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Journal officiel
de l'Union européenne

FR

Série L


2024/1788

15.7.2024

DIRECTIVE (UE) 2024/1788 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL

du 13 juin 2024

concernant des règles communes pour les marchés intérieurs du gaz renouvelable, du gaz naturel et de l’hydrogène, modifiant la directive (UE) 2023/1791 et abrogeant la directive 2009/73/CE

(refonte)

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

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

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

vu la proposition de la Commission européenne,

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

vu l’avis du Comité économique et social européen (1),

vu l’avis du Comité des régions (2),

statuant conformément à la procédure législative ordinaire (3),

considérant ce qui suit:

(1)

La directive 2009/73/CE du Parlement européen et du Conseil (4) a été modifiée à plusieurs reprises de façon substantielle. À l’occasion de nouvelles modifications, il convient, dans un souci de clarté, de procéder à la refonte de ladite directive.

(2)

Le marché intérieur du gaz naturel, dont la mise en œuvre progressive est en cours depuis 1999, a pour finalité d’offrir une réelle liberté de choix à l’ensemble des consommateurs de l’Union, qu’il s’agisse de particuliers ou d’entreprises, de créer de nouvelles perspectives d’activités économiques et d’intensifier les échanges transfrontaliers, de manière à réaliser des progrès en matière d’efficacité, de compétitivité des prix et de niveau de service et à favoriser la sécurité de l’approvisionnement ainsi que le développement durable.

(3)

La directive 2003/55/CE du Parlement européen et du Conseil (5) et la directive 2009/73/CE ont contribué pour beaucoup à la création du marché intérieur du gaz naturel.

(4)

Le règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil (6) et la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil (7) ont représenté une nouvelle étape dans l’évolution d’un marché intérieur de l’électricité focalisé sur le citoyen et qui contribue aux objectifs de l’Union de réussir la transition vers un système énergétique propre et de réduire les émissions de gaz à effet de serre. Le marché intérieur du gaz naturel devrait être fondé sur les mêmes principes et, en particulier, garantir un niveau élevé de protection des consommateurs. En particulier, la politique énergétique de l’Union devrait cibler les clients vulnérables et s’attaquer à la précarité énergétique.

(5)

Par le règlement (UE) 2021/1119 du Parlement européen et du Conseil (8), l’Union s’est engagée à réduire les émissions de gaz à effet de serre. Il y a lieu de faire correspondre les règles du marché intérieur des carburants gazeux avec ledit règlement. Dans ce contexte, l’Union a exposé la manière d’actualiser ses marchés de l’énergie, y compris en ce qui concerne la décarbonation des marchés du gaz, dans les communications de la Commission du 8 juillet 2020 intitulées «Alimenter en énergie une économie neutre pour le climat: une stratégie de l’UE pour l’intégration du système énergétique» (ci-après dénommée «stratégie de l’UE pour l’intégration du système énergétique») et «Une stratégie de l’hydrogène pour une Europe climatiquement neutre» (ci-après dénommée «stratégie de l’UE pour l’hydrogène»), ainsi que dans la résolution du Parlement européen du 10 juillet 2020 sur une approche européenne globale du stockage de l’énergie (9). La présente directive devrait contribuer à la réalisation de l’objectif de l’Union de réduire les émissions de gaz à effet de serre tout en garantissant la sécurité de l’approvisionnement et le bon fonctionnement des marchés intérieurs du gaz naturel et de l’hydrogène.

(6)

La présente directive complète les instruments stratégiques et législatifs connexes de l’Union, en particulier ceux proposés en vertu de la communication de la Commission du 11 décembre 2019 intitulée «Le pacte vert pour l’Europe», tels que les règlements (UE) 2023/857 (10), (UE) 2023/957 (11), (UE) 2023/1805 (12) et (UE) 2023/2405 (13) du Parlement européen et du Conseil et les directives (UE) 2023/959 (14), (UE) 2023/1791 (15) et (UE) 2023/2413 (16) du Parlement européen et du Conseil, qui visent à encourager la décarbonation de l’économie de l’Union et à garantir qu’elle reste sur la voie d’une Union neutre pour le climat à l’horizon 2050, conformément au règlement (UE) 2021/1119. Le principal objectif de la présente directive est de permettre et de faciliter cette transition vers la neutralité climatique en garantissant la montée en puissance d’un marché de l’hydrogène et d’un marché efficace du gaz naturel.

(7)

La communication de la Commission du 8 mars 2022 intitulée «REPowerEU: Action européenne conjointe pour une énergie plus abordable, plus sûre et plus durable» (REPowerEU), qui a été adoptée après le début de l’agression militaire injustifiée et non provoquée de la Russie contre l’Ukraine, a souligné qu’il importait de diversifier l’approvisionnement en gaz afin d’éliminer progressivement la dépendance de l’Union à l’égard de l’énergie russe. Il est établi dans cette communication que l’intensification de l’utilisation du biométhane durable et le déploiement de l’hydrogène renouvelable pourraient jouer un rôle décisif et, à cette fin, les législateurs y sont invités à adopter rapidement la présente directive et le règlement (UE) 2024/1789 du Parlement européen et du Conseil (17).

(8)

Le règlement (UE) no 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil (18) prévoit un ensemble d’obligations applicables aux acteurs du marché du gaz. Les autorités de régulation nationales visées dans ledit règlement sont responsables de l’exécution de ce règlement dans les États membres. Ces dispositions sont essentielles pour veiller à ce que les échanges de gaz soient soumis à des obligations en matière de transparence.

(9)

La présente directive vise à faciliter la pénétration du gaz renouvelable, du gaz bas carbone et de l’hydrogène dans le système énergétique, de manière à permettre d’abandonner progressivement le gaz fossile, et à permettre au gaz renouvelable, au gaz bas carbone et à l’hydrogène de jouer un rôle important dans la réalisation des objectifs climatiques de l’Union à l’horizon 2030 et de la neutralité climatique à l’horizon 2050. La présente directive vise également à établir un cadre réglementaire qui donne à tous les acteurs du marché les moyens et les incitations nécessaires pour abandonner progressivement le gaz fossile et planifier leurs activités afin d’éviter les effets de verrouillage et vise à assurer un abandon progressif et en temps utile du gaz fossile, en particulier dans tous les secteurs d’activité concernés ainsi que pour le chauffage.

(10)

L’intégration du biométhane durable dans le système de gaz naturel conformément aux critères énoncés dans la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil (19) concourt à la réalisation des objectifs climatiques de l’Union et contribue à diversifier l’approvisionnement énergétique. Les demandes de raccordement au réseau de la production de gaz renouvelable devraient être évaluées dans des délais raisonnables et faire l’objet d’un suivi par les autorités de régulation concernées. Il devrait être possible de donner la priorité aux demandes de raccordement concernant la production de gaz renouvelable au niveau du transport et de la distribution par rapport aux demandes de raccordement concernant la production de gaz naturel et de gaz bas carbone.

(11)

La stratégie de l’UE pour l’hydrogène reconnaît que, le potentiel de production d’hydrogène renouvelable n’étant pas identique dans tous les États membres, un marché intérieur ouvert et concurrentiel, caractérisé par un commerce transfrontalier sans entrave, présente des avantages importants sur le plan de la concurrence, du caractère abordable et de la sécurité de l’approvisionnement. La stratégie de l’UE pour l’hydrogène souligne, en outre, que la transition vers un marché liquide avec un commerce de l’hydrogène fondé sur les produits de base faciliterait l’entrée de nouveaux producteurs, serait bénéfique pour une meilleure intégration avec d’autres vecteurs énergétiques et créerait des signaux de prix viables pour les décisions d’investissement et les décisions opérationnelles. Les règles prévues par la présente directive devraient donc faciliter l’émergence de marchés de l’hydrogène, d’un commerce de l’hydrogène fondé sur les produits de base et de plateformes d’échanges liquides. Les États membres devraient éliminer tout obstacle injustifié à cet égard. Tout en reconnaissant les différences intrinsèques, les règles existantes ayant permis de développer des activités commerciales et des échanges efficaces en ce qui concerne les marchés de l’électricité et du gaz naturel devraient également être envisagées pour le marché de l’hydrogène. Bien que la présente directive fixe les principes généraux applicables au fonctionnement du marché de l’hydrogène, il convient de tenir compte du stade du développement de ce marché lors de l’application de ces principes.

(12)

Conformément à la stratégie de l’hydrogène de l’UE, l’hydrogène renouvelable devrait être déployé à grande échelle à partir de 2030 afin de décarboner certains secteurs, allant de l’aviation et du transport maritime à des secteurs industriels difficiles à décarboner. Tous les clients finals raccordés aux systèmes d’hydrogène devraient bénéficier des droits fondamentaux des consommateurs dont jouissent les clients finals raccordés au système de gaz naturel, tels que le droit de changer de fournisseur et l’exactitude des informations relatives à la facturation. Les clients raccordés au réseau d’hydrogène, tels que les clients industriels, devraient bénéficier des mêmes droits en matière de protection des consommateurs que ceux dont jouissent les clients de réseaux de gaz naturel. Toutefois, les dispositions relatives aux consommateurs qui visent à encourager les clients résidentiels à participer au marché, telles que les outils de comparaison des prix et le principe du client actif, ne devraient pas s’appliquer au système d’hydrogène.

(13)

Conformément à la stratégie de l’hydrogène de l’UE, la priorité de l’Union est le développement de l’hydrogène renouvelable, produit principalement à partir d’énergie éolienne et solaire. L’hydrogène renouvelable produit à partir de l’énergie de la biomasse relève de la définition du biogaz, tel qu’il est défini dans la directive (UE) 2018/2001. L’hydrogène renouvelable est le plus compatible avec l’objectif à long terme de neutralité climatique et de zéro pollution à long terme de l’Union et le plus cohérent avec un système énergétique intégré. Toutefois, il est peu probable que la production d’hydrogène renouvelable se développe assez rapidement pour répondre à la croissance prévue de la demande d’hydrogène dans l’Union. Dès lors, les carburants bas carbone, tels que l’hydrogène bas carbone, peuvent jouer un rôle dans la transition énergétique, conformément aux objectifs de l’Union en matière de climat, en particulier à court et à moyen terme, dans la mesure où ils permettent de réduire rapidement les émissions des carburants existants et de favoriser la transition des clients de l’Union dans les secteurs difficiles à décarboner dans lesquels il n’existe pas de solution plus efficace sur le plan énergétique ou économique. Afin de soutenir la transition, il est nécessaire d’établir un seuil de réduction des émissions de gaz à effet de serre pour l’hydrogène bas carbone et les carburants de synthèse gazeux. Il convient que ce seuil soit plus strict pour l’hydrogène produit dans les installations dont l’exploitation commence à partir du 1er janvier 2031 afin de tenir compte de l’évolution technologique et de stimuler davantage la progression dynamique vers la réduction des émissions de gaz à effet de serre résultant de la production d’hydrogène.

(14)

La stratégie de l’UE pour l’intégration du système énergétique a souligné la nécessité de déployer, à l’échelle de l’Union, un système de certification couvrant également les carburants bas carbone, pour permettre aux États membres de les comparer avec d’autres options de décarbonation et de les envisager comme une solution viable dans leur bouquet énergétique. La certification des carburants bas carbone devrait être réalisée en cohérence avec la certification des carburants renouvelables. Il convient donc de se référer aux dispositions établies en ce qui concerne la certification des carburants renouvelables dans la directive (UE) 2018/2001 et de les appliquer par analogie à la certification des carburants bas carbone. Pour faire en sorte que les carburants bas carbone aient, en ce qui concerne la décarbonation, la même incidence que des carburants de substitution renouvelables, il est important de leur appliquer, en matière de certification, une approche méthodologique similaire fondée sur une évaluation de leurs émissions totales de gaz à effet de serre tout au long du cycle de vie. Une telle évaluation tout au long du cycle de vie devrait tenir compte des émissions dues à la production de carburants bas carbone tout au long de la chaîne d’approvisionnement, y compris les émissions résultant de l’extraction de l’énergie primaire, du traitement et du transport, et devrait tenir compte des émissions indirectes résultant du détournement d’intrants fixes et des taux réels de captage du carbone. Il convient de dériver les émissions de méthane en amont en s’appuyant sur les mesures prévues dans le règlement (UE) 2024/1787 du Parlement européen et du Conseil (20). Cela permettrait de déployer à l’échelle de l’Union un système de certification global couvrant l’ensemble du bouquet énergétique de l’Union. Les carburants bas carbone et l’hydrogène bas carbone n’étant pas des carburants renouvelables, les dispositions sur la terminologie et la certification qui les concernent ne pouvaient pas être incluses dans le champ d’application de la directive (UE) 2018/2001. Leur inclusion dans la présente directive permet par conséquent de combler cette lacune.

(15)

Le méthane et l’hydrogène contribuent au réchauffement climatique. Il convient donc d’éviter leur fuite du système de gaz naturel et d’hydrogène conformément au principe de primauté de l’efficacité énergétique et afin de réduire au minimum leur incidence sur le climat. Le transport, la distribution, le stockage souterrain de gaz naturel et les terminaux de gaz naturel liquéfié doivent respecter les dispositions pertinentes du règlement (UE) 2024/1787. Ledit règlement établit des règles en matière de mesure, de quantification, de surveillance, de déclaration et de vérification précises des émissions de méthane dans le secteur de l’énergie dans l’Union, ainsi qu’en matière de réduction de ces émissions, notamment par des enquêtes de détection et réparation des fuites, des obligations en matière de réparation et des restrictions concernant l’éventage et le torchage. En outre, la présente directive devrait prévoir que les gestionnaires de réseau d’hydrogène, de stockage d’hydrogène et de terminal d’hydrogène prennent des mesures pour prévenir et réduire au minimum les émissions d’hydrogène lors de leurs activités et effectuer, à intervalles réguliers, une enquête de détection et réparation des fuites d’hydrogène portant sur tous les composants concernés sous la responsabilité du gestionnaire. Le cas échéant, la Commission devrait rendre compte des risques environnementaux et climatiques des fuites d’hydrogène et, le cas échéant, présenter des propositions de mesures comprenant des taux maximaux de fuite d’hydrogène afin de réduire au minimum les éventuels risques de fuite d’hydrogène. Lorsque de telles mesures sont adoptées, elles devraient être prises en considération dans la méthode d’évaluation des réductions des émissions de gaz à effet de serre réalisées grâce aux carburants bas carbone.

(16)

Il est probable que les importations d’hydrogène renouvelable et d’hydrogène bas carbone complètent l’hydrogène produit dans l’Union afin de garantir la disponibilité rapide de grandes quantités d’hydrogène pour répondre à la demande de l’Union. Il est donc mutuellement avantageux pour la Commission et les États membres, conformément à leurs compétences respectives, de mener un dialogue ouvert et constructif afin de mettre en place une coopération avec les pays tiers. Cette coopération pourrait notamment contribuer à promouvoir la création de marchés de technologies propres et nouvelles au moyen du transfert de connaissances, ainsi qu’un niveau élevé de protection de l’environnement, de durabilité et d’atténuation du changement climatique, tout en évitant les effets négatifs sur le plan social ou environnemental. Dans ce contexte, l’Union pourrait jouer un rôle de premier plan dans l’élaboration de normes mondiales pour la certification des carburants bas carbone et renforcer son rôle d’acteur majeur de l’action pour le climat au niveau mondial, en utilisant sa diplomatie climatique pour développer une coopération mutuellement avantageuse avec les partenaires exportateurs.

(17)

Les libertés que le traité sur le fonctionnement de l’Union européenne garantit aux citoyens de l’Union — entre autres, la libre circulation des marchandises, la liberté d’établissement et la libre prestation de services — ne peuvent être effectives que dans un marché entièrement ouvert qui permet à tous les consommateurs de choisir librement leurs fournisseurs et à tous les fournisseurs de fournir librement leurs produits à leurs clients.

(18)

Afin d’atteindre l’objectif de neutralité climatique de l’Union d’ici à 2050, les efforts visant à décarboner le marché du gaz devraient aller de pair avec le déploiement de sources d’énergie renouvelables dans le cadre des objectifs de l’Union fixés par la directive (UE) 2018/2001 et avec des efforts complémentaires de décarbonation fondés sur d’autres sources non fossiles. Les États membres devraient, dans un marché entièrement ouvert, encore être en mesure de planifier leur bouquet énergétique, y compris l’utilisation combinée de carburants renouvelables et de carburants bas carbone, dans le contexte de leur situation nationale spécifique. À cette fin, lors de la conception de régimes d’aide, y compris d’un soutien financier, en faveur des carburants renouvelables ou des carburants bas carbone, l’Union devrait soutenir la réalisation de ses objectifs, tandis que les États membres devraient conserver le droit de choisir quelles sources de carburants renouvelables ou de carburants bas carbone ils soutiennent, s’il en est, pour autant que ces carburants satisfassent aux critères énoncés dans la directive (UE) 2018/2001 et la présente directive et que ces régimes d’aide soient conformes au cadre juridique des aides d’État applicable, fondé sur les articles 107 et 108 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne. En outre, les États membres peuvent décider de fixer des exigences supplémentaires, en ce qui concerne la réduction des émissions de gaz à effet de serre, conformément à leur stratégie nationale en matière de décarbonation.

(19)

Il convient que les intérêts des consommateurs soient au cœur de la présente directive et que la qualité du service constitue une responsabilité centrale pour les entreprises de gaz naturel et d’hydrogène. Les droits existants des consommateurs et les droits d’accès aux services essentiels, y compris l’énergie, et la lutte contre la précarité énergétique, tels qu’ils sont énoncés dans la communication de la Commission du 26 avril 2017 relative à la mise en place d’un socle européen des droits sociaux, proclamée et signée le 17 novembre 2017 par le Parlement européen, le Conseil et la Commission lors du sommet social de Göteborg, doivent être renforcés et garantis, et ils devraient inclure une plus grande transparence. À cet égard, il convient d’éviter les subventions croisées des réseaux d’hydrogène par la tarification des réseaux de gaz naturel et d’électricité. La protection du consommateur devrait garantir, dans le contexte de l’Union au sens large, que tous les consommateurs bénéficient d’un marché du gaz naturel compétitif. Les États membres ou, lorsque les États membres l’ont prévu ainsi, les autorités de régulation devraient veiller au respect des droits des consommateurs.

(20)

Le socle européen des droits sociaux place l’énergie parmi les services essentiels auxquels chacun doit avoir accès et préconise que les personnes dans le besoin bénéficient d’un soutien pour y accéder (principe 20). L’objectif de développement durable no 7 des Nations unies appelle également à garantir l’accès de tous à des services énergétiques fiables, durables et modernes, à un coût abordable.

(21)

Il convient de renforcer encore les obligations de service public et les normes minimales communes qui en résultent, afin que tous les consommateurs, en particulier les consommateurs vulnérables, puissent profiter de la concurrence et bénéficier de prix équitables. Les obligations de service public devraient être définies au niveau national, en tenant compte du contexte national. Le droit de l’Union devrait, cependant, être respecté par les États membres.

(22)

Afin de faciliter une décarbonation de la chaleur fondée sur l’inclusivité, il convient que les clients soient informés des solutions de substitution durables auxquelles ils peuvent passer et aient accès à des options de financement et à des subventions appropriées. Les États membres devraient prendre toutes les mesures nécessaires pour réduire au minimum les effets négatifs qu’ont les changements de carburant ou les raccordements au chauffage urbain mis en œuvre en vertu de la présente directive sur les clients finals, y compris les clients en situation de précarité énergétique et les clients vulnérables. Le cas échéant, les États membres devraient utiliser au mieux le financement, y compris le financement public et les mécanismes de financement mis en place au niveau de l’Union, dans le but de réduire au minimum les effets négatifs et d’assurer une transition énergétique juste et inclusive.

(23)

Les États membres devraient disposer d’une large marge d’appréciation pour imposer des obligations de service public aux entreprises de gaz naturel en vue de la réalisation d’objectifs d’intérêt économique général, sans entraver la transition vers un système énergétique intégré, à haute efficacité énergétique et fondé sur les énergies renouvelables, conformément aux objectifs, au droit et aux stratégies pertinentes de l’Union. Toutefois, les obligations de service public prenant la forme d’une fixation des prix pour la fourniture de gaz naturel constituent des mesures entraînant fondamentalement des distorsions qui ont souvent pour résultat l’accumulation de déficits tarifaires, la limitation du choix pour les consommateurs, un recul des incitations aux économies d’énergie et aux investissements dans l’efficacité énergétique, une baisse des niveaux de service, une diminution de la participation des consommateurs et de leur satisfaction, une restriction de la concurrence ainsi qu’une raréfaction des produits et services innovants sur le marché. C’est pourquoi les États membres devraient recourir à d’autres outils stratégiques, notamment à des mesures ciblées de politique sociale, pour garantir l’accessibilité financière de l’approvisionnement en gaz naturel à leurs citoyens. Des interventions publiques dans la fixation des prix pour l’approvisionnement en gaz naturel constitueraient, en principe, une mesure ayant un effet de distorsion du marché. De telles interventions ne devraient dès lors avoir lieu que lorsque cela s’avère approprié et à titre d’obligations de service public et elles devraient être soumises à des conditions spécifiques. La libéralisation intégrale et le bon fonctionnement du marché de détail du gaz naturel stimuleraient la concurrence tarifaire et non tarifaire entre les fournisseurs existants et encourageraient l’arrivée de nouveaux entrants sur le marché, améliorant ainsi le choix et la satisfaction des consommateurs. En vertu de la présente directive, des prix réglementés, y compris des prix inférieurs aux coûts, devraient être possibles pour les clients en situation de précarité énergétique, les clients résidentiels vulnérables et, dans des cas particuliers, les clients résidentiels et les microentreprises. Lors d’une crise des prix du gaz naturel, lorsque les prix de gros et de détail du gaz naturel augmentent de manière significative, les États membres devraient être autorisés à étendre l’application des prix réglementés temporairement aux services sociaux essentiels, tels qu’ils sont définis à l’article 2, point 4), du règlement (UE) 2017/1938 du Parlement européen et du Conseil (21), et aux petites et moyennes entreprises (PME). En ce qui concerne les clients résidentiels, les services sociaux essentiels et les PME, les États membres devraient être autorisés, à titre exceptionnel et temporaire, à fixer des prix réglementés inférieurs aux coûts lors d’une crise des prix du gaz naturel, pour autant que cela n’entraîne pas de distorsions entre les fournisseurs et que ces derniers soient indemnisés pour la fourniture à perte. Toutefois, il est nécessaire de veiller à ce qu’une telle réglementation des prix soit ciblée et ne crée pas d’incitations à accroître la consommation. Par conséquent, cette extension exceptionnelle et temporaire de la réglementation des prix devrait être limitée, pour les clients résidentiels, à 80 % de la consommation domestique médiane et, pour les services sociaux essentiels et les PME, à 70 % de la consommation de l’année précédente. Le Conseil, statuant sur proposition de la Commission, devrait pouvoir, par voie d’une décision d’exécution, déclarer une crise des prix du gaz naturel à l’échelle régionale ou de l’Union. L’évaluation de l’existence d’une telle crise des prix du gaz naturel devrait être fondée sur une comparaison avec les prix en période de fonctionnement normal du marché et, par conséquent, exclure l’incidence des crises des prix du gaz naturel précédentes déclarées conformément à la présente directive. Cette décision d’exécution devrait également préciser la période de validité de la déclaration d’une crise des prix du gaz naturel, au cours de laquelle l’extension temporaire des prix réglementés s’applique. Cette période ne devrait pas dépasser un an. Lorsque les conditions ayant conduit à une déclaration d’une crise des prix du gaz naturel continuent d’être remplies, il devrait être possible pour le Conseil, statuant sur proposition de la Commission, de prolonger la période de validité de la décision d’exécution. L’attribution de compétences d’exécution au Conseil est justifiée par les implications horizontales considérables pour les États membres d’une décision déclarant une crise des prix du gaz naturel et, par conséquent, pour déclencher l’élargissement des possibilités d’interventions publiques dans la fixation des prix pour la fourniture de gaz naturel. Ces implications sont considérables en raison tant du nombre de clients concernés que de l’importance des catégories de ces clients. En outre, l’attribution de compétences d’exécution au Conseil tient dûment compte de la nature politique d’une telle décision déclarant une crise des prix du gaz naturel, ce qui exige de trouver un subtil équilibre entre différentes considérations d’ordre politique au cœur de la décision des États membres de mettre en œuvre une fixation des prix de l’énergie. En tout état de cause, la déclaration au niveau régional ou de l’Union d’une crise des prix du gaz naturel devrait garantir l’égalité des conditions de concurrence dans tous les États membres affectés par la décision, afin que le marché intérieur ne soit pas indûment faussé.

(24)

Le recours à des obligations de service public prenant la forme d’une fixation des prix pour la fourniture de gaz naturel devrait se faire sans porter atteinte au principe de marchés ouverts et dans des circonstances bien définies et au profit de bénéficiaires bien définis et il devrait être limité dans le temps. Les circonstances en question pourraient se produire en cas de forte limitation des approvisionnements, se traduisant par des prix du gaz naturel nettement plus élevés que la normale, ou en cas de défaillance du marché lorsque les interventions des autorités de régulation et des autorités de concurrence se sont révélées inopérantes. De telles circonstances auraient des répercussions disproportionnées sur les clients résidentiels et, en particulier, sur les clients vulnérables pour lesquels les factures énergétiques absorbent généralement une part plus importante du revenu disponible que pour les consommateurs disposant d’un revenu plus élevé. Afin d’atténuer les effets de distorsion des obligations de service public en matière de fixation des prix pour la fourniture de gaz naturel, les États membres qui appliquent de telles interventions devraient mettre en place des mesures supplémentaires, y compris des mesures permettant de prévenir les distorsions dans la formation des prix du marché de gros ou des mesures visant à soutenir l’efficacité énergétique, en particulier pour les clients vulnérables et les clients en situation de précarité énergétique. Les États membres devraient veiller à ce que tous les bénéficiaires de prix réglementés soient en mesure de profiter pleinement des offres disponibles sur le marché concurrentiel lorsqu’ils le souhaitent. À cette fin, ils devraient être directement et régulièrement informés des offres disponibles et des économies proposées sur le marché concurrentiel et bénéficier d’une assistance pour répondre aux offres fondées sur le marché et en tirer profit.

(25)

Les interventions publiques dans la fixation des prix pour la fourniture de gaz naturel ne devraient pas donner lieu de manière directe à des subventions croisées entre différentes catégories de clients. Conformément à ce principe, les systèmes de tarification ne doivent pas explicitement répercuter sur certaines catégories de clients le coût des interventions sur les prix qui affectent d’autres catégories de clients. Les obligations de service public en matière de fixation des prix ne devraient concerner que la fourniture de gaz naturel, étant donné que les clients résidentiels ne devraient pas utiliser l’hydrogène à des fins de chauffage à grande échelle. Le marché de l’hydrogène devrait concerner principalement l’industrie, qui ne nécessite pas de telles interventions publiques.

(26)

Les consommateurs devraient pouvoir disposer d’informations claires et compréhensibles sur leurs droits vis-à-vis du secteur énergétique. La Commission a établi, après consultation des parties prenantes concernées, notamment les États membres, les autorités de régulation, les organisations de consommateurs et les entreprises de gaz naturel, un aide-mémoire du consommateur d’énergie, facile d’accès et d’utilisation, qui donne aux consommateurs des informations pratiques sur leurs droits. Cet aide-mémoire du consommateur d’énergie devrait être tenu à jour, fourni à tous les consommateurs et mis à la disposition du public.

(27)

Les États membres devraient tenir compte du fait qu’il faut, pour réussir la transition énergétique, accroître les investissements dans l’enseignement, la formation et les compétences pour les travailleurs des secteurs du gaz naturel et de l’hydrogène, y compris en ce qui concerne le développement des infrastructures, l’efficacité énergétique et les applications pour les utilisateurs finals qui ont recours à des solutions de substitution plus rentables et décarbonées. Ces investissements seraient conformes à la directive (UE) 2023/1791.

(28)

Les règles du marché devraient protéger les clients et leur donner les moyens de choisir les solutions les plus efficaces sur le plan énergétique, afin que les nouveaux gaz et hydrogène renouvelables et les gaz et hydrogène bas carbone soient pleinement intégrés dans la transition énergétique.

(29)

Le gaz naturel joue toujours un rôle essentiel dans l’approvisionnement énergétique, étant donné que les ménages continuent à consommer davantage d’énergie sous forme de gaz naturel que d’électricité. Même si l’électrification est un élément clé de la transition écologique, les ménages continueront, à l’avenir, à consommer du gaz naturel, notamment des volumes croissants de gaz renouvelable, en particulier du biométhane.

(30)

Dans le secteur du gaz naturel, y compris le marché de détail du gaz naturel, les dispositions relatives à la participation et à la protection des consommateurs n’ont pas été adaptées aux besoins de la transition énergétique.

(31)

Le marché du gaz naturel est caractérisé par un faible niveau de satisfaction et de participation des clients, ainsi que par la lenteur de l’adoption de nouveaux types de gaz renouvelable et de gaz bas carbone, ce qui est le reflet d’une concurrence limitée dans de nombreux États membres. Les prix du gaz naturel pour les clients résidentiels ont augmenté au cours de la dernière décennie, et les clients résidentiels paient aujourd’hui le gaz naturel qu’ils consomment deux ou trois fois plus cher que les clients industriels.

(32)

Comme dans le secteur de l’électricité, les flexibilités du marché et un cadre juridique adéquat de l’Union en matière de droits des consommateurs dans le secteur du gaz naturel sont essentiels pour faire en sorte que les consommateurs soient en mesure de participer à la transition énergétique et de bénéficier de prix abordables, de bons niveaux de service et d’un choix effectif d’offres reflétant les évolutions technologiques.

(33)

Le passage du gaz fossile à des solutions de substitution renouvelables devrait devenir une réalité si l’énergie produite à partir de sources renouvelables devient un choix attrayant et non discriminatoire pour les consommateurs, fondé sur des informations réellement transparentes, et que les coûts de transition sont équitablement répartis entre les différents groupes de consommateurs et d’acteurs du marché. Toutefois, le passage du gaz naturel à d’autres technologies n’est généralement pas facile en raison de l’effet de verrouillage lié aux équipements sous-jacents. Lorsque des infrastructures de gaz naturel sont déclassées, cela devrait s’accompagner de mesures visant à lutter contre les effets négatifs sur les clients finals, en particulier les clients vulnérables et les clients résidentiels en situation de précarité énergétique, ainsi que de mesures visant à lutter contre les inégalités résultant de la transition énergétique. Les consommateurs de gaz naturel devraient être protégés contre une hausse des tarifs en cas de dépréciation d’actifs de gaz naturel, contre les subventions croisées entre les utilisateurs de gaz et d’hydrogène et contre une hausse des tarifs du gaz naturel en raison d’une diminution de la clientèle.

(34)

Pour remédier aux lacunes actuelles sur le marché de détail du gaz naturel, il est nécessaire de s’attaquer aux obstacles existants qui s’opposent, sur le plan technique comme sur celui de la concurrence, à l’apparition d’un approvisionnement en énergie alternatif, fondé sur les énergies renouvelables, et de nouveaux services, à l’amélioration des niveaux de service et à la baisse des prix à la consommation, tout en garantissant la protection des clients vulnérables et des clients en situation de précarité énergétique.

(35)

Afin de garantir un niveau uniformément élevé de protection et d’autonomisation des consommateurs dans tous les secteurs de l’énergie, le cadre législatif applicable au marché du gaz naturel décarboné devrait refléter les dispositions relatives à la protection des consommateurs et, le cas échéant, à leur autonomisation qui sont en vigueur sur le marché de l’électricité, et devrait tenir compte de l’efficacité du système énergétique, ainsi que des objectifs de l’Union en matière de sécurité de l’approvisionnement, d’efficacité énergétique et d’énergies renouvelables.

(36)

Pour que cette approche soit cohérente et efficace, le parallélisme avec certains aspects du marché de l’électricité devrait couvrir toutes les dispositions en matière de protection et d’autonomisation des consommateurs, lorsque cela est faisable et que ces dispositions peuvent être adaptées au marché du gaz naturel. Cette approche devrait englober des aspects aussi divers que les droits contractuels de base, les règles relatives aux informations de facturation, le changement de fournisseur d’énergie, la mise à disposition d’outils fiables de comparaison, la protection des clients vulnérables et des clients en situation de précarité énergétique, la garantie d’une protection adéquate des données en ce qui concerne les compteurs intelligents et la gestion des données et un règlement extrajudiciaire des litiges efficace.

(37)

L’objectif consistant à assurer la cohérence des dispositions entre les secteurs devrait être atteint en faisant en sorte que les contraintes pour les administrations nationales et les entreprises restent limitées et proportionnées, notamment sur la base de l’expérience acquise dans le cadre des actes juridiques de l’Union compris dans le paquet «Une énergie propre pour tous les Européens», tels que les règlements (UE) 2018/1999 (22), (UE) 2019/941 (23), (UE) 2019/942 (24), (UE) 2019/943 et les directives (UE) 2018/844 (25), (UE) 2018/2001, (UE) 2018/2002 (26), et (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil.

(38)

La modernisation du secteur du gaz naturel devrait s’accompagner d’avantages économiques et environnementaux importants, tant en ce qui concerne l’intensification de la concurrence sur le marché de détail et les avantages sociaux et distributifs que l’autonomisation des consommateurs, notamment le renforcement des droits contractuels et l’amélioration des informations disponibles sur la consommation et les sources d’énergie propres à favoriser des choix plus écologiques, ainsi que la mise en œuvre de mesures d’efficacité énergétique et la réduction de la consommation de gaz fossile et le passage du gaz fossile à des sources d’énergie plus durables. Les communautés d’intérêt dans le domaine de l’énergie devraient contribuer à l’adoption du gaz renouvelable.

(39)

Indicateur important de la participation des clients, le changement de fournisseur est aussi un outil précieux pour stimuler la concurrence sur les marchés du gaz naturel et de l’hydrogène et devrait donc être garanti comme droit fondamental des clients. Toutefois, les taux de changement de source d’énergie et de fournisseur demeurent inégaux d’un État membre à l’autre et les frais de sortie et de résiliation dissuadent les consommateurs d’entreprendre la démarche. Bien que la suppression de ces frais soit susceptible de limiter le choix des clients en éliminant des produits fondés sur une rétribution de la fidélité des clients, restreindre leur utilisation devrait renforcer le bien-être et la participation des consommateurs ainsi que la concurrence sur le marché.

(40)

Le raccourcissement des délais en cas de changement de fournisseur est susceptible d’encourager les clients à rechercher de meilleures offres énergétiques et à changer de fournisseur. Le déploiement croissant des technologies de l’information signifie que, d’ici à 2026, le processus technique de changement de fournisseur consistant à enregistrer un nouveau fournisseur à un point de mesure chez l’opérateur de marché devrait pouvoir être terminé en 24 heures n’importe quel jour ouvrable. Le fait d’assurer que d’ici à 2026 le processus technique de changement de fournisseur pourra avoir lieu en 24 heures devrait réduire les délais de changement de fournisseur, contribuant ainsi à renforcer la participation des consommateurs et la concurrence sur le marché de détail.

(41)

Le changement de fournisseur en 24 heures sur les marchés du gaz naturel et de l’hydrogène correspondrait à ce qui s’applique déjà sur le marché de l’électricité, qui possède des fonctionnalités dorsales et des exigences en matière de bases de données informatiques similaires. L’harmonisation des délais de changement de fournisseur entre les secteurs profiterait à tous les consommateurs, en particulier ceux qui ont un contrat unique pour l’approvisionnement en électricité et en gaz. Des délais de changement de fournisseur plus courts pour les consommateurs ne devraient pas affecter les obligations en matière d’équilibrage d’un fournisseur.

(42)

Plusieurs facteurs empêchent les clients d’avoir accès aux diverses sources d’information sur le marché à leur disposition, de les comprendre et de prendre des décisions sur leur base. Il s’ensuit que la comparabilité des offres devrait être améliorée par l’information adéquate des clients sur la base d’outils de comparaison pour les clients, et les obstacles injustifiés au changement de fournisseur devraient être supprimés sans limiter indûment le choix des consommateurs. Il est également essentiel que les fournisseurs présentent aux clients des informations précontractuelles claires et compréhensibles, afin que les clients aient pleinement connaissance des détails et des conséquences du contrat.

(43)

Des outils de comparaison indépendants, notamment sous la forme de sites internet, constituent un moyen efficace pour permettre aux petits clients d’évaluer les avantages des différentes offres de fourniture d’énergie qui sont disponibles sur le marché. Ils devraient viser à inclure le plus large éventail possible d’offres disponibles et à couvrir le marché de manière aussi complète que possible, afin de donner au client une vue d’ensemble représentative. Lorsque la performance environnementale est mise en avant comme une caractéristique essentielle de l’offre, les outils de comparaison devraient aussi comprendre une description de cette performance environnementale. Il est crucial que les petits clients aient accès à au moins un outil de comparaison et que les informations données par ces outils soient fiables, impartiales, transparentes et faciles à comprendre. À cette fin, les États membres pourraient fournir un outil de comparaison qui est exploité par une autorité nationale ou par une entreprise privée et consulter les parties prenantes concernées, y compris les organisations représentant les intérêts des consommateurs, en ce qui concerne les critères applicables aux outils de comparaison.

(44)

Les clients finals devraient pouvoir consommer, stocker et vendre du gaz renouvelable autoproduit dans le respect du droit applicable à la production de gaz renouvelable, en particulier en ce qui concerne les émissions de gaz à effet de serre, et participer à tous les marchés du gaz naturel en fournissant des services auxiliaires au système, par exemple en stockant l’énergie, tout en conservant leurs droits en tant que clients finals au titre de la présente directive. Les arrangements collectifs entre clients actifs donnent aux prestataires de services et aux entreprises locales, en particulier aux PME, la possibilité de contribuer à l’équilibrage et à la flexibilité du système. Les États membres devraient pouvoir prévoir dans leur droit national des dispositions différentes en ce qui concerne les taxes et redevances pour les clients actifs agissant individuellement ou conjointement.

(45)

Les factures et les informations relatives à la facturation constituent un moyen important d’informer les clients finals et de leur donner les moyens d’agir. Les factures énergétiques restent, pour les consommateurs, la principale source de préoccupation et le motif de plainte le plus fréquent, ce qui contribue à maintenir à un faible niveau la satisfaction des consommateurs et leur participation dans le secteur du gaz naturel. Les dispositions concernant les informations relatives à la facturation dans le secteur du gaz accusent également un retard par rapport aux droits accordés aux consommateurs dans le secteur de l’électricité. Il est donc nécessaire de les aligner et de fixer des exigences minimales pour les factures et les informations relatives à la facturation dans le secteur du gaz, afin que les consommateurs aient accès à des informations transparentes, complètes et faciles à comprendre. Les factures devraient fournir aux clients finals des informations sur leur consommation et leurs coûts, sur les émissions de dioxyde de carbone et sur la part de gaz renouvelable et de gaz bas carbone, ce qui faciliterait la comparaison entre les offres lors d’un changement de fournisseur ou de source d’énergie, ainsi que des informations sur leurs droits en tant que consommateurs, par exemple sur le règlement extrajudiciaire des litiges. En outre, les factures devraient être un outil permettant la participation active des consommateurs au marché, afin que ceux-ci puissent gérer leurs habitudes de consommation et faire des choix plus écologiques. Il est important de fournir des informations complètes et précises aux consommateurs afin de faire en sorte qu’ils soient informés de leur incidence environnementale et qu’ils puissent ainsi exprimer leur préférence pour les vecteurs d’énergie les plus durables. Il convient, dès lors, de modifier la directive (UE) 2023/1791 en conséquence.

(46)

Il importe, pour aider les clients à contrôler leur consommation de gaz naturel et son coût, de fournir régulièrement des informations de facturation précises, basées sur la consommation réelle de gaz naturel. Les clients, en particulier les clients résidentiels, devraient toutefois avoir accès à des modalités de paiement souples pour ce qui est du paiement effectif de leurs factures.

(47)

Un aspect essentiel de la fourniture d’énergie aux clients réside dans l’accès à des données de consommation objectives et transparentes. Ainsi, les consommateurs devraient avoir accès aux données de consommation qui les concernent et connaître les prix et les coûts des services correspondants, y compris le prix des services complémentaires tels que les assurances et les services d’amélioration de l’efficacité énergétique, le cas échéant, pour pouvoir inviter les concurrents à leur faire une offre sur cette base. Il convient également de garantir aux consommateurs le droit d’être dûment informés de leur consommation d’énergie. Les paiements anticipés ne devraient pas désavantager de manière disproportionnée ceux qui y recourent, tandis que les différents systèmes de paiement devraient être non discriminatoires. La fourniture suffisamment fréquente d’informations sur les coûts de l’énergie aux consommateurs devrait être un facteur d’incitation en faveur des économies d’énergie, la clientèle pouvant ainsi être directement informée des effets produits par les investissements en faveur de l’efficacité énergétique et par les changements de comportement.

(48)

Toute décision nationale relative au déploiement de systèmes intelligents de mesure du gaz naturel devrait être prise après que des évaluations coûts-avantages ont été réalisées. Ces évaluations devraient tenir compte des avantages à long terme du déploiement de systèmes intelligents de mesure pour les consommateurs et l’ensemble de la chaîne de valeur. Si cette évaluation conclut que l’introduction de tels systèmes de mesure n’est raisonnable d’un point de vue économique et rentable que pour les consommateurs dépassant un certain niveau de consommation de gaz naturel, les États membres devraient pouvoir tenir compte de ce constat lorsqu’ils procèdent à ce déploiement. Ces évaluations devraient être revues régulièrement en réponse à des modifications importantes des hypothèses sous-jacentes et, en tout état de cause, au moins tous les quatre ans, étant donné la rapidité des évolutions techniques. La mise en œuvre limitée de systèmes intelligents de mesure, telles que les projets pilotes et les phases d’essai, n’est pas considérée comme un déploiement de ces systèmes au sens de la présente directive.

(49)

Afin d’aider les clients finals à participer activement au marché, il convient, lors du déploiement de systèmes intelligents de mesure, qu’ils tiennent dûment compte de l’utilisation des normes pertinentes disponibles, y compris celles qui sont de nature à permettre l’interopérabilité aux niveaux du modèle de données et des couches applicatives, des meilleures pratiques et de l’importance du développement de l’échange de données, ainsi que des services énergétiques d’avenir et innovants. De plus, les systèmes intelligents de mesure qui sont déployés ne devraient pas faire obstacle au changement de fournisseur dans le cas des consommateurs de gaz naturel et devraient posséder des fonctionnalités adaptées à l’objectif poursuivi permettant aux clients finals d’avoir accès en temps voulu à leurs données de consommation, de moduler leur consommation d’énergie, d’être récompensés et de réaliser des économies sur leur facture. Il convient de conseiller les groupes de consommateurs sur la manière d’utiliser les compteurs intelligents de sorte à améliorer leur efficacité énergétique.

(50)

Les États membres qui ne procèdent pas systématiquement au déploiement de systèmes intelligents de mesure dans le système de gaz naturel devraient permettre aux consommateurs, à condition de supporter les coûts connexes, de bénéficier de l’installation d’un compteur intelligent sur demande, à des conditions équitables et raisonnables, et devraient leur fournir toutes les informations pertinentes.

(51)

Actuellement, différents modèles pour la gestion des données ont été élaborés ou sont en cours d’élaboration dans les États membres à la suite du déploiement de systèmes intelligents de mesure. Indépendamment du modèle de gestion des données, il est important que les États membres mettent en place des règles transparentes en vertu desquelles l’accès aux données peut se faire dans des conditions non discriminatoires, et qu’ils assurent les niveaux les plus élevés de cybersécurité et de protection des données, ainsi que l’impartialité des entités qui traitent les données.

