier alinéa, les articles 14 et 15, l'article 22, paragraphe 4, l'article 23, paragraphes 3 et 6, les articles 35, 36 et 62 s'appliquent à compter de la date d'entrée en vigueur du présent règlement. Aux fins de l'application de l'article 14, paragraphe 7, et de l'article 15, paragraphe 2, l'article 16 s'applique à compter de cette date.
Le présent règlement est obligatoire dans tous ses éléments et directement applicable dans tout État membre.
ANNEXE I
TÂCHES DES CENTRES DE COORDINATION RÉGIONAUX
1. Calcul coordonné des capacités
1.1 Les centres de coordination régionaux effectuent le calcul coordonné des capacités d'échange entre zones.
1.2 Le calcul coordonné des capacités est effectué pour les échéances journalières et infrajournalières.
1.3 Le calcul coordonné des capacités est effectué selon les méthodes mises au point en vertu de la ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion adoptée sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) no 714/2009.
1.4 Le calcul coordonné des capacités est effectué selon un modèle de réseau commun conformément au point 3.
1.5 Le calcul coordonné des capacités permet une gestion efficace de la congestion conformément aux principes définis en la matière dans le présent règlement.
2. Analyse coordonnée de la sécurité
2.1 Les centres de coordination régionaux effectuent une analyse coordonnée de la sécurité visant à garantir un fonctionnement sûr du réseau.
2.2 L'analyse de sécurité est effectuée pour toutes les échéances de la planification d'exploitation, entre les échéances à un an et infrajournalière, selon les modèles de réseaux communs.
2.3 L'analyse coordonnée de la sécurité est effectuée selon les méthodes mises au point en vertu de la ligne directrice sur la gestion du réseau adoptée sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) no 714/2009.
2.4 Les centres de coordination régionaux partagent les résultats de l'analyse coordonnée de la sécurité au moins avec les gestionnaires de réseau de transport de la région d'exploitation du réseau concernée.
2.5 Lorsqu'un centre de coordination régional détecte, comme résultat de l'analyse coordonnée de la sécurité, une contrainte possible, il prévoit des actions correctives optimisant l'efficacité et l'efficience économique.
3. Création de modèles de réseaux communs
3.1 Les centres de coordination régionaux instaurent des procédures efficaces de création d'un modèle de réseau commun pour chaque échéance de planification de l'exploitation entre les échéances à un an et infrajournalière.
3.2 Les gestionnaires de réseau de transport désignent un centre de coordination régional pour établir les modèles de réseaux communs pour l'ensemble de l'Union.
3.3 Les modèles de réseaux communs sont établis conformément aux méthodes mises au point en vertu de la ligne directrice sur la gestion du réseau et de la ligne directrice sur l'allocation de la capacité et la gestion de la congestion adoptées sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) no 714/2009.
3.4 Les modèles de réseaux communs comprennent les données nécessaires à une planification de l'exploitation efficace et au calcul des capacités à toutes les échéances de planification de l'exploitation entre les échéances à un an et infrajournalière.
3.5 Les modèles de réseaux communs sont mis à la disposition de tous les centres de coordination régionaux, des gestionnaires de réseau de transport, du REGRT pour l'électricité, sur demande, l'ACER.
4. Soutien aux plans de défense et aux plans de reconstitution des gestionnaires de réseau de transport en ce qui concerne l'évaluation de la cohérence
4.1 Les centres de coordination régionaux soutiennent les gestionnaires de réseau de transport de la région d'exploitation du réseau concernée en effectuant l'évaluation de la cohérence des plans de défense et des plans de reconstitution des gestionnaires de réseau de transport selon les procédures établies dans le code de réseau sur l'état d'urgence et la reconstitution du réseau électrique adopté sur la base de l'article 6, paragraphe 11, du règlement (CE) no 714/2009.
4.2 Tous les gestionnaires de réseau de transport conviennent d'un seuil au-delà duquel l'incidence des mesures d'un ou de plusieurs gestionnaires de réseau de transport dans les états d'urgence, de panne généralisée ou de reconstitution est considérée comme significative pour les autres gestionnaires de réseau de transport interconnectés de façon synchrone ou non synchrone.