(52)

Des moyens de règlement des litiges efficaces et accessibles à tous les consommateurs sont la garantie d’une meilleure protection des consommateurs. Les États membres devraient prévoir des procédures rapides et efficaces pour le traitement des plaintes. Des informations sur le traitement des plaintes devraient être fournies dans les contrats clients et les informations de facturation.

(53)

Lorsqu’ils évaluent le fonctionnement de leurs mécanismes de règlement extrajudiciaire des litiges, les États membres devraient tenir compte de la participation et de la conformité des entreprises de gaz naturel.

(54)

Les États membres devraient prendre des mesures appropriées, telles que la fourniture de prestations au moyen de leurs systèmes de sécurité sociale, pour assurer aux clients vulnérables l’approvisionnement nécessaire, et l’octroi d’aides à l’amélioration de l’efficacité énergétique et au déploiement d’énergies renouvelables, afin de lutter durablement contre la précarité énergétique, y compris dans le contexte plus large de la pauvreté. Ces mesures pourraient être différentes selon les circonstances particulières de l’État membre concerné et pourraient inclure des mesures de politique sociale ou énergétique concernant le paiement de toute facture de gaz naturel et d’hydrogène, les investissements dans l’efficacité énergétique des bâtiments à usage résidentiel ou la protection des consommateurs, telles que des garanties contre l’interruption de fourniture.

(55)

La recommandation (UE) 2020/1563 (27) du 14 octobre 2020 et la recommandation (UE) 2023/2407 (28) du 20 octobre 2023 de la Commission sur la précarité énergétique ont exposé de bonnes pratiques en matière de définition de la précarité énergétique au niveau national, y compris des indicateurs appropriés de mesure de la précarité énergétique, et en matière de mesures et d’améliorations structurelles que les États membres peuvent mettre en place afin de s’attaquer aux causes profondes de la précarité énergétique. Les investissements dans les mesures structurelles visant à lutter contre la faible performance énergétique des logements et des appareils et dans la décarbonation et le déploiement d’énergies renouvelables y sont mis en avant, tout comme d’autres mesures visant à fournir des informations sur la manière de faire baisser les factures d’énergie et de mettre en place des pratiques en matière d’économie d’énergie, à aider les citoyens à rejoindre des communautés énergétiques ou à encourager une transition vers des solutions d’énergies renouvelables.

(56)

L’interruption de fourniture a une incidence considérable sur l’accès des clients à l’approvisionnement en gaz naturel dont ils ont besoin, en particulier, pour chauffer leurs logements. Les clients en situation de précarité énergétique et les clients vulnérables sont particulièrement affectés par les effets négatifs des interruptions de de fourniture du gaz et il convient que les États membres prennent des mesures pour prévenir l’interruption de fourniture de ces clients pour des raisons économiques ou commerciales. Nombre d’outils et de bonnes pratiques sont à la disposition des États membres, notamment, mais sans s’y limiter, des interdictions d’interruption de fourniture saisonnières ou tout au long de l’année, une prévention de la dette, et des solutions durables visant à aider les clients en difficulté à s’acquitter de leurs factures d’énergie. Les États membres devraient recenser les outils les plus appropriés en fonction de leur situation nationale. De telles mesures ne devraient pas avoir une incidence sur l’interruption temporaire de fourniture des clients par les gestionnaires de réseau en cas d’urgence, sans préavis lorsque cette interruption intervient pour des raisons de sécurité, et avec préavis, lorsque cela est réalisable, lorsqu’elle intervient pour travaux de maintenance.

(57)

Les clients ont le droit de recourir à des procédures de plaintes gérées par leurs fournisseurs, ainsi qu’à des procédures de règlement extrajudiciaire des litiges, afin de veiller au respect effectif de leurs droits et de ne pas être désavantagés en cas de désaccord avec les fournisseurs, en particulier en ce qui concerne les factures ou le montant dû. Lorsque les clients ont recours à ces procédures, les fournisseurs ne devraient pas résilier les contrats sur la base de faits encore litigieux. Les fournisseurs et les clients devraient continuer à respecter leurs droits et leurs obligations contractuels, en particulier en ce qui concerne la fourniture de gaz naturel et le paiement de ce gaz naturel, et les procédures de plainte ne devraient pas constituer un motif d’abus permettant aux clients de ne pas honorer leurs obligations contractuelles, y compris le paiement de leurs factures. Les États membres devraient mettre en place des mesures appropriées pour éviter que ces procédures de plainte ou de règlement des litiges soient utilisées de manière abusive.

(58)

Afin d’assurer la continuité de la fourniture aux consommateurs, particulièrement en cas de défaillance du fournisseur, les États membres devraient mettre en place un régime de fournisseur de dernier recours ou prendre des mesures équivalentes. Il devrait être possible de désigner le fournisseur de dernier recours soit avant, soit au moment de la défaillance du fournisseur. Un fournisseur de dernier recours pourrait être le département des ventes d’une entreprise verticalement intégrée qui assure également des fonctions de distribution, à condition que celui-ci respecte les conditions en matière de dissociation établies par la présente directive. Toutefois, cela ne devrait pas entraîner une obligation pour les États membres d’assurer l’approvisionnement à un prix minimal fixe donné. Lorsqu’un État membre oblige un fournisseur de dernier recours à fournir du gaz naturel à un client qui ne reçoit pas d’offres fondées sur le marché, les conditions énoncées à l’article 4 de la présente directive devraient s’appliquer et l’obligation ne peut être associée à un prix réglementé que dans la mesure où le client a le droit de bénéficier de prix réglementés. Lorsqu’ils évaluent si les offres reçues par des clients non résidentiels sont fondées sur le marché, les États membres devraient tenir compte des circonstances commerciales et techniques individuelles. Lorsque, avant la date d’entrée en vigueur de la présente directive, un État membre a déjà désigné un fournisseur de dernier recours pour le gaz naturel au moyen d’une procédure équitable, transparente et non discriminatoire, il n’est pas nécessaire de lancer une nouvelle procédure pour désigner le fournisseur de dernier recours.

(59)

Il convient, en simplifiant et en rationalisant les procédures administratives d’octroi des autorisations et en fixant des délais précis pour l’adoption des décisions par les autorités compétentes en matière de délivrance des autorisations, de faire en sorte que le déploiement des installations de production d’hydrogène et des infrastructures du système d’hydrogène puisse avoir lieu à un rythme adéquat sans entraver les consultations publiques. Les États membres devraient être invités à rendre compte des progrès accomplis. Un mécanisme d’antériorité des autorisations, telles que les licences, permis, concessions ou agréments, accordées en vertu du droit national pour la construction et l’exploitation de conduites de gaz naturel et d’autres actifs existants du réseau, est nécessaire lorsque le vecteur énergétique gazeux transporté dans une conduite de gaz naturel n’est plus du gaz naturel mais de l’hydrogène (pur). Ce mécanisme d’antériorité des autorisations ne devrait pas porter atteinte à la validité des exigences techniques de sécurité applicables aux infrastructures d’hydrogène, ni à la possibilité pour les autorités compétentes de contrôler le respect de ces exigences et de prendre des mesures d’exécution appropriées et proportionnées, y compris une éventuelle révocation des autorisations bénéficiant d’une clause d’antériorité, si cela se justifie. Cela devrait éviter tout retard injustifié dans la réaffectation pour le transport de l’hydrogène de conduites et autres actifs de réseau existants pour le gaz naturel. Sauf justification suffisante, il convient d’éviter que les conditions d’octroi des autorisations applicables aux infrastructures de systèmes d’hydrogène soient sensiblement différentes. Des considérations techniques de sécurité pourraient justifier une approche différenciée en ce qui concerne l’antériorité des autorisations existantes ou la délivrance de nouvelles autorisations. Les dispositions relatives aux procédures d’autorisation devraient s’appliquer sans préjudice du droit international et du droit de l’Union, y compris les dispositions visant à protéger l’environnement et la santé humaine. Lorsque des circonstances extraordinaires le justifient, il devrait être possible de prolonger d’un an au maximum les délais des procédures d’autorisation.

(60)

La fourniture de conseils aux demandeurs tout au long de leurs procédures administratives de demande et d’octroi de permis par l’intermédiaire d’un point de contact administratif vise à réduire la complexité pour les promoteurs de projets et à accroître l’efficacité et la transparence. La possibilité donnée aux demandeurs de présenter les documents pertinents sous forme numérique et la mise à disposition d’un manuel de procédures à leur intention pourraient favoriser l’efficacité. Les États membres devraient veiller à ce que les autorités qui mettent en œuvre les procédures d’autorisation s’emploient activement à éliminer les obstacles qui subsistent, y compris les obstacles non financiers, tels que l’insuffisance des connaissances et des ressources numériques et humaines, qui les empêchent de traiter un nombre croissant de procédures d’autorisation. Les procédures d’octroi de permis pour le raccordement au réseau de transport ou de distribution ne devraient pas être entravées par un manque de capacités administratives. En outre, de telles procédures d’octroi de permis ne devraient pas créer des obstacles à la réalisation de l’objectif national en matière d’énergies renouvelables.

(61)

Sans une séparation effective des réseaux par rapport aux activités de production et de fourniture (découplage effectif), il existe un risque de discrimination non seulement dans l’exploitation du réseau, mais aussi dans les éléments qui incitent les entreprises verticalement intégrées à investir suffisamment dans leurs réseaux.

(62)

Seule la suppression des éléments qui incitent les entreprises verticalement intégrées à pratiquer des discriminations à l’encontre de leurs concurrents en matière d’accès au réseau et d’investissements est de nature à garantir un découplage effectif. La dissociation des structures de propriété, qui implique que le propriétaire du réseau soit désigné comme gestionnaire de réseau et qu’il soit indépendant des structures de fourniture et de production, est clairement une manière efficace et stable de résoudre le conflit d’intérêts intrinsèque et d’assurer la sécurité de l’approvisionnement. C’est pourquoi, dans sa résolution du 10 juillet 2007 sur les perspectives des marchés intérieurs du gaz et de l’électricité, le Parlement européen considère que la séparation entre la propriété et le transport est le moyen le plus efficace de promouvoir de façon non discriminatoire l’investissement dans les infrastructures, un accès équitable au réseau pour les nouveaux entrants et la transparence du marché. Conformément au principe de la dissociation des structures de propriété, les États membres devraient par conséquent être tenus de faire en sorte que la même personne n’ait pas le droit d’exercer un contrôle sur une entreprise de production ou de fourniture et, simultanément, un contrôle ou des pouvoirs sur un réseau de transport ou un gestionnaire de réseau de transport. Inversement, il ne devrait pas être possible d’exercer un contrôle ou des pouvoirs sur une entreprise de production ou de fourniture en même temps qu’un contrôle sur un réseau de transport ou un gestionnaire de réseau de transport. Dans le respect de ces limites, une entreprise de production ou de fourniture devrait pouvoir détenir une participation minoritaire dans un gestionnaire de réseau de transport ou dans un réseau de transport.

(63)

Tout système de dissociation devrait être capable de supprimer tout conflit d’intérêts entre les producteurs, les fournisseurs et les gestionnaires de réseau de transport, afin de créer des incitations à la réalisation des investissements nécessaires et de garantir l’accès des nouveaux venus sur le marché dans le cadre d’un régime réglementaire transparent et efficace, et ne devrait pas créer un régime réglementaire trop onéreux pour les autorités de régulation.

(64)

La définition du terme «contrôle» dans la présente directive correspond aux dispositions du règlement (CE) no 139/2004 du Conseil (29).

(65)

Eu égard aux liens verticaux entre les secteurs de l’électricité et du gaz naturel, les dispositions en matière de dissociation devraient s’appliquer aux secteurs du gaz naturel, de l’hydrogène et de l’électricité, comme précisé dans la présente directive.

(66)

En ce qui concerne le secteur de l’hydrogène, il convient d’appliquer sans tarder des règles sur la dissociation verticale. Cette approche est préférable à une dissociation ex post coûteuse qui pourrait s’avérer nécessaire dans le cas où le secteur est marqué par une forte intégration verticale.

(67)

Conformément au principe de la dissociation des structures de propriété, afin d’assurer l’indépendance totale de la gestion des réseaux par rapport aux structures de fourniture et de production, et d’empêcher les échanges d’informations confidentielles, une même personne ne devrait pas être à la fois membre des organes de direction d’un gestionnaire de réseau de transport ou d’un réseau de transport et membre des organes de direction d’une entreprise assurant une des fonctions suivantes: production ou fourniture. Pour la même raison, une même personne ne devrait pas être autorisée à désigner les membres des organes de direction d’un gestionnaire de réseau de transport ou d’un réseau de transport et à exercer un contrôle ou des pouvoirs sur une entreprise de production ou de fourniture.

(68)

La mise en place d’un gestionnaire de réseau ou de transport indépendant des structures de fourniture et de production devrait permettre à une entreprise verticalement intégrée de conserver la propriété des actifs du réseau en garantissant par ailleurs une séparation effective des intérêts, pour autant que le gestionnaire de réseau ou de transport indépendant assume toutes les fonctions d’un gestionnaire de réseau et qu’il existe une réglementation précise et des mécanismes de contrôle réglementaire complets.

(69)

Si, le 3 septembre 2009, une entreprise propriétaire d’un réseau de transport faisait partie d’une entreprise verticalement intégrée, les États membres devraient pouvoir choisir entre la dissociation des structures de propriété et la mise en place d’un gestionnaire de réseau ou de transport indépendant des structures de fourniture et de production.

(70)

Afin de préserver pleinement les intérêts de l’actionnariat des entreprises verticalement intégrées, il faudrait également que les États membres puissent choisir d’assurer la dissociation des structures de propriété par cession directe ou par fractionnement des parts de l’entreprise intégrée en parts de l’entreprise du réseau et en parts de l’entreprise de fourniture et de production restante, pour autant que les obligations résultant de la dissociation des structures de propriété soient respectées.

(71)

Il convient d’assurer la pleine efficacité des solutions impliquant la mise en place d’un gestionnaire de réseau indépendant ou d’un gestionnaire de transport indépendant au moyen de règles spécifiques supplémentaires. Les règles concernant le gestionnaire de transport indépendant fournissent un cadre réglementaire adapté pour garantir une juste concurrence, des investissements suffisants, l’accès des nouveaux entrants sur le marché et l’intégration des marchés du gaz naturel et de l’hydrogène. Le découplage effectif par les dispositions relatives au gestionnaire de transport indépendant devrait reposer sur un pilier de mesures organisationnelles et de mesures relatives à la gouvernance des gestionnaires de réseau de transport et sur un pilier de mesures relatives aux investissements, au raccordement au réseau de nouvelles capacités de production et à l’intégration des marchés par la coopération régionale. L’indépendance du gestionnaire de transport devrait également être garantie notamment en prévoyant certaines périodes transitoires au cours desquelles aucune activité de gestion ou autre activité connexe donnant accès à des informations semblables à celles qui auraient été obtenues dans l’exercice d’une fonction de gestion ne peut être exercée au sein de l’entreprise verticalement intégrée.

(72)

Pour développer la concurrence sur les marchés intérieurs du gaz naturel et de l’hydrogène, les gros clients non résidentiels exerçant des activités commerciales à grande échelle devraient pouvoir choisir leurs fournisseurs et avoir la possibilité de conclure des contrats avec plusieurs fournisseurs pour couvrir leurs besoins en gaz naturel et en hydrogène. Ces clients devraient être protégés contre les clauses d’exclusivité des contrats, dont l’effet est d’exclure les offres concurrentes ou complémentaires.

(73)

Un État membre devrait avoir le droit d’opter pour la dissociation intégrale des structures de propriété sur son territoire. Si un État membre a exercé ce droit, une entreprise ne devrait pas avoir le droit de mettre en place un gestionnaire de réseau indépendant ou un gestionnaire de transport indépendant, sauf disposition contraire de la présente directive. En outre, une entreprise assurant une des fonctions suivantes: production ou fourniture ne devrait pas exercer de contrôle direct ou indirect sur un gestionnaire de réseau de transport d’un État membre qui a opté pour cette dissociation intégrale, ni exercer un quelconque pouvoir sur ce gestionnaire.

(74)

Différents types d’organisation de marché coexistent sur le marché intérieur du gaz naturel. Il convient que les mesures que les États membres pourraient prendre pour garantir l’égalité des conditions de concurrence soient fondées sur des raisons impérieuses d’intérêt général. Il convient de consulter la Commission sur la compatibilité de ces mesures avec le traité sur le fonctionnement de l’Union européenne et d’autres dispositions applicables du droit de l’Union.

(75)

Il convient que la mise en œuvre du découplage effectif respecte le principe de non-discrimination entre le secteur public et le secteur privé. À cet effet, il ne devrait pas être possible à une même personne d’exercer, individuellement ou collectivement, un contrôle ou des pouvoirs, en violation des règles régissant la dissociation des structures de propriété ou de l’option impliquant la mise en place d’un gestionnaire de réseau indépendant, sur la composition, le vote ou les décisions à la fois des organes de gestionnaires de réseau de transport ou de réseaux de transport et des organes d’entreprises de fourniture ou de production. En ce qui concerne la dissociation des structures de propriété et la solution impliquant la mise en place d’un gestionnaire de réseau indépendant, à condition que l’État membre concerné puisse démontrer que l’exigence est respectée, deux organismes publics séparés devraient pouvoir exercer un contrôle sur les activités de production et de fourniture, d’une part, et sur les activités de transport, d’autre part.

(76)

Il est nécessaire que la séparation effective des activités de réseau et des activités de fourniture et de production s’applique dans l’ensemble de l’Union, tant aux entreprises de l’Union qu’aux entreprises de pays tiers. Pour garantir le maintien, dans toute l’Union, de l’indépendance entre les activités de gestion de réseau et les activités de fourniture et de production, les autorités de régulation devraient être habilitées à refuser la certification des gestionnaires de réseau de transport qui ne respectent pas les règles de découplage. Afin d’assurer l’application cohérente de ces règles dans toute l’Union, les autorités de régulation devraient tenir pleinement compte de l’avis de la Commission lorsque celle-ci prend des décisions en matière de certification. De plus, afin d’assurer le respect des obligations internationales qui incombent à l’Union, ainsi que la solidarité et la sécurité énergétique au sein de l’Union, la Commission devrait avoir le droit de rendre un avis relatif à la certification concernant un propriétaire ou un gestionnaire de réseau de transport sur lesquels une personne d’un pays tiers exerce un contrôle. Dans le cadre de la réalisation de cette évaluation, la Commission devrait tenir compte des relations commerciales susceptibles d’avoir une incidence négative sur les incitations et la capacité du gestionnaire à s’acquitter de ses tâches, ainsi que des obligations internationales de l’Union et de tout autre fait et circonstance pertinents. Ces faits et circonstances devraient inclure la réduction de l’approvisionnement en gaz naturel, utilisée comme une arme, et la manipulation des marchés au moyen d’interruptions intentionnelles des flux de gaz naturel, qui peuvent très clairement avoir une incidence directe et grave sur les intérêts essentiels de l’Union et des États membres en matière de sécurité internationale.

(77)

Des réseaux de conduites d’hydrogène devraient constituer un moyen important de transport efficace et durable de l’hydrogène, tant à terre qu’en mer. En raison des dépenses d’investissement élevées nécessaires à leur construction, les réseaux de conduites d’hydrogène pourraient constituer des monopoles naturels. L’expérience acquise dans le domaine de la régulation des marchés du gaz naturel a montré l’importance de garantir un accès ouvert et non discriminatoire aux réseaux de conduites afin de préserver la concurrence sur les marchés des matières premières. Par conséquent, des principes bien établis de l’exploitation du réseau, tels que l’accès des tiers, devraient s’appliquer aux réseaux d’hydrogène à terre et en mer dans l’Union.

(78)

Les définitions des termes «transport d’hydrogène» et «distribution d’hydrogène» dans la présente directive devraient être fondées sur les fonctions des catégories de réseau concernées et sur les types d’infrastructures raccordées.

(79)

Les interconnexions d’hydrogène, en tant que réseaux d’hydrogène qui contribuent à réaliser l’objectif important consistant à raccorder les réseaux nationaux d’hydrogène des États membres, devraient être exploitées par des gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène. Dans des cas très limités et lorsqu’un réseau de distribution d’hydrogène est mentionné dans le plan de développement du réseau concerné, il est possible que ce réseau soit raccordé à un réseau de transport d’hydrogène dans un autre État membre. Pour autant que ce réseau de distribution ne soit pas en outre raccordé à un réseau de transport ou de distribution d’hydrogène dans l’État membre où se trouve le réseau de distribution d’hydrogène, il devrait être exploité comme un réseau de distribution d’hydrogène.

(80)

Les réseaux de distribution d’hydrogène, qui ont pour objectif principal d’approvisionner des clients directement raccordés, devraient bénéficier d’un régime réglementaire allégé en ce qui concerne la dissociation verticale et la planification des réseaux. Ces réseaux ne devraient pas inclure d’interconnexions d’hydrogène ni comporter de raccordements à de grandes infrastructures, telles que des terminaux ou des grandes installations de stockage souterrain, à moins que le réseau en question soit un réseau de gaz naturel réaffecté, ou à des interconnexions d’hydrogène. Dans le raccordement entre une grande installation de stockage souterrain et un réseau de distribution, qui ont tous deux été réaffectés à l’utilisation de l’hydrogène, un raccordement par conduite à courte distance visant à transporter l’hydrogène de l’une à l’autre peut être construit en tant qu’extension du réseau de distribution existant. Toutefois, le raccordement d’installations de stockage souterrain ou en surface d’hydrogène plus petites, y compris les réservoirs de stockage d’hydrogène facilement reproductibles, à des réseaux de distribution d’hydrogène ne devrait pas être restreint, car ces réseaux devraient jouer un rôle essentiel pour assurer un équilibre entre ces réseaux.

(81)

Il convient de séparer l’exploitation des réseaux d’hydrogène des activités de production et de fourniture d’énergie afin d’éviter tout risque de conflits d’intérêts chez les gestionnaires de réseau. La séparation structurelle de la propriété des réseaux de transport d’hydrogène et de la participation à la production et à l’approvisionnement en énergie garantit l’absence de tels conflits d’intérêts. Les États membres devraient pouvoir s’appuyer sur le modèle alternatif de dissociation du gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène intégré pour les gestionnaires de réseau de transport de gaz naturel soumis au modèle de dissociation du gestionnaire de réseau de transport indépendant et pour les réseaux d’hydrogène verticalement intégrés existants. Les gestionnaires de réseau de transport de gaz naturel qui bénéficient d’une dérogation en vertu de la présente directive devraient être considérés comme certifiés aux fins de déterminer leur droit d’utiliser le modèle du gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène intégré. Les États membres devraient également pouvoir autoriser l’utilisation du modèle de gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène indépendant pour permettre aux propriétaires de réseaux de transport d’hydrogène verticalement intégrés de conserver la propriété de leurs réseaux tout en assurant l’exploitation non discriminatoire de ces réseaux.

(82)

Si, d’une part, l’exploitation conjointe des réseaux d’hydrogène et des réseaux de gaz naturel ou d’électricité, qui est susceptible de créer des synergies, devrait être autorisée, il convient, d’autre part, d’organiser les activités d’exploitation des réseaux de transport d’hydrogène au sein d’une entité juridique distincte afin de garantir la transparence en ce qui concerne le financement et l’utilisation des tarifs d’accès. Les dérogations à ce critère de dissociation juridique horizontale ne devraient être accordées que temporairement, sous réserve d’une analyse coûts/avantages positive et d’une analyse d’impact par les autorités de régulation. Compte tenu de leur situation géographique éloignée et de leur taille de marché limitée, il convient d’octroyer automatiquement ces dérogations à l’Estonie, à la Lettonie et à la Lituanie jusqu’à 2031. En tout état de cause, la transparence en ce qui concerne le financement et l’utilisation des tarifs d’accès devrait être garantie par une séparation claire et transparente des comptes, sous le contrôle des autorités de régulation. Lorsqu’un gestionnaire de réseau d’hydrogène fait partie d’une entreprise active dans le transport ou la distribution de gaz naturel ou d’électricité, il devrait soumettre à l’autorité de régulation une liste détaillant les actifs d’infrastructure de l’entreprise au regard de l’affectation du réseau à l’utilisation d’hydrogène ou de gaz naturel, afin de garantir une transparence totale en ce qui concerne la séparation de la base d’actifs régulés. Cette liste devrait être mise à jour conformément aux procédures habituelles d’audit.

(83)

Afin de garantir la transparence en ce qui concerne les coûts et le financement des activités réglementées, les activités d’exploitation du réseau de transport d’hydrogène devraient être séparées des autres activités d’exploitation du réseau pour d’autres vecteurs énergétiques, tout au moins pour ce qui est de la forme juridique et de la comptabilité des gestionnaires de réseau. Aux fins de la dissociation juridique des gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène, la création d’une filiale ou d’une entité juridique distincte au sein de la structure de groupe du gestionnaire de réseau de transport ou de distribution de gaz naturel devrait être considérée comme suffisante, sans qu’il soit nécessaire de procéder à une dissociation fonctionnelle de la gouvernance ou à une séparation de la gestion ou du personnel. La transparence en ce qui concerne les coûts et le financement des activités réglementées devrait ainsi être assurée sans perdre les synergies et les avantages en termes de coûts que l’exploitation de plusieurs réseaux pourrait apporter.

(84)

Les réseaux d’hydrogène devraient être soumis aux règles relatives à l’accès de tiers afin de garantir la concurrence et d’assurer l’égalité des règles du jeu sur le marché de la fourniture d’hydrogène. L’accès réglementé des tiers sur la base de tarifs d’accès réglementés devrait être, à long terme, le régime par défaut. Afin d’assurer aux gestionnaires la flexibilité nécessaire et de réduire les coûts administratifs pendant la phase de montée en puissance du marché de l’hydrogène, les États membres devraient avoir la possibilité d’autoriser le recours à l’accès négocié des tiers jusqu’au 31 décembre 2032.

(85)

Seule une partie des installations naturelles de stockage souterrain utilisées pour le gaz naturel, comme les cavités salines, les aquifères et les gisements de gaz naturel épuisés, peut également être utilisée pour l’hydrogène. Le nombre de ces grandes installations souterraines de stockage de l’hydrogène disponibles est limité, et ces installations sont réparties de manière inégale entre les États membres. L’accès à ces grandes installations de stockage souterrain jouant un rôle potentiellement bénéfique pour le fonctionnement du transport de l’hydrogène et des marchés de l’hydrogène, il devrait à terme être soumis aux règles relatives à l’accès réglementé des tiers afin de garantir l’égalité des conditions de concurrence pour les acteurs du marché. Toutefois, durant la phase de montée en puissance des marchés de l’hydrogène, les États membres devraient disposer d’une marge de manœuvre pour utiliser également des régimes d’accès négociés jusqu’au 31 décembre 2032.

(86)

On peut s’attendre à ce que de l’hydrogène et des dérivés d’hydrogène, tels que l’ammoniac, ou des vecteurs d’hydrogène organique liquide soient importés et transportés dans l’Union. Toutefois, il est encore difficile de déterminer par quels moyens et sous quelle forme l’hydrogène sera transporté alors que différents moyens et formes sont susceptibles de coexister et de se faire concurrence. La présente directive fournit un cadre réglementaire pour les infrastructures et les marchés d’hydrogène gazeux. Par conséquent, ce n’est que lorsque d’autres formes d’hydrogène ou de dérivés d’hydrogène et les installations de traitement correspondantes sont pertinentes pour assurer l’émergence d’un marché concurrentiel de l’hydrogène gazeux que leur rôle et les règles qui leur sont applicables devraient être définis dans la présente directive.

(87)

Les terminaux de déchargement et de transformation d’hydrogène liquide ou d’ammoniac liquide transportés par bateau en hydrogène gazeux constituent un moyen d’importation d’hydrogène, mais ils sont en concurrence avec d’autres moyens de transport de l’hydrogène. Il convient certes de garantir l’accès des tiers à ces terminaux, mais les États membres devraient prévoir un système d’accès négocié des tiers afin de réduire les coûts administratifs pour les gestionnaires et les autorités de régulation. Le stockage dans le terminal dont l’accès est accordé à des tiers devrait être proportionnel à la capacité du terminal de convertir de l’hydrogène et de l’injecter dans le réseau. Toutefois, la mise en œuvre de l’accès de tiers à des services de chargement de camion pourrait ne pas être nécessaire, pour autant que cette opération ne constitue pas un service auxiliaire lié à la transformation ultérieure de l’hydrogène et à son injection dans le réseau.

(88)

Les États membres peuvent choisir d’abandonner progressivement le gaz naturel afin d’atteindre l’objectif de neutralité climatique énoncé dans le règlement (UE) 2021/1119 ou pour d’autres raisons techniques. Il est important de prévoir un cadre réglementaire clair permettant de refuser l’accès des utilisateurs du réseau et d’interrompre éventuellement la fourniture à leur égard pour atteindre ces objectifs stratégiques. Il devrait être possible de refuser l’accès des utilisateurs du réseau ou d’interrompre la fourniture à leur égard en ce qui concerne une infrastructure qui sera déclassée conformément au plan de développement du réseau au niveau du transport ou lorsque le déclassement est prévu au niveau de la distribution. Dans le même temps, des mesures appropriées devraient être prises pour protéger les utilisateurs du réseau dans de telles circonstances et il importe également que les décisions de refus d’accès et d’interruption de fourniture soient soumises à des critères objectifs, transparents et non discriminatoires élaborés par les autorités de régulation.

(89)

Les réseaux d’hydrogène verticalement intégrés existants devraient pouvoir demander des dérogations aux exigences de la présente directive, pour autant que ces réseaux ne soient pas étendus de manière significative et qu’une telle dérogation n’ait pas d’effet préjudiciable sur la concurrence, les infrastructures d’hydrogène ou le développement du marché, ce qui devrait être vérifié régulièrement.

(90)

Les vallées d’hydrogène devraient constituer une composante importante de l’économie de l’hydrogène de l’Union. Ces vallées pourraient bénéficier d’exigences réglementaires simplifiées pendant la phase de montée en puissance du marché de l’hydrogène, notamment en ce qui concerne l’application de la dissociation des structures de propriété aux réseaux fournissant des acteurs du marché dans de telles vallées. Les exigences réglementaires simplifiées correspondantes devraient également tenir compte de la nécessité d’une souplesse réglementaire pour les raccordements directs par conduite entre les producteurs d’hydrogène et les clients individuels.

(91)

Les interconnexions de conduites avec des pays tiers peuvent servir de moyen de transport pour l’importation ou l’exportation d’hydrogène. L’applicabilité de la présente directive aux conduites d’hydrogène à destination et en provenance de pays tiers devrait être restreinte au territoire des États membres. Les règles de fonctionnement applicables aux interconnexions d’hydrogène avec des pays tiers devraient être inscrites dans un accord international conclu entre l’Union et les pays tiers raccordés. Un tel accord international ne devrait pas être considéré comme nécessaire lorsque l’État membre raccordé ou ayant l’intention d’être raccordé par l’interconnexion d’hydrogène négocie et conclut un accord intergouvernemental avec les pays tiers concernés conformément à la procédure d’habilitation prévue par la présente directive, afin de garantir un cadre réglementaire cohérent et son application cohérente pour l’ensemble de l’infrastructure.

(92)

Afin de garantir le fonctionnement efficace des réseaux d’hydrogène de l’Union, les gestionnaires de réseau d’hydrogène devraient être responsables de l’exploitation, de la maintenance et du développement du réseau en étroite coopération avec d’autres gestionnaires de réseau d’hydrogène ainsi qu’avec d’autres gestionnaires de réseaux auxquels leurs réseaux sont ou peuvent être raccordés, y compris pour faciliter l’intégration du système énergétique.

(93)

Les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène devraient mettre en place des capacités transfrontières suffisantes pour le transport d’hydrogène en accédant à toutes les demandes de capacité économiquement raisonnables et techniquement réalisables, afin de permettre l’intégration du marché.

(94)

Conformément à la stratégie de l’UE pour l’hydrogène, il importe que l’accent soit mis sur le transport de l’hydrogène et sur son utilisation sous sa forme pure. En ce sens, il importe que le futur système d’hydrogène transporte, stocke et traite de l’hydrogène de haute pureté tenant compte des exigences qualitatives des utilisateurs finals d’hydrogène, plutôt que de l’hydrogène mélangé dans le système de gaz naturel. Il importe également que les normes de qualité de l’hydrogène prévoient des critères supplémentaires visant à déterminer les niveaux de pureté de l’hydrogène généralement acceptables. Il est nécessaire que les organisations européennes de normalisation définissent, dans le cadre d’un processus de normalisation technique, une fourchette de niveaux de pureté de l’hydrogène acceptables et d’autres paramètres pertinents de qualité de l’hydrogène, par exemple pour ce qui est des contaminants.

(95)

Dans certains cas, en fonction, notamment, de la topographie des réseaux d’hydrogène et du nombre d’utilisateurs finals raccordés aux réseaux d’hydrogène, les gestionnaires de réseau d’hydrogène pourraient devoir assurer la gestion de la qualité de l’hydrogène (par exemple, la purification). Par conséquent, les autorités de régulation devraient charger les gestionnaires de réseau d’hydrogène d’assurer une gestion efficace de la qualité de l’hydrogène dans leurs réseaux lorsque la gestion du système l’exige. Lorsqu’ils exercent ce type d’activité, les gestionnaires de réseau d’hydrogène devraient garantir une qualité stable de l’hydrogène pour les utilisateurs finals, en particulier dans les secteurs difficiles à décarboner, en se conformant aux normes applicables en matière de qualité.

(96)

Lorsque les gestionnaires de systèmes de gaz naturel ou de réseaux d’hydrogène rejettent des demandes d’accès ou de raccordement en raison d’un manque de capacité, ils devraient dûment motiver ces refus et devraient être tenus d’améliorer leur système afin de permettre les raccordements ou les accès demandés lorsque cela est économiquement faisable et conformément à l’exercice de planification concerné.

(97)

Les obstacles à l’achèvement du marché intérieur du gaz naturel qui découlent de la non-application des règles du marché de l’Union aux conduites de transport de gaz naturel à destination et en provenance de pays tiers devraient aussi être traités. Il est nécessaire de garantir que les règles applicables aux conduites de transport de gaz naturel reliant deux États membres ou plus sont également applicables, au sein de l’Union, aux conduites de transport de gaz naturel à destination et en provenance de pays tiers. Cela devrait instaurer une cohérence du cadre juridique au sein de l’Union tout en évitant des distorsions de concurrence sur le marché intérieur de l’énergie dans l’Union et des effets négatifs sur la sécurité de l’approvisionnement. Cela devrait aussi améliorer la transparence et offrir une sécurité juridique aux acteurs du marché, en particulier les investisseurs dans les infrastructures de gaz naturel et les utilisateurs du système, en ce qui concerne le régime juridique applicable.

(98)

Les États membres et les parties contractantes au traité instituant la Communauté de l’énergie (30) devraient coopérer étroitement sur tous les aspects liés à la mise en place d’un marché du gaz naturel intégré et décarboné et ne devraient pas prendre de mesures de nature à mettre en péril la poursuite de l’intégration des marchés du gaz naturel ou la sécurité de l’approvisionnement des États membres et des parties contractantes. Cela pourrait inclure une coopération en ce qui concerne les capacités de stockage de gaz naturel et l’invitation d’experts à participer aux travaux de groupes régionaux compétents en matière de risques liés au gaz naturel.

(99)

Les conduites reliant un projet de production de pétrole ou de gaz naturel d’un pays tiers à une usine de traitement ou à un terminal d’atterrage final sur le territoire d’un État membre devraient être considérées comme des réseaux de conduites en amont. Les conduites reliant un projet de production de pétrole ou de gaz naturel sur le territoire d’un État membre à une usine de traitement ou à un terminal d’atterrage final sur le territoire d’un pays tiers ne devraient pas être considérées comme des réseaux de conduites en amont aux fins de la présente directive, étant donné qu’il est peu probable que de telles conduites aient une incidence importante sur le marché intérieur de l’énergie.

(100)

Les gestionnaires de réseau de transport devraient être libres de conclure des accords techniques avec les gestionnaires de réseau de transport ou avec d’autres entités de pays tiers sur des questions ayant trait à l’exploitation et à l’interconnexion de réseaux de transport, pour autant que le contenu de tels accords soit compatible avec le droit de l’Union.

(101)

Les accords techniques concernant l’exploitation de conduites de transport conclus entre des gestionnaires de réseau de transport ou d’autres entités devraient rester en vigueur, à condition qu’ils soient conformes au droit de l’Union et aux décisions pertinentes de l’autorité de régulation.

(102)

Lorsque de tels accords techniques sont en place, la présente directive n’impose pas la conclusion d’un accord international entre un État membre et un pays tiers ou d’un accord entre l’Union et un pays tiers portant sur l’exploitation de la conduite de transport de gaz naturel concernée.

(103)

L’applicabilité de la présente directive aux conduites de transport de gaz naturel à destination et en provenance de pays tiers devrait être restreinte au territoire des États membres. En ce qui concerne les conduites de transport de gaz naturel situées en mer, la présente directive devrait être applicable dans la mer territoriale de l’État membre sur le territoire duquel est situé le premier point d’interconnexion avec le réseau des États membres.

(104)

Les accords existants conclus entre un État membre et un pays tiers en ce qui concerne l’exploitation de conduites de transport devraient pouvoir être maintenus en vigueur, conformément à la présente directive.

(105)

En ce qui concerne les accords ou parties d’accords conclus avec des pays tiers qui sont susceptibles d’avoir une incidence sur des règles communes de l’Union, il y a lieu d’instituer une procédure cohérente et transparente permettant d’autoriser un État membre, à sa demande, à modifier, étendre, adapter, reconduire ou conclure un accord avec un pays tiers concernant l’exploitation d’une conduite de transport ou d’un réseau de conduites en amont entre l’État membre et un pays tiers. La procédure ne devrait pas retarder la mise en œuvre de la présente directive, ne devrait pas affecter la répartition des compétences entre l’Union et les États membres, et devrait s’appliquer aux accords existants et à venir.

(106)

Lorsqu’il apparaît que la matière d’un accord relève pour partie de la compétence de l’Union et pour partie de celle d’un État membre, il est essentiel d’assurer une coopération étroite entre cet État membre et les institutions de l’Union.

(107)

Afin d’assurer des conditions uniformes d’exécution de la présente directive, il convient de conférer des compétences d’exécution à la Commission pour adopter des décisions d’autorisation ou de refus d’autoriser un État membre à modifier, étendre, adapter, reconduire ou conclure un accord avec un pays tiers. Ces compétences devraient être exercées conformément au règlement (UE) no 182/2011 du Parlement européen et du Conseil (31).

(108)

La sécurité de l’approvisionnement énergétique est un élément essentiel de la sécurité publique, et est, de ce fait, intrinsèquement liée au fonctionnement efficace du marché intérieur du gaz naturel et à l’intégration des marchés du gaz naturel isolés des États membres. Le gaz naturel ne peut être fourni aux citoyens de l’Union qu’au moyen du réseau. Des marchés du gaz naturel ouverts et qui fonctionnent, et en particulier les réseaux et autres actifs qui sont associés à la fourniture de gaz naturel, sont essentiels pour la sécurité publique, pour la compétitivité de l’économie et pour le bien-être des citoyens de l’Union. Par conséquent, des personnes de pays tiers ne devraient être autorisées à exercer un contrôle sur un réseau de transport ou un gestionnaire de réseau de transport que si elles se conforment aux exigences relatives à la séparation effective applicables dans l’Union. Sans préjudice de ses obligations internationales, l’Union considère que les réseaux de transport de gaz naturel sont d’une grande importance pour elle et que des mesures de sauvegarde supplémentaires sont donc nécessaires en ce qui concerne la préservation de la sécurité de l’approvisionnement énergétique de l’Union, afin d’éviter des menaces pour l’ordre public et la sécurité publique dans l’Union et pour le bien-être des citoyens de l’Union. La question de la sécurité de l’approvisionnement énergétique de l’Union doit être appréciée, notamment, au regard de l’indépendance de l’exploitation du réseau, du degré de dépendance de l’Union et des différents États membres à l’égard des approvisionnements énergétiques en provenance de pays tiers, ainsi que du traitement accordé dans un pays tiers donné aux échanges et aux investissements dans le domaine de l’énergie au niveau tant national qu’international. La question de la sécurité de l’approvisionnement devrait donc être appréciée compte tenu des circonstances concrètes de chaque cas ainsi que des droits et obligations découlant du droit international, en particulier les accords internationaux conclus entre l’Union et le pays tiers concerné. Le cas échéant, la Commission devrait présenter des recommandations en vue de négocier des accords pertinents avec des pays tiers traitant de la sécurité de l’approvisionnement énergétique de l’Union ou visant à inclure les questions requises dans d’autres négociations menées avec lesdits pays tiers.

(109)

Il convient de prendre d’autres mesures pour garantir, en ce qui concerne l’accès au transport, des tarifs transparents et non discriminatoires. Ces tarifs devraient être applicables sans discrimination à tous les utilisateurs. Lorsque l’installation de stockage de gaz naturel, le stockage en conduite ou les services auxiliaires sont exploités sur un marché suffisamment concurrentiel dans un secteur déterminé, l’accès pourrait être autorisé sur la base de mécanismes de marché transparents et non discriminatoires.

(110)

Il est nécessaire d’assurer l’indépendance des gestionnaires de système de stockage de gaz naturel afin d’améliorer l’accès des tiers aux installations de stockage de gaz naturel qui sont nécessaires, pour des raisons techniques ou économiques, afin de permettre un accès efficace au réseau pour l’approvisionnement des clients. Il convient donc que les installations de stockage soient exploitées par des entités distinctes sur le plan juridique qui disposent de réels pouvoirs de décision en ce qui concerne les actifs nécessaires pour entretenir, exploiter et développer les installations de stockage de gaz naturel. Il est également nécessaire d’accroître la transparence quant aux capacités de stockage offertes aux tiers, en obligeant les États membres à établir et à publier un cadre non discriminatoire et clair qui détermine le régime réglementaire approprié applicable aux installations de stockage de gaz naturel. Cette obligation ne devrait pas nécessiter de nouvelle décision sur des régimes d’accès mais plutôt améliorer la transparence en ce qui concerne le régime d’accès pour le stockage de gaz naturel. Les exigences de confidentialité pour les informations commercialement sensibles sont particulièrement importantes lorsqu’il s’agit de données stratégiques ou s’il n’y a qu’un seul utilisateur pour une installation de stockage de gaz naturel.

(111)

L’accès non discriminatoire au réseau de distribution détermine l’accès à la clientèle en aval, au niveau de la vente de détail. Le risque de discrimination en ce qui concerne l’accès des tiers et les investissements est toutefois moins grand au niveau de la distribution qu’à celui du transport, pour lequel la congestion et l’influence des structures de production sont généralement plus marquées qu’au niveau de la distribution. Pour instaurer l’égalité des conditions de concurrence au niveau de la vente de détail, un contrôle des activités des gestionnaires de réseau de distribution est nécessaire afin d’empêcher ces derniers de profiter de leur intégration verticale pour favoriser leur position concurrentielle sur le marché, notamment à l’égard des clients résidentiels et des petits clients non résidentiels.

(112)

Les États membres devraient adopter des mesures concrètes pour accompagner une utilisation accrue du biométhane durable, ou d’autres types de gaz, qu’il est techniquement possible d’injecter et de transporter en toute sécurité dans le système de gaz naturel, dont les producteurs devraient se voir garantir un accès non discriminatoire à ce système, à condition que cet accès soit en permanence compatible avec les règles techniques et les normes de sécurité applicables, et sauf disposition contraire de la présente directive.

(113)

Les producteurs de gaz renouvelable et de gaz bas carbone sont souvent raccordés au réseau de distribution. Pour faciliter l’utilisation de ces gaz et leur intégration au marché, il est essentiel que les producteurs obtiennent un accès sans entrave au marché de gros et aux points d’échange virtuels pertinents. Il convient de faciliter l’accès du gaz renouvelable et du gaz bas carbone au marché de gros en fournissant une définition d’un système entrée-sortie qui permette d’inclure les réseaux de distribution et, à terme, veille à ce que toutes les installations de production aient accès au marché indépendamment du fait qu’elles soient ou non raccordées au réseau de distribution ou de transport. En outre, le règlement (UE) 2024/1789 prévoit que les gestionnaires de réseau de distribution et les gestionnaires de réseau de transport coopèrent pour permettre l’inversion de flux, du réseau de distribution au réseau de transport, ou d’autres moyens destinés à faciliter l’intégration du gaz renouvelable et du gaz bas carbone sur le marché.

(114)

Pour ne pas imposer une charge administrative et financière disproportionnée aux petits gestionnaires de réseau de distribution, les États membres devraient pouvoir, le cas échéant, exempter les entreprises concernées des exigences légales de dissociation.

(115)

Lorsqu’il est fait usage d’un réseau fermé de distribution afin d’assurer l’efficacité optimale d’une fourniture intégrée d’énergie exigeant des normes opérationnelles spécifiques, ou bien que le propriétaire du réseau maintient un réseau fermé de distribution d’abord pour son propre usage, il devrait être possible d’exempter le gestionnaire de réseau de distribution d’obligations qui pourraient constituer une charge administrative injustifiée en raison de la nature particulière des relations entre le gestionnaire et les utilisateurs du réseau. Les sites industriels, commerciaux ou de partage de services, tels que gares ferroviaires, aéroports, hôpitaux, grands terrains de camping avec équipements intégrés, ou installations de l’industrie chimique, pourraient avoir des réseaux fermés de distribution en raison de la nature particulière de leurs opérations.

(116)

L’intégration de volumes croissants de gaz renouvelable et de gaz bas carbone dans le système de gaz naturel entraîne une modification de la qualité du gaz transporté et consommé dans l’Union. Afin d’assurer le fonctionnement efficace du système de gaz naturel, les gestionnaires de réseau de transport devraient être responsables de la gestion de la qualité du gaz dans leurs installations. Lorsque le gaz renouvelable et le gaz bas carbone sont injectés au niveau de la distribution et lorsque cela est nécessaire pour gérer leur incidence sur la qualité du gaz, les autorités de régulation peuvent charger les gestionnaires de réseau de distribution d’assurer la gestion efficace de la qualité du gaz dans leurs installations. Lorsqu’ils exécutent des tâches de gestion de la qualité du gaz, les gestionnaires de réseau de transport et de distribution devraient respecter les normes applicables en matière de qualité du gaz.

(117)

Pour garantir le bon fonctionnement du marché intérieur du gaz naturel, il convient que les autorités de régulation soient en mesure de prendre des décisions concernant tous les aspects réglementaires pertinents et qu’ils disposent d’une indépendance totale par rapport aux autres intérêts publics ou privés. Il convient que les dispositions relatives à l’autonomie de l’autorité de régulation en ce qui concerne la mise en œuvre du budget qui lui est alloué soient appliquées dans le cadre établi par la législation et la réglementation budgétaires nationales. Tout en contribuant par un système approprié de rotation à l’indépendance de l’autorité de régulation à l’égard de tout intérêt ou de toute ingérence économique ou politique, il convient que les États membres puissent tenir dûment compte de la disponibilité en ressources humaines et de la taille du conseil.

(118)

Pour garantir à tous les acteurs du marché, y compris les nouveaux entrants, un accès effectif au marché, il est nécessaire de mettre en place des mécanismes d’équilibrage non discriminatoires et qui reflètent les coûts. Ceci devrait être réalisé en mettant en place des mécanismes de marché transparents pour la fourniture et l’achat du gaz naturel qui sont nécessaires aux fins d’équilibrage. Les autorités de régulation devraient jouer un rôle actif pour veiller à ce que les prix d’équilibrage soient non discriminatoires et reflètent les coûts. En même temps, des incitations appropriées devraient être fournies pour équilibrer les entrées et les sorties de gaz et ne pas mettre le système en danger.

(119)

Les autorités de régulation devraient pouvoir fixer ou approuver les tarifs, ou les méthodes de calcul des tarifs, sur la base d’une proposition du gestionnaire de réseau de transport, du gestionnaire de réseau de distribution ou du gestionnaire de système de gaz naturel liquéfié, ou sur la base d’une proposition agréée par ces gestionnaires et les utilisateurs du réseau. Dans l’exécution de ces tâches, les autorités de régulation devraient veiller à ce que les tarifs de transport et de distribution soient non discriminatoires et reflètent les coûts, et devraient tenir compte des coûts de réseau marginaux évités à long terme grâce aux mesures de gestion de la demande.

(120)

Les autorités de régulation devraient promouvoir, en étroite coopération avec l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER), instituée par le règlement (UE) 2019/942, un marché intérieur de l’hydrogène ouvert, concurrentiel, sûr et durable sur le plan environnemental, avec des flux transfrontaliers sans entraves. Pour garantir le bon fonctionnement du marché intérieur de l’hydrogène, il est nécessaire que les autorités de régulation soient en mesure de prendre des décisions concernant tous les aspects réglementaires pertinents.

(121)

Les autorités de régulation devraient avoir le pouvoir de prendre des décisions contraignantes relativement à des entreprises de gaz naturel ou d’hydrogène et d’infliger des sanctions effectives, proportionnées et dissuasives à l’encontre de celles qui ne respectent pas les obligations qui leur incombent, ou de suggérer qu’une juridiction compétente leur inflige de telles sanctions. Il y a lieu de conférer également aux autorités de régulation le pouvoir d’arrêter, indépendamment de l’application des règles en matière de concurrence, des mesures propres à avantager les consommateurs en favorisant la concurrence effective nécessaire au bon fonctionnement des marchés intérieurs du gaz naturel et de l’hydrogène. La mise en place de programmes de cession de gaz constitue l’une des mesures envisageables qui peut être utilisée pour promouvoir une concurrence effective et assurer le bon fonctionnement du marché.

(122)

En outre, il y a lieu de conférer aux autorités de régulation le pouvoir de contribuer à assurer un service public de grande qualité, dans le respect de l’ouverture du marché et dans un souci de protection des clients vulnérables, et de garantir le plein effet des mesures de protection des consommateurs. Ces dispositions devraient être sans préjudice des pouvoirs de la Commission relatifs à l’application des règles de concurrence, notamment l’examen des concentrations à la dimension de l’Union, et des règles relatives au marché intérieur, telles que la libre circulation des capitaux. L’organisme indépendant auprès duquel une partie lésée par la décision d’une autorité de régulation peut exercer un recours pourrait être un tribunal ou une autre forme de juridiction habilité à procéder à un contrôle juridictionnel.

(123)

Toute harmonisation des pouvoirs des autorités de régulation devrait inclure les pouvoirs de prévoir des incitations pour les entreprises, et d’infliger des sanctions effectives, proportionnées et dissuasives à ces entreprises, ou de proposer qu’une juridiction compétente inflige de telles sanctions. De plus, les autorités de régulation devraient avoir le pouvoir d’exiger des entreprises les informations pertinentes, de mener des enquêtes appropriées et suffisantes et de régler les litiges.

(124)

Il convient que les autorités de régulation et l’ACER fournissent des informations relatives au marché de l’hydrogène afin de garantir la transparence, notamment en ce qui concerne des aspects tels que l’offre et la demande, les infrastructures de transport, la qualité du service, les échanges transfrontaliers, les investissements, les prix de gros et de détail, ainsi que la liquidité du marché.

(125)

Les gestionnaires de réseau de transport ont un rôle important à jouer pour veiller à la réalisation d’investissements présentant un bon rapport coût-efficacité dans les réseaux de gaz naturel et d’hydrogène. Aux fins d’une planification optimisée pour tous les vecteurs énergétiques et afin de combler le fossé entre les diverses approches aux échelles nationales et de l’Union en matière de planification des réseaux, des exigences supplémentaires devraient être introduites en faveur d’une planification cohérente. Afin de veiller à un déploiement rentable des infrastructures et d’éviter les actifs délaissés, il y a lieu de tenir compte, dans la planification des réseaux, des liens de plus en plus étroits qui unissent le gaz naturel, l’électricité, ainsi que l’hydrogène, et, le cas échéant, le chauffage urbain. Hormis les actifs de conversion de l’électricité en gaz naturel, les liens entre l’hydrogène et l’électricité peuvent également inclure les centrales à hydrogène. La planification des réseaux devrait être transparente et permettre la participation des parties prenantes concernées. À cette fin, les exploitants devraient être tenus de mener une vaste consultation des parties prenantes concernées. Le conseil scientifique consultatif européen sur le changement climatique institué en vertu du règlement (CE) no 401/2009 du Parlement européen et du Conseil (32) peut donner son avis sur les scénarios communs. Le plan de développement du réseau d’hydrogène devrait cibler l’utilisation de l’hydrogène dans les secteurs difficiles à décarboner lorsqu’il n’existe plus aucune solution de substitution plus efficace sur le plan énergétique et économique.

(126)

Par co-implantation, la production et la consommation d’hydrogène ont lieu au même endroit ou le plus près possible l’une de l’autre, assurant ainsi une qualité stable de l’hydrogène conforme à l’utilisation finale et réduisant au minimum les coûts et les incidences sur l’environnement ainsi que les fuites d’hydrogène liées au transport. Les gestionnaires de réseau d’hydrogène devraient coopérer avec les gestionnaires de réseau d’hydrogène voisins et raccordés afin que le raccordement soit le plus efficace possible.

(127)

Lors de l’élaboration d’un plan de développement du réseau, il est important que les gestionnaires d’infrastructures prennent en compte les principes de primauté de l’efficacité énergétique et de l’efficacité du système établis dans la recommandation de la Commission du 28 septembre 2021 intitulée «Le principe de primauté de l’efficacité énergétique: des principes à la pratique — Lignes directrices et exemples relatifs à sa mise en œuvre dans le cadre du processus décisionnel dans le secteur de l’énergie et au-delà», notamment les prévisions de consommation utilisées dans l’élaboration du scénario commun. Il convient de donner la priorité aux solutions du côté de la demande lorsqu’elles sont plus rentables que les investissements dans les infrastructures.

(128)

La stratégie pour l’intégration du système énergétique de l’UE souligne l’importance d’une planification et d’une exploitation coordonnées du système énergétique en vue d’atteindre les objectifs en matière de décarbonation. Il est dès lors nécessaire d’élaborer des plans de développement du réseau fondés sur un scénario commun et conçus sur une base intersectorielle. Tout en conservant la possibilité de définir des modèles de réseau sectoriels distincts et des chapitres distincts en cas de plan de développement du réseau commun, les gestionnaires d’infrastructures devraient œuvrer en faveur d’un degré d’intégration plus élevé en tenant compte des besoins du système au-delà des vecteurs énergétiques spécifiques.

(129)

Les plans de développement du réseau sont un élément important dans l’identification des lacunes en matière d’infrastructures et ils fournissent des informations sur les infrastructures qui doivent être construites ou qui peuvent être déclassées et qui sont susceptibles d’être utilisées à d’autres fins, telles que le transport d’hydrogène. Cela reste vrai quel que soit le modèle de dissociation choisi pour les gestionnaires de réseau.

(130)

La transmission, dans le plan de développement du réseau, d’informations sur les infrastructures pouvant être déclassées peut donner lieu à la fermeture permanente de ces infrastructures au moyen de l’abandon de celles-ci, de leur démantèlement ou de leur mise à disposition en vue d’une utilisation à d’autres fins, telles que le transport d’hydrogène. L’objectif d’une plus grande transparence en ce qui concerne les infrastructures tient compte du fait que la réaffectation est comparativement moins chère que la construction et devrait dès lors permettre une transition efficace au regard des coûts.

(131)

Dans les États membres où un réseau de distribution d’hydrogène doit être mis en place, la mise au point d’infrastructures d’hydrogène devrait se fonder sur une projection prévisionnelle réaliste de la demande, y compris les besoins potentiels du réseau électrique et des secteurs difficiles à décarboner. Si les États membres décident d’autoriser des termes tarifaires spécifiques en tant que moyen de cofinancer les nouvelles infrastructures d’hydrogène, le plan devrait pouvoir servir de base aux autorités de régulation aux fins de l’évaluation de ces termes tarifaires. Il convient que le plan soit présenté tous les quatre ans. Les plans présentés avant le 31 décembre 2032 devraient être présentés à l’autorité de régulation ou à une autre autorité compétente. Les plans présentés après cette date ne devraient être présentés qu’à l’autorité de régulation.

(132)

Les informations figurant dans le plan de développement du réseau devraient permettre de prévoir les effets sur les tarifs de la planification, du déclassement ou de la réaffectation de la base d’actifs régulés.

(133)

Les États membres devraient être autorisés à établir un plan de développement du réseau à l’échelon régional incluant plus d’un État membre, dans la perspective de l’intégration des marchés régionaux du gaz naturel sur une base volontaire, plutôt que de fournir un plan de développement du réseau à l’échelon purement national.

(134)

Le rôle du gaz naturel diminuera progressivement à l’avenir, contrairement à celui de l’électricité, ce qui aura également un effet sur la demande en investissements dans les infrastructures. Le plan de développement du réseau doit donc permettre de trouver le point d’équilibre entre le souci de compétitivité et celui de ne pas délaisser d’actifs.

(135)

Les États membres devraient pouvoir choisir de fermer et d’adapter de manière stratégique une partie de leur réseau de distribution afin de cesser progressivement la fourniture de gaz naturel aux clients résidentiels pour assurer la transition vers un système durable et efficace.

(136)

Les États membres devraient exiger des gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène qu’ils présentent l’infrastructure de réseau d’hydrogène qu’ils entendent mettre au point et réaffecter dans les plans de réseau de distribution d’hydrogène. Les gestionnaires de réseau de distribution de gaz naturel devraient être tenus de mettre au point des plans de déclassement du réseau lorsqu’une réduction de la demande de gaz naturel est attendue et nécessite le déclassement de réseaux de distribution du gaz naturel ou de parties de ces réseaux. Les gestionnaires de réseau de distribution de gaz naturel et les gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène peuvent être autorisés à mettre au point des plans communs s’ils exercent leurs activités dans la même région et si des parties du réseau doivent être réaffectées. Il convient que ces plans soient conformes aux plans de développement du réseau sur dix ans. Les plans de développement du réseau de distribution et les plans de déclassement du gaz naturel devraient promouvoir l’efficacité énergétique et l’intégration du système énergétique en tenant compte des plans locaux en matière de chaleur et de froid. Ces plans devraient contribuer à la réalisation des objectifs de l’Union en matière d’énergie et de climat et être fondés sur des hypothèses raisonnables concernant la demande et la production de gaz naturel et d’hydrogène. Lors de l’élaboration du plan, les gestionnaires devraient être tenus de mener un processus de consultation associant les parties prenantes concernées et de rendre les projets de plans accessibles au public. Les États membres devraient veiller à ce que les autorités de régulation fournissent des orientations lorsque certaines parties du réseau de distribution pourraient nécessiter un déclassement, en particulier avant la fin de leur durée d’amortissement initialement prévue.

(137)

Le cadre régissant le calcul des coûts et frais de raccordement et leur facturation aux producteurs de biométhane joue un rôle important pour ce qui est de permettre l’intégration du biométhane durable dans les réseaux de gaz naturel de l’Union. Les États membres devraient prévoir un cadre réglementaire visant à faciliter le raccordement efficace des installations de production de biométhane aux réseaux de transport ou de distribution. Lorsqu’elles fixent ou approuvent les tarifs ou les méthodes à utiliser par les gestionnaires de réseau de transport et de distribution, les autorités de régulation, sans préjudice de leur indépendance dans la réalisation de ces tâches, devraient conserver la possibilité de tenir compte des coûts supportés et des investissements réalisés par ces gestionnaires de réseau.

(138)

Il est nécessaire de progresser dans l’interconnexion des marchés de l’hydrogène dans l’Union et de ce fait de faciliter les investissements dans les infrastructures transfrontalières destinées à l’hydrogène.

(139)

Compte tenu de la nécessité d’augmenter la confiance dans le marché, la liquidité de ce dernier et le nombre d’acteurs du marché, la surveillance réglementaire des entreprises actives dans la fourniture de gaz naturel devrait être renforcée. Ces exigences devraient être sans préjudice du droit de l’Union existant concernant les marchés financiers, et compatibles avec celui-ci. Les autorités de régulation et les régulateurs des marchés financiers devraient coopérer afin de s’aider mutuellement à avoir une vue d’ensemble des marchés concernés. Les États membres devraient pouvoir définir la solidité financière des entreprises de fourniture de gaz naturel comme critère d’octroi d’une autorisation pour la vente, ainsi que la revente, de gaz naturel. Un tel critère devrait être entièrement transparent et non discriminatoire.

(140)

Le gaz naturel est principalement, et de plus en plus, importé dans l’Union en provenance de pays tiers. Il est souhaitable que le droit de l’Union tienne compte des caractéristiques du marché du gaz naturel, telles que certaines rigidités structurelles découlant de la concentration des fournisseurs, des contrats à long terme ou l’absence de liquidité en aval. C’est pourquoi il faut davantage de transparence, y compris en ce qui concerne la formation des prix.

(141)

Avant l’adoption, par la Commission, de lignes directrices définissant plus en détail les exigences en matière de conservation des données, l’ACER et l’Autorité européenne des marchés financiers (AEMF) instituée par le règlement (UE) no 1095/2010 du Parlement européen et du Conseil (33) devraient se concerter et conseiller la Commission sur leur teneur. L’ACER et l’AEMF devraient également coopérer afin de déterminer s’il y a lieu de soumettre les transactions effectuées dans le cadre de contrats de fourniture de gaz et des instruments dérivés sur le gaz naturel à des obligations de transparence préalables ou postérieures aux échanges, de donner leur avis sur ce point, et, dans l’affirmative, d’étudier la teneur de ces obligations.

(142)

Les États membres ou, lorsque les États membres l’ont prévu ainsi, les autorités de régulation devraient encourager le développement de contrats de fourniture interruptible.

(143)

Les États membres devraient veiller, en tenant compte des exigences de qualité nécessaires, à garantir l’accès non discriminatoire du biométhane ou d’autres types de gaz au système de gaz naturel, à condition que cet accès soit compatible en permanence avec les règles techniques et les normes de sécurité applicables. Ces règles et normes devraient garantir qu’il est techniquement possible d’injecter du biométhane ou d’autres types de gaz et de les transporter en toute sécurité dans le système de gaz naturel et devraient également prendre en considération leurs caractéristiques chimiques.

(144)

Les contrats à long terme sont un élément important de l’approvisionnement en gaz naturel des États membres. Toutefois, ils ne devraient pas constituer un obstacle à l’entrée du gaz renouvelable et du gaz bas carbone; c’est pourquoi la durée des contrats de fourniture de gaz fossiles sans dispositif d’atténuation ne devrait pas dépasser le 31 décembre 2049. Il convient que les contrats de ce type soient toujours conformes aux objectifs de la présente directive et qu’ils soient compatibles avec le traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, y compris les règles de concurrence. Il est nécessaire de tenir compte des contrats à long terme dans la planification de la capacité d’approvisionnement et de transport des entreprises. Bien que le gaz fossile sans dispositif d’atténuation continue de jouer un rôle important, son intérêt pour ce qui est d’assurer l’approvisionnement énergétique de l’Union diminuera progressivement. Les États membres devraient veiller à s’affranchir progressivement du gaz fossile, en tenant compte de l’existence de solutions de substitution. Lorsque leurs plans nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat le prévoient, les États membres devraient pouvoir fixer une date butoir pour les contrats à long terme portant sur du gaz fossile sans dispositif d’atténuation qui soit antérieure au 31 décembre 2049.

(145)

Afin de maintenir le service public à un niveau élevé dans l’Union, il convient que les États membres communiquent régulièrement à la Commission toutes les mesures qu’ils ont prises pour atteindre les objectifs de la présente directive. La Commission devrait publier régulièrement un rapport qui analyse les mesures prises au niveau national pour atteindre les objectifs de service public et qui compare leur efficacité relative, afin de formuler des recommandations sur les mesures à prendre au niveau national pour atteindre un niveau élevé de service public.

(146)

Le respect des obligations de service public est un élément essentiel de la présente directive, et il est important que des normes minimales communes, respectées par tous les États membres, soient fixées dans la présente directive, en prenant en compte les objectifs de la protection des consommateurs, de la lutte contre la précarité énergétique, de la surveillance des prix, de la sécurité de l’approvisionnement, de la protection de l’environnement et de l’égalité des niveaux de concurrence dans tous les États membres. Il est important que les exigences relatives au service public puissent être interprétées sur une base nationale, compte tenu des conditions nationales et sous réserve du respect du droit de l’Union.

(147)

Il convient que les mesures mises en œuvre par les États membres pour atteindre les objectifs en matière de cohésion économique et sociale puissent inclure notamment des incitations économiques adéquates, en ayant recours, le cas échéant, à tous les instruments de l’Union et tous les instruments nationaux existants. Il convient que ces instruments puissent comprendre des régimes de responsabilité en vue de garantir les investissements nécessaires.

(148)

Dans la mesure où les mesures prises par les États membres pour remplir les obligations de service public constituent des aides d’État au titre de l’article 107, paragraphe 1, du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, les États membres sont tenus de les notifier à la Commission en vertu de l’article 108, paragraphe 3, du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne.

(149)

Les prix du marché devraient donner de bonnes incitations pour le développement du réseau.

(150)

Certains États membres, pour des raisons liées à l’histoire ou au degré de maturité de leurs marchés du gaz naturel, devraient avoir la possibilité de déroger à certaines règles particulières fixées dans la présente directive afin d’éviter des pénalisations injustifiées et de favoriser un développement efficace des marchés du gaz naturel dans ces États membres. Cela s’applique en particulier au Luxembourg, en raison des caractéristiques particulières de son marché, et à tous les États membres qui ne sont pas encore raccordés au système interconnecté d’un autre État membre ou qui n’ont pas encore reçu la première fourniture commerciale de leur premier contrat de fourniture de gaz naturel à long terme. Afin d’assurer une application uniforme du droit de l’Union, les dérogations pour les États membres qui ne sont pas encore raccordés au système interconnecté d’un autre État membre ou qui n’ont pas encore reçu la première fourniture commerciale de leur premier contrat de fourniture de gaz naturel à long terme devraient être temporaires et ne s’appliquer que jusqu’à ce que ces États membres soient en mesure de satisfaire à des normes plus élevées en matière d’ouverture du marché et d’interconnexion avec le système de gaz naturel intégré de l’Union. Lorsqu’une telle dérogation s’applique, elle devrait également couvrir toute disposition de la présente directive qui est accessoire à l’une des dispositions pour lesquelles une dérogation a été accordée ou qui exige l’application préalable de celle-ci.

(151)

Il devrait être de la plus haute importance pour les États membres de promouvoir une concurrence équitable et un accès aisé à différents fournisseurs, afin de permettre aux consommateurs de profiter pleinement des opportunités d’un marché intérieur du gaz naturel libéralisé.

(152)

Dans l’optique de la création d’un marché intérieur du gaz naturel, il convient que les États membres favorisent l’intégration de leurs marchés nationaux et la coopération des gestionnaires de réseau à l’échelon régional et de l’Union, en incorporant aussi les systèmes isolés qui forment les «îlots gaziers» subsistant dans l’Union.

(153)

L’intégration des marchés régionaux sur une base volontaire, en particulier les fusions de marchés, peut apporter de nombreux avantages, selon les spécificités des marchés. L’intégration des marchés peut être l’occasion d’utiliser au mieux les infrastructures à condition qu’elle n’ait pas d’incidences négatives sur les marchés voisins, telles que l’augmentation des tarifs transfrontaliers. Elle constitue également une chance de renforcer la concurrence, la liquidité et les échanges au profit des consommateurs finals dans la région, en attirant des fournisseurs qui, à défaut, ne se seraient pas manifestés en raison de la petitesse du marché. L’intégration des marchés permet également la création de zones plus grandes ayant accès à davantage de sources d’approvisionnement. Une telle diversification pourrait avoir un effet sur les prix des marchés de gros, grâce à une concurrence accrue entre les sources, mais aussi améliorer la sécurité de l’approvisionnement s’il ne subsiste aucune congestion interne dans la zone créée à la suite de la fusion. L’intégration des marchés pourrait constituer une base favorisant la transformation du marché du gaz naturel, notamment le déploiement du gaz renouvelable et du gaz bas carbone. Les États membres, les autorités de régulation et les gestionnaires de réseau de transport devraient coopérer en vue de faciliter l’intégration régionale.

(154)

Le développement d’un véritable marché intérieur du gaz naturel, grâce à un réseau raccordé dans toute l’Union, devrait être l’un des objectifs principaux de la présente directive et traiter les aspects réglementaires ayant trait aux interconnexions transfrontalières et aux marchés régionaux devraient dès lors constituer une des principales missions des autorités de régulation, le cas échéant en étroite coopération avec l’ACER.

(155)

L’un des principaux objectifs de la présente directive devrait également être d’assurer des règles communes pour un véritable marché intérieur et une large offre de gaz naturel. À cette fin, des prix du marché non faussés seraient une incitation aux échanges transfrontaliers tout en aboutissant à la convergence des prix.

(156)

Les autorités de régulation devraient également fournir des informations sur le marché pour permettre à la Commission de remplir sa fonction d’observation et de surveillance du marché intérieur du gaz naturel et de son évolution à court, moyen et long terme, notamment en ce qui concerne l’offre et la demande, les infrastructures de transport et de distribution, la qualité du service, les échanges transfrontaliers, la gestion de la congestion, les investissements, les prix de gros et de détail, la liquidité du marché, ainsi que les améliorations en matière de protection de l’environnement et d’efficacité. Les autorités de régulation devraient signaler aux autorités nationales de concurrence et à la Commission les États membres dans lesquels les prix entravent la concurrence et le bon fonctionnement du marché.

(157)

Étant donné que l’objectif de la présente directive, à savoir la création de marchés intérieurs du gaz naturel et de l’hydrogène pleinement opérationnels, ne peut pas être atteint de manière suffisante par les États membres mais peut l’être mieux réalisé au niveau de l’Union, celle-ci peut prendre des mesures conformément au principe de subsidiarité consacré à l’article 5 du traité sur l’Union européenne. Conformément au principe de proportionnalité énoncé audit article, la présente directive n’excède pas ce qui est nécessaire pour atteindre cet objectif.

(158)

Conformément au règlement (UE) 2024/1789, la Commission peut adopter des lignes directrices ou des codes de réseau pour assurer le degré d’harmonisation nécessaire. Ces lignes directrices ou ces codes de réseau, qui sont des règles contraignantes adoptées sous la forme de règlements d’exécution de la Commission, constituent, également en ce qui concerne certaines dispositions de la présente directive, un instrument utile susceptible d’être adapté rapidement le cas échéant.

(159)

Il convient en particulier d’habiliter la Commission à adopter des lignes directrices visant à assurer le degré d’harmonisation minimal requis pour atteindre l’objectif de la présente directive.

(160)

Conformément à la déclaration politique commune des États membres et de la Commission du 28 septembre 2011 sur les documents explicatifs, les États membres se sont engagés à joindre à la notification de leurs mesures de transposition, dans les cas où cela se justifie, un ou plusieurs documents expliquant le lien entre les éléments d’une directive et les parties correspondantes des instruments nationaux de transposition. En ce qui concerne la présente directive, le législateur estime que la transmission de ces documents est justifiée, notamment à la suite de l’arrêt rendu par la Cour de justice de l’Union européenne dans l’affaire C-543/17 (34).

(161)

La présente directive respecte les droits fondamentaux et observe les principes reconnus notamment par la Charte des droits fondamentaux de l’Union européenne (ci-après dénommée «Charte»). Par conséquent, il convient d’interpréter et d’appliquer la présente directive conformément à ces droits et principes, en particulier le droit à la protection des données à caractère personnel garanti par l’article 8 de la Charte. Il est essentiel que tout traitement de données à caractère personnel au titre de la présente directive respecte le règlement (UE) 2016/679 du Parlement européen et du Conseil (35).

(162)

Afin de modifier les éléments non essentiels de la présente directive ou de compléter celle-ci au regard de certains domaines spécifiques qui sont fondamentaux pour la réalisation des objectifs de la présente directive, il convient de déléguer à la Commission le pouvoir d’adopter des actes conformément à l’article 290 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne en ce qui concerne la fourniture de lignes directrices sur les critères minimaux visant à garantir l’indépendance du propriétaire de réseau de transport ou de réseau de transport d’hydrogène et du gestionnaire de système de stockage de gaz naturel ou du gestionnaire de stockage d’hydrogène, de lignes directrices détaillant la procédure concernant la certification d’un gestionnaire de réseau de transport ou d’un gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène, de lignes directrices sur l’étendue des devoirs de coopération des autorités de régulation entre elles et avec l’ACER, de lignes directrices détaillant la procédure concernant la conformité d’une décision adoptée par une autorité de régulation avec les codes de réseau et les lignes directrices adoptés en vertu de la présente directive et du règlement (UE) 2024/1789 et de lignes directrices définissant les méthodes et les modalités à appliquer pour la conservation d’informations, ainsi que la forme et le contenu des données relatives aux transactions portant sur des contrats de fourniture de gaz naturel et d’hydrogène et des instruments dérivés sur le gaz naturel et l’hydrogène fournis par des entreprises d’approvisionnement. Il importe particulièrement que la Commission procède aux consultations appropriées durant son travail préparatoire, y compris au niveau des experts, et que ces consultations soient menées conformément aux principes définis dans l’accord interinstitutionnel du 13 avril 2016«Mieux légiférer» (36). En particulier, pour assurer leur égale participation à la préparation des actes délégués, le Parlement européen et le Conseil reçoivent tous les documents au même moment que les experts des États membres, et leurs experts ont systématiquement accès aux réunions des groupes d’experts de la Commission traitant de la préparation des actes délégués.

(163)

Afin d’assurer des conditions uniformes d’exécution de la présente directive, il convient de conférer des compétences d’exécution à la Commission en vue de définir les exigences d’interopérabilité et des procédures non discriminatoires et transparentes pour l’accès aux données. Ces compétences devraient être exercées en conformité avec le règlement (UE) no 182/2011.

(164)

Aux fins d’une mise en œuvre efficace et sans heurts de la présente directive, la Commission devrait apporter un appui aux États membres par l’intermédiaire de l’instrument d’appui technique établi par le règlement (UE) 2021/240 du Parlement européen et du Conseil (37) et en leur fournissant une expertise technique sur mesure pour la conception et l’exécution des réformes, notamment celles qui promeuvent des marchés intérieurs du gaz naturel et de l’hydrogène compétitifs, qui permettent l’intégration du gaz renouvelable et du gaz bas carbone, et qui favorisent la coopération et la coordination entre gestionnaires de réseau de transport et de distribution. L’appui technique suppose, notamment, le renforcement des capacités administratives, l’harmonisation des cadres législatifs et le partage des meilleures pratiques pertinentes.

(165)

La directive 2009/73/CE devrait par conséquent être abrogée et l’obligation de transposer la présente directive en droit national doit être limitée aux dispositions qui constituent une modification de fond par rapport à la directive 2009/73/CE. L’obligation de transposer les dispositions inchangées résulte de ladite directive.

(166)

La présente directive ne doit pas porter atteinte aux obligations des États membres concernant les délais de transposition en droit interne et les dates d’application des directives indiqués à partie B de l’annexe III de la présente directive,

ONT ADOPTÉ LA PRÉSENTE DIRECTIVE:

CHAPITRE I

OBJET, CHAMP D’APPLICATION ET DÉFINITIONS

Article premier

Objet et champ d’application

1.   La présente directive établit un cadre commun pour la décarbonation des marchés du gaz naturel et de l’hydrogène, afin de contribuer à la réalisation des objectifs de l’Union en matière de climat et d’énergie.

2.   La présente directive établit des règles communes concernant le transport, la distribution, la fourniture et le stockage de gaz naturel au moyen du système de gaz naturel, ainsi que des dispositions en matière de protection des consommateurs, en vue de créer un marché intégré, compétitif et transparent pour le gaz naturel dans l’Union. Elle définit les modalités d’organisation et de fonctionnement de ce secteur, l’accès au marché, les critères et les procédures applicables en ce qui concerne l’octroi d’autorisations pour le transport, la distribution, la fourniture et le stockage de gaz naturel au moyen du système de gaz naturel ainsi que pour l’exploitation de ce système.

3.   La présente directive établit des règles communes pour le transport, la fourniture et le stockage du gaz naturel ainsi que pour la transition du système de gaz naturel vers un système intégré à haute efficacité fondé sur le gaz renouvelable et le gaz bas carbone.

4.   La présente directive établit des règles communes pour le transport, la fourniture et le stockage de l’hydrogène au moyen du système d’hydrogène. Elle définit les modalités d’organisation et de fonctionnement de ce secteur, l’accès au marché, les critères et les procédures applicables en ce qui concerne l’octroi d’autorisations pour les réseaux, la fourniture et le stockage de l’hydrogène ainsi que l’exploitation de ce système.

5.   La présente directive établit des règles aux fins de la mise en place progressive d’un système d’hydrogène interconnecté à l’échelle de l’Union qui contribue à la flexibilité à long terme du système d’électricité et à la réduction des émissions nettes de gaz à effet de serre dans les secteurs difficiles à décarboner, en tenant compte du potentiel de réduction des gaz à effet de serre ainsi que des aspects d’efficacité énergétique et économique liés à d’autres solutions, favorisant de ce fait la décarbonation du système énergétique de l’Union.

Article 2

Définitions

Aux fins de la présente directive, on entend par:

1)

«gaz naturel»: le gaz constitué principalement de méthane, y compris le biométhane, ou d’autres types de gaz, qu’il est techniquement possible d’injecter et de transporter en toute sécurité dans le système de gaz naturel;

2)

«gaz renouvelable»: le biogaz tel qu’il est défini à l’article 2, point 28), de la directive (UE) 2018/2001, y compris le biogaz qui a été valorisé en biométhane, ainsi que les carburants renouvelables d’origine non biologique tels qu’ils sont définis à l’article 2, point 36), de ladite directive;

3)

«système de gaz naturel»: un système d’infrastructures, notamment des conduites, des terminaux de gaz naturel liquéfié (GNL) et des installations de stockage de gaz naturel, destiné au transport de gaz naturel;

4)

«système d’hydrogène»: un système d’infrastructures, notamment des réseaux d’hydrogène, du stockage d’hydrogène et des terminaux d’hydrogène, qui contient de l’hydrogène de haute pureté;

5)

«installation de stockage d’hydrogène»: une installation utilisée pour le stockage de l’hydrogène de haute pureté:

a)

y compris la partie d’un terminal d’hydrogène utilisée pour le stockage, mais à l’exclusion de la partie utilisée pour des activités de production et des installations exclusivement réservées aux gestionnaires de réseau d’hydrogène dans l’accomplissement de leurs tâches;

b)

y compris les grandes installations de stockage d’hydrogène, notamment souterraines, mais à l’exclusion des installations de stockage d’hydrogène plus petites qui sont facilement reproductibles;

6)

«gestionnaire de stockage d’hydrogène»: une personne physique ou morale qui effectue le stockage de l’hydrogène et est responsable de l’exploitation d’une installation de stockage d’hydrogène;

7)

«stockage en conduite d’hydrogène»: le stockage de l’hydrogène de haute pureté par compression dans les réseaux d’hydrogène, à l’exclusion des installations réservées aux gestionnaires de réseau d’hydrogène dans l’accomplissement de leurs tâches;

8)

«terminal d’hydrogène»: une installation utilisée pour le déchargement et la transformation de l’hydrogène liquide ou de l’ammoniac liquide en hydrogène gazeux en vue de l’injection de ce dernier dans le réseau d’hydrogène ou le système de gaz naturel ou la liquéfaction de l’hydrogène gazeux et son chargement, y compris les services auxiliaires et le stockage temporaire nécessaires au processus de transformation et à l’injection subséquente dans le réseau d’hydrogène, à l’exclusion de toute partie du terminal d’hydrogène utilisée à des fins de stockage;

9)

«gestionnaire de terminal d’hydrogène»: une personne physique ou morale qui effectue le déchargement et la transformation de l’hydrogène liquide ou de l’ammoniac liquide en hydrogène gazeux en vue de l’injection de ce dernier dans le réseau d’hydrogène ou le système de gaz naturel ou la liquéfaction de l’hydrogène gazeux et son chargement, et est responsable de l’exploitation d’un terminal d’hydrogène;

10)

«qualité de l’hydrogène»: la pureté de l’hydrogène et les contaminants répondant aux normes de qualité de l’hydrogène applicables pour le système d’hydrogène;

11)

«hydrogène bas carbone»: l’hydrogène dont la teneur énergétique provient de sources non renouvelables et qui respecte le niveau de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 70 % par rapport au combustible fossile de référence pour les carburants renouvelables d’origine non biologique énoncé dans la méthode d’évaluation des réductions d’émissions de gaz à effet de serre résultant des carburants renouvelables d’origine non biologique et des carburants à base de carbone recyclé, adoptée en vertu de l’article 29 bis, paragraphe 3, de la directive (UE) 2018/2001;

12)

«gaz bas carbone»: la part de carburants gazeux présente dans les carburants à base de carbone recyclé, tels qu’ils sont définis à l’article 2, point 35), de la directive (UE) 2018/2001, dans l’hydrogène bas carbone et dans les carburants gazeux synthétiques dont la teneur énergétique est issue de l’hydrogène bas carbone, qui respectent le niveau de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 70 % par rapport au combustible fossile de référence pour les carburants renouvelables d’origine non biologique énoncé dans la méthode adoptée en vertu de l’article 29 bis, paragraphe 3, de la directive (UE) 2018/2001;

13)

«carburants bas carbone»: les carburants à base de carbone recyclé, tels qu’ils sont définis à l’article 2, point 35), de la directive (UE) 2018/2001, l’hydrogène bas carbone et les carburants gazeux synthétiques dont la teneur énergétique est issue de l’hydrogène bas carbone, qui respectent le niveau de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 70 % par rapport au combustible fossile de référence pour les carburants renouvelables d’origine non biologique énoncé dans la méthode adoptée en vertu de l’article 29 bis, paragraphe 3, de la directive (UE) 2018/2001;

14)

«entreprise d’hydrogène»: une personne physique ou morale qui remplit au moins une des fonctions suivantes: la production, le transport, la fourniture, l’achat ou le stockage d’hydrogène ou l’exploitation d’un terminal d’hydrogène, et qui assure les missions commerciales, techniques ou de maintenance liées à ces fonctions, à l’exclusion des clients finals;

15)

«entreprise de gaz naturel»: une personne physique ou morale qui effectue la production, le transport, la distribution, la fourniture, l’achat ou le stockage de gaz naturel, y compris le GNL, et qui assure les missions commerciales, techniques ou de maintenance liées à ces fonctions, à l’exclusion des clients finals;

16)

«réseau de conduites en amont»: toute conduite ou réseau de conduites exploité ou construit dans le cadre d’un projet de production de pétrole ou de gaz naturel, ou utilisé pour transporter du gaz naturel d’un ou de plusieurs sites de production de ce type vers une usine ou un terminal de traitement ou un terminal d’atterrage final;

17)

«transport»: le transport de gaz naturel via un réseau principalement constitué de conduites à haute pression, autre qu’un réseau de conduites en amont et autre que la partie des conduites à haute pression utilisée principalement pour la distribution du gaz naturel au niveau local, en vue de son acheminement à des clients, à l’exclusion de la fourniture;

18)

«gestionnaire de réseau de transport»: une personne physique ou morale qui effectue le transport et est responsable de l’exploitation, de la maintenance et, si nécessaire, du développement du réseau de transport dans une zone donnée et, le cas échéant, de ses interconnexions avec d’autres systèmes, et est chargée de garantir la capacité à long terme du réseau à satisfaire à une demande raisonnable de transport de gaz naturel;

19)

«distribution»: le transport de gaz naturel par l’intermédiaire de réseaux locaux ou régionaux de conduites en vue de son acheminement à des clients, à l’exclusion de la fourniture;

20)

«gestionnaire de réseau de distribution»: une personne physique ou morale qui effectue la distribution du gaz naturel et est responsable de l’exploitation, de la maintenance et, si nécessaire, du développement du réseau de distribution dans une zone donnée et, le cas échéant, de ses interconnexions avec d’autres systèmes, et est chargée de garantir la capacité à long terme du réseau à satisfaire à une demande raisonnable de distribution de gaz naturel;

21)

«réseau d’hydrogène»: un réseau de conduites terrestres et maritimes utilisées pour transporter de l’hydrogène de haute pureté en vue de son acheminement à des clients, à l’exclusion de la fourniture même;

22)

«transport d’hydrogène»: le transport ou la distribution d’hydrogène par l’intermédiaire d’un réseau d’hydrogène en vue de son acheminement à des clients, à l’exclusion de la fourniture;

23)

«réseau de transport d’hydrogène»: un réseau de conduites destinées au transport d’hydrogène de haute pureté, en particulier un réseau qui comprend des interconnexions d’hydrogène ou qui est directement raccordé à un stockage d’hydrogène, à des terminaux d’hydrogène ou à deux ou plusieurs interconnexions d’hydrogène, ou qui a pour but principal de transporter l’hydrogène vers d’autres réseaux d’hydrogène, un stockage d’hydrogène ou des terminaux d’hydrogène, sans exclure la possibilité que ces réseaux aient pour but d’approvisionner les clients directement raccordés;

24)

«réseau de distribution d’hydrogène»: un réseau de conduites destinées au transport local ou régional d’hydrogène de haute pureté, qui a pour but principal d’approvisionner les clients directement raccordés et qui n’inclut pas les interconnexions d’hydrogène, et qui n’est pas directement raccordé à des installations de stockage d’hydrogène ou à des terminaux d’hydrogène, sauf si le réseau en question était un réseau de distribution de gaz naturel au 4 août 2024 et qu’il a été partiellement ou totalement réaffecté au transport d’hydrogène, ni à deux ou plusieurs interconnexions d’hydrogène;

25)

«gestionnaire de réseau d’hydrogène»: une personne physique ou morale qui effectue le transport d’hydrogène, est responsable de l’exploitation, de la maintenance et, si nécessaire, du développement du réseau d’hydrogène dans une zone donnée et, le cas échéant, de ses interconnexions avec d’autres réseaux d’hydrogène, et est chargée de garantir la capacité à long terme du système à satisfaire à des demandes raisonnables de transport d’hydrogène;

26)

«gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène»: une personne physique ou morale qui est responsable de l’exploitation, de la maintenance et, si nécessaire, du développement d’un réseau de transport d’hydrogène dans une zone donnée et, le cas échéant, de ses interconnexions avec d’autres réseaux d’hydrogène, et est chargée de garantir la capacité à long terme du réseau à satisfaire à des demandes raisonnables de transport d’hydrogène;

27)

«gestionnaire de réseau de distribution d’hydrogène»: une personne physique ou morale qui est responsable de l’exploitation, de la maintenance et, si nécessaire, du développement d’un réseau de distribution d’hydrogène dans une zone donnée et, le cas échéant, de ses interconnexions avec d’autres réseaux d’hydrogène, et est chargée de garantir la capacité à long terme du réseau à satisfaire à des demandes raisonnables de transport d’hydrogène;

28)

«fourniture»: la vente, y compris la revente, à des clients de gaz naturel, y compris de GNL, ou d’hydrogène, y compris sous la forme de vecteurs d’hydrogène organique liquide ou d’hydrogène liquide et de dérivés d’hydrogène tels que l’ammoniac ou le méthanol;

29)

«entreprise de fourniture»: toute personne physique ou morale qui effectue la fourniture;

30)

«fournisseur de dernier recours»: un fournisseur désigné pour assurer la fourniture de gaz naturel aux clients d’un fournisseur qui a cessé ses activités;

31)