4.3 Lorsqu'il apporte un soutien aux gestionnaires de réseau de transport, le centre de coordination régional s'attache à:
recenser les éventuelles incompatibilités;
proposer des mesures d'atténuation.
4.4 Les gestionnaires de réseau de transport évaluent et prennent en compte les mesures d'atténuation proposées.
5. Soutien à la coordination et à l'optimisation de la reconstitution régionale
5.1 Chaque centre de coordination régional concerné soutient les gestionnaires de réseau de transport désignés comme responsables de la fréquence et les responsables de la resynchronisation conformément au code de réseau sur l'état d'urgence et la reconstitution du réseau électrique adopté sur la base de l'article 6, paragraphe 11, du règlement (CE) no 714/2009 afin que la reconstitution du réseau se fasse de façon plus efficiente et effective. Les gestionnaires de réseau de transport de la région d'exploitation du réseau concernée définissent le rôle du centre de coordination régional en ce qui concerne le soutien à la coordination et à l'optimisation de la reconstitution régionale.
5.2 Les gestionnaires de réseau de transport peuvent demander de l'aide aux centres de coordination régionaux si leur réseau est dans un état de panne généralisée ou de reconstitution.
5.3 Les centres de coordination régionaux sont équipés des systèmes de surveillance et d'acquisition de données proches du temps réel dont l'observabilité est définie en appliquant le seuil visé au point 4.2.
6. Analyse post-exploitation et post-perturbations et établissement de rapports
6.1 Les centres de coordination régionaux enquêtent et établissent un rapport sur tout incident au-dessus du seuil visé au point 4.2. Les autorités de régulation de la région d'exploitation du réseau et l'ACER peuvent, à leur demande, prendre part à l'enquête. Le rapport contient des recommandations visant à prévenir des incidents similaires à l'avenir.
6.2 Les centres de coordination régionaux publient le rapport. L'ACER peut formuler des recommandations visant à prévenir des incidents similaires à l'avenir.
7. Dimensionnement régional des capacités de réserve
7.1 Les centres de coordination régionaux calculent les capacités de réserve nécessaires pour la région d'exploitation du réseau. La détermination des exigences de capacités de réserve:
poursuit l'objectif général d'assurer la sécurité d'exploitation de la façon la plus rentable;
est effectuée à l'échéance journalière ou infrajournalière, ou à ces deux échéances;
calcule le volume global de la capacité de réserve requise pour la région d'exploitation du système;
définit les exigences minimales de capacité de réserve pour chaque type de capacité de réserve;
tient compte des éventuelles substitutions entre les différents types de capacité de réserve afin de minimiser les coûts d'acquisition;
définit les conditions nécessaires de la répartition géographique de la capacité de réserve requise, le cas échéant.
8. Facilitation de la passation de marchés régionaux relatifs à la capacité d'équilibrage
8.1 Les centres de coordination régionaux aident les gestionnaires de réseau de transport de la région d'exploitation du réseau concernée à déterminer le volume de la capacité d'équilibrage qui doit être acquise. La détermination du volume de la capacité d'équilibrage:
est effectuée à l'échéance journalière ou infrajournalière, ou à ces deux échéances;
tient compte des éventuelles substitutions entre les différents types de capacité de réserve afin de minimiser les coûts d'approvisionnement;
tient compte des volumes de capacité de réserve requise qui devraient être fournis par des offres d'équilibrage de l'énergie qui ne sont pas soumises sur la base d'un contrat relatif à la capacité d'équilibrage.
8.2. Les centres de coordination régionaux aident les gestionnaires de réseau de transport de la région d'exploitation du réseau concernée à acquérir le volume requis de capacité d'équilibrage déterminé conformément au point 8.1. L'acquisition de la capacité d'équilibrage:
est effectuée à l'échéance journalière ou infrajournalière, ou à ces deux échéances;
tient compte des éventuelles substitutions entre les différents types de capacité de réserve afin de minimiser les coûts d'approvisionnement.