«installation de stockage de gaz naturel»: une installation utilisée pour le stockage de gaz naturel, et détenue ou exploitée par une entreprise de gaz naturel, y compris la partie des installations de GNL utilisées pour le stockage de gaz naturel, à l’exclusion de la partie utilisée pour des activités de production ainsi que des installations exclusivement réservées aux gestionnaires de réseau de transport dans l’accomplissement de leurs tâches;

32)

«gestionnaire de système de stockage de gaz naturel»: une personne physique ou morale qui effectue le stockage du gaz naturel et est responsable de l’exploitation d’une installation de stockage de gaz naturel;

33)

«installation de GNL»: un terminal utilisé pour la liquéfaction du gaz naturel ou l’importation, le déchargement et la regazéification du GNL, y compris les services auxiliaires et le stockage temporaire nécessaires pour le processus de regazéification du GNL et sa livraison ultérieure au réseau de transport, à l’exclusion de toute partie de terminaux de GNL utilisée pour le stockage;

34)

«gestionnaire de système de GNL»: toute personne physique ou morale qui effectue la liquéfaction du gaz naturel ou l’importation, le déchargement et la regazéification du GNL, et qui est responsable de l’exploitation d’une installation de GNL;

35)

«système»: tout réseau de transport, tout réseau de distribution, toute installation de GNL ou toute installation de stockage de gaz naturel détenu ou exploité par une entreprise de gaz naturel, y compris le stockage en conduite et ses installations fournissant des services auxiliaires et les installations des entreprises liées nécessaires pour donner accès au transport, à la distribution et au GNL;

36)

«services auxiliaires»: tous les services nécessaires à l’accès à un réseau de transport, à un réseau de distribution, à une installation de GNL, ou à une installation de stockage de gaz naturel, et à leur exploitation, y compris les dispositifs d’équilibrage des charges, de mélanges et d’injection de gaz inertes, à l’exclusion des installations réservées exclusivement aux gestionnaires de réseau de transport dans l’accomplissement de leurs tâches;

37)

«stockage en conduite de gaz naturel»: le stockage du gaz naturel par compression dans les réseaux de transport et de distribution, à l’exclusion des installations réservées aux gestionnaires de réseau de transport dans l’accomplissement de leurs tâches;

38)

«système interconnecté»: un certain nombre de systèmes reliés entre eux;

39)

«interconnexion»: une conduite de transport qui traverse ou franchit la frontière entre des États membres afin de relier le réseau de transport national de ces États membres ou une conduite de transport entre un État membre et un pays tiers jusqu’au territoire des États membres ou jusqu’à la mer territoriale dudit État membre;

40)

«interconnexion d’hydrogène»: un réseau d’hydrogène qui traverse ou franchit la frontière entre des États membres afin de relier les réseaux d’hydrogène nationaux de ces États membres, ou un réseau d’hydrogène entre un État membre et un pays tiers jusqu’au territoire des États membres ou la mer territoriale dudit État membre;

41)

«conduite directe»: une conduite de gaz naturel, complémentaire au système interconnecté;

42)

«entreprise intégrée de gaz naturel»: une entreprise verticalement ou horizontalement intégrée;

43)

«entreprise verticalement intégrée»: une entreprise de gaz naturel ou un groupe d’entreprises de gaz naturel ou une entreprise d’hydrogène ou un groupe d’entreprises d’hydrogène qui confie directement ou indirectement à la même personne ou aux mêmes personnes l’exercice du contrôle et qui assure au moins une des fonctions suivantes: transport, distribution, transport d’hydrogène, exploitation de terminaux d’hydrogène, stockage de GNL ou de gaz naturel ou d’hydrogène, et au moins une des fonctions suivantes: production ou fourniture de gaz naturel ou d’hydrogène;

44)

«entreprise horizontalement intégrée»: une entreprise qui remplit au moins une des fonctions suivantes: production, transport, distribution, fourniture ou stockage de gaz naturel, ainsi qu’une activité en dehors du secteur du gaz naturel;

45)

«entreprise liée»: une entreprise liée telle qu’elle est définie à l’article 2, point 12), de la directive 2013/34/UE du Parlement européen et du Conseil (38), ou une entreprise appartenant aux mêmes actionnaires;

46)

«utilisateur du système»: une personne physique ou morale alimentant en gaz naturel ou en hydrogène le système ou desservie par le système;

47)

«client»: un client grossiste ou final de gaz naturel ou d’hydrogène ou une entreprise de gaz naturel ou d’hydrogène qui achète du gaz naturel ou de l’hydrogène;

48)

«client résidentiel»: un client achetant du gaz naturel ou de l’hydrogène pour sa propre consommation domestique;

49)

«client non résidentiel»: un client achetant du gaz naturel ou de l’hydrogène non destiné à son usage domestique;

50)

«client final»: un client achetant du gaz naturel ou de l’hydrogène pour sa consommation propre;

51)

«client grossiste»: une personne physique ou morale, autre qu’un gestionnaire de réseau de transport ou de distribution, qui achète du gaz naturel ou de l’hydrogène pour le revendre à l’intérieur ou à l’extérieur du système où la personne est installée;

52)

«microentreprise», «petite entreprise» ou «moyenne entreprise»: une microentreprise, une petite ou une moyenne entreprise telles qu’elles sont définies à l’article 2 de l’annexe de la recommandation 2003/361/CE de la Commission (39);

53)

«contrat de fourniture de gaz»: un contrat portant sur la fourniture de gaz naturel ou d’hydrogène, à l’exclusion des instruments dérivés sur le gaz naturel;

54)

«instrument dérivé sur le gaz naturel»: un instrument financier visé à la section C, point 5, 6 ou 7, de l’annexe I de la directive 2014/65/UE du Parlement européen et du Conseil (40), lorsque l’instrument financier concerné porte sur le gaz naturel;

55)

«contrôle»: les droits, contrats ou autres moyens qui confèrent, seuls ou conjointement et compte tenu des circonstances de fait ou de droit, la possibilité d’exercer une influence déterminante sur l’activité d’une entreprise, et notamment:

a)

des droits de propriété ou de jouissance sur tout ou partie des biens d’une entreprise;

b)

des droits ou des contrats qui confèrent une influence déterminante sur la composition, les délibérations ou les décisions des organes d’une entreprise;

56)

«contrat à long terme»: un contrat de fourniture de gaz de plus d’un an;

57)

«système entrée-sortie»: un modèle d’accès pour le gaz naturel ou l’hydrogène dans lequel les utilisateurs du système réservent des droits à capacité de manière indépendante aux points d’entrée et de sortie, qui comprend le réseau de transport et peut comprendre la totalité ou une partie du réseau de distribution, ou des réseaux d’hydrogène;

58)

«zone d’équilibrage»: un système auquel s’applique un régime d’équilibrage spécifique, qui comprend le réseau de transport et peut comprendre la totalité ou une partie des réseaux de distribution;

59)

«point d’échange virtuel»: un point commercial non physique au sein d’un système entrée-sortie où le gaz naturel ou l’hydrogène sont échangés entre un vendeur et un acheteur sans qu’il soit nécessaire de réserver des capacités;

60)

«utilisateur du réseau»: tout client ou client potentiel d’un gestionnaire de réseau ou le gestionnaire de réseau lui-même dans la mesure où cela est nécessaire pour que ce gestionnaire de réseau remplisse ses fonctions liées au transport de gaz naturel ou d’hydrogène;

61)

«point d’entrée»: un point faisant l’objet de procédures de réservation par les utilisateurs du réseau qui donne accès à un système entrée-sortie;

62)

«point de sortie»: un point faisant l’objet de procédures de réservation par les utilisateurs du réseau qui permet au gaz de quitter le système entrée-sortie;

63)

«point d’interconnexion»: un point physique ou virtuel reliant des systèmes entrée-sortie adjacents ou reliant un système entrée-sortie à une interconnexion, dans la mesure où un tel point fait l’objet de procédures de réservation par les utilisateurs du réseau;

64)

«point d’interconnexion virtuel»: deux points d’interconnexion ou plus qui relient entre eux les deux mêmes systèmes entrée-sortie adjacents, intégrés de manière à fournir un seul service de capacités;

65)

«acteur du marché»: toute personne physique ou morale qui achète, vend ou produit du gaz naturel ou de l’hydrogène ou qui est un gestionnaire de services de stockage, y compris par l’intermédiaire de passation d’ordres de transaction, sur un ou plusieurs marchés de gaz naturel ou d’hydrogène, y compris des marchés d’équilibrage;

66)

«frais de résiliation du contrat»: une charge ou pénalité qu’un fournisseur ou un acteur du marché impose aux clients qui résilient un contrat de fourniture de gaz ou un contrat de service;

67)

«frais de changement de fournisseur»: une redevance ou une pénalité qu’un fournisseur, un acteur du marché ou un gestionnaire de réseau impose, directement ou indirectement, aux clients qui changent de fournisseur ou d’acteur du marché, y compris les frais de résiliation du contrat;

68)

«informations relatives à la facturation»: les informations fournies dans les factures d’un client final, à l’exception d’une demande de paiement;

69)

«compteur classique»: un compteur analogique ou électronique non doté de la capacité de transmettre et de recevoir des données;

70)

«système intelligent de mesure»: un système électronique qui est capable de mesurer le gaz naturel ou l’hydrogène injecté dans le réseau ou le gaz naturel ou l’hydrogène consommé depuis le réseau en fournissant davantage d’informations qu’un compteur classique, et qui est capable de transmettre et de recevoir des données à des fins d’information, de surveillance et de contrôle en utilisant une forme de communication électronique;

71)

«interopérabilité»: dans le cadre de l’utilisation de compteurs intelligents, la capacité, partagée par au moins deux réseaux, systèmes, appareils, applications ou composants dans les secteurs de l’énergie ou des communications, d’interagir, d’échanger et d’utiliser des informations pour remplir les fonctions requises;

72)

«données disponibles les plus récentes»: données qui, dans le contexte d’un système intelligent de mesure, sont fournies dans un délai correspondant à la plus courte période de règlement sur le marché national;

73)

«meilleures techniques disponibles»: dans le cadre de la protection des données et de la sécurité dans un environnement de compteurs intelligents, les techniques les plus efficaces, avancées et adaptées dans la pratique pour constituer, en principe, la base sur laquelle s’appuyer pour respecter les règles de l’Union en matière de protection des données et de sécurité;

74)

«précarité énergétique»: la précarité énergétique telle qu’elle est définie à l’article 2, point 52), de la directive (UE) 2023/1791;

75)

«client actif»: un client final de gaz naturel, ou un groupe de clients finals de gaz naturel agissant conjointement, qui:

a)

consomme ou stocke du gaz renouvelable qui est produit:

i)

dans ses locaux situés à l’intérieur d’une zone limitée; ou

ii)

lorsque l’État membre concerné l’autorise, dans d’autres locaux;

b)

à condition que les activités concernées ne constituent pas les activités commerciales ou professionnelles principales du client final et qu’elles respectent le droit applicable à la production de gaz renouvelable, en particulier en ce qui concerne les émissions de gaz à effet de serre:

i)

vend du gaz renouvelable qu’il a lui-même produit par l’intermédiaire du système de gaz naturel; ou

ii)

participe à des programmes de flexibilité ou d’efficacité énergétique;

76)

«principe de primauté de l’efficacité énergétique»: le principe de primauté de l’efficacité énergétique tel qu’il est défini à l’article 2, point 18), du règlement (UE) 2018/1999;

77)

«réaffectation»: la réaffectation telle qu’elle est définie à l’article 2, point 18), du règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil (41).

CHAPITRE II

RÈGLES GÉNÉRALES D’ORGANISATION DU MARCHÉ

Article 3

Marchés du gaz naturel et de l’hydrogène concurrentiels, axés sur les consommateurs, souples et non discriminatoires

1.   Les États membres veillent à ce que tous les clients soient libres d’acheter du gaz naturel et de l’hydrogène auprès du fournisseur de leur choix et à ce qu’ils soient libres d’avoir plus d’un contrat de fourniture de gaz naturel ou d’hydrogène à la fois, pourvu que la connexion requise et les points de mesure soient établis.

2.   Les États membres veillent à ce que leur droit national n’entrave pas indûment les échanges transfrontaliers de gaz naturel et d’hydrogène, le fonctionnement et l’émergence de la liquidité des échanges pour le gaz naturel et l’hydrogène, la participation des consommateurs, les investissements, en particulier dans les gaz renouvelables et les gaz bas carbone, ou dans le stockage de l’énergie entre États membres, et à ce que les prix du gaz naturel et de l’hydrogène reflètent l’offre et la demande réelles.

3.   Les États membres veillent à ce qu’il n’existe pas de barrières injustifiées au sein des marchés intérieurs du gaz naturel et de l’hydrogène en ce qui concerne l’entrée sur le marché ou la sortie du marché, les échanges sur le marché et le fonctionnement de celui-ci.

4.   Les États membres et les autorités de régulation veillent à ce que les entreprises du secteur de l’énergie soient soumises à des règles, des frais et un traitement transparents, proportionnés et non discriminatoires, en particulier en ce qui concerne la connexion au réseau, l’accès aux marchés de gros, l’accès aux données, les procédures de changement de fournisseur et les régimes de facturation et, le cas échéant, l’octroi d’autorisations.

5.   Les États membres veillent à ce que les acteurs du marché issus de pays tiers qui exercent leurs activités sur les marchés intérieurs du gaz naturel et de l’hydrogène respectent le droit de l’Union et le droit national applicables, y compris en matière d’environnement et de sécurité.

6.   Les États membres veillent à ce que le marché de l’hydrogène adopte une approche centrée sur le client et efficace sur le plan énergétique. L’utilisation d’hydrogène est ciblée pour les clients dans les secteurs difficiles à décarboner, présentant un potentiel élevé de réduction des gaz à effet de serre et pour lesquels il n’existe aucune option plus efficace sur le plan énergétique et économique.

7.   Les États membres veillent à ce que la présente directive soit mise en œuvre de manière à favoriser l’intégration du système énergétique, tout en évitant de créer des discriminations indues à l’encontre de solutions plus efficaces sur le plan énergétique, telles que l’électrification directe, conformément au principe de primauté de l’efficacité énergétique.

Article 4

Prix de fourniture fondés sur le marché

1.   Les fournisseurs sont libres de déterminer le prix auquel ils fournissent le gaz naturel et l’hydrogène aux clients. Les États membres prennent des mesures appropriées pour garantir une concurrence effective entre les fournisseurs et pour garantir des prix raisonnables pour les clients finals.

2.   Les États membres assurent la protection des clients en situation de précarité énergétique et des clients résidentiels vulnérables en vertu des articles 26 à 29 grâce à une politique sociale ou par d’autres moyens que des interventions publiques dans la fixation des prix pour la fourniture de gaz naturel et d’hydrogène.

3.   Par dérogation aux paragraphes 1 et 2, les États membres peuvent recourir à des interventions publiques dans la fixation des prix pour la fourniture de gaz naturel aux clients en situation de précarité énergétique ou aux clients résidentiels vulnérables. Ces interventions publiques sont soumises aux conditions énoncées aux paragraphes 4 et 5.

4.   Les interventions publiques dans la fixation des prix pour la fourniture de gaz naturel:

a)

poursuivent un objectif d’intérêt économique général et ne vont pas au-delà de ce qui est nécessaire pour atteindre cet objectif;

b)

sont clairement définies, transparentes, non discriminatoires et vérifiables;

c)

garantissent aux entreprises de gaz naturel de l’Union un égal accès aux clients;

d)

sont limitées dans le temps et proportionnées en ce qui concerne leurs bénéficiaires;

e)

n’entraînent pas de coûts supplémentaires pour les acteurs du marché d’une manière discriminatoire;

f)

n’entravent pas un abandon progressif et en temps utile du gaz fossile afin d’atteindre l’objectif climatique de l’Union à l’horizon 2030 et l’objectif de neutralité climatique de l’Union énoncés dans le règlement (UE) 2021/1119.

5.   Tout État membre qui met en œuvre des interventions publiques dans la fixation des prix pour la fourniture de gaz naturel conformément au paragraphe 3 du présent article respecte également l’article 3, paragraphe 3, point d), et l’article 24 du règlement (UE) 2018/1999, que l’État membre concerné ait ou non un nombre important de clients résidentiels en situation de précarité énergétique. Avant la suppression des interventions publiques dans la fixation des prix pour la fourniture de gaz naturel, les États membres veillent à mettre en place des mesures de soutien appropriées pour les clients en situation de précarité énergétique et les clients résidentiels vulnérables, conformément au paragraphe 2 du présent article.

6.   Afin d’établir une concurrence effective entre les fournisseurs pour les contrats de fourniture de gaz naturel et de parvenir à une fixation pleinement effective des prix de détail du gaz naturel fondée sur le marché et abordable, conformément au paragraphe 1, les États membres peuvent, pendant une période transitoire, mettre en œuvre des interventions publiques dans la fixation des prix pour la fourniture de gaz naturel aux clients résidentiels qui ne bénéficient pas d’interventions publiques en vertu du paragraphe 3 et aux microentreprises.

7.   Les interventions publiques mises en œuvre en vertu du paragraphe 6 respectent les critères énoncés au paragraphe 4 et:

a)

sont assorties d’un ensemble de mesures permettant de parvenir à une concurrence effective et d’une méthode d’évaluation des progrès en ce qui concerne ces mesures;

b)

sont fixées à l’aide d’une méthode garantissant un traitement non discriminatoire des fournisseurs;

c)

sont établies à un prix supérieur aux coûts, à un niveau permettant une concurrence tarifaire effective;

d)

sont conçues de façon à réduire au minimum tout impact négatif sur le marché de gros du gaz naturel;

e)

font en sorte que tous les bénéficiaires de telles interventions publiques aient la possibilité de choisir des offres du marché concurrentielles, soient directement informés, au moins tous les trimestres, de l’existence d’offres et des économies réalisables sur le marché concurrentiel, et qu’ils bénéficient d’une assistance pour passer à une offre fondée sur le marché;

f)

font en sorte que, lorsque l’État membre procède au déploiement de systèmes intelligents de mesure conformément à l’article 17, tous les bénéficiaires de telles interventions publiques soient directement informés de la possibilité d’installer des compteurs intelligents et bénéficient de l’assistance nécessaire;

g)

ne se traduisent pas par des subventions croisées directes entre les clients approvisionnés aux prix du marché libre et ceux approvisionnés aux prix de fourniture réglementés.

8.   Les États membres notifient à la Commission les mesures prises au titre des paragraphes 3 et 6 au plus tard un mois après leur adoption et peuvent les appliquer immédiatement. La notification est accompagnée d’une explication quant aux raisons pour lesquelles d’autres instruments n’étaient pas suffisants pour atteindre l’objectif poursuivi, quant à la manière dont les exigences énoncées aux paragraphes 4, 5 et 7 ont été remplies et quant aux effets sur la concurrence des mesures notifiées. La notification précise qui sont les bénéficiaires, en particulier les clients en situation de précarité énergétique et les clients résidentiels vulnérables, ainsi que les autres bénéficiaires potentiels, la durée des mesures et le nombre de clients résidentiels affectés par les mesures, et elle explique la manière dont les prix réglementés ont été fixés.

9.   Le 15 mars 2025 au plus tard, et tous les deux ans par la suite, les États membres communiquent à la Commission, dans leurs rapports d’avancement nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat, des rapports sur la mise en œuvre du présent article et la nécessité et la proportionnalité des interventions publiques effectuées au titre du présent article, ainsi qu’une évaluation des progrès accomplis vers la mise en place d’une situation de concurrence effective entre les fournisseurs et dans la transition vers des prix fondés sur le marché. Les États membres qui appliquent des prix réglementés conformément au paragraphe 6 font rapport sur le respect des conditions énoncées au paragraphe 7, y compris sur le respect des règles par les fournisseurs tenus de mettre en œuvre de telles interventions, ainsi que sur l’impact des prix réglementés sur les finances de ces fournisseurs.

10.   La Commission réexamine la mise en œuvre du présent article visant à parvenir à une fixation des prix de détail du gaz naturel fondée sur le marché et présente un rapport au Parlement européen et au Conseil. Le rapport comprend, le cas échéant, une évaluation de l’incidence de ces mesures sur les progrès accomplis dans la réalisation de l’objectif de neutralité climatique de l’Union et des autres objectifs en matière d’énergie et de climat. Le rapport peut être intégré au rapport visé à l’article 5, paragraphe 10, de la directive (UE) 2019/944, concernant la mise en œuvre dudit article. Le rapport est assorti ou suivi, s’il y a lieu, d’une proposition législative. Cette proposition législative peut comprendre une date butoir pour les prix réglementés.

Article 5

Accès à une énergie abordable en cas de crise des prix du gaz naturel

1.   Le Conseil, statuant sur proposition de la Commission, peut, par voie de décision d’exécution, déclarer une crise des prix du gaz naturel au niveau régional ou de l’Union, si les conditions suivantes sont remplies:

a)

l’existence de prix moyens très élevés sur les marchés de gros du gaz naturel, atteignant au moins deux fois et demie le prix moyen au cours des cinq dernières années et au moins 180 EUR/MWh, et dont on s’attend à ce qu’ils se prolongent pendant au moins six mois, sous réserve que le calcul du prix moyen au cours des cinq dernières années ne tienne pas compte des périodes durant lesquelles une crise des prix du gaz naturel au niveau régional ou de l’Union a été déclarée;

b)

de fortes hausses des prix de détail du gaz naturel, de l’ordre de 70 %, dont on s’attend à ce qu’elles se prolongent pendant au moins trois mois.

2.   La décision d’exécution visée au paragraphe 1 précise sa période de validité, qui peut être d’une durée maximale d’un an. Cette période peut être prolongée conformément à la procédure définie au paragraphe 8 pour des périodes consécutives d’une durée maximale d’un an.

3.   La déclaration d’une crise des prix du gaz naturel au niveau régional ou de l’Union en vertu du paragraphe 1 garantit une concurrence et des échanges équitables dans tous les États membres affectés par la décision d’exécution, de manière que le marché intérieur ne soit pas indûment faussé.

4.   Lorsque les conditions énoncées au paragraphe 1 sont remplies, la Commission présente une proposition visant à déclarer une crise des prix du gaz naturel au niveau régional ou de l’Union, qui comprend la période de validité proposée de la décision d’exécution.

5.   Le Conseil, statuant à la majorité qualifiée, peut modifier une proposition de la Commission présentée en vertu du paragraphe 4 ou 8.

6.   Lorsque le Conseil a adopté une décision d’exécution en vertu du paragraphe 1 du présent article, les États membres peuvent, pendant la période de validité de cette décision, mettre en œuvre des interventions publiques ciblées temporaires dans la fixation des prix pour la fourniture de gaz naturel aux petites et moyennes entreprises (PME), aux clients résidentiels et aux services sociaux essentiels tels qu’ils sont définis à l’article 2, point 4), du règlement (UE) 2017/1938. Ces interventions publiques:

a)

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

b)

respectent les conditions énoncées à l’article 4, paragraphes 4 et 7;

c)

le cas échéant, respectent les conditions énoncées au paragraphe 7;

d)

sont conçues de façon à réduire au minimum toute fragmentation négative du marché intérieur.

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

a)

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

b)

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

c)

les fournisseurs sont indemnisés pour la fourniture à perte d’une manière transparente et non discriminatoire;

d)

tous les fournisseurs peuvent sur la même base proposer pour la fourniture de gaz naturel des offres à un prix inférieur aux coûts;

e)

les mesures proposées ne perturbent pas le marché intérieur du gaz naturel.

8.   En temps utile avant l’expiration de la période de validité déterminée en vertu du paragraphe 2, la Commission évalue si les conditions énoncées au paragraphe 1 continuent d’être remplies. Si la Commission estime que les conditions énoncées au paragraphe 1 continuent d’être remplies, elle présente au Conseil une proposition visant à prolonger la période de validité d’une décision d’exécution adoptée en vertu du paragraphe 1. Lorsque le Conseil décide de prolonger la période de validité, les paragraphes 6 et 7 s’appliquent pendant cette période prolongée.

La Commission évalue et suit en permanence les incidences résultant de toute mesure adoptée en vertu du présent article et publie de manière régulière les résultats de ces évaluations.

Article 6

Obligations de service public

1.   Les États membres, sur la base de leur organisation institutionnelle et dans le respect du principe de subsidiarité, veillent à ce que les entreprises de gaz naturel et d’hydrogène, sans préjudice du paragraphe 2, soient exploitées conformément aux principes de la présente directive, en vue de réaliser des marchés du gaz naturel et de l’hydrogène concurrentiels, sûrs et durables sur le plan environnemental. Les États membres s’abstiennent de toute discrimination pour ce qui est des droits et obligations de ces entreprises.

2.   En tenant pleinement compte des dispositions pertinentes du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, en particulier de son article 106, les États membres peuvent imposer aux entreprises de gaz naturel et d’hydrogène, dans l’intérêt économique général, des obligations de service public qui peuvent porter sur la sécurité, y compris la sécurité de l’approvisionnement, la régularité et la qualité de la fourniture, ainsi que la protection de l’environnement, y compris l’efficacité énergétique, l’énergie produite à partir de sources d’énergie renouvelables et la protection du climat ainsi que le prix de l’approvisionnement en gaz naturel. Ces obligations sont clairement définies, transparentes, non discriminatoires et vérifiables et garantissent aux entreprises de gaz naturel et d’hydrogène de l’Union un égal accès aux consommateurs nationaux. Les obligations de service public qui portent sur les interventions publiques dans la fixation des prix pour la fourniture de gaz naturel respectent les exigences énoncées aux articles 4 et 5 de la présente directive.

3.   Les obligations de service public portant sur la sécurité de l’approvisionnement en gaz garantissent que les entreprises de gaz naturel respectent les normes d’approvisionnement en gaz visées à l’article 6 du règlement (UE) 2017/1938 et sont cohérentes avec les résultats des évaluations nationales des risques réalisées en vertu de l’article 7, paragraphe 3, dudit règlement, tels qu’ils sont détaillés dans les plans d’action préventifs élaborés en application de l’article 9, paragraphe 1, points c), d) et k), dudit règlement. Les obligations de service public qui excèdent ce qui est nécessaire pour garantir le respect de l’article 6 du règlement (UE) 2017/1938 respectent les critères énoncés à l’article 8, paragraphe 1, dudit règlement.

4.   Lorsqu’un État membre octroie une compensation financière ou d’autres formes de compensation pour l’accomplissement des obligations visées au présent article, il le fait d’une manière non discriminatoire et transparente.

5.   Les États membres informent la Commission, lors de la transposition de la présente directive, de toutes les mesures qu’ils ont prises pour remplir les obligations de service public, y compris la protection des consommateurs et la protection de l’environnement, et des effets éventuels de ces mesures sur la concurrence nationale et internationale, que ces mesures nécessitent ou non une dérogation à la présente directive. Ils notifient ensuite à la Commission, tous les deux ans, toute modification apportée à ces mesures, que celles-ci nécessitent ou non une dérogation à la présente directive.

6.   Lorsqu’ils imposent des obligations de service public en vertu du paragraphe 2, les États membres consultent les parties prenantes concernées à un stade précoce et de manière ouverte, inclusive et transparente. Tous les documents officiels relatifs aux consultations et les documents utilisés pour l’élaboration de l’obligation de service public sont rendus publics, dans le respect de la confidentialité des informations sensibles d’un point de vue commercial et de la protection des données.

Article 7

Promotion de la coopération et de l’intégration régionales

1.   Les États membres ainsi que les autorités de régulation coopèrent pour assurer l’intégration de leurs marchés nationaux à un ou plusieurs niveaux régionaux, dans la perspective de la création de marchés régionaux, lorsque les États membres ou leurs autorités de régulation en décident ainsi, et dans la perspective ultérieure de la création d’un marché intérieur totalement libéralisé. En particulier, les États membres ou, lorsque les États membres l’ont prévu ainsi, les autorités de régulation, favorisent et facilitent notamment la coopération des gestionnaires de réseau de transport du gaz naturel et des gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène à l’échelon régional, y compris sur les questions transfrontalières et sur le déclassement d’actifs, dans le but de garantir une décarbonation rentable conformément à l’objectif de neutralité climatique de l’Union et de créer des marchés intérieurs compétitifs du gaz naturel et de l’hydrogène, renforcent la cohérence de leur cadre juridique, réglementaire et technique et facilitent l’intégration des systèmes isolés qui forment les «îlots de gaz naturel» subsistant dans l’Union. Les zones géographiques couvertes par cette coopération régionale incluent les zones géographiques définies conformément à l’article 31, paragraphe 3, du règlement (UE) 2024/1789. Cette coopération peut couvrir des zones géographiques supplémentaires. Lorsque la Commission estime que les règles au niveau de l’Union sont pertinentes pour l’intégration régionale des marchés du gaz naturel et de l’hydrogène, elle fournit des orientations non contraignantes appropriées en tenant compte des spécificités de ces marchés et de l’incidence sur les marchés voisins.

2.   L’agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) coopère avec les autorités de régulation et les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène pour garantir la compatibilité des cadres réglementaires entre les régions et au sein de ces dernières, dans le but de créer des marchés intérieurs compétitifs du gaz naturel et de l’hydrogène. Lorsque l’ACER considère que des règles contraignantes sont nécessaires pour une telle coopération, elle fait les recommandations adéquates.

3.   Si des gestionnaires de réseau de transport verticalement intégrés participent à une entreprise commune établie pour mettre en œuvre cette coopération, l’entreprise commune établit et met en œuvre un programme d’engagements qui contient les mesures à prendre pour garantir que les pratiques discriminatoires et anticoncurrentielles sont exclues. Ce programme d’engagements énumère les obligations spécifiques imposées aux employés pour que l’objectif d’exclusion des pratiques discriminatoires et anticoncurrentielles soit atteint. Il est soumis à l’approbation de l’ACER. Le respect du programme fait l’objet d’une surveillance indépendante par un cadre chargé du respect des engagements des gestionnaires de réseau de transport verticalement intégrés.

Article 8

Procédure d’autorisation

1.   Dans les cas où la construction ou l’exploitation d’installations de gaz naturel, d’installations de production d’hydrogène et d’infrastructures de système d’hydrogène nécessitent une autorisation, comme une licence, un permis, une concession, un accord ou une approbation, les États membres ou toute autorité compétente qu’ils désignent accordent des autorisations de construction ou d’exploitation de ces installations, infrastructures, conduites ou équipements connexes sur leur territoire, conformément aux paragraphes 2 à 11. Les États membres ou toute autorité compétente qu’ils désignent peuvent également octroyer, sur la même base, des autorisations pour la fourniture de gaz naturel et d’hydrogène et des autorisations à des clients grossistes.

2.   Lorsque les États membres ont un système d’autorisations, ils fixent des critères objectifs et non discriminatoires et des procédures transparentes que doit respecter l’entreprise qui sollicite une autorisation pour fournir du gaz naturel et de l’hydrogène ou pour construire ou exploiter des installations de gaz naturel, des installations de production d’hydrogène ou des infrastructures de système d’hydrogène. Les critères et les procédures d’octroi d’autorisations sont rendus publics. Les États membres veillent à ce que les procédures d’autorisation applicables à ces installations, infrastructures, conduites ou équipements connexes tiennent compte, le cas échéant, de l’importance du projet pour les marchés intérieurs du gaz naturel et de l’hydrogène. Les États membres veillent à ce que le système d’autorisations des infrastructures du système d’hydrogène soit cohérent avec les plans de développement du réseau pour les réseaux de transport et de distribution d’hydrogène adoptés en vertu des articles 55 et 56.

3.   Pour les fournisseurs de gaz naturel, les États membres peuvent évaluer la solidité financière et les capacités techniques des demandeurs comme critère d’autorisation. Un tel critère est entièrement transparent et non discriminatoire.

4.   Les États membres veillent à ce que toute règle nationale relative à la procédure d’autorisation visée au présent article soit proportionnée et nécessaire et contribue à la mise en œuvre des règles générales pour l’organisation des marchés du gaz naturel et de l’hydrogène et pour l’accès aux infrastructures, à l’application du principe de primauté de l’efficacité énergétique, à la réalisation des objectifs de l’Union en matière de climat et d’énergie, ainsi qu’à la mise en œuvre des plans nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat des États membres et de leurs stratégies à long terme adoptés en vertu du règlement (UE) 2018/1999.

5.   Les procédures d’autorisation relatives aux activités visées au paragraphe 1 n’excèdent pas deux ans, y compris l’ensemble des procédures pertinentes des autorités compétentes. Dans des circonstances extraordinaires dûment justifiées, cette période de deux ans peut être prolongée au maximum d’un an.

6.   Les États membres déterminent quelles mesures nationales, législatives et non législatives, sont nécessaires pour simplifier les procédures d’autorisation, notamment, sans les entraver, les étapes procédurales liées aux procédures d’évaluation des incidences sur l’environnement et les consultations publiques. Les États membres communiquent les résultats d’une telle évaluation à la Commission dans le cadre de leurs plans nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat visés à l’article 3 du règlement (UE) 2018/1999 et conformément à la procédure établie aux articles 7 à 12 dudit règlement, ainsi que dans le cadre de leurs rapports d’avancement nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat en vertu de l’article 17 dudit règlement.

7.   Les délais définis au paragraphe 5 du présent article s’appliquent sans préjudice des obligations découlant du droit de l’Union applicable dans le domaine de l’environnement et de l’énergie, y compris la directive (UE) 2018/2001, des recours juridictionnels et autres procédures devant une juridiction, et des mécanismes alternatifs de règlement des litiges, y compris des procédures de plaintes et des recours non juridictionnels, et ils peuvent être prolongés de la durée de ces procédures.

8.   Les États membres mettent en place ou désignent un ou plusieurs points de contact. Ces points de contact guident gratuitement le demandeur, à la demande de ce dernier, et facilitent, pour les activités visées au paragraphe 1, l’ensemble de la procédure d’autorisation jusqu’à l’octroi de l’autorisation par les autorités responsables à l’issue de la procédure. Le demandeur n’est pas tenu de contacter plus d’un point de contact pour l’ensemble de la procédure.

9.   Les États membres veillent à ce que les autorisations octroyées au titre du droit national pour la construction et l’exploitation d’infrastructures de système de gaz naturel s’appliquent également aux infrastructures de système d’hydrogène. Cela est sans préjudice du droit des États membres de révoquer ces autorisations si l’infrastructure d’hydrogène ne respecte pas les règles techniques de sécurité applicables aux infrastructures de système d’hydrogène énoncées dans le droit de l’Union ou le droit national.

10.   Les États membres veillent à ce que les droits d’utilisation du sol pour la construction et l’exploitation de conduites de gaz naturel et d’autres actifs du réseau s’appliquent également aux conduites et autres actifs du réseau destinés au transport de l’hydrogène.

11.   En cas de transfert de la propriété d’une infrastructure au sein d’une même entreprise pour répondre aux exigences de l’article 69, les autorisations et les droits d’utilisation du sol relatifs à cette infrastructure sont également transférés au nouveau propriétaire.

12.   Les États membres veillent à ce que les raisons pour lesquelles une autorisation est refusée soient objectives et non discriminatoires et soient communiquées au demandeur. La motivation du refus est notifiée à la Commission pour information. Les États membres établissent une procédure permettant au demandeur de former un recours contre un tel refus.

13.   En vue du développement de zones où la fourniture de gaz est récente et d’une exploitation efficace en général, et sans préjudice de l’article 34, les États membres peuvent refuser d’octroyer une nouvelle autorisation de construction et d’exploitation de réseaux de distribution par conduites en ce qui concerne le gaz naturel dans une zone déterminée une fois que de tels réseaux ont été construits ou que leur construction est autorisée dans cette zone et si la capacité existante ou envisagée n’est pas saturée.

14.   Les États membres refusent d’octroyer une autorisation de construction et d’exploitation d’une infrastructure de transport ou de distribution de gaz naturel lorsque le plan de développement du réseau établi en vertu de l’article 55 prévoit le déclassement du réseau de transport ou de parties pertinentes de celui-ci ou lorsqu’un plan de déclassement du réseau de distribution a été approuvé en vertu de l’article 57.

15.   Lorsqu’une autorisation au sens du paragraphe 1 du présent article relève du champ d’application de l’article 15 et des articles 15 ter à 17 de la directive (UE) 2018/2001, seules lesdites dispositions sont d’application.

Article 9

Certification des gaz renouvelables et des carburants bas carbone

1.   Les gaz renouvelables sont certifiés conformément aux articles 29, 29 bis et 30 de la directive (UE) 2018/2001. Les carburants bas carbone sont certifiés conformément au présent article.

2.   Afin de veiller à ce que les réductions des émissions de gaz à effet de serre résultant de l’utilisation de carburants bas carbone soient de 70 % au minimum, les États membres exigent des opérateurs économiques qu’ils démontrent que ce niveau et les exigences établies dans la méthode visée au paragraphe 5 du présent article ont été respectés. À cette fin, les opérateurs économiques sont tenus d’utiliser un système de bilan massique conforme à l’article 30, paragraphes 1 et 2, de la directive (UE) 2018/2001.

3.   Les États membres veillent à ce que les opérateurs économiques soumettent des informations fiables concernant le respect des niveaux de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 70 % visés au paragraphe 2 ainsi que le respect de la méthode de réduction des émissions de gaz à effet de serre visée au paragraphe 5, et qu’ils mettent à la disposition de l’État membre concerné, à sa demande, les données utilisées pour fournir ces informations. Les États membres exigent des opérateurs économiques qu’ils mettent en place un niveau suffisant de contrôle indépendant des informations soumises et qu’ils apportent la preuve que ce contrôle a été effectué. Le contrôle consiste à vérifier si les systèmes utilisés par les opérateurs économiques sont précis, fiables et à l’épreuve de la fraude.

4.   Les obligations prévues au paragraphe 2 s’appliquent indépendamment du fait que les carburants bas carbone sont produits dans l’Union ou importés. Des informations sur l’origine géographique et les types de matières premières des carburants bas carbone ou de l’hydrogène bas carbone par fournisseur de carburants sont mises à la disposition des consommateurs sur les sites internet des opérateurs, des fournisseurs ou des autorités compétentes concernées et sont actualisées une fois par an.

5.   Au plus tard le 5 août 2025, la Commission adopte des actes délégués conformément à l’article 90 afin de compléter la présente directive en précisant la méthode suivie pour évaluer les réductions des émissions de gaz à effet de serre réalisées grâce aux carburants bas carbone. Cette méthode garantit que le crédit correspondant aux émissions évitées n’est pas accordé pour le dioxyde de carbone provenant de sources fossiles dont le captage a déjà bénéficié d’un crédit d’émission en vertu d’autres dispositions législatives, couvre les émissions de gaz à effet de serre sur l’ensemble du cycle de vie et tient compte des émissions indirectes résultant du détournement d’intrants fixes. Cette méthode est cohérente avec la méthode d’évaluation des réductions des émissions de gaz à effet de serre réalisées grâce aux carburants liquides et gazeux renouvelables destinés au secteur des transports, d’origine non biologique, et aux carburants à base de carbone recyclé, y compris le traitement des émissions résultant d’une fuite d’hydrogène, et tient compte des émissions de méthane en amont et des taux réels de captage de carbone.

6.   Le cas échéant, la Commission présente au Parlement européen et au Conseil un rapport évaluant les fuites d’hydrogène, y compris les risques environnementaux et climatiques, les spécificités techniques et les taux maximaux adéquats de fuite d’hydrogène. Sur la base de ce rapport, la Commission présente, le cas échéant, une proposition législative visant à introduire des mesures qui réduisent au minimum les risques éventuels de fuite d’hydrogène, fixent des taux maximaux de fuite d’hydrogène et mettent en place des mécanismes de conformité. Les taux maximaux adéquats de fuite d’hydrogène sont inclus dans la méthode visée au paragraphe 5.

7.   La Commission peut adopter des décisions reconnaissant que les systèmes nationaux ou internationaux volontaires établissant des normes pour la production de carburants bas carbone ou d’hydrogène bas carbone fournissent des données précises concernant les réductions des émissions de gaz à effet de serre aux fins du présent article et démontrent la conformité avec la méthode visée au paragraphe 5 du présent article. La Commission n’adopte de telles décisions que si le système en question répond à des normes satisfaisantes en matière de fiabilité, de transparence et de contrôle indépendant, conformément aux exigences énoncées dans le règlement d’exécution (UE) 2022/996 de la Commission (42) pour la certification des carburants renouvelables.

8.   Lorsqu’un opérateur économique apporte une preuve ou des données obtenues dans le cadre d’un système reconnu en vertu du paragraphe 7, les États membres n’exigent pas de l’opérateur économique qu’il apporte d’autres preuves de conformité avec les critères ayant justifié la reconnaissance du système par la Commission.

9.   Les autorités compétentes des États membres supervisent le fonctionnement des organismes de certification qui effectuent un contrôle indépendant au titre d’un système volontaire. Les organismes de certification communiquent, sur demande des autorités compétentes, toutes les informations pertinentes nécessaires à la supervision du contrôle, notamment la date, l’heure et le lieu exacts des contrôles. En cas de non-conformité constatée par un État membre, celui-ci en informe sans tarder le système volontaire.

10.   À la demande d’un État membre, laquelle peut être fondée sur la demande d’un opérateur économique, la Commission examine, sur la base de tous les éléments de preuve disponibles, si les critères de réduction des émissions de gaz à effet de serre établis au présent article, la méthode élaborée conformément au paragraphe 5 du présent article, et les niveaux de réduction des émissions de gaz à effet de serre visés à l’article 2, points 11), 12) et 13), ont été respectés. Dans un délai de six mois à compter de la réception d’une telle demande, la Commission décide si l’État membre concerné peut:

a)

soit accepter la preuve fournie pour démontrer le respect des critères de réduction des émissions de gaz à effet de serre pour les carburants bas carbone; ou

b)

soit, par dérogation au paragraphe 8, exiger des fournisseurs de la source de carburants bas carbone qu’ils apportent d’autres preuves du respect des critères de réduction des émissions de gaz à effet de serre et du niveau de 70 % de réduction des émissions de gaz à effet de serre.

11.   Les États membres exigent des opérateurs économiques concernés qu’ils saisissent dans la base de données de l’Union établie en vertu de l’article 31 bis, paragraphe 1, de la directive (UE) 2018/2001, ou dans des bases de données nationales liées à cette base de données de l’Union, conformément à l’article 31 bis, paragraphe 2, de ladite directive, les informations relatives aux transactions effectuées et aux caractéristiques de durabilité des gaz renouvelables et des carburants bas carbone conformément aux exigences applicables aux carburants renouvelables établies à l’article 31 bis de ladite directive. Lorsque des garanties d’origine ont été émises pour la production d’un lot de gaz bas carbone, elles sont soumises aux mêmes règles que celles énoncées audit article pour les garanties d’origine émises pour la production de gaz renouvelable.

12.   La Commission adopte, par voie d’actes d’exécution, les décisions relatives à la reconnaissance en vertu du paragraphe 7 du présent article. Ces actes d’exécution sont adoptés en conformité avec la procédure d’examen visée à l’article 91, paragraphe 3. Ces décisions ont une durée de validité limitée, n’excédant pas cinq ans.

Article 10

Prescriptions techniques

1.   Les États membres ou, lorsque les États membres l’ont prévu ainsi, les autorités de régulation, veillent à ce que soient établis des critères de sécurité techniques et à ce que soient élaborées et rendues publiques des prescriptions techniques fixant les exigences techniques minimales de conception et de fonctionnement en matière de raccordement au système des installations de GNL, des installations de stockage de gaz naturel, des autres réseaux de transport ou de distribution, ou des conduites directes ainsi que du système d’hydrogène. Ces prescriptions techniques assurent l’interopérabilité des systèmes, et sont objectives et non discriminatoires. L’ACER peut faire les recommandations appropriées pour assurer, le cas échéant, la compatibilité de ces prescriptions. Ces prescriptions sont notifiées à la Commission conformément à l’article 5 de la directive (UE) 2015/1535 du Parlement européen et du Conseil (43).

2.   Le cas échéant, les États membres ou, lorsque les États membres l’ont prévu ainsi, les autorités de régulation, font obligation aux gestionnaires de réseau de transport, aux gestionnaires de réseau de distribution et aux gestionnaires de réseau d’hydrogène établis sur leur territoire de publier des prescriptions techniques conformément au présent article, en particulier en ce qui concerne des règles de raccordement au réseau comportant des prescriptions en matière de qualité, d’odorisation et de pression du gaz. Les États membres exigent également des gestionnaires de réseau de transport et de distribution qu’ils publient leurs frais de raccordement pour le raccordement au gaz issu de sources renouvelables, lesquels doivent se fonder sur des critères objectifs, transparents et non discriminatoires.

CHAPITRE III

AUTONOMISATION ET PROTECTION DES CONSOMMATEURS ET MARCHÉS DE DÉTAIL

Article 11

Droits contractuels de base

1.   Les États membres veillent à ce que tous les clients finals aient le droit de se procurer du gaz naturel et de l’hydrogène auprès du fournisseur de leur choix, sous réserve de l’accord de ce dernier, indépendamment de l’État membre dans lequel le fournisseur est enregistré, pour autant que le fournisseur observe les règles applicables en matière de transactions, d’équilibrage et de sécurité de l’approvisionnement, ainsi que les critères visés à l’article 8, paragraphe 2. À cet égard, les États membres prennent toutes les mesures nécessaires pour garantir que les procédures administratives ne constituent pas une discrimination envers les fournisseurs déjà enregistrés dans un autre État membre.

2.   Sans préjudice des règles de l’Union sur la protection des consommateurs, notamment la directive 2011/83/UE du Parlement européen et du Conseil (44) et la directive 93/13/CEE du Conseil (45), les États membres veillent à ce que les clients finals bénéficient des droits prévus aux paragraphes 3 à 11 du présent article.

3.   Les clients finals ont droit à un contrat conclu avec leur fournisseur précisant:

a)

l’identité et les coordonnées du fournisseur, y compris l’adresse, l’adresse électronique et un service d’assistance aux consommateurs (hotline);

b)

les services fournis (y compris la dénomination du produit et de la formule tarifaire), les principales caractéristiques des services fournis, les niveaux de qualité des services offerts, et le délai nécessaire au raccordement initial;

c)

les types de services de maintenance offerts;

d)

les moyens par lesquels des informations actualisées sur l’ensemble des tarifs applicables, les redevances de maintenance et les produits ou services groupés peuvent être obtenues;

e)

la durée du contrat, les conditions de renouvellement et de résiliation du contrat et d’interruption des services, y compris des produits ou services qui sont groupés avec ces services, et si une résiliation du contrat sans frais est autorisée;

f)

les compensations et les formules de remboursement éventuellement applicables dans le cas où les niveaux de qualité des services prévus dans le contrat ne sont pas atteints, y compris une facturation inexacte ou tardive;

g)

lorsque la performance environnementale, y compris, le cas échéant, les émissions de dioxyde de carbone, est mise en avant comme une caractéristique essentielle, les engagements clairs, objectifs, accessibles au public et vérifiables pris par le fournisseur et en cas de fourniture de gaz renouvelables et de gaz bas carbone, la certification des gaz renouvelables et des gaz bas carbone fournis conformément à l’article 9;

h)

les modalités de lancement d’une procédure extra-judiciaire de règlement des litiges conformément à l’article 25;

i)

la communication de façon claire, sur la facture ou sur le site internet de l’entreprise de gaz naturel ou d’hydrogène, d’informations concernant les droits des consommateurs, notamment des informations claires et compréhensibles sur le traitement des plaintes et les modalités de soumission des plaintes, et toutes les informations visées au présent paragraphe;

j)

le cas échéant, les informations concernant le fournisseur et le prix des produits ou services qui sont liés à la fourniture de gaz naturel ou d’hydrogène ou groupés avec celle-ci.

Les conditions contractuelles sont équitables et communiquées à l’avance. En tout état de cause, ces informations sont fournies dans un langage aisément compréhensible pour les consommateurs, clair et sans ambiguïté, avant la conclusion ou la confirmation du contrat. Lorsque le contrat est conclu par le truchement d’un intermédiaire, les informations visées au présent paragraphe sont également communiquées avant que le contrat soit conclu. Les informations concernant le fournisseur de produits ou services ainsi que le prix de ces produits ou services qui sont liés à la fourniture de gaz ou groupés avec celle-ci sont communiquées avant que le contrat soit conclu.

Les clients finals reçoivent une seule synthèse des principales conditions contractuelles de manière bien visible et dans un langage simple et concis. Les États membres exigent que le fournisseur utilise une terminologie commune. La Commission fournit des orientations non contraignantes à cet égard.

4.   Les clients finals sont avertis en temps utile de toute intention de modifier les conditions contractuelles et sont informés de leur droit de résilier le contrat au moment où ils sont avisés de l’intention de le modifier. Les fournisseurs notifient directement à leurs clients finals, de manière transparente et compréhensible, tout ajustement du prix de fourniture ainsi que les raisons, les conditions préalables et la portée de cet ajustement, au plus tard deux semaines avant que l’ajustement ne prenne effet ou, en ce qui concerne les clients résidentiels, au plus tard un mois avant que l’ajustement ne prenne effet. Les États membres veillent à ce que les clients finals soient libres de résilier un contrat s’ils n’acceptent pas les nouvelles conditions contractuelles ou les ajustements du prix de fourniture qui leur sont notifiés par leur fournisseur.

5.   Les fournisseurs adressent aux clients finals des informations transparentes relatives aux prix et aux tarifs pratiqués, ainsi qu’aux conditions générales applicables, en ce qui concerne l’accès aux services de gaz naturel et d’hydrogène et l’utilisation de ces services, en particulier des informations concernant le caractère fixe ou variable du prix et, le cas échéant, les rabais ou promotions. Les principales conditions contractuelles sont mises en évidence par le fournisseur.

6.   Les fournisseurs offrent aux clients finals un large choix de modes de paiement. Ces modes de paiement n’opèrent pas de discrimination entre les clients. Les clients vulnérables visés à l’article 26 de la présente directive et les clients en situation de précarité énergétique peuvent se voir accorder un traitement plus favorable. Toute différence dans les redevances liées aux modes de paiement ou aux systèmes de paiement anticipé est objective, non discriminatoire et proportionnée et ne dépasse pas les coûts directs supportés par le bénéficiaire pour l’utilisation d’un mode de paiement ou d’un système de paiement anticipé spécifique, conformément à l’article 62 de la directive (UE) 2015/2366 du Parlement européen et du Conseil (46).

7.   Les clients résidentiels qui ont accès à des systèmes de paiement anticipé ne sont pas désavantagés par les systèmes de paiement anticipé.

8.   Les fournisseurs présentent aux clients finals des conditions générales équitables et transparentes, qui sont formulées dans un langage clair et dénué d’ambiguïté et ne contiennent pas d’obstacles non contractuels à l’exercice par les clients de leurs droits, tel un excès de documentation contractuelle. Les clients sont protégés des méthodes de vente déloyales ou trompeuses.

9.   Les clients finals ont droit à un bon niveau de service et à un traitement des plaintes de la part de leurs fournisseurs. Les fournisseurs traitent les plaintes de manière simple, équitable et rapide.

10.   Les fournisseurs de gaz naturel informent correctement les clients résidentiels sur les mesures alternatives permettant d’éviter l’interruption de fourniture suffisamment longtemps avant l’interruption prévue. Ces mesures alternatives peuvent inclure des informations relatives à des sources de soutien permettant d’éviter l’interruption de fourniture, à des systèmes de paiement anticipé, à des audits énergétiques, à des services de conseil énergétique, à des plans de paiement alternatifs, à des conseils en gestion de dette ou à des moratoires en ce qui concerne l’interruption de fourniture, et n’induisent pas de coût supplémentaire pour les clients confrontés à une interruption de fourniture.

11.   Les fournisseurs remettent aux clients finals, après tout changement de fournisseur, un décompte final de clôture dans un délai maximal de six semaines après que ce changement a eu lieu.

Article 12

Droit de changer de fournisseur et règles applicables aux frais de changement de fournisseur

1.   Les clients ont le droit de changer de fournisseur de gaz naturel et d’hydrogène ou de changer d’acteur du marché du gaz naturel et de l’hydrogène. Les États membres veillent à ce qu’un client qui souhaite changer de fournisseur ou d’acteur du marché, tout en respectant les conditions contractuelles, puisse le faire dans un délai le plus court possible, et en tout état de cause dans les trois semaines à compter de la date de la demande du client. Au plus tard le 1er janvier 2026, la procédure technique de changement de fournisseur ou d’acteur du marché est effectuée en 24 heures au plus, et peut être réalisée n’importe quel jour ouvrable.

2.   Les États membres veillent à ce que le droit de changer de fournisseur ou d’acteur du marché soit accordé aux clients sans discrimination en matière de coût, d’efforts et de temps.

3.   Les États membres veillent à ce qu’au moins les clients résidentiels, les microentreprises et les petites entreprises ne se voient pas facturer de frais liés au changement de fournisseur en ce qui concerne le gaz naturel et l’hydrogène, y compris lorsque la fourniture de gaz est liée à d’autres services, équipements ou produits ou lorsqu’elle est groupée avec ceux-ci. Toutefois, les États membres peuvent autoriser les fournisseurs ou les acteurs du marché à facturer à leurs clients des frais de résiliation du contrat lorsque ces clients résilient de leur plein gré des contrats de fourniture à durée déterminée et à prix fixe avant leur échéance, pour autant que ces frais:

a)

relèvent d’un contrat que le client a conclu de son plein gré; et

b)

soient clairement communiqués au client avant la conclusion du contrat.

Ces frais sont proportionnés et ne dépassent pas la perte économique directe subie par le fournisseur ou l’acteur du marché du fait de la résiliation du contrat par le client. En cas d’offres groupées, les clients sont en mesure de résilier les services individuels d’un contrat. La charge de la preuve de la perte économique directe incombe au fournisseur ou à l’acteur du marché. L’admissibilité des frais de résiliation du contrat fait l’objet d’une surveillance de la part de l’autorité de régulation ou d’une autre autorité nationale compétente.

4.   En ce qui concerne le gaz naturel et l’hydrogène, les clients résidentiels ont le droit de participer à des dispositifs collectifs de changement de fournisseur. Les États membres suppriment tout obstacle réglementaire ou administratif au changement collectif de fournisseur et établissent un cadre qui garantit la protection des consommateurs à l’égard de toute pratique abusive.

5.   Les États membres veillent à ce que les informations sur le changement de fournisseur soient fournies aux clients finals dans un format facile d’utilisation, y compris par l’intermédiaire des points de contact uniques visés à l’article 24.

6.   Les États membres veillent à ce que les clients jouissent du droit de résilier leurs contrats de fourniture de gaz à bref délai.

Article 13

Droits et protection des consommateurs en ce qui concerne l’abandon progressif du gaz naturel

Lorsque l’interruption de fourniture des utilisateurs du réseau en vertu de l’article 38, paragraphe 6, est autorisée, les États membres veillent à ce que:

a)

les utilisateurs du réseau concernés et les autres parties prenantes concernées, en particulier les organisations de consommateurs, aient été consultés;

b)

les utilisateurs du réseau, les clients finals et les parties prenantes concernées soient informés suffisamment à l’avance de la date prévue de l’interruption de fourniture, de la procédure pour l’interruption de fourniture, des étapes prévues et du calendrier y afférent;

c)

les clients finals reçoivent les informations sur les options de chauffage durable et aient accès aux conseils dont ils ont besoin à cet égard, ainsi que les informations sur le soutien financier par l’intermédiaire d’organismes appropriés à recenser par les autorités nationales, y compris les guichets uniques établis en vertu des articles 21 et 22 de la directive (UE) 2023/1791 et de l’article 18 de la directive (UE) 2024/1275 du Parlement européen et du Conseil (47), et les points de contact mis en place ou désignés en vertu de l’article 16, paragraphe 3, de la directive (UE) 2018/2001;

d)

lors de la planification et de la mise en œuvre de l’abandon progressif du gaz naturel, les besoins spécifiques des clients vulnérables visés à l’article 26 et des clients en situation de précarité énergétique soient dûment pris en compte et que, le cas échéant, les mesures appropriées soient prises dans le but d’éliminer les effets négatifs de l’abandon progressif du gaz naturel, en tenant compte des orientations visées à l’article 27, lesquelles peuvent inclure l’utilisation de financements publics et de mécanismes de financement mis en place au niveau de l’Union;

e)

tout transfert financier entre services régulés respecte les règles énoncées à l’article 5 du règlement (UE) 2024/1789 et aucune discrimination n’existe entre les différentes catégories de clients et entre les vecteurs énergétiques.

Article 14

Outils de comparaison pour le gaz naturel

1.   En ce qui concerne le gaz naturel, les États membres veillent à ce qu’au moins les clients résidentiels, ainsi que les microentreprises et les petites entreprises dont la consommation annuelle estimée est inférieure à 100 000 kWh, aient accès, gratuitement, à au moins un outil de comparaison des offres des fournisseurs, y compris les offres groupées. Les clients sont informés de la disponibilité de ces outils dans leurs factures ou avec celles-ci, ou par d’autres moyens. Au minimum, ces outils:

a)

sont indépendants des acteurs du marché, le même traitement étant réservé à toutes les entreprises de gaz naturel dans les résultats de recherche;

b)

indiquent clairement l’identité de leurs propriétaires et de la personne physique ou morale qui exploite et contrôle les outils, et donnent des informations sur le mode de financement des outils;

c)

énoncent les critères clairs et objectifs sur la base desquels la comparaison doit être effectuée, y compris les services, et les publient;

d)

emploient un langage clair et dénué d’ambiguïté;

e)

fournissent des informations exactes et à jour et donnent la date et l’heure de la dernière mise à jour des informations;

f)

sont accessibles aux personnes handicapées en étant perceptibles, exploitables, compréhensibles et robustes;

g)

prévoient une procédure efficace permettant de signaler des informations inexactes dans les offres publiées;

h)

effectuent des comparaisons en limitant les données à caractère personnel demandées à celles qui sont strictement nécessaires aux comparaisons;

i)

indiquent clairement si le prix est fixe ou variable et la durée du contrat.

Les États membres veillent à ce qu’au moins un outil couvre l’ensemble du marché du gaz naturel. Lorsque plusieurs outils couvrent le marché, ils comprennent une gamme d’offres de fourniture de gaz naturel aussi complète que possible, couvrant une part importante du marché, et lorsque ces outils ne couvrent pas la totalité du marché, ils présentent une mention claire en ce sens, fournie avant l’affichage des résultats.

Les fournisseurs et les intermédiaires concernés communiquent leurs offres pertinentes à au moins un outil de comparaison des prix couvrant l’ensemble du marché.

Les fournisseurs veillent à ce que les informations communiquées à l’exploitant de l’outil de comparaison soient correctes et actualisées.

2.   Les outils peuvent être exploités par toute entité, y compris des entreprises privées et des autorités ou organismes publics.

3.   Les États membres peuvent exiger que les outils de comparaison visés au paragraphe 1 incluent des critères comparatifs liés à la nature des services offerts par les fournisseurs, y compris le prix unitaire unique, toutes les redevances et les informations sur les rabais, et, le cas échéant, la performance environnementale.

Lors de l’établissement de ces critères, les États membres consultent les parties prenantes concernées.

4.   Les États membres désignent une autorité compétente chargée de délivrer des labels de confiance aux outils de comparaison qui répondent aux exigences énoncées au paragraphe 1, et de veiller à ce que les outils de comparaison porteurs d’un tel label de confiance continuent à satisfaire auxdites exigences. Cette autorité compétente est indépendante de tout acteur du marché et de tout exploitant d’outils de comparaison.

5.   Tout outil comparant les offres des acteurs du marché est éligible à un label de confiance comme visé au paragraphe 4 sur une base volontaire et non discriminatoire.

6.   Par dérogation aux paragraphes 4 et 5, les États membres peuvent décider de ne pas prévoir de délivrance de labels de confiance aux outils de comparaison si une autorité publique ou un organisme public propose un outil de comparaison qui répond aux exigences énoncées au paragraphe 1.

Article 15

Clients actifs sur le marché du gaz naturel

1.   Les États membres veillent à ce que les clients finals, en particulier du secteur agricole ou public, tout en conservant leurs droits de clients finals tels qu’ils sont établis dans la présente directive, aient le droit d’agir en tant que clients actifs, sans être soumis à des exigences techniques disproportionnées ou discriminatoires, ou à des exigences administratives, à des procédures et des redevances, et à des redevances d’accès au réseau qui ne reflètent pas les coûts.

2.   Les États membres veillent à ce que les clients actifs:

a)

aient le droit d’exercer leurs activités directement;

b)

aient le droit de vendre le gaz naturel renouvelable autoproduit par l’intermédiaire du système de gaz naturel;

c)

aient le droit de participer à des programmes d’efficacité énergétique et de déplacement de la demande;

d)

aient le droit de déléguer à un tiers la gestion des installations requises pour leurs activités, y compris l’installation, le fonctionnement, le traitement des données et la maintenance, sans que ce tiers soit considéré comme un client actif;

e)

soient soumis à des redevances d’accès au réseau qui reflètent les coûts, qui soient transparentes et non discriminatoires, de façon à ce qu’ils contribuent de manière adéquate et équilibrée au partage du coût global du système;

f)

soient financièrement responsables des déséquilibres qu’ils provoquent dans le système de gaz naturel ou à ce qu’ils délèguent leur responsabilité en matière d’équilibrage conformément à l’article 3, point e), du règlement (UE) 2024/1789.

3.   Les États membres peuvent prévoir dans leur droit national des dispositions différentes applicables aux clients actifs agissant individuellement ou conjointement, à condition que tous les droits et obligations prévus dans le présent article s’appliquent à tous les clients actifs. Toute différence de traitement à l’égard des clients actifs agissant conjointement est proportionnée et dûment justifiée.

4.   Les États membres veillent à ce que les clients actifs propriétaires d’installations de stockage de gaz renouvelable:

a)

aient le droit d’être raccordés au réseau dans un délai raisonnable après en avoir fait la demande, pour autant que toutes les conditions requises telles que la responsabilité en matière d’équilibrage soient remplies;

b)

ne soient soumis à aucune redevance en double, y compris les redevances d’accès au réseau, pour le gaz renouvelable stocké qui reste dans leurs locaux;

c)

ne soient pas soumis à des exigences ou à des redevances disproportionnées pour l’octroi d’autorisations;

d)

soient autorisés à fournir plusieurs services simultanément, si cela est techniquement réalisable.

Article 16

Factures et informations relatives à la facturation

1.   Les États membres veillent à ce que les factures et les informations relatives à la facturation soient précises, faciles à comprendre, claires, concises, accessibles et présentées sous une forme qui facilite la comparaison par les clients finals, et qu’elles respectent les exigences minimales énoncées à l’annexe I. Sur demande, les clients finals reçoivent une explication claire et compréhensible sur la manière dont la facture a été établie, en particulier lorsque les factures ne sont pas établies sur la base de la consommation réelle.

2.   Les États membres veillent à ce que les clients finals reçoivent toutes leurs factures et les informations relatives à la facturation gratuitement.

3.   Les États membres veillent à ce que les clients finals se voient offrir la possibilité de recevoir des factures et des informations relatives à la facturation par voie électronique et des modalités de paiement souples pour ce qui est du paiement effectif des factures.

4.   Si le contrat prévoit un futur changement de produit ou de prix, ou encore une remise, de tels éléments sont indiqués sur la facture accompagnés de la date à laquelle le changement a lieu.

5.   Les États membres qui envisagent de modifier les exigences de contenu des factures consultent les organisations de consommateurs.

Article 17

Systèmes intelligents de mesure dans le système de gaz naturel

1.   Afin de compléter les mesures d’efficacité énergétique adoptées en vertu des directives (UE) 2023/1791 et (UE) 2024/1275 et d’autonomiser davantage les clients finals, les États membres ou, lorsque les États membres l’ont prévu ainsi, les autorités de régulation, recommandent vivement aux entreprises de gaz naturel d’optimiser l’utilisation du gaz naturel, notamment en proposant des services de gestion de l’énergie et en introduisant des systèmes intelligents de mesure conformément au paragraphe 2 du présent article qui sont interopérables, en particulier avec des systèmes de gestion énergétique des consommateurs et des réseaux intelligents, conformément aux règles de l’Union applicables en matière de protection des données.

2.   Les États membres ne procèdent au déploiement sur leurs territoires de systèmes intelligents de mesure qu’après une évaluation coûts-avantages qui est réalisée conformément aux principes fixés à l’annexe II, précisant clairement les avantages nets pour les clients découlant de l’utilisation de compteurs intelligents et de l’inscription à des offres fondées sur des compteurs intelligents. Dans leur évaluation coûts-avantages, les États membres peuvent procéder à des évaluations distinctes et évaluer les incidences du déploiement de systèmes intelligents de mesure pour différentes catégories de clients et groupes de clients, tels que les clients résidentiels, les microentreprises, les PME et l’industrie.

3.   Les États membres qui procèdent au déploiement de systèmes intelligents de mesure adoptent et publient les exigences fonctionnelles et techniques minimales pour les systèmes intelligents de mesure à déployer sur leurs territoires conformément à l’article 19 et à l’annexe II. Les États membres veillent à l’interopérabilité de ces systèmes intelligents de mesure ainsi qu’à leur capacité de fournir une sortie pour les systèmes de gestion énergétique des consommateurs. À cet égard, les États membres tiennent dûment compte de l’utilisation des normes pertinentes disponibles, y compris celles qui sont de nature à permettre l’interopérabilité, des meilleures pratiques, ainsi que de l’importance du développement des réseaux intelligents et de l’évolution du marché intérieur du gaz naturel.

4.   Les États membres qui procèdent au déploiement de systèmes intelligents de mesure veillent à fournir des informations et des conseils clairs et compréhensibles aux clients sur les avantages des compteurs intelligents, après consultation des organisations de consommateurs et d’autres organisations concernées. Au minimum, ces informations:

a)

incluent des conseils sur la façon dont les groupes de clients peuvent utiliser leurs systèmes intelligents de mesure afin d’améliorer leur efficacité énergétique;

b)

répondent aux besoins spécifiques des clients en situation de précarité énergétique ou des clients vulnérables visés à l’article 26 de la présente directive, tels que les personnes souffrant de déficience visuelle ou auditive et les personnes dont le niveau d’alphabétisation est faible, y compris par des stratégies d’engagement définies à l’article 2, point 55), de la directive (UE) 2023/1791.

5.   Les États membres qui procèdent au déploiement de systèmes intelligents de mesure veillent à ce que les clients finals contribuent aux coûts liés au déploiement d’une manière transparente et non discriminatoire, tout en tenant compte des avantages à long terme pour l’ensemble de la chaîne de valeur, y compris des avantages pour l’exploitation du réseau, lors du calcul des redevances d’accès au réseau applicables aux clients ou des frais que ceux-ci paient. Les États membres ou, lorsque les États membres l’ont prévu ainsi, les autorités compétentes désignées contrôlent régulièrement ce déploiement sur leurs territoires afin de suivre la fourniture d’avantages pour les clients.

6.   Lorsque le déploiement des systèmes intelligents de mesure a été évalué de manière négative à la suite de l’évaluation coûts-avantages visée au paragraphe 2, les États membres veillent à ce que l’évaluation soit révisée en réponse à des changements importants dans les hypothèses sous-jacentes et de l’évolution des technologies et du marché. Les États membres notifient à la Commission le résultat de leur évaluation coûts-avantages actualisée dès que celle-ci est disponible.

7.   Les dispositions de la présente directive relatives aux systèmes intelligents de mesure s’appliquent aux futures installations et aux installations qui remplacent des compteurs intelligents plus anciens. Les systèmes intelligents de mesure qui ont déjà été installés ou pour lesquels le «début des travaux» a eu lieu avant le 4 août 2024 peuvent rester en fonctionnement pendant toute leur durée de vie. Cependant, les systèmes intelligents de mesure qui ne satisfont pas aux exigences de l’article 19 et de l’annexe II, ne peuvent pas rester en fonction après le 5 août 2036.

8.   Aux fins du paragraphe 7, on entend par «début des travaux» soit le début des travaux de construction liés à l’investissement, soit le premier engagement ferme de commande d’équipement ou tout autre engagement rendant l’investissement irréversible, selon l’événement qui se produit en premier. L’achat de terrains et les préparatifs tels que l’obtention d’autorisations et la réalisation d’études de faisabilité préliminaires ne sont pas considérés comme le «début des travaux». Dans le cas des rachats, le «début des travaux» est le moment de l’acquisition des actifs directement liés à l’établissement acquis.

Article 18

Systèmes intelligents de mesure dans le système d’hydrogène

1.   Les États membres veillent au déploiement de systèmes intelligents de mesure capables de mesurer avec précision la consommation, de donner des informations sur le moment réel où l’énergie a été utilisée et de transmettre et de recevoir des données à des fins d’information, de surveillance et de contrôle en utilisant une forme de communication électronique.

2.   Nonobstant le paragraphe 1 du présent article, cette obligation de déploiement est subordonnée à une évaluation coûts-avantages, au moins pour les clients résidentiels, qui est réalisée conformément aux principes fixés à l’annexe II.

3.   Les États membres assurent la sécurité des systèmes intelligents de mesure et de la communication des données concernées, ainsi que le respect de la vie privée des clients finals, conformément au droit de l’Union applicable en matière de protection des données et de respect de la vie privée, ainsi que leur interopérabilité, dans le respect des normes appropriées.

4.   La Commission adopte, par voie d’actes d’exécution, des exigences d’interopérabilité pour les systèmes intelligents de mesure et des procédures assurant aux personnes éligibles l’accès aux données provenant de ces systèmes intelligents de mesure. Ces actes d’exécution sont adoptés en conformité avec la procédure consultative visée à l’article 91, paragraphe 2.

5.   Les États membres qui procèdent au déploiement de systèmes intelligents de mesure veillent à ce que les clients finals contribuent aux coûts liés au déploiement d’une manière transparente et non discriminatoire, tout en tenant compte des avantages à long terme pour l’ensemble de la chaîne de valeur, y compris des avantages pour l’exploitation du réseau, lors du calcul des redevances d’accès au réseau applicables aux clients ou des frais que ceux-ci paient. Les États membres contrôlent régulièrement ce déploiement sur leurs territoires afin de suivre la fourniture d’avantages pour les clients.

6.   Lorsque le déploiement des systèmes intelligents de mesure a été évalué de manière négative à la suite de l’évaluation coûts-avantages visée au paragraphe 2, les États membres veillent à ce que l’évaluation soit révisée périodiquement en réponse à des changements importants dans les hypothèses sous-jacentes et de l’évolution des technologies et du marché. Les États membres notifient à la Commission le résultat de leur évaluation coûts-avantages actualisée dès que celle-ci est disponible.

Article 19

Fonctionnalités des systèmes intelligents de mesure dans le système de gaz naturel

Lorsque le déploiement de systèmes intelligents de mesure est évalué de manière positive à la suite de l’évaluation coûts-avantages visée à l’article 17, paragraphe 2, ou lorsque les systèmes intelligents de mesure sont déployés systématiquement après le 4 août 2024, les États membres déploient ces systèmes conformément aux normes européennes, à l’annexe II et aux exigences suivantes:

a)

les systèmes intelligents de mesure mesurent avec précision la consommation réelle de gaz naturel et sont capables de fournir aux clients finals des informations sur le moment réel où l’énergie a été utilisée, y compris des données validées relatives à l’historique de consommation auxquelles les clients finals doivent pouvoir accéder et qu’ils doivent pouvoir visualiser facilement, de manière sécurisée, sur demande et sans frais supplémentaires, et les données non validées relatives à la consommation les plus récentes auxquelles les clients finals doivent pouvoir accéder facilement et de manière sécurisée, sans frais supplémentaires, via une interface normalisée ou via un accès à distance, afin de favoriser les programmes automatisés d’amélioration de l’efficacité énergétique et d’autres services;

b)

la sécurité des systèmes intelligents de mesure et de la communication des données respecte les règles de l’Union applicables en matière de sécurité en tenant dûment compte des meilleures techniques disponibles pour garantir le plus haut niveau de protection en matière de cybersécurité, tout en gardant à l’esprit les coûts et le principe de proportionnalité;

c)

le respect de la vie privée des clients finals et la protection de leurs données respectent les règles de l’Union applicables en matière de protection des données et de respect de la vie privée;

d)

lorsque les clients finals le demandent, les données relatives à leur consommation de gaz naturel sont mises à leur disposition, conformément aux actes d’exécution adoptés en vertu de l’article 23, via une interface de communication normalisée ou via un accès à distance, ou sont mises à la disposition d’un tiers agissant en leur nom, sous une forme aisément compréhensible, qui leur permette de comparer les offres sur une base équivalente;

e)

des informations et des conseils appropriés sont donnés aux clients finals avant ou au moment de l’installation de compteurs intelligents, notamment en ce qui concerne toutes les possibilités qu’ils offrent en matière de gestion des relevés et de suivi de la consommation d’énergie, ainsi qu’en ce qui concerne la collecte et le traitement des données à caractère personnel conformément aux règles de l’Union applicables en matière de protection des données;

f)

les systèmes intelligents de mesure permettent aux clients finals de faire l’objet de relevés et d’une compensation des déséquilibres avec la même résolution temporelle que la plus courte période de compensation sur le marché national.

Aux fins du point d), les clients finals ont la possibilité d’extraire leurs données de relevés de compteur ou de les transmettre à un tiers sans frais supplémentaires et conformément au droit à la portabilité des données qui leur est reconnu au titre des règles de l’Union en matière de protection des données.

Article 20

Droit de disposer d’un compteur de gaz naturel intelligent

1.   Lorsque le déploiement de systèmes intelligents de mesure a été évalué de manière négative à la suite de l’évaluation coûts-avantages visée à l’article 17, paragraphe 2, et lorsque les systèmes intelligents de mesure ne sont pas déployés systématiquement, les États membres veillent à ce que les clients soient en droit, à condition de supporter les coûts connexes, de faire installer ou, le cas échéant, de mettre à niveau à des conditions équitables, raisonnables et rentables, un compteur intelligent qui:

a)

est équipé, lorsque cela est techniquement réalisable, des fonctionnalités visées à l’article 19, ou d’un ensemble minimal de fonctionnalités à établir et à publier par les États membres au niveau national conformément à l’annexe II;

b)

est interopérable et capable d’atteindre les objectifs de connectivité de l’infrastructure de comptage avec les systèmes de gestion énergétique des consommateurs.

2.   Lorsqu’un client demande l’installation d’un compteur intelligent en application du paragraphe 1, les États membres ou, lorsque les États membres l’ont prévu ainsi, les autorités compétentes désignées:

a)

veillent à ce que l’offre faite au client qui demande l’installation d’un compteur intelligent indique explicitement et décrive clairement:

i)

les fonctions et l’interopérabilité qui peuvent être prises en charge par le compteur intelligent et les services qui peuvent être fournis, ainsi que les avantages qui peuvent être raisonnablement attendus d’un tel compteur intelligent à ce moment-là;

ii)

tous les coûts connexes qui doivent être supportés par le client;

b)

garantissent que le compteur intelligent est installé dans un délai raisonnable et, en tout état de cause, au plus tard quatre mois après la demande du client;

c)

régulièrement, et en tout état de cause au moins tous les deux ans, réévaluent et rendent publics les coûts connexes, et suivent l’évolution des coûts résultant des développements technologiques et des mises à niveau potentielles des systèmes de mesure.

Article 21

Compteurs de gaz naturel classiques

1.   Lorsque les clients finals ne disposent pas de compteurs intelligents, les États membres veillent à ce que les clients finals disposent de compteurs classiques individuels qui mesurent avec précision leur consommation réelle de gaz naturel. Les États membres peuvent exempter de cette exigence les clients résidentiels qui n’utilisent pas de gaz naturel pour le chauffage lorsque le déploiement de ces compteurs n’est pas techniquement possible, financièrement raisonnable ou proportionné aux économies d’énergie potentielles. Cette exemption peut également être étendue aux clients non résidentiels situés dans des bâtiments où la majorité des clients sont des clients résidentiels pouvant bénéficier de l’exemption, si le déploiement n’est pas techniquement réalisable.

2.   Les États membres veillent à ce que les clients finals du gaz naturel puissent facilement relever leurs compteurs classiques, soit directement, soit indirectement par l’intermédiaire d’une interface en ligne ou par l’intermédiaire d’une autre interface appropriée.

Article 22

Gestion des données

1.   Lors de l’établissement des règles relatives à la gestion et à l’échange des données, les États membres ou, lorsque les États membres l’ont prévu ainsi, les autorités compétentes désignées précisent les règles relatives à l’accès aux données du client final par des parties éligibles conformément au présent article et au cadre juridique applicable de l’Union. Aux fins de la présente directive, les données s’entendent comme incluant les données de relevés de consommation et les données de consommation ainsi que les données nécessaires pour le changement de fournisseur du client final et d’autres services.

2.   Les États membres organisent la gestion des données afin d’en assurer une consultation et un échange efficaces et sécurisés, et de garantir la protection et la sécurité des données.

Indépendamment du modèle de gestion des données appliqué dans chaque État membre, les parties chargées de la gestion des données fournissent à toute partie éligible l’accès aux données du client final conformément au paragraphe 1. Les parties éligibles disposent des données demandées de façon non discriminatoire et simultanément. L’accès aux données est aisé et les procédures applicables pour obtenir l’accès aux données sont rendues publiques.

3.   Les règles sur l’accès aux données et le stockage des données aux fins de la présente directive respectent le droit de l’Union applicable.

Le traitement de données à caractère personnel dans le cadre de la présente directive est effectué conformément au règlement (UE) 2016/679.

4.   Les États membres ou, lorsque les États membres l’ont prévu ainsi, les autorités compétentes désignées autorisent et certifient ou, le cas échéant, surveillent les parties responsables de la gestion des données afin de veiller à ce que ces parties respectent les exigences de la présente directive.

Sans préjudice des missions des délégués à la protection des données prévues dans le règlement (UE) 2016/679, les États membres peuvent décider d’exiger des parties responsables de la gestion des données qu’elles désignent des cadres chargés du respect des engagements qui sont responsables du suivi de la mise en œuvre des mesures prises par ces parties pour garantir un accès non discriminatoire aux données et le respect des exigences de la présente directive.

Les États membres peuvent désigner des cadres chargés du respect des engagements ou des organismes visés à l’article 46, paragraphe 2, point d), pour s’acquitter des obligations imposées par le présent paragraphe.

5.   Aucun surcoût n’est imputé aux clients finals pour l’accès à leurs données ni pour leur demande de mise à disposition de leurs données.

Il appartient aux États membres de fixer les redevances pour l’accès aux données par les parties éligibles.

Les États membres veillent à ce que les redevances éventuellement imposées par les entités réglementées qui fournissent des services de données soient raisonnables et dûment justifiées.

Article 23

Exigences d’interopérabilité et procédures pour l’accès aux données sur le marché du gaz naturel

1.   Afin de promouvoir la concurrence sur le marché de détail du gaz naturel et d’éviter des frais administratifs excessifs pour les parties éligibles, les États membres facilitent la pleine interopérabilité des services énergétiques au sein de l’Union.

2.   La Commission adopte, par voie d’actes d’exécution, des exigences d’interopérabilité et des procédures non discriminatoires et transparentes pour l’accès aux données visées à l’article 22, paragraphe 1. Ces actes d’exécution sont adoptés en conformité avec la procédure consultative visée à l’article 91, paragraphe 2.

3.   Les États membres veillent à ce que les entreprises de gaz naturel appliquent les exigences d’interopérabilité et les procédures pour l’accès aux données visées au paragraphe 2. Ces exigences et procédures s’appuient sur les pratiques nationales existantes.

Article 24

Guichets uniques

Les États membres veillent à la mise en place de guichets uniques afin de fournir à tous les clients, y compris ceux qui n’ont pas accès à l’internet, l’ensemble des informations nécessaires concernant leurs droits, les outils de comparaison certifiés, les mesures de soutien disponibles, y compris celles qui ciblent les clients vulnérables visés à l’article 26 de la présente directive, le droit applicable et les mécanismes de règlement extrajudiciaire des litiges à leur disposition en cas de litige. Ces guichets uniques peuvent faire partie de centres d’information générale des consommateurs et peuvent être les mêmes entités que les guichets uniques de l’électricité visés à l’article 25 de la directive (UE) 2019/944 ou les points de contact établis en vertu de l’article 16, paragraphe 3, de la directive (UE) 2018/2001 et les guichets uniques établis en vertu des articles 21 et 22 de la directive (UE) 2023/1791 et de l’article 18 de la directive (UE) 2024/1275. Les États membres encouragent le rapprochement des guichets uniques établis en vertu de la présente directive et des organismes établis en vertu de ces actes juridiques de l’Union.

Article 25

Règlement extrajudiciaire des litiges

1.   Les États membres veillent à ce que les clients finals aient accès à des mécanismes extrajudiciaires simples, équitables, raisonnables, transparents, indépendants, rentables et efficients pour le règlement de litiges ayant trait aux droits et obligations établis au titre de la présente directive, par l’intermédiaire d’un mécanisme indépendant tel qu’un médiateur de l’énergie ou une association de consommateurs, ou par l’intermédiaire d’une autorité de régulation. Lorsque le client final est un consommateur au sens de la directive 2013/11/UE du Parlement européen et du Conseil (48), de tels mécanismes de règlement extrajudiciaire des litiges respectent les exigences de qualité prévues par ladite directive et prévoient, lorsque cela se justifie, des systèmes de remboursement et de compensation.

2.   Lorsque cela est nécessaire, les États membres veillent à ce que les entités de règlement extrajudiciaire des litiges coopèrent afin d’offrir des mécanismes de règlement extrajudiciaire des litiges simples, équitables, transparents, indépendants, efficaces et efficients pour tout litige portant sur des produits ou services qui sont liés à des produits ou services relevant du champ d’application de la présente directive, ou qui sont groupés à de tels produits ou services.

3.   La participation des entreprises de gaz naturel à des mécanismes de règlement extrajudiciaire des litiges qui concernent des clients résidentiels est obligatoire, à moins que l’État membre concerné ne démontre à la Commission que d’autres mécanismes sont tout aussi efficaces.

4.   Sans préjudice de la directive 2013/11/UE, les États membres évaluent le fonctionnement de leurs mécanismes de règlement extrajudiciaire des litiges visés au présent article.

Article 26

Protection des clients vulnérables et des clients en situation de précarité énergétique

1.   Les États membres prennent les mesures appropriées pour protéger les clients finals et veillent en particulier à garantir une protection adéquate aux clients vulnérables et aux clients en situation de précarité énergétique. Dans ce contexte, chaque État membre définit la notion de clients vulnérables, en faisant éventuellement référence à la pauvreté énergétique. La définition des clients vulnérables est cohérente avec la notion de clients vulnérables telle qu’elle est définie par un État membre en vertu de l’article 28 de la directive (UE) 2019/944.

2.   En particulier, les États membres prennent des mesures appropriées pour protéger les clients finals raccordés au système de gaz naturel ou d’hydrogène dans les régions reculées. Les États membres garantissent un niveau de protection élevé des consommateurs, notamment en ce qui concerne la transparence des termes et conditions des contrats, des prix compétitifs, transparents et non discriminatoires, l’information générale et les mécanismes de règlement des litiges.

Article 27

Précarité énergétique et déclassement du réseau de distribution de gaz naturel

La Commission fournit des orientations sur la protection des clients vulnérables et des clients en situation de précarité énergétique pendant la planification et la mise en œuvre de l’abandon progressif du gaz naturel ou lorsque des réseaux de distribution de gaz naturel sont en cours de déclassement, en particulier pour veiller à ce que les besoins spécifiques de tels clients soient dûment pris en compte, conformément à l’article 13, paragraphe 1, point d).

Article 28

Protection contre les interruptions de fourniture

1.   Les États membres prennent des mesures afin de prévenir les interruptions de fourniture à l’égard des clients vulnérables et des clients en situation de précarité énergétique. Pour ce qui est des clients vulnérables, ces mesures sont soumises à l’article 26.

Lorsqu’ils notifient à la Commission leurs mesures de transposition de la présente directive, les États membres expliquent le lien entre le premier alinéa et les parties correspondantes des instruments nationaux de transposition.

2.   Les États membres veillent à ce que les fournisseurs ne résilient pas les contrats avec les clients ou n’interrompent pas la fourniture à l’égard de ceux-ci pour des motifs pour lesquels le fournisseur en question traite une plainte conformément à l’article 11, paragraphe 9, ou qui font l’objet d’un règlement extrajudiciaire des litiges conformément à l’article 25, et ne portent pas atteinte aux droits et obligations contractuels des parties. Les États membres peuvent prendre des mesures appropriées pour éviter tout abus de procédure.

3.   Les États membres prennent des mesures appropriées pour permettre aux clients d’éviter des interruptions de fourniture, ce qui peut inclure:

a)

la promotion de codes volontaires pour les fournisseurs et les clients visant prévenir et à gérer les cas de clients en retard de paiement, qui peuvent concerner le soutien aux clients dans la gestion de leur consommation d’énergie et de leurs coûts, y compris le signalement de pics énergétiques élevés ou une grande consommation d’énergie inhabituels, avec la proposition d’échéanciers souples et adaptés, des mesures de conseil en matière d’endettement et une meilleure communication avec les clients et les organismes d’aide;

b)

la promotion de l’éducation et de la sensibilisation des clients en ce qui concerne leurs droits et la gestion de dettes; et

c)

l’accès au financement, des bons d’achat ou des subventions pour soutenir le règlement des factures.

Article 29

Fournisseur de dernier recours

1.   Les États membres mettent en place un régime de fournisseur de dernier recours ou prennent des mesures équivalentes afin d’assurer la continuité de la fourniture au moins pour les clients résidentiels. Les fournisseurs de dernier recours sont désignés selon une procédure équitable, transparente et non discriminatoire.

2.   Les clients finals qui sont transférés à des fournisseurs de dernier recours continuent à bénéficier de leurs droits en tant que clients.

3.   Les États membres veillent à ce que les fournisseurs de dernier recours communiquent rapidement leurs modalités et conditions aux clients transférés et assurent la continuité harmonieuse du service à ces clients pendant la période nécessaire pour trouver un nouveau fournisseur.

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

5.   Les États membres peuvent exiger d’un fournisseur de dernier recours qu’il fournisse du gaz naturel aux clients résidentiels et aux petites et moyennes entreprises qui ne reçoivent pas d’offres fondées sur le marché, y compris aux fins de l’article 28, paragraphe 3. Dans de tels cas, les conditions prévues à l’article 4 s’appliquent.

CHAPITRE IV

ACCÈS DES TIERS AUX INFRASTRUCTURES

Section 1

Accès aux infrastructures de gaz naturel

Article 30

Accès des gaz renouvelables et des gaz bas carbone au marché

Les États membres permettent l’accès des gaz renouvelables et des gaz bas carbone au marché et aux infrastructures, que les installations de production des gaz renouvelables et des gaz bas carbone soient raccordées ou non aux réseaux de distribution ou de transport, en tenant compte d’hypothèses concernant l’évolution de la production, de la fourniture et de la consommation de gaz naturel conformément à l’article 55, paragraphe 2, point f).

Article 31

Accès des tiers aux réseaux de distribution et de transport du gaz naturel et aux terminaux de GNL

1.   Les États membres veillent à ce que soit mis en place, pour tous les clients, y compris les entreprises de fourniture, un système d’accès des tiers aux réseaux de transport et de distribution ainsi qu’aux installations de GNL, qui est fondé sur des tarifs publiés et est appliqué objectivement et sans discrimination entre les utilisateurs du système. Les États membres veillent à ce que ces tarifs, ou les méthodes de calcul de ceux-ci, soient approuvés avant leur entrée en vigueur conformément à l’article 78 par une autorité de régulation, et à ce que ces tarifs, et les méthodes, lorsque seules les méthodes sont approuvées, soient publiés avant leur entrée en vigueur.