9. Évaluations aux échéances allant d'une semaine à au moins un jour de l'adéquation du réseau au niveau régional et préparation de mesures de limitation des risques
9.1 Les centres de coordination régionaux effectuent des évaluations à une semaine ou à au moins un jour de l'adéquation au niveau régional conformément aux procédures énoncées dans le règlement (UE) 2017/1485 et sur la base de la méthode élaborée en vertu de l'article 8 du règlement (UE) 2019/941.
9.2 Les centres de coordination régionaux fondent les évaluations de l'adéquation au niveau régional à court terme sur les informations fournies par les gestionnaires de réseau de transport de la région d'exploitation du réseau concernée afin de détecter les situations où une inadéquation est escomptée dans l'une des zones de contrôle ou au niveau régional. Les centres de coordination régionaux prennent en compte les éventuels échanges entre zones et les limites de sécurité d'exploitation à toutes les échéances pertinentes de la planification de l'exploitation.
9.3 Chaque centre de coordination régional, lorsqu'il effectue une évaluation de l'adéquation du réseau au niveau régional, se coordonne avec les autres centres de coordination régionaux pour:
vérifier les hypothèses de base et les prévisions;
détecter les éventuelles situations d'inadéquation interrégionale.
9.4 Chaque centre de coordination régional communique les résultats des évaluations de l'adéquation du système au niveau régional et les mesures qu'il propose pour limiter les risques d'inadéquation aux gestionnaires de réseau de transport de la région d'exploitation du réseau concernée et aux autres centres de coordination régionaux.
10. Coordination régionale de la planification des indisponibilités
10.1 Chaque centre de coordination régional effectue une coordination régionale des indisponibilités conformément aux procédures établies dans la ligne directrice relative à la gestion du réseau adoptée sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) no 714/2009 afin de contrôler l'état de disponibilité des actifs concernés et de coordonner leurs plans de disponibilité pour assurer la sécurité d'exploitation du réseau de transport, tout en maximisant la capacité des interconnexions et des réseaux de transport conditionnant les flux entre zones.
10.2 Chaque centre de coordination régional établit une liste unique des éléments de réseau, unités de production d'électricité et installations de consommation pertinents de la région d'exploitation du réseau et la met à disposition dans l'environnement de traitement des données du REGRT pour l'électricité aux fins de la planification de l'exploitation.
10.3 Chaque centre de coordination régional exerce les activités suivantes en ce qui concerne la coordination des indisponibilités dans la région d'exploitation du réseau:
évaluer la compatibilité de la planification des indisponibilités à l'aide des plans de disponibilité à un an de tous les gestionnaires de réseau de transport;
communiquer aux gestionnaires de réseau de transport de la région d'exploitation du réseau concernée une liste des incompatibilités de planification détectées et les solutions qu'il propose pour y remédier.
11. Optimisation des mécanismes de compensation entre gestionnaires de réseau de transport
11.1 Les gestionnaires de réseau de transport de la région d'exploitation du réseau concernée peuvent décider conjointement de recevoir l'aide du centre de coordination régional pour gérer les flux financiers relatifs aux règlements entre plus de deux gestionnaires de réseau de transport, tels que les coûts de redispatching, les recettes tirées de la congestion, les frais en cas d'écart involontaire ou d'acquisition de capacité de réserve.
12. Formation et certification du personnel travaillant pour les centres de coordination régionaux
12.1 Les centres de coordination régionaux préparent et exécutent des programmes de formation et de certification axés sur l'exploitation du réseau régional à l'intention du personnel travaillant pour les centres de coordination régionaux.
12.2 Les programmes de formation couvrent tous les aspects pertinents de l'exploitation du réseau, lorsque le centre de coordination régional exécute des tâches, y compris les scénarios de crise régionale.
13. Identification des scénarios régionaux de crise électrique
13.1 Si le REGRT pour l'électricité délègue cette fonction, les centres de coordination régionaux identifient les scénarios régionaux de crise électrique selon les critères définis à l'article 6, paragraphe 1, du règlement (UE) 2019/941.