2.   Les gestionnaires de réseau de transport doivent si nécessaire et dans le cadre de l’accomplissement de leurs tâches, notamment en ce qui concerne le transport transfrontalier, avoir accès au réseau d’autres gestionnaires de réseau de transport.

3.   La présente directive ne fait pas obstacle à la conclusion de contrats à long terme pour les gaz renouvelables et les gaz bas carbone, pour autant qu’ils respectent les règles de l’Union en matière de concurrence et qu’ils contribuent à la décarbonation. Aucun contrat à long terme pour la fourniture de gaz fossile sans dispositif d’atténuation n’est conclu pour une durée s’étendant au-delà du 31 décembre 2049.

Article 32

Accès aux réseaux de conduites de gaz naturel en amont

1.   Les États membres prennent les mesures nécessaires pour garantir que les entreprises de gaz naturel et les clients éligibles peuvent, où qu’ils soient situés, obtenir, conformément au présent article, l’accès aux réseaux de conduites en amont, y compris aux installations fournissant des services techniques connexes à cet accès, à l’exception des parties de ces réseaux et installations utilisées pour des opérations locales de production sur le site d’un gisement où le gaz naturel est produit. Ces mesures sont notifiées à la Commission conformément à l’article 94.

2.   L’accès visé au paragraphe 1 est accordé de la manière déterminée par les États membres conformément aux instruments juridiques pertinents. Les États membres appliquent les objectifs que constituent un accès juste et ouvert, la création d’un marché concurrentiel du gaz naturel et la prévention des abus de position dominante, en tenant compte de la sécurité et de la régularité des approvisionnements, des capacités qui sont ou peuvent raisonnablement être rendues disponibles et de la protection de l’environnement. Les nécessités suivantes peuvent être prises en compte:

a)

la nécessité de refuser l’accès lorsqu’il y a, dans les spécifications techniques, une incompatibilité qui ne peut être raisonnablement surmontée;

b)

la nécessité d’éviter les difficultés qui ne sont pas raisonnablement surmontables et qui pourraient porter préjudice à l’efficacité de la production, actuelle et prévue pour l’avenir, d’hydrocarbures, y compris sur des gisements dont la viabilité économique est faible;

c)

la nécessité de respecter les besoins raisonnables et dûment justifiés du propriétaire ou du gestionnaire du réseau de conduites en amont en matière de transport et de traitement du gaz naturel et les intérêts de tous les autres utilisateurs du réseau de conduites en amont ou des installations de traitement ou de manutention qui pourraient être affectés; et

d)

la nécessité d’appliquer, conformément au droit de l’Union, leur législation et leurs procédures administratives en matière d’octroi d’autorisations de production ou de développement en amont.

3.   Les États membres veillent à mettre en place un système de règlement des litiges, comportant une autorité indépendante des parties et ayant accès à toutes les informations pertinentes, pour permettre la résolution rapide des litiges portant sur l’accès aux réseaux de conduites en amont, compte tenu des nécessités visées au paragraphe 2 et du nombre des parties qui peuvent être impliquées dans la négociation de l’accès à ces réseaux.

4.   En cas de litiges transfrontaliers, le système de règlement des litiges de l’État membre de la juridiction duquel relève le réseau de conduites en amont qui refuse l’accès est applicable. Lorsque, dans des litiges transfrontaliers, le réseau concerné relève de plusieurs États membres, ceux-ci se consultent mutuellement en vue de garantir que la présente directive est appliquée de manière cohérente. Lorsque le réseau de conduites en amont a son origine dans un pays tiers et est relié à au moins un État membre, les États membres concernés se consultent mutuellement et l’État membre sur le territoire duquel est situé le premier point d’entrée vers le réseau des États membres consulte le pays tiers concerné sur le territoire duquel le réseau de conduites en amont a son origine en vue de garantir, en ce qui concerne le réseau concerné, que la présente directive est appliquée de manière cohérente sur le territoire des États membres.

Article 33

Accès au stockage de gaz naturel

1.   Pour l’organisation de l’accès aux installations de stockage de gaz naturel et au stockage en conduite de gaz naturel, lorsque la fourniture d’un accès efficace au système aux fins de l’approvisionnement de clients l’exige pour des raisons techniques ou économiques, de même que pour l’organisation de l’accès aux services auxiliaires, les États membres peuvent opter pour l’une ou l’autre des formules visées aux paragraphes 3 et 4. Ces formules sont mises en œuvre conformément à des critères objectifs, transparents et non discriminatoires.

Lors du choix de la procédure d’accès au stockage de gaz naturel conformément au présent article, les États membres tiennent compte des résultats des évaluations communes et nationales des risques réalisées en vertu de l’article 7 du règlement (UE) 2017/1938.

Les autorités de régulation établissent et publient les critères permettant de déterminer quel régime d’accès est applicable aux installations de stockage de gaz naturel et au stockage en conduite de gaz naturel. Ils rendent publiques, ou obligent les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel et les gestionnaires de réseau de transport à rendre publiques, les installations de stockage de gaz naturel ou les parties de celles-ci, et le stockage en conduite de gaz naturel, qui sont offerts en vertu des différentes procédures visées aux paragraphes 3 et 4.

2.   Le paragraphe 1 ne s’applique pas aux services auxiliaires et au stockage temporaire liés aux installations de GNL et qui sont nécessaires pour le processus de regazéification du GNL et sa fourniture ultérieure au réseau de transport.

3.   Dans le cas de l’accès négocié, les autorités de régulation prennent les mesures nécessaires pour que les entreprises et les clients éligibles, établis à l’intérieur ou à l’extérieur du territoire couvert par le système interconnecté, puissent négocier un accès aux installations de stockage de gaz naturel et au stockage en conduite de gaz naturel, lorsque la fourniture d’un accès efficace au système l’exige pour des raisons techniques ou économiques, de même que pour l’organisation de l’accès aux autres services auxiliaires. Les parties sont tenues de négocier de bonne foi l’accès au stockage, au stockage en conduite et aux autres services auxiliaires.

Les contrats concernant l’accès au stockage, au stockage en conduite et aux autres services auxiliaires font l’objet d’une négociation avec le gestionnaire de système de stockage de gaz naturel concerné. Les autorités de régulation exigent des gestionnaires de système de stockage de gaz naturel et des entreprises de gaz naturel qu’ils publient chaque année leurs principales conditions commerciales pour l’utilisation du stockage, du stockage en conduite et des autres services auxiliaires.

Lors de l’élaboration de ces conditions, les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel consultent les utilisateurs du système.

4.   Lorsque l’accès est réglementé, les autorités de régulation prennent les mesures nécessaires pour donner aux entreprises de gaz naturel et aux clients éligibles établis à l’intérieur ou à l’extérieur du territoire couvert par le système interconnecté un droit d’accès au stockage, au stockage en conduite et aux autres services auxiliaires, sur la base de tarifs ou d’autres clauses et obligations publiés pour l’utilisation de ce stockage et stockage en conduite, lorsque la fourniture d’un accès efficace au système l’exige pour des raisons techniques ou économiques, ainsi que pour l’organisation de l’accès aux autres services auxiliaires. Les autorités de régulation consultent les utilisateurs du système lors de l’élaboration de ces tarifs ou des méthodes de calcul de ceux-ci. Le droit d’accès peut être accordé aux clients éligibles en leur permettant de conclure des contrats de fourniture avec des entreprises concurrentes autres que le propriétaire ou le gestionnaire du réseau ou une entreprise liée.

Article 34

Conduites directes pour le gaz naturel

1.   Les États membres prennent les mesures nécessaires pour permettre:

a)

aux entreprises de gaz naturel établies sur leur territoire d’approvisionner par une conduite directe les clients éligibles; et

b)

à tout client établi sur leur territoire d’être approvisionné par une conduite directe par des entreprises de gaz naturel.

2.   Dans les cas où la construction ou l’exploitation de conduites directes requiert une autorisation telle qu’une licence, un permis, une concession, un accord ou une approbation, les États membres ou toute autorité compétente qu’ils désignent fixent les critères relatifs à l’octroi des autorisations de construction ou d’exploitation de conduites directes sur leur territoire. Ces critères sont objectifs, transparents et non discriminatoires.

3.   Les États membres peuvent subordonner l’autorisation de construire une conduite directe soit à un refus d’accès au système sur la base de l’article 38, soit à l’ouverture d’une procédure de règlement des litiges en vertu de l’article 79.

Section 2

Accès aux infrastructures d’hydrogène

Article 35

Accès des tiers aux réseaux d’hydrogène

1.   Les États membres veillent à ce que soit mis en place un système d’accès réglementé des tiers aux réseaux d’hydrogène, qui est fondé sur des tarifs publiés et est appliqué objectivement et sans discrimination entre les utilisateurs du réseau d’hydrogène.

2.   Les États membres veillent à ce que les tarifs visés au paragraphe 1 du présent article, ou les méthodes de calcul de ceux-ci, soient approuvés avant leur entrée en vigueur conformément à l’article 78 par une autorité de régulation, et à ce que ces tarifs, et les méthodes, lorsque seules les méthodes sont approuvées, soient publiés avant leur entrée en vigueur.

3.   Les gestionnaires de réseau d’hydrogène doivent, si nécessaire et dans le cadre de l’accomplissement de leurs tâches, notamment en ce qui concerne le transport transfrontalier d’hydrogène, avoir accès au réseau d’autres gestionnaires de réseau d’hydrogène.

4.   Jusqu’au 31 décembre 2032, un État membre peut décider de ne pas appliquer le paragraphe 1. Dans ce cas, l’État membre veille à ce que soit mis en œuvre un système d’accès négocié des tiers aux réseaux d’hydrogène conformément à des critères objectifs, transparents et non discriminatoires. Les autorités de régulation prennent les dispositions nécessaires pour que les utilisateurs du réseau d’hydrogène soient en mesure de négocier l’accès aux réseaux d’hydrogène et pour veiller à ce que les parties soient tenues de négocier l’accès aux réseaux d’hydrogène de bonne foi.

5.   En cas d’utilisation de l’accès négocié prévu au paragraphe 4, les autorités de régulation fournissent aux utilisateurs du réseau d’hydrogène des indications quant à la manière dont les tarifs négociés sont influencés lors de l’introduction de l’accès réglementé des tiers.

Article 36

Accès des tiers aux terminaux d’hydrogène

1.   Les États membres veillent à ce que soit mis en place un système d’accès des tiers aux terminaux d’hydrogène fondé sur un accès négocié, de manière objective, transparente et non discriminatoire, par lequel les autorités de régulation prennent les dispositions nécessaires pour que les utilisateurs de terminaux d’hydrogène soient en mesure de négocier l’accès à ces terminaux. Les parties sont tenues de négocier l’accès de bonne foi.

2.   Les autorités de régulation surveillent les conditions d’accès des tiers aux terminaux d’hydrogène et leur impact sur le marché de l’hydrogène et prennent, si nécessaire pour préserver la concurrence, des mesures pour améliorer l’accès conformément aux critères énoncés au paragraphe 1.

Article 37

Accès au stockage d’hydrogène

1.   Les États membres veillent à ce que soit mis en place un système d’accès réglementé des tiers au stockage d’hydrogène et, lorsque la fourniture d’un accès efficace au système l’exige pour des raisons techniques et économiques en vue de l’approvisionnement des clients, un accès au stockage en conduite, ainsi que pour l’organisation de l’accès aux services auxiliaires, qui est fondé sur des tarifs publiés et est appliqué objectivement et sans discrimination entre les utilisateurs du système d’hydrogène. Les États membres veillent à ce que ces tarifs, ou les méthodes de calcul de ceux-ci, soient approuvés par l’autorité de régulation avant leur entrée en vigueur conformément à l’article 78.

2.   Jusqu’au 31 décembre 2032, un État membre peut décider de ne pas appliquer le paragraphe 1. En pareil cas, l’État membre veille à ce que soit mis en place un système d’accès négocié des tiers au stockage d’hydrogène et, lorsque la fourniture d’un accès efficace au système l’exige pour des raisons techniques et économiques en vue de l’approvisionnement des clients, un accès au stockage en conduite, ainsi que pour l’organisation de l’accès à des services auxiliaires, conformément à des critères objectifs, transparents et non discriminatoires. Les autorités de régulation prennent les dispositions nécessaires pour que les utilisateurs du stockage d’hydrogène soient en mesure de négocier l’accès au stockage d’hydrogène et pour veiller à ce que les parties soient tenues de négocier l’accès au stockage d’hydrogène de bonne foi.

3.   Les États membres peuvent prévoir que les droits à capacité attribués avant le 5 août 2026 dans le cadre d’un système d’accès négocié des tiers en vertu du paragraphe 2 soient respectés jusqu’à leur date d’expiration et qu’ils ne soient pas affectés par la mise en œuvre d’un accès réglementé des tiers en vertu du paragraphe 1.

Section 3

Refus de l’accès et du raccordement

Article 38

Refus de l’accès et du raccordement

1.   Les gestionnaires de réseau de transport, les gestionnaires de réseau de distribution et les gestionnaires de réseau d’hydrogène peuvent refuser l’accès ou le raccordement au système de gaz naturel ou d’hydrogène en se fondant sur le manque de capacité ou le manque de connexion.

2.   Sans préjudice des objectifs de l’Union et des objectifs nationaux en matière de décarbonation et des exigences existantes en matière de réduction ou d’abandon de la consommation de gaz fossile, les États membres prennent les mesures appropriées pour garantir que le gestionnaire de réseau de transport, le gestionnaire de réseau de distribution ou le gestionnaire de réseau d’hydrogène qui refuse l’accès ou le raccordement au système de gaz naturel ou d’hydrogène en raison d’un manque de capacité ou d’un manque de connexion procède aux améliorations nécessaires dans la mesure où cela se justifie économiquement ou lorsqu’un client potentiel indique qu’il est disposé à les prendre en charge.

3.   L’accès au système pour les gaz renouvelables et les gaz bas carbone ne peut être refusé que sous réserve des articles 20 et 36 du règlement (UE) 2024/1789.

4.   Par dérogation aux paragraphes 1, 2 et 3 du présent article, un État membre veille à ce que les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution soient autorisés à refuser l’accès ou le raccordement d’utilisateurs du réseau de gaz naturel, ou à interrompre la fourniture à leur égard, en particulier pour assurer le respect de la mise en œuvre de l’objectif de neutralité climatique énoncé à l’article 2, paragraphe 1, du règlement (UE) 2021/1119, à condition que:

a)

le plan de développement du réseau établi en vertu de l’article 55 prévoie le déclassement du réseau de transport ou de parties pertinentes de celui-ci;

b)

l’autorité nationale concernée ait approuvé le plan de déclassement du réseau en vertu de l’article 57, paragraphe 3;

c)

le gestionnaire de réseau de distribution concerné, qui a été dispensé de présenter un plan de déclassement du réseau en vertu de l’article 57, paragraphe 5, ait informé l’autorité nationale concernée du déclassement du réseau de distribution ou de parties pertinentes de celui-ci.

5.   Les États membres qui autorisent le refus d’accès ou de raccordement d’utilisateurs du réseau ou l’interruption de fourniture à leur égard en vertu du paragraphe 4 du présent article prévoient un cadre réglementaire pour le refus d’accès ou de raccordement ou l’interruption de fourniture qui est fondé sur des critères objectifs, transparents et non discriminatoires, établis par l’autorité de régulation, en tenant compte des intérêts affectés, des exigences existantes en matière de réduction ou d’abandon de la consommation de gaz naturel et des plans locaux en matière de chaleur et de froid pertinents établis en vertu de l’article 25, paragraphe 6, de la directive (UE) 2023/1791. Les États membres prennent les mesures appropriées pour protéger les utilisateurs du réseau conformément à l’article 13 de la présente directive lorsqu’ils autorisent l’interruption de fourniture.

6.   Tout refus d’accès ou de raccordement et toute interruption de fourniture en vertu du présent article sont dûment motivés.

CHAPITRE V

RÈGLES APPLICABLES AUX GESTIONNAIRES DE RÉSEAU DE TRANSPORT, DE SYSTÈME DE STOCKAGE ET DE SYSTÈME DE GNL POUR LE GAZ NATUREL

Article 39

Tâches des gestionnaires de réseau de transport, de système de stockage ou de système de GNL pour le gaz naturel

1.   Chaque gestionnaire de réseau de transport, de système de stockage ou de système de GNL pour le gaz naturel:

a)

exploite, entretient, développe ou déclasse, dans des conditions économiquement acceptables, des installations de transport, de stockage ou de GNL pour le gaz naturel sûres, fiables et efficaces, afin d’assurer un marché ouvert, en accordant toute l’attention requise au respect de l’environnement et du climat ainsi qu’aux obligations prévues par le règlement (UE) 2024/1787, et assure les moyens appropriés pour répondre à ses obligations de service;

b)

s’abstient de toute discrimination entre les utilisateurs ou les catégories d’utilisateurs du système, notamment en faveur de ses entreprises liées;

c)

fournit aux autres gestionnaires de réseau de transport, gestionnaires de système de stockage de gaz naturel, gestionnaires de système de GNL ou gestionnaires de réseau de distribution des informations suffisantes pour garantir que le transport et le stockage de gaz naturel peuvent se faire d’une manière compatible avec un fonctionnement sûr et efficace du système interconnecté;

d)

fournit aux utilisateurs du système les informations dont ils ont besoin pour un accès efficace au système.

2.   Chaque gestionnaire de réseau de transport construit des capacités transfrontalières suffisantes pour intégrer l’infrastructure européenne de transport en accédant à toutes les demandes de capacité économiquement raisonnables et techniquement réalisables, et en prenant en compte la sécurité de l’approvisionnement en gaz.

3.   Les gestionnaires de réseau de transport coopèrent avec les gestionnaires de réseau de distribution pour assurer la participation effective des acteurs du marché raccordés au réseau aux marchés de détail, de gros et d’équilibrage.

4.   Les gestionnaires de réseau de transport assurent une gestion efficace de la qualité du gaz dans leurs installations, conformément aux normes de qualité du gaz applicables.

5.   Les règles adoptées par les gestionnaires de réseau de transport pour assurer l’équilibre du réseau de transport de gaz sont objectives, transparentes et non discriminatoires, y compris les règles de tarification pour les redevances à payer par les utilisateurs du système en cas de déséquilibre énergétique. Les conditions, y compris les règles et les prix, applicables à la prestation de ces services par les gestionnaires de réseau de transport sont établies d’une manière non discriminatoire et en tenant compte des coûts, selon une méthode compatible avec l’article 78, paragraphe 7, et sont publiées.

6.   Les États membres ou, lorsque les État membres l’ont prévu ainsi, les autorités de régulation, peuvent obliger les gestionnaires de réseau de transport à respecter des normes minimales pour la maintenance et le développement du réseau de transport, et notamment les capacités d’interconnexion.

7.   Les États membres peuvent prévoir qu’une ou plusieurs tâches énumérées au paragraphe 1 du présent article sont attribuées à un gestionnaire de réseau de transport autre que celui qui est propriétaire du réseau de transport auquel incomberaient normalement lesdites responsabilités. Le gestionnaire de réseau de transport auquel les tâches sont confiées est certifié satisfaire au modèle de dissociation des structures de propriété, de gestionnaire de réseau indépendant ou de gestionnaire de transport indépendant, et respecte les exigences prévues à l’article 60, mais n’est pas tenu d’être propriétaire du réseau de transport dont il a la charge.

8.   Un gestionnaire de réseau de transport qui est propriétaire du réseau de transport satisfait aux exigences prévues au chapitre IX et est certifié conformément à l’article 71. La présente disposition s’entend sans préjudice de la possibilité, pour les gestionnaires de réseau de transport qui sont certifiés satisfaire au modèle de dissociation des structures de propriété, de gestionnaire de réseau indépendant ou de gestionnaire de transport indépendant, de déléguer, de leur propre initiative et sous leur contrôle, certaines tâches à d’autres gestionnaires de réseau de transport qui sont certifiés satisfaire au modèle de dissociation des structures de propriété, de gestionnaire de réseau indépendant ou de gestionnaire de transport indépendant, lorsque la délégation de tâches ne met pas en péril le pouvoir de décision effectif et indépendant du gestionnaire de réseau de transport qui délègue les tâches.

9.   Les gestionnaires de système de GNL, de réseau de transport et de système de stockage de gaz naturel coopèrent, au sein d’un État membre et au niveau régional, pour assurer l’utilisation la plus efficace des capacités des installations et des synergies entre ces installations en tenant compte de l’intégrité et du fonctionnement du système et en évitant de créer des contraintes pour l’exploitation des installations de stockage de GNL ou de gaz naturel.

10.   Les gestionnaires de réseau de transport se procurent l’énergie qu’ils utilisent dans le cadre de l’accomplissement de leurs tâches conformément à des procédures transparentes, non discriminatoires et fondées sur le marché.

Article 40

Confidentialité imposée aux gestionnaires de réseau de transport et aux propriétaires de réseau de transport

1.   Sans préjudice de l’article 74 ou de toute autre obligation légale de divulguer des informations, les gestionnaires de réseau de transport, de système de stockage ou de système de GNL pour le gaz naturel et chaque propriétaire de réseau de transport préservent la confidentialité des informations commercialement sensibles dont ils ont connaissance au cours de leurs activités, et empêchent que des informations sur leurs propres activités, qui peuvent être commercialement avantageuses, soient divulguées de manière discriminatoire. Si le gestionnaire de réseau de transport, de système de stockage ou de système de GNL pour le gaz naturel, ou le propriétaire de réseau de transport fait partie d’une entreprise verticalement intégrée, il s’abstient notamment de divulguer toute information commercialement sensible aux parties de l’entreprise verticalement intégrée autres que les gestionnaires de réseau de transport, les gestionnaires de réseau de distribution ou les gestionnaires de réseau d’hydrogène, sauf si cela est nécessaire à la réalisation d’une transaction commerciale. Afin d’assurer le respect total des règles relatives à la dissociation des flux d’information, les États membres s’assurent que le propriétaire du réseau de transport, ainsi que, s’il s’agit d’un gestionnaire de réseau combiné, le gestionnaire de réseau de distribution et les autres parties de l’entreprise qui ne sont pas des gestionnaires de réseau de transport ou de distribution ou des gestionnaires de réseau d’hydrogène, ne recourent pas à des services communs tels que des services juridiques communs, hormis pour les fonctions purement administratives ou informatiques.

2.   Les gestionnaires de réseau de transport, de système de stockage ou de système de GNL pour le gaz naturel, dans le cadre des ventes ou des achats de gaz naturel effectués par une entreprise liée, n’exploitent pas de façon abusive les informations commercialement sensibles qu’ils ont obtenues de tiers en donnant accès ou en négociant l’accès au système.

3.   Les informations nécessaires à une concurrence effective et au bon fonctionnement du marché sont rendues publiques. Cette obligation ne porte pas atteinte à la protection des informations commercialement sensibles.

Article 41

Pouvoir de décider du raccordement d’ installations de production de gaz renouvelable et de gaz bas carbone au réseau de transport

1.   Le gestionnaire de réseau de transport établit et publie des procédures transparentes et efficaces pour le raccordement non discriminatoire d’installations de production de gaz renouvelable et de gaz bas carbone, conformément aux capacités recensées dans le plan décennal de développement du réseau visé à l’article 55. Ces procédures sont soumises à l’approbation de l’autorité de régulation. Les États membres peuvent accorder aux installations de production de biométhane une priorité de raccordement.

2.   Les gestionnaires de réseau de transport n’ont pas le droit de rejeter les demandes de raccordement économiquement raisonnables et techniquement faisables d’une installation de production de gaz renouvelable et de gaz bas carbone nouvelle ou existante, mais non encore raccordée, sauf dans les conditions énoncées à l’article 38.

3.   Aux fins de la mise en œuvre rapide du raccordement au réseau de la production de biométhane, les États membres s’efforcent de veiller à ce que le gestionnaire de réseau de transport respecte des délais raisonnables pour évaluer les demandes d’injection de biométhane, faire une offre et réaliser le raccordement, sous le contrôle des autorités de régulation effectué conformément à l’article 78, paragraphe 1, point t).

Article 42

Pouvoir de décider du raccordement au réseau de transport et au réseau de transport d’hydrogène

1.   Le gestionnaire de réseau de transport et le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène établissent et publient des procédures et des tarifs transparents et efficaces pour le raccordement non discriminatoire des installations de stockage de gaz naturel et d’hydrogène, des installations de GNL, des terminaux d’hydrogène et des clients industriels au réseau de transport et au réseau de transport d’hydrogène. Ces procédures sont soumises à l’approbation de l’autorité de régulation.

2.   Le gestionnaire de réseau de transport et le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène n’ont pas le droit de refuser le raccordement d’une nouvelle installation de stockage de gaz naturel ou d’hydrogène, d’une nouvelle installation de GNL, d’un nouveau terminal d’hydrogène ou d’un nouveau client industriel en invoquant d’éventuelles futures limitations dans les capacités disponibles du réseau ou des coûts supplémentaires résultant de l’obligation d’augmenter les capacités. Le gestionnaire de réseau de transport et le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène garantissent des capacités d’entrée et de sortie suffisantes pour le nouveau raccordement.

CHAPITRE VI

EXPLOITATION D’UN RÉSEAU DE DISTRIBUTION DE GAZ NATUREL ET D’HYDROGÈNE

Article 43

Désignation des gestionnaires de réseau de distribution et des gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène

Les États membres désignent, ou demandent aux entreprises propriétaires ou responsables de réseaux de distribution ou de réseaux de distribution d’hydrogène de désigner, à l’issue d’une procédure transparente, pour une durée à déterminer par les États membres en fonction de considérations d’efficacité économique et énergétique et d’équilibre économique, un ou plusieurs gestionnaires de réseau de distribution ou gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène, et veillent à ce que ceux-ci agissent conformément aux articles 44, 46, 47 et 50.

Article 44

Tâches des gestionnaires de réseau de distribution

1.   Chaque gestionnaire de réseau de distribution est tenu de garantir la capacité à long terme du réseau à répondre à des demandes raisonnables de distribution de gaz naturel conformément aux articles 55 et 57 de la présente directive, y compris en ce qui concerne l’injection de biométhane, ainsi que d’assurer l’exploitation, la maintenance et le développement ou le déclassement, dans des conditions économiquement acceptables, d’un réseau sûr, fiable et performant dans la zone qu’il couvre, dans le respect de l’environnement, des obligations prévues par le règlement (UE) 2024/1787 et de l’efficacité énergétique.

2.   Lorsque les autorités de régulation le décident, les gestionnaires de réseau de distribution peuvent être tenus d’assurer la gestion efficace de la qualité du gaz dans leurs systèmes conformément aux normes de qualité du gaz en vigueur, lorsque cela est nécessaire pour la gestion du système en raison de l’injection de gaz renouvelable et de gaz bas carbone.

3.   En tout état de cause, le gestionnaire de réseau de distribution s’abstient de toute discrimination entre les utilisateurs du système ou des catégories d’utilisateurs du système, notamment en faveur de ses entreprises liées.

4.   Chaque gestionnaire de réseau de distribution fournit aux autres gestionnaires de réseau de distribution, de réseau de transport, de système de GNL ou de système de stockage de gaz naturel des informations suffisantes pour garantir que le transport et le stockage de gaz naturel peuvent se faire d’une manière compatible avec un fonctionnement sûr et efficace du système interconnecté.

5.   Chaque gestionnaire de réseau de distribution fournit aux utilisateurs du système les informations dont ils ont besoin pour un accès efficace au système, y compris pour l’utilisation de celui-ci.

6.   Lorsqu’un gestionnaire de réseau de distribution est chargé d’assurer l’équilibre du réseau de distribution, les règles qu’il adopte à cet effet, y compris les règles de tarification pour les redevances à payer par les utilisateurs du système en cas de déséquilibre énergétique, sont objectives, transparentes et non discriminatoires. Les conditions, y compris les règles et les prix, applicables à la prestation de ces services par les gestionnaires de réseau de distribution sont établies d’une manière non discriminatoire et en tenant compte des coûts, selon une méthode compatible avec l’article 78, paragraphe 7, et sont publiées.

7.   Les gestionnaires de réseau de distribution coopèrent avec les gestionnaires de réseau de transport pour assurer la participation effective des acteurs du marché raccordés à leur infrastructure aux marchés de détail, de gros et d’équilibrage dans le système entrée-sortie auquel le réseau de distribution appartient ou est raccordé.

8.   Les gestionnaires de réseau de distribution n’ont pas le droit de refuser les demandes de raccordement économiquement raisonnables et techniquement faisables d’une installation de production de gaz renouvelable et de gaz bas carbone nouvelle ou existante, mais non encore raccordée, sauf dans les conditions énoncées à l’article 38.

Article 45

Pouvoir de décider du raccordement d’installations de production de gaz renouvelable et de gaz bas carbone au réseau de distribution

Les autorités de régulation exigent des gestionnaires de réseau de distribution qu’ils publient des procédures transparentes et efficaces pour le raccordement non discriminatoire d’installations de production de gaz renouvelable et de gaz bas carbone. Ces procédures sont soumises à l’approbation de l’autorité de régulation. Les États membres peuvent accorder aux installations de production de biométhane une priorité de raccordement.

Aux fins de la mise en œuvre rapide du raccordement au réseau de la production de biométhane, les États membres s’efforcent de veiller à ce que le gestionnaire de réseau de distribution respecte des délais raisonnables pour évaluer les demandes d’injection de biométhane, faire une offre et réaliser le raccordement, sous le contrôle des autorités de régulation effectué conformément à l’article 78, paragraphe 1, point t).

Article 46

Dissociation des gestionnaires de réseau de distribution et des gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène

1.   Lorsque le gestionnaire de réseau de distribution ou le gestionnaire de réseau de distribution d’hydrogène fait partie d’une entreprise verticalement intégrée, il est indépendant, au moins sur le plan de la forme juridique, de l’organisation et de la prise de décision, des autres activités non liées à la distribution ou à la distribution d’hydrogène. Ces règles ne créent pas d’obligation de séparer la propriété des actifs du réseau de distribution ou du réseau de distribution d’hydrogène, d’une part, de l’entreprise verticalement intégrée, d’autre part. Les États membres peuvent prévoir que les gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène sont en mesure de louer ou de prendre en crédit-bail des actifs du réseau d’hydrogène auprès d’autres propriétaires de réseau de distribution, gestionnaires de réseau de distribution ou gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène au sein de la même entreprise. Cette location ou ce crédit-bail ne peut pas donner lieu à des subventions croisées entre différents gestionnaires.

2.   En plus des exigences prévues au paragraphe 1, lorsque le gestionnaire de réseau de distribution ou le gestionnaire de réseau de distribution d’hydrogène fait partie d’une entreprise verticalement intégrée, il est indépendant, sur le plan de l’organisation et de la prise de décision, des autres activités non liées à la distribution ou à la distribution d’hydrogène. À cet effet, les critères minimaux suivants s’appliquent:

a)

la gestion du gestionnaire de réseau de distribution ou du gestionnaire de réseau de distribution d’hydrogène ne peut pas faire partie des structures de l’entreprise intégrée de gaz naturel ou de l’entreprise verticalement intégrée qui sont, directement ou indirectement, chargées de la gestion quotidienne des activités de production, de transport et de fourniture de gaz naturel et d’hydrogène;

b)

des mesures appropriées sont prises pour que les intérêts professionnels des responsables de la gestion du gestionnaire de réseau de distribution ou du gestionnaire de réseau de distribution d’hydrogène soient pris en considération de manière à leur permettre d’agir en toute indépendance;

c)

le gestionnaire de réseau de distribution ou le gestionnaire de réseau de distribution d’hydrogène dispose de pouvoirs de décision effectifs, indépendamment de l’entreprise intégrée ou de l’entreprise verticalement intégrée de gaz naturel, en ce qui concerne les éléments d’actifs nécessaires pour exploiter, entretenir ou développer le réseau; pour accomplir ces tâches, le gestionnaire de réseau de distribution ou le gestionnaire de réseau de distribution d’hydrogène dispose des ressources nécessaires, tant humaines que techniques, financières et matérielles; cela n’empêche pas l’existence de mécanismes de coordination appropriés en vue d’assurer que les droits de supervision économique et de gestion de la société mère concernant le rendement des actifs d’une filiale, réglementé indirectement en vertu de l’article 78, paragraphe 7, sont préservés; en particulier, la présente disposition permet à la société mère d’approuver le plan financier annuel du gestionnaire de réseau de distribution ou du gestionnaire de réseau de distribution d’hydrogène, ou tout document équivalent, et de plafonner globalement le niveau d’endettement de sa filiale; elle ne permet pas à la société mère de donner des instructions au sujet de la gestion quotidienne ni en ce qui concerne des décisions individuelles relatives à la construction ou à la modernisation de conduites de distribution qui n’excèdent pas les limites du plan financier qu’elle a approuvé ou de tout document équivalent;

d)

le gestionnaire de réseau de distribution ou le gestionnaire de réseau de distribution d’hydrogène établit un programme d’engagements, qui contient les mesures prises pour garantir que toute pratique discriminatoire est exclue, et veille à ce que l’application de ce programme d’engagements fasse l’objet d’un suivi approprié; ce programme d’engagements énumère les obligations spécifiques imposées aux employés pour que cet objectif soit atteint; la personne ou l’organisme responsable du suivi du programme d’engagements, ou le cadre chargé du respect des engagements du gestionnaire de réseau de distribution ou du gestionnaire de réseau de distribution d’hydrogène, présente tous les ans à l’autorité de régulation, un rapport décrivant les mesures prises, qui est publié; le cadre chargé du respect des engagements du gestionnaire de réseau de distribution ou du gestionnaire de réseau de distribution d’hydrogène est totalement indépendant et a accès à toutes les informations du gestionnaire de réseau de distribution ou du gestionnaire de réseau de distribution d’hydrogène et des entreprises liées éventuelles dont il a besoin pour l’exécution de sa tâche.

3.   Lorsque le gestionnaire de réseau de distribution ou le gestionnaire de réseau de distribution d’hydrogène fait partie d’une entreprise verticalement intégrée, les États membres veillent à ce que ses activités soient surveillées par les autorités de régulation ou d’autres organes compétents afin que le gestionnaire de réseau de distribution ou le gestionnaire de réseau de distribution d’hydrogène ne puisse pas tirer profit de son intégration verticale pour fausser la concurrence. En particulier, les gestionnaires de réseau de distribution ou les gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène appartenant à une entreprise verticalement intégrée s’abstiennent, dans leurs pratiques de communication et leur stratégie de marque, de toute confusion avec l’identité distincte de la branche «fourniture» de l’entreprise verticalement intégrée.

4.   Les États membres peuvent décider de ne pas appliquer les paragraphes 1, 2 et 3 aux gestionnaires de réseau de distribution faisant partie d’une entreprise intégrée de gaz naturel qui approvisionne moins de 100 000 clients raccordés. Lorsqu’un gestionnaire de réseau de distribution bénéficie d’une dérogation conformément au présent paragraphe au 4 août 2024, les États membres peuvent décider de ne pas appliquer les paragraphes 1, 2 et 3 à un gestionnaire de réseau de distribution d’hydrogène faisant partie de la même entreprise, à condition que le nombre combiné de clients raccordés du gestionnaire de réseau de distribution et du gestionnaire de réseau de distribution d’hydrogène reste inférieur à 100 000.

Article 47

Obligations de confidentialité des gestionnaires de réseau de distribution

1.   Sans préjudice de l’article 74 ou de toute autre obligation légale de divulguer des informations, chaque gestionnaire de réseau de distribution préserve la confidentialité des informations commercialement sensibles dont il a connaissance au cours de ses activités, et empêche que des informations sur ses propres activités, qui peuvent être commercialement avantageuses, soient divulguées de manière discriminatoire.

2.   Les gestionnaires de réseau de distribution, dans le cadre des ventes ou des achats de gaz naturel effectués par une entreprise liée, n’exploitent pas de façon abusive les informations commercialement sensibles qu’ils ont obtenues de tiers en donnant accès ou en négociant l’accès au réseau.

Article 48

Réseaux fermés de distribution de gaz naturel

1.   Les États membres peuvent prévoir que les autorités de régulation ou d’autres autorités compétentes qualifient de réseau fermé de distribution un réseau qui distribue du gaz naturel à l’intérieur d’un site industriel, commercial ou de partage de services géographiquement limité, et qui, sans préjudice du paragraphe 4, n’approvisionne pas de clients résidentiels, à condition que:

a)

pour des raisons spécifiques ayant trait à la technique ou à la sécurité, les opérations ou le processus de production des utilisateurs de ce réseau soient intégrés; ou

b)

ce réseau fournisse du gaz naturel essentiellement au propriétaire ou au gestionnaire du réseau, ou aux entreprises qui leur sont liées.

2.   Les États membres peuvent prévoir que les autorités de régulation exemptent le gestionnaire d’un réseau fermé de distribution de gaz naturel de l’obligation, prévue à l’article 31, paragraphe 1, de veiller à ce que les tarifs, ou les méthodes de calcul de ceux-ci, soient approuvés avant leur entrée en vigueur conformément à l’article 78.

3.   Dans le cas où une exemption est accordée en vertu du paragraphe 2 du présent article, les tarifs applicables, ou les méthodes de calcul de ceux-ci, sont vérifiés et approuvés conformément à l’article 78 à la demande d’un utilisateur du réseau fermé de distribution de gaz naturel.

4.   L’usage accessoire par un petit nombre de clients résidentiels employés par le propriétaire du réseau de distribution, ou associés à lui de façon similaire, et situés dans la zone desservie par le réseau fermé de distribution n’interdit pas d’accorder une exemption en vertu du paragraphe 2.

5.   Les réseaux fermés de distribution sont considérés comme des réseaux de distribution aux fins de la présente directive.

Article 49

Gestionnaire d’infrastructure combinée

1.   L’article 46, paragraphe 1, ne fait pas obstacle à l’exploitation d’un gestionnaire d’infrastructure combinée d’installations de transport, de stockage ou de GNL pour le gaz naturel ou de réseau de distribution, à condition que le gestionnaire se conforme aux dispositions pertinentes du chapitre IX.

2.   L’article 46, paragraphe 1, ne fait pas obstacle à l’exploitation d’un gestionnaire d’infrastructure combinée de réseaux de transport d’hydrogène, de terminaux d’hydrogène, d’installations de stockage d’hydrogène ou de réseaux de distribution d’hydrogène, à condition que le gestionnaire se conforme aux articles 68 et 69.

3.   Les paragraphes 1 et 2 du présent article ne font pas obstacle à l’exploitation d’un gestionnaire d’infrastructure combinée dans les systèmes de gaz naturel et d’hydrogène, sous réserve des exigences prévues à l’article 69.

CHAPITRE VII

RÈGLES APPLICABLES AUX RÉSEAUX D’HYDROGÈNE

Article 50

Tâches des gestionnaires de réseau, de stockage et de terminal d’hydrogène

1.   Il appartient à chaque gestionnaire de réseau, de stockage et de terminal d’hydrogène:

a)

d’exploiter, d’entretenir et de développer, y compris de réaffecter, dans des conditions économiquement acceptables, une infrastructure sûre et fiable pour le transport ou le stockage de l’hydrogène, en accordant toute l’attention requise au respect de l’environnement, en coopération étroite avec les gestionnaires de réseau d’hydrogène raccordés et voisins pour optimiser la colocalisation de la production et de l’utilisation d’hydrogène et sur la base du plan décennal de développement du réseau visé à l’article 55;

b)

de garantir la capacité à long terme du système d’hydrogène à répondre aux demandes raisonnables recensées de transport et de stockage de l’hydrogène conformément au plan décennal de développement du réseau visé à l’article 55;

c)

d’assurer les moyens appropriés pour remplir ses obligations;

d)

de fournir au gestionnaire d’autres réseaux ou systèmes avec lesquels son système est interconnecté des informations suffisantes, notamment sur la qualité de l’hydrogène, pour assurer l’exploitation sûre et efficace, le développement coordonné et l’interopérabilité du système interconnecté;

e)

de s’abstenir de toute discrimination entre les utilisateurs du système d’hydrogène ou les catégories d’utilisateurs de l’infrastructure, notamment en faveur de ses entreprises liées;

f)

de fournir aux utilisateurs du système d’hydrogène les informations dont ils ont besoin pour un accès efficace à l’infrastructure;

g)

de prendre toutes les mesures raisonnables pour prévenir et minimiser les émissions d’hydrogène dues à ses activités et d’effectuer, à intervalles réguliers, une enquête sur la détection et la réparation des fuites d’hydrogène de tous les composants concernés sous la responsabilité du gestionnaire;

h)

de soumettre aux autorités compétentes un rapport de détection des fuites d’hydrogène et, lorsque cela est nécessaire, un programme de réparation ou de remplacement, et de rendre publiques chaque année des informations statistiques sur la détection et la réparation des fuites d’hydrogène.

2.   Les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène s’efforcent d’assurer une capacité transfrontalière suffisante pour intégrer l’infrastructure européenne d’hydrogène en accédant à toutes les demandes de capacité économiquement raisonnables et techniquement réalisables recensées dans le plan décennal de développement du réseau visé à l’article 55 de la présente directive et le plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène visé à l’article 60 du règlement (UE) 2024/1789, et en prenant en compte la sécurité de l’approvisionnement en hydrogène. Lors de leur certification en vertu de l’article 71 de la présente directive et de l’article 14 du règlement (UE) 2024/1789, les autorités compétentes des États membres peuvent décider de confier à un gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène ou à un nombre limité de gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène la responsabilité d’assurer la capacité transfrontalière.

3.   Lorsque cela est approprié pour la gestion du système et pour les utilisateurs finaux, l’autorité de régulation confie aux gestionnaires de réseau d’hydrogène la responsabilité d’assurer une gestion efficace de la qualité de l’hydrogène et de garantir une qualité stable de l’hydrogène dans leurs réseaux conformément aux normes de qualité de l’hydrogène applicables.

4.   Les gestionnaires de réseau d’hydrogène sont responsables de l’équilibrage de leurs réseaux à partir du 1er janvier 2033, ou à partir d’une date antérieure si l’autorité de régulation le prévoit. Les règles adoptées par les gestionnaires de réseau d’hydrogène pour l’équilibrage du réseau d’hydrogène sont objectives, transparentes et non discriminatoires, y compris les règles de tarification pour les redevances à payer par les utilisateurs de leurs réseaux en cas de déséquilibre énergétique.

Article 51

Réseaux d’hydrogène existants

1.   Les États membres peuvent prévoir que les autorités de régulation accordent une dérogation aux exigences prévues à un ou plusieurs des articles 35, 46, 68, 69, 70 et 71 de la présente directive, et aux articles 7 et 65 du règlement (UE) 2024/1789 aux réseaux d’hydrogène qui appartenaient à une entreprise verticalement intégrée au 4 août 2024.

2.   Toute dérogation accordée en vertu du paragraphe 1 expire lorsque:

a)

l’autorité de régulation décide, à la demande de l’entreprise verticalement intégrée, de mettre fin à la dérogation;

b)

le réseau d’hydrogène qui bénéficie de la dérogation est raccordé à un autre réseau d’hydrogène;

c)

le réseau d’hydrogène bénéficiant de la dérogation ou sa capacité est étendu de plus de 5 % en ce qui concerne sa longueur ou sa capacité par rapport au 4 août 2024; ou

d)

l’autorité de régulation conclut, par voie de décision, que la poursuite de l’application de la dérogation risquerait d’entraver la concurrence ou d’affecter négativement le bon déploiement d’infrastructures pour l’hydrogène ou le développement et le fonctionnement du marché de l’hydrogène dans l’État membre ou l’Union.

3.   Tous les sept ans à compter de la date à laquelle une dérogation est accordée en vertu du paragraphe 1, l’autorité de régulation publie une évaluation de l’incidence de la dérogation sur la concurrence, sur les infrastructures d’hydrogène et sur le développement et le fonctionnement du marché de l’hydrogène dans l’Union ou dans l’État membre.

4.   Les autorités de régulation peuvent demander aux gestionnaires de réseau d’hydrogène existants de leur fournir toutes les informations nécessaires à l’exécution de leurs tâches.

Article 52

Réseaux d’hydrogène géographiquement limités

1.   Les États membres peuvent prévoir que les autorités de régulation accordent une dérogation aux articles 68 et 71 ou à l’article 46 pour les réseaux d’hydrogène qui transportent de l’hydrogène à l’intérieur d’une zone industrielle ou commerciale géographiquement limitée. Pendant la durée de la dérogation, ce réseau remplit toutes les conditions suivantes:

a)

il ne comprend pas d’interconnexions d’hydrogène;

b)

il n’a pas de raccordements directs avec des installations de stockage d’hydrogène ou des terminaux d’hydrogène, à moins que ces installations de stockage ou terminaux ne soient également raccordés à un réseau d’hydrogène qui ne bénéficie pas d’une dérogation accordée en vertu du présent article ou de l’article 51;

c)

il sert principalement à fournir de l’hydrogène aux clients directement raccordés à ce réseau; et

d)

il n’est raccordé à aucun autre réseau d’hydrogène, à l’exception des réseaux bénéficiant également d’une dérogation accordée en vertu du présent article et exploités par le même gestionnaire de réseau d’hydrogène.

2.   L’autorité de régulation adopte une décision visant à retirer la dérogation visée au présent paragraphe si elle conclut que la poursuite de l’application de la dérogation risquerait d’entraver la concurrence ou d’affecter négativement le bon déploiement d’infrastructures d’hydrogène ou le développement et le fonctionnement du marché de l’hydrogène dans l’Union ou dans l’État membre ou lorsque l’une des conditions énoncées au paragraphe 1 n’est plus remplie.

Tous les sept ans à compter de la date à laquelle une dérogation est accordée en vertu du paragraphe 1, l’autorité de régulation publie une évaluation de l’incidence de la dérogation sur la concurrence, sur les infrastructures d’hydrogène et sur le développement et le fonctionnement du marché de l’hydrogène dans l’Union ou dans l’État membre.

Les États membres prennent les mesures nécessaires pour que les demandes d’accès des producteurs d’hydrogène ainsi que les demandes de raccordement des clients industriels soient notifiées à l’autorité de régulation, rendues publiques et traitées conformément à l’article 42. La publication des demandes d’accès préserve la confidentialité des informations commercialement sensibles.

Article 53

Interconnexions d’hydrogène avec des pays tiers

1.   Pour chaque interconnexion d’hydrogène entre des États membres et des pays tiers, l’Union conclut avant son exploitation un accord international, conformément à l’article 218 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, avec les pays tiers raccordés concernés, fixant les règles d’exploitation de l’interconnexion d’hydrogène concernée, lorsque cela est nécessaire pour assurer la cohérence et la compatibilité avec les règles applicables aux réseaux d’hydrogène prévues dans la présente directive et dans le règlement (UE) 2024/1789. Un accord international n’est pas jugé nécessaire lorsque l’État membre raccordé ou ayant l’intention d’être raccordé par une interconnexion d’hydrogène négocie et conclut un accord intergouvernemental avec les pays tiers raccordés concernés, conformément à l’article 89 de la présente directive, fixant les règles d’exploitation de l’interconnexion d’hydrogène concernée pour assurer la cohérence et la compatibilité avec les règles applicables aux réseaux d’hydrogène prévues dans la présente directive et dans le règlement (UE) 2024/1789.

2.   Le paragraphe 1 du présent article est sans préjudice de l’article 85 et de la répartition des compétences entre l’Union et les États membres.

3.   Le paragraphe 1 est également sans préjudice de la possibilité pour l’Union et les États membres, en vertu de leurs compétentes respectives et conformément aux procédures applicables, d’engager des dialogues avec les pays tiers raccordés, y compris pour établir une coopération sur des questions pertinentes pour la production d’hydrogène telles que les questions sociales et environnementales.

Article 54

Confidentialité pour les gestionnaires de réseaux d’hydrogène, d’installations de stockage d’hydrogène et de terminaux d’hydrogène

1.   Sans préjudice des obligations légales de divulguer des informations, chaque gestionnaire de réseau d’hydrogène, d’installation de stockage d’hydrogène ou de terminal d’hydrogène et chaque propriétaire de réseau d’hydrogène préservent la confidentialité des informations commercialement sensibles dont ils ont connaissance au cours de leurs activités, et empêchent que des informations sur leurs propres activités, qui peuvent être commercialement avantageuses, soient divulguées de manière discriminatoire. En particulier, si le gestionnaire de réseau d’hydrogène, d’installation de stockage d’hydrogène ou de terminal d’hydrogène ou le propriétaire de réseau d’hydrogène fait partie d’une entreprise verticalement intégrée, il s’abstient de divulguer toute information commercialement sensible aux parties de l’entreprise verticalement intégrée autres que les gestionnaires de réseau de transport, les gestionnaires de réseau de distribution ou les gestionnaires de réseau d’hydrogène, sauf si cela est nécessaire à la réalisation d’une transaction commerciale.

2.   Le gestionnaire d’un réseau d’hydrogène, d’une installation de stockage d’hydrogène ou d’un terminal d’hydrogène, dans le cadre des ventes ou des achats d’hydrogène effectués par une entreprise liée, n’exploite pas de façon abusive les informations commercialement sensibles qu’il a obtenues de tiers en donnant accès ou en négociant l’accès au système.

3.   Les informations nécessaires à une concurrence effective et au bon fonctionnement du marché sont rendues publiques. Cette obligation ne porte pas atteinte à la protection des informations commercialement sensibles.

CHAPITRE VIII

PLANIFICATION INTÉGRÉE DES RÉSEAUX

Article 55

Développement du réseau pour le gaz naturel et pour l’hydrogène et pouvoir de prendre les décisions d’investissements

1.   Tous les deux ans au moins, tous les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène soumettent à l’autorité de régulation concernée un plan décennal de développement du réseau fondé sur l’offre et la demande existantes ainsi que sur les prévisions en la matière, après consultation des parties prenantes concernées conformément au paragraphe 2, point f). Chaque État membre dispose d’un plan unique de développement du réseau pour le gaz naturel et d’un plan unique de développement du réseau pour l’hydrogène, ou d’un plan commun pour le gaz naturel et l’hydrogène.

Les États membres qui autorisent un plan commun veillent à ce qu’un tel plan soit suffisamment transparent pour permettre à l’autorité de régulation de cerner clairement les besoins spécifiques du secteur du gaz naturel et les besoins spécifiques du secteur de l’hydrogène visés par le plan. Une modélisation distincte est réalisée pour chaque vecteur énergétique, avec des chapitres distincts présentant des cartes de réseau pour le gaz naturel et des cartes de réseau pour l’hydrogène.

Les États membres dans lesquels des plans distincts sont mis au point pour le gaz naturel et l’hydrogène veillent à ce que les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène coopèrent étroitement lorsque des décisions doivent être prises pour garantir l’efficacité du système, telle qu’elle est définie à l’article 2, point 4), de la directive (UE) 2023/1791, pour tous les vecteurs énergétiques, notamment en ce qui concerne la réaffectation.

Les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène coopèrent étroitement avec les gestionnaires de réseau de transport d’électricité et les gestionnaires de réseau de distribution d’électricité, le cas échéant, afin de coordonner les exigences en matière d’infrastructures communes, telles que la localisation des électrolyseurs et les infrastructures de transport pertinentes, et tiennent le plus grand compte de leurs points de vue.

Les États membres s’efforcent d’assurer la coordination des étapes de planification des plans décennaux de développement des réseaux respectifs pour le gaz naturel, l’hydrogène et l’électricité.

Les gestionnaires d’infrastructure, y compris les gestionnaires de terminal de GNL, les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel, les gestionnaires de réseau de distribution, les gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène, les gestionnaires de terminal d’hydrogène, les gestionnaires de stockage d’hydrogène, les gestionnaires d’infrastructure de chauffage urbain et les gestionnaires de réseau d’électricité sont tenus de fournir aux gestionnaires de réseau de transport et aux gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène et d’échanger avec eux toute information pertinente relative aux plans décennaux de développement du réseau. Le plan décennal de développement du réseau pour le gaz naturel contient des mesures effectives pour garantir l’adéquation du système de gaz naturel et la sécurité de l’approvisionnement, notamment le respect des normes d’infrastructure prévues par le règlement (UE) 2017/1938. Les plans décennaux de développement du réseau sont publiés et accessibles sur un site internet, accompagnés des résultats de la consultation des parties prenantes. Ce site internet est mis à jour régulièrement afin de veiller à ce que toutes les parties prenantes concernées soient informées du calendrier, des modalités et de la portée de la consultation.

2.   Plus particulièrement, les plans décennaux de développement du réseau visés au paragraphe 1:

a)

contiennent des informations complètes et détaillées sur les principales infrastructures qui doivent être construites ou mises à niveau au cours des dix prochaines années, en tenant compte de tout renforcement d’infrastructure nécessaire pour raccorder les installations de gaz renouvelable et de gaz bas carbone et en incluant les infrastructures développées pour permettre des flux inversés vers le réseau de transport;

b)

contiennent des informations sur tous les investissements déjà décidés et recensent les nouveaux investissements et les solutions du côté de la demande ne nécessitant pas de nouveaux investissements dans des infrastructures qui doivent être réalisés durant les trois prochaines années;

c)

dans le cas du gaz naturel, contiennent des informations complètes et détaillées sur les infrastructures qui peuvent ou doivent être déclassées;

d)

dans le cas de l’hydrogène, contiennent des informations complètes et détaillées sur les infrastructures qui peuvent ou doivent être réaffectées au transport d’hydrogène, en particulier pour fournir de l’hydrogène aux utilisateurs finals dans les secteurs difficiles à décarboner, en tenant compte du potentiel de réduction des émissions de gaz à effet de serre ainsi que de l’efficacité énergétique et économique par rapport à d’autres solutions;

e)

fournissent un calendrier pour tous les projets d’investissement et de déclassement;

f)

se fondent sur un scénario commun développé tous les deux ans entre les gestionnaires d’infrastructure concernés, y compris les gestionnaires de réseau de distribution concernés, pour, au moins, le gaz naturel, l’hydrogène, l’électricité et, le cas échéant, le chauffage urbain;

g)

dans le cas du gaz naturel, sont cohérents avec les résultats des évaluations communes et nationales des risques réalisées en vertu de l’article 7 du règlement (UE) 2017/1938;

h)

sont conformes au plan national intégré en matière d’énergie et de climat et à ses mises à jour, tiennent compte de l’état d’avancement des rapports nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat présentés conformément au règlement (UE) 2018/1999, sont cohérents avec les objectifs fixés par la directive (UE) 2018/2001 et soutiennent l’objectif de neutralité climatique énoncé à l’article 2, paragraphe 1, et à l’article 4, paragraphe 1, du règlement (UE) 2021/1119;

i)

sont cohérents avec le plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturel visé à l’article 32 du règlement (UE) 2024/1789 ainsi qu’avec le plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène visé à l’article 60 dudit règlement, selon le cas;

j)

tiennent compte du plan de développement du réseau de distribution d’hydrogène visé à l’article 56 et des plans de déclassement des réseaux de gaz naturel visés à l’article 57.

Les scénarios communs visés au premier alinéa, point f), sont fondés sur des hypothèses raisonnables concernant l’évolution de la production, de l’offre et de la consommation, en particulier les besoins des secteurs difficiles à décarboner, compte tenu du potentiel de réduction des émissions de gaz à effet de serre et de l’efficacité énergétique et économique par rapport à d’autres solutions, et tiennent compte des solutions du côté de la demande ne nécessitant pas de nouveaux investissements dans les infrastructures. Ils tiennent également compte des échanges transfrontaliers, y compris avec les pays tiers, et du rôle du stockage d’hydrogène et de l’intégration des terminaux d’hydrogène. Les gestionnaires d’infrastructures mènent un processus de consultation étendue sur ces scénarios, ouverte aux parties prenantes concernées, y compris les gestionnaires de réseau de distribution de gaz naturel et d’électricité, les gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène, les associations concernées par les marchés de l’électricité, du gaz naturel et de l’hydrogène et par la chaleur et le froid, les entreprises de fourniture et de production, les agrégateurs indépendants, les gestionnaires de la participation active de la demande, les organisations concernées par les solutions d’efficacité énergétique, les associations de consommateurs d’énergie, et les représentants de la société civile. Les consultations se déroulent à un stade précoce avant l’élaboration du plan décennal de développement du réseau, de manière ouverte, inclusive et transparente. Tous les documents fournis par les gestionnaires d’infrastructures pour faciliter les consultations sont rendus publics, de même que les résultats de la consultation des parties prenantes. Le site internet concerné est mis à jour en temps utile lorsque ces documents sont disponibles, afin que les parties prenantes concernées soient suffisamment informées pour pouvoir participer de manière effective à la consultation.

Les scénarios communs visés au premier alinéa, point f), du présent paragraphe, sont conformes aux scénarios à l’échelle de l’Union établis conformément à l’article 12 du règlement (UE) 2022/869 et au plan national intégré en matière d’énergie et de climat et à ses mises à jour conformément au règlement (UE) 2018/1999, et soutiennent l’objectif de neutralité climatique visé à l’article 2, paragraphe 1, et à l’article 4, paragraphe 1, du règlement (UE) 2021/1119. Ces scénarios communs sont approuvés par l’autorité nationale compétente. Le conseil scientifique consultatif européen sur le changement climatique établi en vertu de l’article 10 bis du règlement (CE) no 401/2009 peut, de sa propre initiative, émettre un avis sur la compatibilité des scénarios communs avec les objectifs de l’Union en matière d’énergie et de climat pour 2030, ainsi qu’avec son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050. L’autorité nationale compétente tient compte de cet avis.

3.   Lors de l’élaboration des plans décennaux de développement du réseau, le gestionnaire de réseau de transport et le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène prennent pleinement en compte les alternatives potentielles à l’expansion du système, telles que le recours à la participation active de la demande, ainsi que la consommation prévue à la suite de l’application du principe de primauté de l’efficacité énergétique conformément à l’article 27 de la directive (UE) 2023/1791, les échanges avec d’autres pays et les plans de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union. Compte tenu de l’intégration du système énergétique, le gestionnaire de réseau de transport et le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène évaluent comment répondre, si possible, à un besoin dans les systèmes d’électricité, de chaleur le cas échéant, et de gaz naturel et d’hydrogène, y compris des informations sur la localisation et la taille optimales du stockage de l’énergie et les actifs de conversion de l’électricité en gaz ainsi que la colocalisation de la production et de la consommation d’hydrogène. Le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène inclut des informations sur la localisation des utilisateurs finals dans les secteurs difficiles à décarboner en vue de cibler l’utilisation d’hydrogène renouvelable et bas carbone dans ces secteurs.

4.   L’autorité de régulation consulte, dans un esprit d’ouverture et de transparence, tous les utilisateurs effectifs ou potentiels du système au sujet du plan décennal de développement du réseau. Les personnes ou les entreprises qui affirment être des utilisateurs potentiels du système peuvent être tenues de justifier cette affirmation. L’autorité de régulation publie le résultat du processus de consultation, y compris les éventuels besoins en matière d’investissement, de déclassement d’actifs et de solutions du côté de la demande ne nécessitant pas de nouveaux investissements dans des infrastructures.

5.   L’autorité de régulation examine si le plan décennal de développement du réseau respecte les paragraphes 1, 2 et 3 du présent article, couvre tous les besoins qui ont été recensés en matière d’investissement durant le processus de consultation et, le cas échéant, si ce plan est cohérent avec la simulation la plus récente à l’échelle de l’Union des scénarios de rupture effectuée par le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour le gaz (ci-après dénommé «REGRT pour le gaz») en vertu de l’article 7 du règlement (UE) 2017/1938, avec les évaluations des risques régionales et nationales réalisées en vertu de l’article 7 du règlement (UE) 2017/1938 et avec les plans décennaux non contraignants de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union (ci-après dénommés «plans de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union») visés à l’article 30, paragraphe 1, point b), du règlement (UE) 2019/943, et aux articles 32 et 60 du règlement (UE) 2024/1789. En cas de doute quant à la cohérence avec les plans de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union, l’autorité de régulation consulte l’ACER. Elle peut exiger du gestionnaire de réseau de transport qu’il modifie son plan décennal de développement du réseau.

Les autorités nationales compétentes examinent la cohérence du plan décennal de développement du réseau avec l’objectif de neutralité climatique énoncé à l’article 2, paragraphe 1, du règlement (UE) 2021/1119, avec le plan national en matière d’énergie et de climat et ses mises à jour, ainsi qu’avec les rapports nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat présentés conformément au règlement (UE) 2018/1999, et, en cas d’incohérence, peuvent fournir à l’autorité de régulation un avis motivé exposant cette incohérence, à prendre dûment en compte.

6.   L’autorité de régulation surveille et évalue la mise en œuvre du plan décennal de développement du réseau.

7.   Dans les cas où le gestionnaire de réseau indépendant ou le gestionnaire de transport indépendant, ou le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène intégré ou le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène indépendant, pour des motifs autres que des raisons impérieuses qu’il ne contrôle pas, ne réalise pas un investissement qui, en vertu du plan décennal de développement du réseau, aurait dû être réalisé dans un délai de trois ans, les États membres font en sorte que l’autorité de régulation soit tenue de prendre au moins une des mesures ci-après pour garantir la réalisation de l’investissement en question si celui-ci est toujours pertinent compte tenu du plan décennal de développement du réseau le plus récent:

a)

exiger du gestionnaire de réseau de transport ou du gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène qu’il réalise l’investissement en question;

b)

lancer une procédure d’appel d’offres ouverte à tous les investisseurs pour l’investissement en question;

c)

imposer au gestionnaire de réseau de transport ou au gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène d’accepter une augmentation de capital destinée à financer l’investissement nécessaire et d’autoriser des investisseurs indépendants à participer au capital.

Lorsque l’autorité de régulation a eu recours aux pouvoirs dont elle dispose en vertu du premier alinéa, point b), elle peut imposer au gestionnaire de réseau de transport ou au gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène d’accepter un ou plusieurs des éléments suivants:

a)

un financement par un tiers;

b)

une construction, une réaffectation ou un déclassement par un tiers;

c)

la construction des nouveaux actifs en question par lui-même;

d)

l’exploitation des nouveaux actifs en question par lui-même.

Le gestionnaire de réseau de transport ou le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène fournit aux investisseurs toutes les informations nécessaires pour réaliser l’investissement, raccorde les nouveaux actifs au réseau de transport ou au réseau de transport d’hydrogène et, d’une manière générale, fait tout pour faciliter la mise en œuvre du projet d’investissement.

Les montages financiers correspondants sont soumis à l’approbation de l’autorité de régulation.

8.   Lorsque l’autorité de régulation a eu recours aux pouvoirs dont elle dispose en vertu du paragraphe 7, les tarifs d’accès au réseau applicables tels qu’ils ont été fixés ou approuvés par l’autorité de régulation couvrent les coûts de l’investissement en question.

Article 56

Plan de développement du réseau de distribution d’hydrogène

1.   Les gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène présentent à l’autorité de régulation, tous les quatre ans, un plan présentant l’infrastructure du réseau d’hydrogène qu’ils entendent développer. Ce plan est mis au point en coopération étroite avec les gestionnaires de réseau de distribution de gaz naturel et d’électricité, ainsi qu’avec les gestionnaires d’installations de chauffage et de refroidissement urbains, le cas échéant, en veillant à l’intégration efficace du système énergétique et en tenant le plus grand compte de leurs points de vue. Les États membres peuvent permettre aux gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène, conformément au présent article, et aux gestionnaires de réseau de distribution, conformément à l’article 57, qui sont actifs dans la même région, de mettre au point un plan commun.

Les États membres qui autorisent un plan commun veillent à ce que le plan soit suffisamment transparent pour cerner clairement les besoins spécifiques du secteur du gaz naturel et les besoins spécifiques du secteur de l’hydrogène visés par le plan. Une modélisation distincte est réalisée pour chaque vecteur énergétique, avec des chapitres distincts présentant des cartes de réseau pour le gaz naturel et des cartes de réseau pour l’hydrogène.

Les États membres dans lesquels des plans distincts sont mis au point pour le gaz naturel et l’hydrogène veillent à ce que les gestionnaires de réseau de distribution et les gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène coopèrent étroitement lorsque des décisions doivent être prises pour garantir l’efficacité du système, pour tous les vecteurs énergétiques, notamment en ce qui concerne la réaffectation.

2.   Plus particulièrement, le plan de développement du réseau de distribution d’hydrogène:

a)

contient des informations sur les besoins de capacité, tant en ce qui concerne le volume que la durée, tels qu’ils sont négociés entre les utilisateurs du réseau de distribution d’hydrogène et les gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène, sur la fourniture d’hydrogène, et sur les besoins de capacité, tant en ce qui concerne le volume que la durée, des utilisateurs finals, actuels et potentiels futurs, difficiles à décarboner, en tenant compte du potentiel de réduction des émissions de gaz à effet de serre ainsi que de l’efficacité énergétique et économique par rapport à d’autres solutions, et de la localisation de ces utilisateurs finals, en vue de cibler l’utilisation d’hydrogène renouvelable et bas carbone dans ces secteurs;

b)

tient compte des plans en matière de chaleur et de froid établis en vertu de l’article 25, paragraphe 6, de la directive (UE) 2023/1791 et de la demande des secteurs non couverts par les plans en matière de chaleur et de froid, et évalue la manière dont le principe de primauté de l’efficacité énergétique visé à l’article 27 de ladite directive est respecté lorsqu’il est envisagé d’étendre le réseau de distribution d’hydrogène dans les secteurs où des alternatives plus économes en énergie sont disponibles;

c)

contient des informations sur la proportion de conduites de gaz naturel qui sont réaffectées au transport de l’hydrogène, ainsi que sur la proportion de ces réaffectations qui sont nécessaires pour répondre aux besoins de capacité établis conformément au point a);

d)

est fondé sur un processus de consultation qui est ouvert aux parties prenantes concernées, afin de permettre leur participation effective au processus de planification dès ses débuts, y compris la fourniture et l’échange de toute information pertinente;

e)

est publié sur le site internet du gestionnaire de réseau de distribution d’hydrogène, accompagné des résultats de la consultation des parties prenantes, et est présenté à l’autorité de régulation, accompagné des résultats de la consultation des parties prenantes; ce site internet est mis à jour régulièrement afin que les parties prenantes concernées soient suffisamment informées pour pouvoir participer de manière effective à la consultation;

f)

est conforme au plan national intégré en matière d’énergie et de climat et à ses mises à jour, ainsi qu’aux rapports nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat présentés conformément au règlement (UE) 2018/1999, et soutient l’objectif de neutralité climatique énoncé à l’article 2, paragraphe 1, du règlement (UE) 2021/1119;

g)

est cohérent avec le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène visé à l’article 60 du règlement (UE) 2024/1789 et aux plans décennaux nationaux de développement du réseau mis au point conformément à l’article 55 de la présente directive.

3.   Les gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène échangent toute information pertinente requise pour mettre au point le plan avec d’autres gestionnaires de réseau d’hydrogène, y compris des gestionnaires de réseau d’hydrogène dans les États membres voisins s’il existe un raccordement direct.

4.   L’autorité de régulation évalue la conformité du plan de développement du réseau de distribution d’hydrogène avec le paragraphe 1 du présent article. L’autorité de régulation examine le plan et peut demander que le plan soit modifié en fonction de l’évaluation. Ce faisant, elle prend en compte la nécessité énergétique et économique globale du réseau d’hydrogène ainsi que le scénario-cadre commun mis au point en vertu de l’article 55, paragraphe 2, point f). En ce qui concerne les plans présentés en rapport avec les réseaux d’hydrogène bénéficiant d’une dérogation en vertu de l’article 51 ou 52, l’autorité de régulation peut s’abstenir d’examiner le plan et de formuler des recommandations de modifications.

5.   L’autorité de régulation tient compte de l’examen du plan de développement du réseau de distribution d’hydrogène lors de l’approbation des termes tarifaires spécifiques au sens de l’article 5 du règlement (UE) 2024/1789.

6.   Jusqu’au 31 décembre 2032, et sans préjudice des pouvoirs de l’autorité de régulation en matière de surveillance des règles d’accès au réseau, les États membres peuvent charger une autre autorité compétente d’examiner le plan de développement du réseau de distribution d’hydrogène et de formuler des recommandations concernant les modifications à apporter au plan par le gestionnaire de réseau de distribution d’hydrogène afin d’assurer la cohérence avec les plans nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat et leurs mises à jour.

7.   Par dérogation aux paragraphes 1 à 5 du présent article, les États membres peuvent décider d’appliquer aux gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène les exigences prévues à l’article 55 à compter du 4 août 2024.

Article 57

Plans de déclassement des réseaux pour les gestionnaires de réseau de distribution

1.   Les États membres veillent à ce que les gestionnaires de réseau de distribution élaborent des plans de déclassement des réseaux lorsqu’une réduction de la demande de gaz naturel nécessitant le déclassement de réseaux de distribution de gaz naturel ou de parties de ces réseaux est prévue. Ces plans sont élaborés en étroite coopération avec les gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène, les gestionnaires de réseau de distribution d’électricité, et les gestionnaires d’installation de chauffage et de refroidissement urbains, afin d’assurer une intégration efficace du système énergétique et de tenir compte de la réduction de l’utilisation du gaz naturel pour le chauffage et le refroidissement des bâtiments lorsqu’il existe des alternatives plus efficaces sur le plan énergétique et économique. Les États membres peuvent permettre aux gestionnaires de réseau de distribution, conformément au présent article, et aux gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène, conformément à l’article 56, qui sont actifs dans la même région, de développer un plan commun si des parties de l’infrastructure de gaz naturel doivent être réaffectées. Les États membres qui autorisent l’élaboration d’un plan commun veillent à ce que ce plan soit suffisamment transparent pour cerner clairement les besoins spécifiques du secteur du gaz naturel et les besoins spécifiques du secteur de l’hydrogène visés par le plan. Le cas échéant, une modélisation distincte est réalisée pour chaque vecteur énergétique, avec des chapitres distincts présentant des cartes de réseau pour le gaz naturel et des cartes de réseau pour l’hydrogène.

Les États membres dans lesquels des plans distincts sont mis au point pour le gaz naturel et l’hydrogène veillent à ce que les gestionnaires de réseau de distribution et les gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène coopèrent étroitement lorsque des décisions doivent être prises pour garantir l’efficacité du système, pour tous les vecteurs énergétiques, notamment en ce qui concerne la réaffectation.

2.   Les plans de déclassement des réseaux de distribution satisfont au moins aux principes suivants:

a)

les plans sont fondés sur les plans en matière de chaleur et de froid mis au point conformément à l’article 25, paragraphe 6, de la directive (UE) 2023/1791, et tiennent dûment compte de la demande des secteurs non couverts par les plans en matière de chaleur et de froid;

b)

les plans sont fondés sur des hypothèses raisonnables concernant l’évolution de la production, de l’injection et de la fourniture de gaz naturel, y compris de biométhane, d’une part, et la consommation de gaz naturel dans tous les secteurs, au niveau de la distribution, d’autre part;

c)

les gestionnaires de réseau de distribution recensent les adaptations nécessaires des infrastructures, tandis que la priorité est donnée aux solutions du côté de la demande qui ne nécessitent pas de nouveaux investissements dans les infrastructures, et les plans dressent la liste des infrastructures qui doivent être déclassées, notamment en vue d’assurer la transparence en ce qui concerne l’éventuelle réaffectation de ces infrastructures au transport d’hydrogène;

d)

les gestionnaires de réseau de distribution mènent un processus de consultation ouvert aux parties prenantes concernées lors de l’élaboration du plan, afin de permettre leur participation effective au processus de planification dès ses débuts, y compris la fourniture et l’échange de toute information pertinente; les résultats de la consultation et le plan de déclassement du réseau sont présentés à l’autorité nationale compétente;

e)

les plans et les résultats de la consultation des parties prenantes sont publiés sur les sites internet des gestionnaires de réseau de distribution, et ces sites internet sont mis à jour régulièrement afin que les parties prenantes concernées soient suffisamment informées pour pouvoir participer de manière effective à la consultation;

f)

les plans sont mis à jour au moins tous les quatre ans, en fonction des dernières projections relatives à la demande et à l’offre de gaz naturel dans la région concernée, et couvrent une période de dix ans;

g)

les gestionnaires de réseau de distribution actifs dans une même zone régionale peuvent choisir d’élaborer un seul plan commun de déclassement du réseau;

h)

les plans sont cohérents avec le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturel visé à l’article 32 du règlement (UE) 2024/1789 et avec les plans décennaux nationaux de développement du réseau mis au point conformément à l’article 55 de la présente directive;

i)

les plans sont cohérents avec le plan national intégré en matière d’énergie et de climat de l’État membre, avec le rapport d’avancement national intégré en matière d’énergie et de climat et avec la stratégie à long terme présentés en vertu du règlement (UE) 2018/1999, et soutiennent l’objectif de neutralité climatique énoncé à l’article 2, paragraphe 1, du règlement (UE) 2021/1119.

3.   Les autorités nationales compétentes évaluent la conformité des plans de déclassement des réseaux de distribution avec les principes énoncés au paragraphe 2. Elles approuvent ou rejettent le plan de déclassement du réseau de distribution et peuvent demander que des modifications soient apportées à ce plan.

4.   L’élaboration des plans de déclassement des réseaux de distribution facilite la protection des clients finals conformément à l’article 13, et tient compte de leurs droits en vertu de l’article 38, paragraphe 6.

5.   Les États membres peuvent décider de ne pas imposer les obligations prévues aux paragraphes 1 à 4 aux gestionnaires de réseau de distribution qui alimentent moins de 45 000 clients raccordés au 4 août 2024. Lorsque les gestionnaires de réseau de distribution sont exemptés de présenter un plan de déclassement du réseau de distribution, ils informent l’autorité de régulation du déclassement des réseaux de distribution ou de parties de ces réseaux.

6.   Lorsque des parties du réseau de distribution de gaz naturel sont susceptibles de devoir être déclassées avant la fin de leur cycle de vie initialement prévu, l’autorité de régulation établit des lignes directrices pour une approche structurelle de l’amortissement de tels actifs et la fixation des tarifs conformément à l’article 78, paragraphe 7. Lors de l’élaboration de ces lignes directrices, les autorités de régulation consultent les parties prenantes concernées, en particulier les gestionnaires de réseau de distribution et les organisations de consommateurs.

Article 58

Frais et coûts de raccordement pour les installations de production de biométhane

1.   Les États membres prévoient un cadre réglementaire favorable pour les installations de production de biométhane en ce qui concerne les frais et coûts de raccordement découlant de leur raccordement aux réseaux de transport ou de distribution. Ce cadre réglementaire garantit que:

a)

les frais et coûts de raccordement tiennent compte du principe de primauté de l’efficacité énergétique applicable au développement du réseau conformément à l’article 3 et à l’article 27, paragraphe 2, de la directive (UE) 2023/1791;

b)

les frais et coûts de raccordement sont publiés dans le cadre des procédures de raccordement de nouvelles infrastructures de production de gaz renouvelable et de gaz bas carbone au réseau de transport et de distribution établi aux articles 41 et 45 de la présente directive et en vertu de l’article 20, paragraphe 2, de la directive (UE) 2018/2001;

c)

les principes de transparence et de non-discrimination, la nécessité de cadres financiers stables pour les investissements existants, l’avancement du déploiement du gaz renouvelable et du gaz bas carbone dans l’État membre concerné et l’existence d’autres mécanismes de soutien pour accroître l’utilisation du gaz renouvelable ou du gaz bas carbone, le cas échéant, sont pris en compte.

2.   Lorsqu’elles fixent ou approuvent les tarifs ou les méthodes à utiliser par les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution, les autorités de régulation peuvent tenir compte des coûts supportés et des investissements réalisés par ces gestionnaires de réseau pour se conformer à leurs obligations et qui ne sont pas directement couverts par les coûts et frais de raccordement, dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d’un gestionnaire efficace et ayant une structure comparable, qui est soumis à la réglementation.

Article 59

Financement des infrastructures d’hydrogène transfrontalières

1.   Lorsque les États membres appliquent un système d’accès réglementé des tiers aux réseaux de transport d’hydrogène conformément à l’article 35, paragraphe 1, et lorsqu’un projet d’interconnexion d’hydrogène n’est pas un projet d’intérêt commun au sens du chapitre II et du point 3 de l’annexe I du règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil (49), les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène adjacents et concernés supportent les coûts du projet et peuvent les inclure dans leurs systèmes tarifaires respectifs, sous réserve de l’approbation de l’autorité de régulation. Si les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène constatent un écart important entre les avantages et les coûts, ils peuvent élaborer un plan de projet, y compris une demande de répartition transfrontalière des coûts, et le soumettre conjointement aux autorités de régulation concernées pour approbation conjointe.

2.   Lorsque les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène présentent un plan de projet comme visé au paragraphe 1, ce plan de projet et la demande de répartition transfrontalière des coûts s’accompagnent d’une analyse coût-bénéfice spécifique au projet, prenant en compte les bénéfices au-delà des frontières des États membres concernés, et d’un plan d’affaires évaluant la viabilité financière du projet, qui comporte une solution de financement et précise si les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène participants s’accordent sur une proposition dûment motivée de répartition transfrontalière des coûts.

Après avoir consulté les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène, les autorités de régulation concernées prennent une décision commune sur la répartition des coûts d’investissement à supporter par chaque gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène pour le projet.

3.   À compter du 1er janvier 2033, tous les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène concernés négocient un système de compensation financière pour assurer le financement de l’infrastructure d’hydrogène transfrontalière dans le cas où aucun tarif n’est facturé pour l’accès aux réseaux de transport d’hydrogène aux points d’interconnexion entre les États membres en vertu de l’article 7, paragraphe 8, du règlement (UE) 2024/1789. Lorsqu’ils mettent au point ce système, les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène mènent un processus de consultation étendue faisant intervenir tous les acteurs concernés du marché.

4.   Les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène concernés s’accordent sur le système de compensation financière au plus tard le 31 décembre 2035 et le soumettent à l’approbation conjointe des autorités de régulation concernées. Si aucun accord n’est obtenu dans ce délai, les autorités de régulation concernées prennent une décision conjointement dans un délai de deux ans. Lorsque les autorités de régulation concernées ne peuvent parvenir à un accord commun dans un délai de deux ans, l’ACER prend une décision en suivant la procédure visée à l’article 6, paragraphe 10, du règlement (UE) 2019/942.

5.   Le système de compensation financière est mis en œuvre conformément à l’article 78, paragraphe 1, point c).

6.   Pour la transition vers un système de compensation financière, les contrats de capacité existants ne sont pas affectés par le mécanisme de compensation financière établi.

7.   Les autres détails requis pour mettre en œuvre le processus énoncé au présent article, y compris les processus et calendrier requis, le processus de réexamen et, si nécessaire, de modification du système de compensation financière permettant de prendre en compte l’évolution des tarifs et le développement des réseaux d’hydrogène, sont inscrits dans un code de réseau établi en vertu de l’article 72 du règlement (UE) 2024/1789.

CHAPITRE IX

DISSOCIATION DES GESTIONNAIRES DE RÉSEAU DE TRANSPORT ET DES GESTIONNAIRES DE RÉSEAU DE TRANSPORT D’HYDROGÈNE

Section 1

Dissociation des structures de propriété

Article 60

Dissociation des réseaux de transport et des gestionnaires de réseau de transport

1.   Les États membres veillent à ce que:

a)

chaque entreprise qui est propriétaire d’un réseau de transport agisse en qualité de gestionnaire de réseau de transport;

b)

la même personne ne soit autorisée:

i)

ni à exercer un contrôle direct ou indirect sur une entreprise assurant une des fonctions suivantes: production ou fourniture, ni à exercer un contrôle direct ou indirect ou un quelconque pouvoir sur un gestionnaire de réseau de transport ou un réseau de transport;

ii)

ni à exercer un contrôle direct ou indirect sur un gestionnaire de réseau de transport ou un réseau de transport, ni à exercer un contrôle direct ou indirect ou un quelconque pouvoir sur une entreprise assurant une des fonctions suivantes: production ou fourniture;

c)

la même personnes ne soit pas autorisée à désigner les membres du conseil de surveillance, du conseil d’administration ou des organes représentant légalement l’entreprise d’un gestionnaire de réseau de transport ou d’un réseau de transport, et à exercer un contrôle direct ou indirect ou un quelconque pouvoir sur une entreprise assurant une des fonctions suivantes: production ou fourniture;

d)

la même personne ne soit pas autorisée à être membre du conseil de surveillance, du conseil d’administration ou des organes représentant légalement l’entreprise à la fois d’une entreprise assurant une des fonctions suivantes: production ou fourniture et d’un gestionnaire de réseau de transport ou d’un réseau de transport.

2.   Les pouvoirs visés au paragraphe 1, points b) et c), comprennent en particulier:

a)

le pouvoir d’exercer des droits de vote;

b)

le pouvoir de désigner les membres du conseil de surveillance, du conseil d’administration ou des organes représentant légalement l’entreprise; ou

c)

la détention d’une part majoritaire.

3.   Aux fins du paragraphe 1, point b), les termes «entreprise assurant une des fonctions suivantes: production ou fourniture» s’entendent comme comprenant les termes «entreprise assurant une des fonctions suivantes: production ou fourniture» au sens de la directive (UE) 2019/944, et les termes «gestionnaire de réseau de transport» et «réseau de transport» s’entendent comme comprenant les termes «gestionnaire de réseau de transport» et «réseau de transport» au sens de ladite directive.

4.   L’obligation définie au paragraphe 1, point a), du présent article, est réputée satisfaite dans une situation où deux entreprises ou plus qui sont propriétaires de réseaux de transport ont créé une entreprise commune qui joue le rôle de gestionnaire de réseau de transport dans deux États membres ou plus pour les réseaux de transport concernés. Aucune autre entreprise ne peut participer à l’entreprise commune, sauf si elle a été agréée en vertu de l’article 61 en tant que gestionnaire de réseau indépendant ou gestionnaire de transport indépendant aux fins de la section 3.

5.   Aux fins de la mise en œuvre du présent article, lorsque la personne visée au paragraphe l, points b), c) et d), est l’État membre ou un autre organisme public, deux organismes publics distincts exerçant un contrôle sur un gestionnaire de réseau de transport ou un réseau de transport, d’une part, et une entreprise assurant une des fonctions suivantes: production ou fourniture, d’autre part, ne sont pas réputés constituer la même personne.

6.   Les États membres veillent à ce que ni les informations commercialement sensibles visées à l’article 40 et détenues par un gestionnaire de réseau de transport ayant appartenu à une entreprise verticalement intégrée, ni le personnel dudit gestionnaire de réseau de transport, ne soient transférés à des entreprises assurant une des fonctions suivantes: production ou fourniture.

7.   Lorsque, au 3 septembre 2009, le réseau de transport appartenait à une entreprise verticalement intégrée, un État membre peut décider de ne pas appliquer le paragraphe 1. En ce qui concerne la partie du réseau de transport reliant un État membre à un pays tiers entre la frontière dudit État membre et le premier point de connexion avec le réseau dudit État membre, lorsque, au 23 mai 2019, le réseau de transport appartenait à une entreprise verticalement intégrée, un État membre peut décider de ne pas appliquer le paragraphe 1.

En pareil cas, l’État membre concerné:

a)

désigne un gestionnaire de réseau indépendant conformément à l’article 61; ou

b)

se conforme aux dispositions de la section 3.

8.   Lorsque, au 3 septembre 2009, le réseau de transport appartenait à une entreprise verticalement intégrée et qu’il existe des arrangements garantissant une indépendance plus effective du gestionnaire de réseau de transport que les dispositions de la section 3, un État membre peut décider de ne pas appliquer le paragraphe 1 du présent article.

En ce qui concerne la partie du réseau de transport reliant un État membre à un pays tiers entre la frontière dudit État membre et le premier point de connexion avec le réseau dudit État membre, lorsque, au 23 mai 2019, le réseau de transport appartenait à une entreprise verticalement intégrée et qu’il existe des dispositions garantissant une indépendance plus effective du gestionnaire de réseau de transport que les dispositions de la section 3, ledit État membre peut décider de ne pas appliquer le paragraphe 1 du présent article.

9.   Avant qu’une entreprise soit agréée et désignée comme gestionnaire de réseau de transport en vertu du paragraphe 8 du présent article, elle est certifiée conformément aux procédures visées à l’article 71, paragraphes 4, 5 et 6, de la présente directive et à l’article 14 du règlement (UE) 2024/1789. En suite de quoi, la Commission vérifie que les arrangements existants garantissent clairement une indépendance plus effective du gestionnaire de réseau de transport que les dispositions de la section 3.

10.   Une entreprise verticalement intégrée qui est propriétaire d’un réseau de transport n’est en aucune circonstance empêchée de prendre des mesures pour se conformer au paragraphe 1.

11.   Les entreprises assurant une des fonctions suivantes: production ou fourniture ne peuvent en aucun cas être en mesure d’exercer un contrôle direct ou indirect sur des gestionnaires de réseau de transport dissociés dans les États membres qui appliquent le paragraphe 1, ni exercer un quelconque pouvoir sur ces gestionnaires.

Section 2

Gestionnaires de réseau indépendants

Article 61

Gestionnaires de réseau indépendants

1.   Lorsque, au 3 septembre 2009, le réseau de transport appartenait à une entreprise verticalement intégrée, un État membre peut décider de ne pas appliquer l’article 60, paragraphe 1, et désigner un gestionnaire de réseau indépendant, sur proposition du propriétaire du réseau de transport.

En ce qui concerne la partie du réseau de transport reliant un État membre à un pays tiers entre la frontière dudit État membre et le premier point de connexion avec le réseau dudit État membre, lorsque, au 23 mai 2019, le réseau de transport appartenait à une entreprise verticalement intégrée, ledit État membre peut décider de ne pas appliquer l’article 60, paragraphe 1, et désigner un gestionnaire de réseau indépendant, sur proposition du propriétaire du réseau de transport.

La désignation d’un gestionnaire de réseau indépendant est soumise à l’approbation de la Commission.

2.   L’État membre ne peut approuver et désigner un gestionnaire de réseau indépendant que si:

a)

le candidat gestionnaire a démontré qu’il respectait les exigences de l’article 60, paragraphe 1, points b), c) et d);

b)

le candidat gestionnaire a démontré qu’il avait à sa disposition les ressources financières, techniques, matérielles et humaines nécessaires pour accomplir ses tâches en vertu de l’article 39;

c)

le candidat gestionnaire s’est engagé à se conformer à un plan décennal de développement du réseau surveillé par l’autorité de régulation;

d)

le propriétaire du réseau de transport a démontré son aptitude à respecter les obligations qui lui incombent en vertu du paragraphe 5; à cette fin, il présente tous les projets d’arrangements contractuels avec l’entreprise candidate et toute autre entité concernée;

e)

le candidat gestionnaire a démontré son aptitude à respecter les obligations qui lui incombent en vertu du règlement (UE) 2024/1789, notamment en matière de coopération entre gestionnaires de réseau de transport aux échelons européen et régional.

3.   Les entreprises dont l’autorité de régulation a certifié qu’elles s’étaient conformées aux exigences de l’article 72 et du paragraphe 2 du présent article sont agréées et désignées comme gestionnaires de réseau indépendants par les États membres. La procédure de certification prévue soit à l’article 71 de la présente directive et à l’article 14 du règlement (UE) 2024/1789, soit à l’article 72 de la présente directive s’applique.