L'identification des scénarios régionaux de crise électrique est effectuée conformément à la méthode établie à l'article 5 du règlement (UE) 2019/941.
13.2 Les centres de coordination régionaux aident les autorités compétentes de chaque région d'exploitation du système, à leur demande, à préparer et à effectuer un exercice bisannuel de simulation de crise conformément à l'article 12, paragraphe 3, du règlement (UE) 2019/941.
14. Recensement des besoins de nouvelles capacités de transport, de mise à niveau des capacités de transport existantes ou de leurs alternatives
14.1. Les centres de coordination régionaux soutiennent les gestionnaires de réseau de transport dans le recensement des besoins de nouvelles capacités de transport, de mise à niveau des capacités de transport existantes ou de leurs alternatives, qui doivent être présentées aux groupes régionaux établis conformément au règlement (UE) no 347/2013 et devant figurer dans le plan décennal de développement du réseau visé à l'article 51 de la directive (UE) 2019/944.
15. Calcul de la capacité d'entrée maximale disponible pour la participation de capacités étrangères aux mécanismes de capacité
15.1 Les centres de coordination régionaux soutiennent les gestionnaires de réseau de transport lors du calcul de la capacité d'entrée maximale disponible pour la participation de capacités étrangères aux mécanismes de capacité en tenant compte des prévisions concernant la disponibilité des interconnexions et la simultanéité probable d'une forte sollicitation des réseaux entre le réseau où le mécanisme est appliqué et le réseau où les capacités étrangères sont situées.
15.2 Le calcul est effectué conformément à la méthode établie à l'article 26, paragraphe 11, point a).
15.3 Les centres de coordination régionaux fournissent un calcul pour chaque frontière de zone de dépôt des offres couverte par la région d'exploitation du réseau.
16. Préparation des évaluations de l'adéquation saisonnière
16.1 Si le REGRT pour l'électricité délègue cette fonction en vertu de l'article 9 du règlement (UE) 2019/941, les centres de coordination régionaux établissent des évaluations de l'adéquation saisonnière au niveau régional.
16.2 La préparation des évaluations de l'adéquation saisonnière est effectuée sur la base de la méthode élaborée conformément à l'article 8 du règlement (UE) 2019/941.
ANNEXE II
RÈGLEMENT ABROGÉ AVEC LA LISTE DE SES MODIFICATIONS SUCCESSIVES
Règlement (UE) no 347/2013 du Parlement européen et du Conseil du 17 avril 2013 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, et abrogeant la décision no 1364/2006/CE et modifiant les règlements (CE) no 713/2009, (CE) no 714/2009 et (CE) no 715/2009 (JO L 115 du 25.4.2013, p. 39) |
Article 8, paragraphe 3, point a) Article 8, paragraphe 10, point a) Article 11 Article 18, paragraphe 4 bis Article 23, paragraphe 3 |
Règlement (UE) no 543/2013 de la Commission du 14 juin 2013 concernant la soumission et la publication de données sur les marchés de l'électricité et modifiant l'annexe I du règlement (CE) no 714/2009 du Parlement européen et du Conseil (JO L 163 du 15.6.2013, p. 1) |
Annexe I, points 5.5 à 5.9 |
ANNEXE III
TABLEAU DE CORRESPONDANCE
Règlement (CE) no 714/2009 |
Présent règlement |
— |
Article 1er, point a) |
— |
Article 1er, point b) |
Article 1er, point a) |
Article 1er, point c) |
Article 1er, point b) |
Article 1er, point d) |
Article 2, paragraphe 1 |
Article 2, paragraphe 1 |
Article 2, paragraphe 2, point a) |
Article 2, paragraphe 2 |
Article 2, paragraphe 2, point b) |
Article 2, paragraphe 3 |
Article 2, paragraphe 2, point c) |
Article 2, paragraphe 4 |
Article 2, paragraphe 2, point d) |
— |
Article 2, paragraphe 2, point e) |
— |
Article 2, paragraphe 2, point f) |
— |
Article 2, paragraphe 2, point g) |
Article 2, paragraphe 5 |
— |
Article 2, paragraphes 6 à 71 |
— |
Article 3 |
— |
Article 4 |
— |
Article 5 |
— |
Article 6 |
— |
Article 7 |
— |
Article 8 |
— |
Article 9 |
— |
Article 10 |
— |
Article 11 |
— |
Article 12 |
— |
Article 13 |
— |
Article 14 |
— |
Article 15 |
Article 16, paragraphes 1 à 3 |
Article 16, paragraphes 1 à 4 |
— |
Article 16, paragraphes 5 à 8 |
Article 16, paragraphes 4 à 5 |
Article 16, paragraphes 9 à 11 |
— |
Article 16, paragraphes 12 et 13 |
— |
Article 17 |
Article 14, paragraphe 1 |
Article 18, paragraphe 1 |
— |
Article 18 paragraphe 2 |
Article 14, paragraphes 2 à 5 |
Article 18, paragraphes 3 à 6 |
— |
Article 18, paragraphes 7 à 11 |
— |
Article 19, paragraphe 1 |
Article 16, paragraphe 6 |
Article 19, paragraphes 2 et 3 |
— |
Article 19, paragraphes 4 et 5 |
— |
Article 20 |
— |
Article 21 |
— |
Article 22 |
Article 8, paragraphe 4 |
Article 23, paragraphe 1 |
— |
Article 23, paragraphes 2 à 7 |
— |
Article 25 |
— |
Article 26 |
— |
Article 27 |
Article 4 |
Article 28, paragraphe 1 |
— |
Article 28, paragraphe 2 |
Article 5 |
Article 29, paragraphes 1 à 4 |
— |
Article 29, paragraphe 5 |
Article 8, paragraphe 2 (première phrase) |
Article 30, paragraphe 1, point a) |
Article 8, paragraphe 3, point b) |
Article 30, paragraphe 1, point b) |
— |
Article 30, paragraphe 1, point c) |
Article 8, paragraphe 3, point c) |
Article 30, paragraphe 1, point d) |
— |
Article 30, paragraphe 1, points e) et f) |
|
Article 30, paragraphe 1, points g) et h) |
Article 8, paragraphe 3, point a) |
Article 30, paragraphe 1, point i) |
Article 8, paragraphe 3, point d) |
Article 30, paragraphe 1, point j) |
|
Article 30, paragraphe 1, point k) |
Article 8, paragraphe 3, point e) |
Article 30, paragraphe 1, point l) |
|
Article 30, paragraphe 1, points m) à o) |
— |
Article 30, paragraphes 2 et 3 |
Article 8, paragraphe 5 |
Article 30, paragraphe 4 |
Article 8, paragraphe 9 |
Article 30, paragraphe 5 |
Article 10 |
Article 31 |
Article 9 |
Article 32 |
Article 11 |
Article 33 |
Article 12 |
Article 34 |
— |
Article 35 |
— |
Article 36 |
— |
Article 37 |
— |
Article 38 |
— |
Article 39 |
— |
Article 40 |
|
Article 41 |
— |
Article 42 |
— |
Article 43 |
— |
Article 44 |
— |
Article 45 |
— |
Article 46 |
— |
Article 47 |
Article 8, paragraphe 10 |
Article 48 |
Article 13 |
Article 49 |
Article 2, paragraphe 2 (dernier alinéa) |
Article 49, paragraphe 7 |
Article 15 |
Article 50, paragraphes 1 à 6 |
Annexe I, point 5.10 |
Article 50, paragraphe 7 |
Article 3 |
Article 51 |
— |
Article 52 |
— |
Article 53 |
|
Article 54 |
— |
Article 55 |
— |
Article 56 |
— |
Article 57 |
— |
Article 58 |
Article 8, paragraphe 6 |
Article 59, paragraphe 1, points a), b) et c) |
— |
Article 59, paragraphe 1, points d) et e) |
|
Article 59, paragraphe 2 |
Article 6, paragraphe 1 |
Article 59, paragraphe 3 |
Article 6, paragraphe 2 |
Article 59, paragraphe 4 |
Article 6, paragraphe 3 |
Article 59, paragraphe 5 |
— |
Article 59, paragraphe 6 |
Article 6, paragraphe 4 |
Article 59, paragraphe 7 |
Article 6, paragraphe 5 |
Article 59, paragraphe 8 |
Article 6, paragraphe 6 |
Article 59, paragraphe 9 |
Article 8, paragraphe 1 |
Article 59, paragraphe 10 |
Article 6, paragraphe 7 |
— |
Article 6, paragraphe 8 |
— |
Article 6, paragraphes 9 et 10 |
Article 59, paragraphes 11 et 12 |
Article 6, paragraphe 11 |
Article 59, paragraphes 13 et 14 |
Article 6, paragraphe 12 |
Article 59, paragraphe 15 |
Article 8, paragraphe 2 |
Article 59, paragraphe 15 |
— |
Article 60, paragraphe 1 |
Article 7, paragraphe 1 |
Article 60, paragraphe 2 |
Article 7, paragraphe 2 |
Article 60, paragraphe 3 |
Article 7, paragraphe 3 |
— |
Article 7, paragraphe 4 |
— |
— |
Article 61, paragraphe 1 |
— |
Article 61, paragraphe 2 |
Article 18, paragraphe 1 |
Article 61, paragraphe 3 |
Article 18, paragraphe 2 |
— |
Article 18, paragraphe 3 |
Article 61, paragraphe 4 |
Article 18, paragraphe 4 |
— |
Article 18, paragraphe 4 bis |
Article 61, paragraphe 5 |
Article 18, paragraphe 5 |
Article 61, paragraphes 5 et 6 |
Article 19 |
— |
Article 21 |
Article 62 |
Article 17 |
Article 63 |
— |
Article 64 |
Article 20 |
Article 65 |
Article 22 |
Article 66 |
Article 23 |
Article 67 |
Article 24 |
— |
— |
Article 68 |
— |
Article 69 |
Article 25 |
Article 70 |
Article 26 |
Article 71 |
( 1 ) Directive 2012/27/UE du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2012 relative à l'efficacité énergétique, modifiant les directives 2009/125/CE et 2010/30/UE et abrogeant les directives 2004/8/CE et 2006/32/CE (JO L 315 du 14.11.2012, p. 1).
( 2 ) Règlement (UE) no 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2011 concernant l'intégrité et la transparence du marché de gros de l'énergie (JO L 326 du 8.12.2011, p. 1).
( 3 ) 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).
( 4 ) Règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l'union de l'énergie et de l'action pour le climat, modifiant les règlements (CE) no 663/2009 et (CE) no 715/2009 du Parlement européen et du Conseil, les directives 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE et 2013/30/UE du Parlement européen et du Conseil, les directives 2009/119/CE et (UE) 2015/652 du Conseil et abrogeant le règlement (UE) no 525/2013 du Parlement européen et du Conseil (JO L 328 du 21.12.2018, p. 1).
( 5 ) Directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables et modifiant puis abrogeant les directives 2001/77/CE et 2003/30/CE (JO L 140 du 5.6.2009, p. 16).
( 6 ) Décision de la Commission du 15 novembre 2012 portant création du groupe de coordination pour l'électricité (JO C 353 du 17.11.2012, p.2).
( 7 ) Règlement (UE) no 347/2013 du Parlement européen et du Conseil du 17 avril 2013 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, et abrogeant la décision no 1364/2006/CE et modifiant les règlements (CE) no 713/2009, (CE) no 714/2009 et (CE) no 715/2009 Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE (JO L 115 du 25.4.2013, p. 39).
( 8 ) Directive (UE) 2017/1132 du Parlement européen et du Conseil du 14 juin 2017 relative à certains aspects du droit des sociétés (JO L 169 du 30.6.2017, p. 46).
( 9 ) Directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil du 19 décembre 1996 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité (JO L 27 du 30.1.1997, p. 20).