4.   Chaque gestionnaire de réseau indépendant est chargé d’accorder l’accès aux tiers et de gérer cet accès, y compris la perception des redevances d’accès, des redevances résultant de la gestion de la congestion des interconnexions, d’exploiter, d’entretenir et de développer le réseau de transport, ainsi que d’assurer la capacité à long terme du réseau à satisfaire à une demande raisonnable, grâce à la planification des investissements. Dans le cadre du développement du réseau de transport, le gestionnaire de réseau indépendant est responsable de la planification, y compris la procédure d’autorisation, de la construction et de la mise en service des nouvelles infrastructures. À cet effet, le gestionnaire de réseau indépendant joue le rôle d’un gestionnaire de réseau de transport conformément au présent chapitre. Le propriétaire de réseau de transport n’est pas responsable de l’octroi et de la gestion de l’accès des tiers, ni de la planification des investissements.

5.   Lorsqu’un gestionnaire de réseau indépendant a été désigné, le propriétaire de réseau de transport:

a)

coopère dans la mesure du possible avec le gestionnaire de réseau indépendant et le soutient dans l’accomplissement de ses tâches, notamment en lui fournissant toutes les informations utiles;

b)

finance les investissements décidés par le gestionnaire de réseau indépendant et approuvés par l’autorité de régulation, ou donne son accord à leur financement par toute partie intéressée, y compris le gestionnaire de réseau indépendant; les montages financiers correspondants sont soumis à l’approbation de l’autorité de régulation; celle-ci consulte le propriétaire du réseau de transport, ainsi que les autres parties intéressées, avant de donner son approbation;

c)

assure la couverture de la responsabilité relative aux actifs de réseau, à l’exclusion de la responsabilité liée aux tâches du gestionnaire de réseau indépendant;

d)

fournit des garanties pour faciliter le financement de toute extension du réseau, à l’exception des investissements pour lesquels, en application du point b), il a donné son accord en vue de leur financement par toute partie intéressée, notamment le gestionnaire de réseau indépendant.

6.   En étroite coopération avec l’autorité de régulation, l’autorité nationale compétente en matière de concurrence est investie de tous les pouvoirs nécessaires pour surveiller efficacement le respect, par le propriétaire de réseau de transport, des obligations qui lui incombent en vertu du paragraphe 5.

Article 62

Dissociation des propriétaires de réseau de transport, des propriétaires de réseau de transport d’hydrogène, des gestionnaires de système de stockage de gaz naturel et des gestionnaires de stockage d’hydrogène

1.   Les propriétaires de réseau de transport et de réseau de transport d’hydrogène, dans le cas où un gestionnaire de réseau indépendant ou un gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène indépendant a été désigné, et les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel ou les gestionnaires de stockage d’hydrogène qui font partie d’entreprises verticalement intégrées sont indépendants, au moins en ce qui concerne la forme juridique, l’organisation et la prise de décision, des autres activités non liées au transport, à la distribution et au stockage de gaz naturel et d’hydrogène.

Le présent article s’applique uniquement aux installations de stockage de gaz naturel qui, pour des raisons techniques ou économiques, sont nécessaires à la fourniture d’un accès efficace au réseau aux fins de l’approvisionnement de clients en application de l’article 33.

2.   Les critères minimaux à appliquer pour garantir l’indépendance du propriétaire de réseau de transport ou de réseau de transport d’hydrogène et du gestionnaire de système de stockage de gaz naturel ou du gestionnaire de stockage d’hydrogène visés au paragraphe 1 sont les suivants:

a)

les personnes responsables de la gestion du propriétaire de réseau de transport ou de réseau de transport d’hydrogène et du gestionnaire de système de stockage de gaz naturel ou du gestionnaire de stockage d’hydrogène ne font pas partie des structures de l’entreprise intégrée de gaz naturel qui sont directement ou indirectement chargées de la gestion quotidienne des activités de production et de fourniture de gaz naturel et d’hydrogène;

b)

des mesures appropriées sont prises pour garantir que les intérêts professionnels des responsables de la gestion du propriétaire de réseau de transport ou de réseau de transport d’hydrogène et du gestionnaire de système de stockage de gaz naturel ou du gestionnaire de stockage d’hydrogène sont pris en considération de manière à leur permettre d’agir en toute indépendance;

c)

le gestionnaire de système de stockage de gaz naturel ou le gestionnaire de stockage d’hydrogène dispose de pouvoirs de décision effectifs, indépendamment de l’entreprise intégrée de gaz naturel, en ce qui concerne les éléments d’actifs nécessaires pour assurer l’exploitation, la maintenance et le développement des installations de stockage; cela n’empêche pas l’existence de mécanismes de coordination appropriés en vue d’assurer que les droits de supervision économique et de gestion de la société mère concernant le rendement des actifs d’une filiale réglementé indirectement en vertu de l’article 78, paragraphe 7, sont préservés; en particulier, la présente disposition permet à la société mère d’approuver le plan financier annuel du gestionnaire de système de stockage de gaz naturel ou du gestionnaire de stockage d’hydrogène, ou tout document équivalent, et de plafonner globalement le niveau d’endettement de sa filiale; elle ne permet pas à la société mère de donner des instructions au sujet de la gestion quotidienne ni en ce qui concerne des décisions individuelles relatives à la construction ou à la modernisation d’installations de stockage qui n’excèdent pas les limites du plan financier qu’elle a approuvé ou de tout document équivalent;

d)

le propriétaire de réseau de transport ou de réseau de transport d’hydrogène et le gestionnaire de système de stockage de gaz naturel ou le gestionnaire de stockage d’hydrogène établissent un programme d’engagements qui contient les mesures prises pour garantir que toute pratique discriminatoire est exclue et veillent à ce que son application fasse l’objet d’un suivi approprié; il énumère également les obligations spécifiques imposées aux employés pour que ces objectifs soient atteints; la personne ou l’organisme responsable du suivi du programme d’engagements présente tous les ans à l’autorité de régulation un rapport décrivant les mesures prises, qui est publié.

3.   La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l’article 90 afin de compléter la présente directive en établissant des lignes directrices pour garantir que le propriétaire de réseau de transport ou de réseau de transport d’hydrogène et le gestionnaire de système de stockage de gaz naturel ou le gestionnaire de stockage d’hydrogène respectent pleinement et effectivement le paragraphe 2 du présent article.

Section 3

Gestionnaires de transport indépendants

Article 63

Actifs, équipement, personnel et identité

1.   Les gestionnaires de réseau de transport possèdent toutes les ressources humaines, techniques, matérielles et financières nécessaires pour s’acquitter des obligations qui leur incombent en vertu de la présente directive et pour exercer l’activité de transport de gaz naturel, en particulier:

a)

les actifs nécessaires pour l’activité de transport de gaz naturel, y compris le réseau de transport, sont la propriété du gestionnaire de réseau de transport;

b)

le personnel nécessaire pour l’activité de transport de gaz naturel, y compris l’accomplissement de toutes les tâches de l’entreprise, est employé par le gestionnaire de réseau de transport;

c)

le prêt de personnel et la prestation de services de la part ou en faveur de toutes les autres parties de l’entreprise verticalement intégrée sont interdits, mais un gestionnaire de réseau de transport peut fournir des services à l’entreprise verticalement intégrée à condition que:

i)

la prestation de ces services ne donne lieu à aucune discrimination entre les utilisateurs du système, qu’elle soit accessible à tous les utilisateurs du système dans les mêmes conditions et qu’elle ne restreigne, ne fausse ni n’empêche la concurrence en matière de production ou de fourniture;

ii)

la prestation de ces services soit effectuée selon des conditions approuvées par l’autorité de régulation;

d)

sans préjudice des décisions prises par l’organe de surveillance en vertu de l’article 66, les ressources financières appropriées pour des projets d’investissement futurs ou pour le remplacement des actifs existants sont mises à la disposition du gestionnaire de réseau de transport en temps voulu par l’entreprise verticalement intégrée à la suite d’une demande appropriée du gestionnaire de réseau de transport.

2.   L’activité de transport de gaz naturel inclut au moins les tâches ci-après, outre celles qui sont énumérées à l’article 39:

a)

la représentation du gestionnaire de réseau de transport et les contacts avec les tiers et les autorités de régulation;

b)

la représentation du gestionnaire de réseau de transport au sein du REGRT pour le gaz;

c)

l’octroi de l’accès à des tiers et la gestion de cet accès en veillant à éviter toute discrimination entre utilisateurs et catégories d’utilisateurs du système;

d)

la perception de toutes les redevances liées au réseau de transport, y compris les redevances d’accès, les coûts d’équilibrage pour les services auxiliaires tels que le traitement du gaz naturel, l’achat de services (coûts d’équilibrage, énergie pour compensation des pertes);

e)

l’exploitation, la maintenance et le développement d’un réseau de transport sûr, efficace et économique;

f)

la programmation des investissements en vue de garantir la capacité à long terme du réseau de répondre à une demande raisonnable et de garantir la sécurité de l’approvisionnement;

g)

la création de coentreprises appropriées, y compris avec un ou plusieurs gestionnaires de réseau de transport, une ou plusieurs bourses d’échange de gaz naturel, et des autres acteurs du marché pertinents ayant pour objectif de développer la création de marchés régionaux ou de faciliter le processus de libéralisation;

h)

tous les services aux entreprises, y compris les services juridiques et les services de comptabilité et des technologies de l’information.

3.   Les gestionnaires de réseau de transport sont organisés sous une forme juridique visée à l’annexe II de la directive (UE) 2017/1132 du Parlement européen et du Conseil (50).

4.   Dans son identité sociale, ses pratiques de communication, sa stratégie de marque et ses locaux, le gestionnaire de réseau de transport s’abstient de toute confusion avec l’identité distincte de l’entreprise verticalement intégrée ou de toute partie de celle-ci.

5.   Le gestionnaire de réseau de transport ne partage aucun système ni matériel informatiques, aucun local ni aucun système d’accès sécurisé avec une quelconque partie de l’entreprise verticalement intégrée et ne fait pas appel aux mêmes consultants ni aux mêmes contractants externes pour les systèmes et matériels informatiques, ou pour les systèmes d’accès sécurisé.

6.   Les comptes des gestionnaires de réseau de transport sont contrôlés par un auditeur autre que celui qui contrôle l’entreprise verticalement intégrée ou une partie de celle-ci.

Article 64

Indépendance du gestionnaire de réseau de transport

1.   Sans préjudice des décisions prises par l’organe de surveillance en vertu de l’article 66, le gestionnaire de réseau de transport:

a)

dispose de pouvoirs de décision effectifs, indépendamment de l’entreprise verticalement intégrée, en ce qui concerne les éléments d’actifs nécessaires pour exploiter, entretenir ou développer le réseau de transport;

b)

est habilité à réunir des fonds sur le marché des capitaux, en particulier par l’intermédiaire d’un emprunt et d’une augmentation de capital.

2.   Le gestionnaire de réseau de transport veille à tout moment à disposer des ressources nécessaires pour assurer l’activité de transport correctement et efficacement et développe et entretient un réseau de transport efficace, sûr et économique.

3.   Les filiales de l’entreprise verticalement intégrée assurant des fonctions de production ou de fourniture n’ont pas de participation directe ou indirecte dans le gestionnaire de réseau de transport. Le gestionnaire de réseau de transport n’a pas de participation directe ou indirecte dans une filiale de l’entreprise verticalement intégrée assurant des fonctions de production ou de fourniture, et ne reçoit pas de dividendes ou tout autre avantage financier de la part de cette filiale.

4.   La structure de gestion globale et les statuts du gestionnaire de réseau de transport garantissent une véritable indépendance du gestionnaire de réseau de transport conformément à la présente section. L’entreprise verticalement intégrée ne détermine pas directement ou indirectement le comportement concurrentiel du gestionnaire de réseau de transport en ce qui concerne les activités quotidiennes de ce dernier et la gestion du réseau, ni en ce qui concerne les activités nécessaires pour l’élaboration du plan décennal de développement du réseau établi en vertu de l’article 55.

5.   Dans l’accomplissement de leurs tâches énumérées à l’article 39 et à l’article 63, paragraphe 2, de la présente directive, et en conformité avec l’article 6, paragraphe 1, point a), l’article 10, paragraphes 2, 3 et 4, l’article 13, paragraphe 1, l’article 17, paragraphe 1, et l’article 33, paragraphe 6, du règlement (UE) 2024/1789, les gestionnaires de réseau de transport n’opèrent aucune discrimination à l’encontre des différentes personnes ou entités et s’abstiennent de restreindre, de fausser ou d’empêcher la concurrence en matière de production ou de fourniture.

6.   Toutes les relations commerciales et financières entre l’entreprise verticalement intégrée et le gestionnaire de réseau de transport, y compris les prêts accordés par ce dernier à l’entreprise verticalement intégrée, sont conformes aux conditions du marché. Le gestionnaire de réseau de transport tient des registres détaillés de ces relations commerciales et financières, qu’il met, sur demande, à la disposition de l’autorité de régulation.

7.   Le gestionnaire de réseau de transport soumet pour approbation à l’autorité de régulation tous les accords commerciaux et financiers avec l’entreprise verticalement intégrée.

8.   Le gestionnaire de réseau de transport informe l’autorité de régulation des ressources financières visées à l’article 63, paragraphe 1, point d), qui sont disponibles pour des projets d’investissement futurs ou pour le remplacement des actifs existants.

9.   L’entreprise verticalement intégrée s’abstient de toute action de nature à empêcher le gestionnaire de réseau de transport de s’acquitter de ses obligations en vertu de la présente section ou à lui porter préjudice dans ce contexte et ne fait pas obligation au gestionnaire de réseau de transport de solliciter l’autorisation de l’entreprise verticalement intégrée pour s’acquitter desdites obligations.

10.   Une entreprise dont l’autorité de régulation a certifié qu’elle s’est conformée aux exigences de la présente section est agréée et désignée comme gestionnaire de réseau de transport par l’État membre concerné. La procédure de certification prévue soit à l’article 71 de la présente directive et à l’article 14 du règlement (UE) 2024/1789, soit à l’article 72 de la présente directive s’applique.

11.   Le gestionnaire de réseau de transport publie des informations détaillées concernant la qualité du gaz naturel transporté dans ses réseaux, sur le fondement des articles 16 et 17 du règlement (UE) 2015/703 de la Commission (51).

Article 65

Indépendance du personnel et des dirigeants du gestionnaire de réseau de transport

1.   Les décisions concernant la nomination et la reconduction, les conditions de travail — y compris la rémunération — et la cessation du mandat des personnes responsables de la direction ou des membres des organes administratifs du gestionnaire de réseau de transport sont prises par l’organe de surveillance du gestionnaire de réseau de transport désigné conformément à l’article 66.

2.   Les conditions régissant le mandat, y compris sa durée et sa cessation, des personnes désignées par l’organe de surveillance en vue de leur nomination ou de leur reconduction en tant que responsables de la direction générale ou en tant que membres des organes administratifs du gestionnaire de réseau de transport, l’identité de ces personnes et les motifs de toute proposition de décision mettant fin à leur mandat, sont notifiés à l’autorité de régulation. Ces conditions et les décisions visées au paragraphe 1 n’entrent en vigueur que si l’autorité de régulation n’a pas émis d’objection à leur sujet dans les trois semaines qui suivent la notification.

L’autorité de régulation peut émettre une objection à l’égard des décisions visées au paragraphe 1:

a)

si l’indépendance professionnelle d’une personne proposée pour assurer la direction ou d’un membre des organes administratifs suscite des doutes; ou

b)

si, en cas de cessation prématurée d’un mandat, la justification d’une telle cessation prématurée suscite des doutes.

3.   Aucune activité ou responsabilité professionnelle ne peut être exercée, aucun intérêt ne peut être détenu ni aucune relation commerciale entretenue, directement ou indirectement, avec l’entreprise verticalement intégrée, ou une partie de celle-ci ou ses actionnaires majoritaires autres que le gestionnaire de réseau de transport, pendant une période de trois ans avant la nomination des responsables de la direction ou des membres des organes administratifs du gestionnaire de réseau de transport qui font l’objet du présent paragraphe.

4.   Les personnes responsables de la direction ou les membres des organes administratifs et les employés du gestionnaire de réseau de transport ne peuvent exercer d’autre activité ou responsabilité professionnelle, ni posséder d’autre intérêt ou entretenir d’autre relation commerciale, directement ou indirectement, avec une autre partie de l’entreprise verticalement intégrée ou avec ses actionnaires majoritaires.

5.   Les personnes responsables de la direction ou les membres des organes administratifs et les employés du gestionnaire de réseau de transport ne peuvent posséder aucun intérêt ni recevoir aucun avantage financier, directement ou indirectement, d’une partie de l’entreprise verticalement intégrée autre que le gestionnaire de réseau de transport. Leur rémunération n’est pas liée à des activités ou résultats de l’entreprise verticalement intégrée autres que ceux du gestionnaire de réseau de transport.

6.   Les personnes responsables de la direction ou les membres des organes administratifs du gestionnaire de réseau de transport qui contestent la cessation prématurée de leur mandat jouissent de réels droits de recours auprès de l’autorité de régulation.

7.   Après la cessation de leur mandat au sein du gestionnaire de réseau de transport, les personnes responsables de sa direction ou les membres de ses organes administratifs ne peuvent exercer d’activité ou de responsabilité professionnelle, ni posséder d’intérêt ou entretenir de relation commerciale avec toute partie de l’entreprise verticalement intégrée autre que le gestionnaire de réseau de transport, ou avec ses actionnaires majoritaires, pendant une période d’au moins quatre ans.

8.   Le paragraphe 3 s’applique à la majorité des personnes responsables de la direction ou des membres des organes administratifs du gestionnaire de réseau de transport.

Les personnes responsables de la direction ou les membres des organes administratifs du gestionnaire de réseau de transport qui ne sont pas visés par le paragraphe 3 ne peuvent avoir exercé d’activité de direction ou autres activités pertinentes au sein de l’entreprise verticalement intégrée pendant une période d’au moins six mois avant leur nomination.

Le premier alinéa du présent paragraphe et les paragraphes 4 à 7 s’appliquent à toutes les personnes appartenant à la direction générale ainsi qu’à celles qui leur rendent directement compte à propos de questions liées à l’exploitation, à la maintenance ou au développement du réseau.

Article 66

Organe de surveillance

1.   Le gestionnaire de réseau de transport dispose d’un organe de surveillance chargé de prendre des décisions qui peuvent avoir des répercussions importantes sur la valeur des actifs des actionnaires dudit gestionnaire, plus particulièrement des décisions relatives à l’approbation des plans financiers annuels et à plus long terme, au niveau d’endettement du gestionnaire de réseau de transport et au montant des dividendes distribués aux actionnaires. Les décisions relevant de la compétence de l’organe de surveillance n’englobent pas celles qui ont trait aux activités courantes du gestionnaire de réseau de transport et à la gestion du réseau et aux activités nécessaires aux fins de l’élaboration du plan décennal de développement du réseau prévu à l’article 55.

2.   L’organe de surveillance est composé de membres représentant l’entreprise verticalement intégrée, de membres représentant les actionnaires tiers et, lorsque le droit national applicable le prévoit, de membres représentant d’autres parties intéressées, telles que les employés du gestionnaire de réseau de transport.

3.   L’article 65, paragraphe 2, premier alinéa, et l’article 65, paragraphes 3 à 7, s’appliquent au minimum à la moitié des membres de l’organe de surveillance, moins un.

L’article 65, paragraphe 2, deuxième alinéa, point b), s’applique à l’ensemble des membres de l’organe de surveillance.

Article 67

Programme d’engagements et cadre chargé du respect des engagements

1.   Les États membres veillent à ce que les gestionnaires de réseau de transport établissent et mettent en œuvre un programme d’engagements qui contient les mesures prises pour garantir que toute pratique discriminatoire est exclue, et veillent à ce que le respect de ce programme fasse l’objet d’un suivi approprié. Ce programme d’engagements énumère les obligations spécifiques imposées aux employés pour que ces objectifs soient atteints. Il est soumis à l’approbation de l’autorité de régulation. Sans préjudice des pouvoirs de l’autorité de régulation, un cadre chargé du respect des engagements contrôle en toute indépendance le respect du programme.

2.   Le cadre chargé du respect des engagements est nommé par l’organe de surveillance, sous réserve de l’accord de l’autorité de régulation. L’autorité de régulation ne peut s’opposer à la nomination d’un cadre chargé du respect des engagements qu’au motif d’un manque d’indépendance ou de capacités professionnelles. Le cadre chargé du respect des engagements peut être une personne physique ou morale. L’article 65, paragraphes 2 à 8, s’applique au cadre chargé du respect des engagements.

3.   Le cadre chargé du respect des engagements s’acquitte des tâches suivantes:

a)

surveiller la mise en œuvre du programme d’engagements;

b)

établir un rapport annuel présentant les mesures prises pour mettre en œuvre le programme d’engagements, et soumettre ce rapport à l’autorité de régulation;

c)

faire rapport à l’organe de surveillance et formuler des recommandations concernant le programme d’engagements et sa mise en œuvre;

d)

notifier à l’autorité de régulation tout manquement substantiel dans la mise en œuvre du programme d’engagements;

e)

rendre compte à l’autorité de régulation de toute relation commerciale et financière éventuelle entre l’entreprise verticalement intégrée et le gestionnaire de réseau de transport.

4.   Le cadre chargé du respect des engagements soumet à l’autorité de régulation les projets de décisions relatives au plan d’investissement ou à certains investissements dans le réseau, et ce au plus tard au moment où la direction ou l’organe administratif compétent du gestionnaire de réseau de transport soumet ces décisions à l’organe de surveillance.

5.   Lorsque l’entreprise verticalement intégrée, en assemblée générale ou par un vote des membres de l’organe de surveillance qu’elle a nommés, a empêché l’adoption d’une décision et, en conséquence, empêché ou retardé des investissements qui, selon le plan décennal de développement du réseau, devaient être effectués dans les trois années suivantes, le cadre chargé du respect des engagements est tenu d’en informer l’autorité de régulation, qui statue alors conformément à l’article 55.

6.   Les conditions régissant le mandat ou les conditions d’emploi du cadre chargé du respect des engagements, y compris la durée de son mandat, sont soumises à l’approbation de l’autorité de régulation. Ces conditions garantissent l’indépendance dudit cadre, notamment en lui fournissant toutes les ressources nécessaires à l’exercice de ses fonctions. Pendant la durée de son mandat, le cadre chargé du respect des engagements ne peut exercer d’emploi ou de responsabilité professionnelle, ou avoir un intérêt, directement ou indirectement, dans aucune partie de l’entreprise verticalement intégrée ou au sein de ses actionnaires majoritaires.

7.   Le cadre chargé du respect des engagements rend régulièrement compte, oralement ou par écrit, à l’autorité de régulation et il a le droit de rendre régulièrement compte, oralement ou par écrit, à l’organe de surveillance du gestionnaire de réseau de transport.

8.   Le cadre chargé du respect des engagements peut assister à toutes les réunions de l’organe de direction ou de l’organe administratif du gestionnaire de réseau de transport, ainsi qu’à celles de l’organe de surveillance et de l’assemblée générale. Il assiste à toutes les réunions qui traitent des questions suivantes:

a)

les conditions d’accès au réseau établies dans le règlement (UE) 2024/1789, notamment en ce qui concerne les tarifs, les services d’accès des tiers, la répartition des capacités et la gestion de la congestion, la transparence, l’équilibrage et les marchés secondaires;

b)

les projets entrepris pour exploiter, entretenir et développer le réseau de transport, y compris les investissements dans de nouvelles liaisons de transport, l’expansion des capacités et l’optimisation des capacités existantes;

c)

les achats ou ventes d’énergie nécessaires à l’exploitation du réseau de transport.

9.   Le cadre chargé du respect des engagements s’assure que le gestionnaire de réseau de transport respecte l’article 40.

10.   Le cadre chargé du respect des engagements a accès à toutes les données utiles et aux bureaux du gestionnaire de réseau de transport, ainsi qu’à toutes les informations dont il a besoin pour l’exécution de sa mission.

11.   Sous réserve de l’approbation préalable de l’autorité de régulation, l’organe de surveillance peut démettre de ses fonctions le cadre chargé du respect des engagements. Il le fait, à la demande de l’autorité de régulation, au motif d’un manque d’indépendance ou de capacités professionnelles.

12.   Le cadre chargé du respect des engagements a accès aux locaux du gestionnaire de réseau de transport sans avis préalable.

Section 4

Dissociation des gestionnaires de réseau d’hydrogène

Article 68

Dissociation des gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène

1.   Les États membres veillent à ce que, à compter du 5 août 2026, les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène soient dissociés conformément aux règles applicables aux gestionnaires de réseau de transport de gaz naturel énoncées à l’article 60.

2.   Aux fins du présent article, des articles 46 et 60 de la présente directive, et des articles 35 et 43 de la directive (UE) 2019/944, la production ou la fourniture comprend la production et la fourniture d’hydrogène, et le transport comprend le transport d’hydrogène.

3.   Un État membre peut décider de ne pas appliquer le paragraphe 1 du présent article aux réseaux de transport d’hydrogène appartenant à une entreprise verticalement intégrée. Dans ce cas, l’État membre concerné désigne un gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène indépendant dissocié conformément aux règles relatives aux gestionnaires de réseau indépendants pour le gaz naturel énoncées à l’article 61. Les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène et les gestionnaires de réseau de transport de gaz naturel dissociés conformément à l’article 60, paragraphe 1, peuvent agir en tant que gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène indépendants, sous réserve des exigences prévues à l’article 69.

4.   Lorsqu’un réseau de transport d’hydrogène appartient à un ou plusieurs gestionnaires de réseau de transport de gaz naturel certifiés, ou lorsque, au 4 août 2024, un réseau de transport d’hydrogène appartient à une entreprise verticalement intégrée active dans le domaine de la production ou de la fourniture d’hydrogène, les États membres peuvent décider de ne pas appliquer le paragraphe 1 du présent article et désignent une entité placée sous le contrôle exclusif du gestionnaire de réseau de transport, sous le contrôle conjoint de deux ou plusieurs gestionnaires de réseau de transport, ou sous le contrôle exclusif de l’entreprise verticalement intégrée active dans le domaine de la production ou de la fourniture d’hydrogène en tant que gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène intégré dissocié conformément aux règles relatives aux gestionnaires de transport indépendants de gaz naturel énoncées à la section 3 du présent chapitre.

Nonobstant le premier alinéa du présent paragraphe, lorsqu’un État membre accorde une dérogation aux exigences prévues à l’article 69 en vertu du paragraphe 2 dudit article et lorsqu’un réseau de transport d’hydrogène appartient à un ou plusieurs gestionnaires de réseau de transport de gaz naturel certifiés dissocié conformément aux règles relatives aux gestionnaires de transport indépendants de gaz naturel énoncées à la section 3 du présent chapitre, les États membres peuvent décider de ne pas appliquer le paragraphe 1 du présent article et désigner cette entité ou une entité placée sous le contrôle conjoint de deux ou plusieurs gestionnaires de réseau de transport en tant que gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène intégré dissocié conformément aux règles relatives aux gestionnaires de transport indépendants de gaz naturel énoncées à la section 3 du présent chapitre.

Lorsqu’une entreprise inclut un gestionnaire de réseau de transport dissocié, conformément à l’article 60, paragraphe 1, et un gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène intégré, cette entreprise peut être active dans le domaine de la production ou de la fourniture d’hydrogène, mais pas dans la production ou la fourniture de gaz naturel ou d’électricité. Lorsqu’une telle entreprise prend part à la production ou à la fourniture d’hydrogène, le gestionnaire du réseau de transport du gaz naturel respecte les exigences énoncées à la section 3 du présent chapitre, et l’entreprise ainsi que toute partie de celle-ci ne réserve pas et n’utilise pas de droits à capacité pour injecter de l’hydrogène dans un système de transport ou de distribution de gaz naturel exploité par l’entreprise.

5.   Les règles applicables aux gestionnaires de réseau de transport énoncées à l’article 72 s’appliquent aux gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène.

Article 69

Dissociation horizontale des gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène

1.   Lorsqu’un gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène fait partie d’une entreprise active dans le transport ou la distribution de gaz naturel ou d’électricité, il est indépendant au moins sur le plan de sa forme juridique.

2.   Les États membres peuvent octroyer aux gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène des dérogations aux exigences du paragraphe 1, sur la base d’une analyse coûts-avantages positive rendue publique, sous réserve d’une évaluation positive effectuée par l’autorité de régulation, conformément au paragraphe 4.

3.   Les dérogations octroyées en vertu du paragraphe 2 sont publiées et communiquées à la Commission, accompagnées de l’évaluation concernée visée au paragraphe 4, tout en préservant la confidentialité des informations commercialement sensibles.

4.   Au moment d’octroyer une dérogation en vertu du paragraphe 2, et au moins tous les sept ans par la suite, ou sur demande motivée de la Commission, l’autorité de régulation de l’État membre qui octroie la dérogation publie une évaluation d’impact de la dérogation sur la transparence, les subventions croisées, les tarifs de réseau et les échanges transfrontaliers. Une telle évaluation comprend au minimum le calendrier des transferts d’actifs attendus du secteur du gaz naturel au secteur de l’hydrogène.

Si l’autorité de régulation conclut, sur la base d’une évaluation, que la poursuite de l’application de la dérogation aurait un impact négatif sur la transparence, les subventions croisées, les tarifs de réseau et les échanges transfrontaliers, ou lorsque le transfert d’actifs du secteur du gaz naturel au secteur de l’hydrogène s’achève, l’État membre retire la dérogation.

5.   Par dérogation aux paragraphes 2, 3 et 4, l’Estonie, la Lettonie et la Lituanie peuvent octroyer aux gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène des dérogations aux exigences du paragraphe 1. Toute dérogation de cette nature est notifiée à la Commission et expire le 31 décembre 2030. Après la date d’expiration d’une dérogation octroyée en vertu du présent paragraphe, l’Estonie, la Lettonie et la Lituanie peuvent octroyer des dérogations en vertu des paragraphes 2, 3 et 4.

Article 70

Dissociation comptable des gestionnaires de réseau d’hydrogène

Les États membres veillent à ce que les comptes des gestionnaires de réseau d’hydrogène soient tenus conformément à l’article 75.

Section 5

Désignation et certification des gestionnaires de réseau de transport et des gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène

Article 71

Désignation et certification des gestionnaires de réseau de transport et des gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène

1.   Avant qu’une entreprise soit agréée et désignée comme gestionnaire de réseau de transport ou gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène, elle est certifiée conformément aux paragraphes 4, 5 et 6 du présent article et à l’article 14 du règlement (UE) 2024/1789.

2.   Les entreprises dont l’autorité de régulation a certifié qu’elles s’étaient conformées aux exigences prévues à l’article 60 ou 68, en application de la procédure de certification, sont agréées et désignées comme gestionnaires de réseau de transport ou gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène par les États membres. La liste des gestionnaires de réseau de transport et des gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène désignés est notifiée à la Commission et publiée au Journal officiel de l’Union européenne.

3.   Les entreprises certifiées notifient à l’autorité de régulation toute transaction prévue qui peut justifier une réévaluation de la manière dont elles se conforment aux exigences prévues à l’article 60 ou 68.

4.   Les autorités de régulation veillent au respect constant des exigences prévues à l’article 60 ou 68 par les entreprises certifiées. Elles ouvrent une procédure de certification à cet effet:

a)

en cas de notification de la part de l’entreprise certifiée en application du paragraphe 3;

b)

de leur propre initiative, lorsqu’elles ont connaissance du fait qu’une modification prévue des pouvoirs ou de l’influence exercés sur des entreprises certifiées ou des propriétaires de réseau de transport risque d’entraîner une infraction à l’article 60 ou 68, ou lorsqu’elles ont des motifs de croire qu’une telle infraction a pu être commise; ou

c)

sur demande motivée de la Commission.

5.   Les autorités de régulation arrêtent une décision sur la certification d’un gestionnaire de réseau de transport ou d’un gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène dans les 100 jours ouvrables à compter de la date de notification de la part du gestionnaire de réseau de transport ou du gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène ou à compter de la date de la demande de la Commission. La certification est réputée accordée à l’issue de cette période. La décision explicite ou tacite de l’autorité de régulation ne devient effective qu’après la conclusion de la procédure définie au paragraphe 6.

6.   L’autorité de régulation notifie sans retard à la Commission sa décision explicite ou tacite relative à la certification, accompagnée de toutes les informations utiles relatives à cette décision. La Commission statue conformément à la procédure prévue à l’article 14 du règlement (UE) 2024/1789.

7.   Les autorités de régulation et la Commission peuvent exiger des gestionnaires de réseau de transport, des gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène et des entreprises assurant une des fonctions suivantes: production ou fourniture, toute information utile à l’accomplissement de leurs tâches en application du présent article.

8.   Les autorités de régulation et la Commission veillent à préserver la confidentialité des informations commercialement sensibles.

Article 72

Certification concernant des pays tiers

1.   Lorsque la certification est demandée par un propriétaire de réseau de transport, un gestionnaire de réseau de transport, un gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène ou un propriétaire de réseau de transport d’hydrogène sur lesquels une personne d’un pays tiers exerce un contrôle, l’autorité de régulation adresse une notification à la Commission.

L’autorité de régulation notifie également sans retard à la Commission toute situation qui aurait pour effet qu’une personne d’un pays tiers acquiert le contrôle d’un réseau de transport, d’un gestionnaire de réseau de transport, d’un réseau de transport d’hydrogène ou d’un gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène.

2.   Le gestionnaire de réseau de transport ou le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène notifie à l’autorité de régulation toute situation qui aurait pour effet qu’une personne d’un pays tiers acquiert le contrôle du réseau de transport, du gestionnaire de réseau de transport, du réseau de transport d’hydrogène ou du gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène.

3.   L’autorité de régulation adopte un projet de décision relative à la certification d’un gestionnaire de réseau de transport ou d’un gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène dans les 100 jours ouvrables à compter de la date de la notification à laquelle le gestionnaire de réseau de transport ou le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène a procédé. Elle refuse d’accorder la certification s’il n’a pas été démontré:

a)

que l’entité concernée se conforme aux exigences prévues à l’article 60 ou 68; et

b)

à l’autorité de régulation ou à une autre autorité compétente désignée par l’État membre que l’octroi de la certification ne mettra pas en péril la sécurité de l’approvisionnement énergétique ni les intérêts essentiels en matière de sécurité de l’État membre et de l’Union; lorsqu’elle examine cette question, l’autorité de régulation ou une autre autorité compétente ainsi désignée prend en considération:

i)

les droits et les obligations de l’Union découlant du droit international à l’égard de ce pays tiers, y compris tout accord conclu avec un pays tiers ou plus auquel l’Union est partie et qui traite de la question de la sécurité de l’approvisionnement énergétique;

ii)

les droits et les obligations de l’État membre à l’égard de ce pays tiers découlant d’accords conclus avec celui-ci, dans la mesure où ils sont conformes au droit de l’Union;

iii)

une relation de propriété, d’approvisionnement ou toute autre relation commerciale susceptible d’avoir une incidence négative sur les incitations et la capacité du propriétaire de réseau de transport, du gestionnaire de réseau de transport, du propriétaire de réseau de transport d’hydrogène ou du gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène à fournir du gaz naturel ou de l’hydrogène à l’État membre ou à l’Union;

iv)

d’autres faits particuliers et circonstances du cas d’espèce et le pays tiers concerné.

4.   L’autorité de régulation notifie sans retard à la Commission le projet de décision, ainsi que toutes les informations utiles s’y rapportant.

5.   Les États membres prévoient qu’avant que l’autorité de régulation n’adopte une décision relative à la certification, celle-ci ou l’autorité compétente désignée, visée au paragraphe 3, point b), du présent article demande l’avis de la Commission pour savoir si:

a)

l’entité concernée se conforme aux exigences prévues à l’article 60 ou 68; et

b)

l’octroi de la certification mettra en péril la sécurité de l’approvisionnement énergétique de l’Union.

6.   La Commission examine la demande visée au paragraphe 5 dès sa réception. Dans les 50 jours ouvrables suivant la réception de la demande, elle rend son avis à l’autorité de régulation ou à l’autorité compétente désignée, si la demande a été formulée par cette dernière.

Pour l’établissement de son avis, la Commission peut demander l’opinion de l’ACER, de l’État membre concerné et des parties intéressées. Dans le cas où la Commission fait une telle demande, le délai de 50 jours ouvrables est prolongé de 50 jours ouvrables supplémentaires.

Si la Commission ne rend pas d’avis durant la période visée 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.

7.   Lorsqu’elle apprécie si le contrôle exercé par une personne d’un pays tiers est de nature à mettre en péril la sécurité de l’approvisionnement énergétique ou les intérêts essentiels en matière de sécurité de l’Union ou de tout État membre, la Commission prend en considération:

a)

les faits particuliers de l’espèce et le pays tiers concerné, y compris les preuves de l’influence du pays tiers concerné sur la situation décrite au paragraphe 3, point b) iii); et

b)

les droits et les obligations de l’Union découlant du droit international à l’égard de ce pays tiers, y compris tout accord conclu avec un pays tiers ou plus auquel l’Union est partie et qui traite de la question de la sécurité de l’approvisionnement.

8.   L’autorité de régulation dispose d’un délai de 50 jours ouvrables après l’expiration du délai visé au paragraphe 6 pour arrêter sa décision définitive concernant la certification. Pour ce faire, l’autorité de régulation tient le plus grand compte de l’avis de la Commission. En tout état de cause, un État membre a le droit de refuser d’octroyer la certification si cela met en péril la sécurité de son approvisionnement énergétique ou la sécurité de l’approvisionnement énergétique d’un autre État membre. Lorsque l’État membre a désigné une autre autorité compétente en vertu du paragraphe 3, point b), il peut exiger de l’autorité de régulation qu’elle adopte sa décision définitive conformément à l’appréciation de ladite autorité compétente. La décision définitive de l’autorité de régulation et l’avis de la Commission sont publiés ensemble. Lorsque la décision définitive diffère de l’avis de la Commission, l’État membre concerné fournit et publie avec la décision la motivation de cette décision.

9.   Aucune disposition du présent article ne porte atteinte au droit des États membres d’exercer un contrôle légal au niveau national afin de protéger des intérêts légitimes en matière de sécurité publique, conformément au droit de l’Union.

10.   La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l’article 90 afin de compléter la présente directive en établissant des lignes directrices détaillant la procédure à suivre pour l’application du présent article.

Article 73

Désignation des gestionnaires de stockage de gaz naturel, de stockage d’hydrogène, d’installations de GNL et de terminaux d’hydrogène

Les États membres désignent, ou demandent aux entreprises qui sont propriétaires de stockage de gaz naturel, de stockage d’hydrogène, d’installations de GNL et de terminaux d’hydrogène de désigner, un ou plusieurs gestionnaires pour ces infrastructures, pour une durée à déterminer par les États membres en fonction de considérations d’efficacité et d’équilibre économique.

Section 6

Dissociation comptable et transparence de la comptabilité

Article 74

Droit d’accès à la comptabilité

1.   Les États membres, ou toute autorité compétente qu’ils désignent, notamment les autorités de régulation et les autorités de règlement des litiges visées à l’article 32, paragraphe 3, dans la mesure où cela est nécessaire à l’exercice de leurs fonctions, ont un droit d’accès à la comptabilité des entreprises de gaz naturel et d’hydrogène conformément à l’article 75.

2.   Les États membres, ou toute autorité compétente qu’ils désignent, notamment les autorités de régulation et les autorités de règlement des litiges, préservent la confidentialité des informations commercialement sensibles. Les États membres peuvent prévoir la communication de ces informations si cela est nécessaire pour permettre aux autorités compétentes d’exercer leurs fonctions.

Article 75

Dissociation comptable

1.   Les États membres prennent les mesures nécessaires pour garantir que la comptabilité des entreprises de gaz naturel et d’hydrogène est tenue conformément aux paragraphes 2 à 5.

2.   Indépendamment du régime de propriété qui leur est applicable et de leur forme juridique, les entreprises de gaz naturel et d’hydrogène établissent, font contrôler et publient leurs comptes annuels conformément aux règles du droit national relatives aux comptes annuels des sociétés anonymes ou à responsabilité limitée, adoptées en vertu de la directive 2013/34/UE.

Les entreprises qui ne sont pas tenues légalement de publier leurs comptes annuels tiennent un exemplaire de ceux-ci à la disposition du public à leur siège social.

3.   Les entreprises tiennent, dans leur comptabilité interne, des comptes séparés pour chacune de leurs activités de transport, de distribution, de GNL, de terminal d’hydrogène, de stockage de gaz naturel et d’hydrogène et de transport d’hydrogène, comme elles devraient le faire si les activités en question étaient exercées par des entreprises distinctes, en vue d’éviter les discriminations, les subventions croisées et les distorsions de concurrence. Les actifs d’infrastructure des entreprises sont affectés aux comptes et aux bases d’actifs régulés concernés, en séparant les actifs liés au gaz naturel, à l’électricité ou à l’hydrogène, et cette affectation est consignée de manière transparente. Les entreprises tiennent également des comptes, qui peuvent être consolidés, pour les autres activités non liées au transport, à la distribution, au GNL, au terminal d’hydrogène, au stockage de gaz naturel ou d’hydrogène ou aux activités de transport d’hydrogène. Les revenus de la propriété du réseau de transport, de distribution ou d’hydrogène sont mentionnés dans la comptabilité. Le cas échéant, les entreprises tiennent des comptes consolidés pour d’autres activités en dehors du secteur du gaz naturel et du secteur de l’hydrogène. Elles font figurer dans la comptabilité interne un bilan et un compte de résultats pour chaque activité. La séparation des comptes est contrôlée conformément aux règles énoncées au paragraphe 2 et déclarée à l’autorité de régulation concernée.

4.   Le contrôle des comptes visé au paragraphe 2 du présent article consiste notamment à vérifier que l’obligation d’éviter les discriminations et les subventions croisées, visée au paragraphe 3 du présent article, est respectée. Sans préjudice de l’article 5 du règlement (UE) 2024/1789, il n’y a pas de subventions croisées entre les utilisateurs du système de gaz naturel et les utilisateurs du réseau d’hydrogène.

5.   Les entreprises précisent dans leur comptabilité interne les règles d’imputation des postes d’actif et de passif et des charges et produits ainsi que des moins-values, sans préjudice des règles comptables applicables au niveau national, qu’elles appliquent pour établir les comptes séparés visés au paragraphe 3. Ces règles internes ne peuvent être modifiées qu’à titre exceptionnel. Ces modifications sont notifiées à l’autorité de régulation et dûment motivées.

6.   Les comptes annuels indiquent, en annexe, toute opération d’une certaine importance effectuée avec les entreprises liées.

CHAPITRE X

AUTORITÉS DE RÉGULATION

Article 76

Désignation et indépendance des autorités de régulation

1.   Chaque État membre désigne une seule autorité de régulation au niveau national.

2.   Le paragraphe 1 du présent article n’affecte en rien la désignation d’autres autorités de régulation au niveau régional dans les États membres, à condition qu’un représentant de haut niveau soit présent à des fins de représentation et de contact au niveau de l’Union au sein du conseil des régulateurs de l’ACER, conformément à l’article 7, paragraphe 1, du règlement (UE) 2019/942.

3.   Par dérogation au paragraphe 1 du présent article, un État membre peut désigner des autorités de régulation pour des petits réseaux situés sur une région géographiquement distincte dont la consommation pour l’année 2008 équivaut à moins de 3 % de la consommation totale de l’État membre dont elle fait partie. Cette dérogation est sans préjudice de la désignation d’un représentant de haut niveau à des fins de représentation et de contact au niveau de l’Union au sein du conseil des régulateurs de l’ACER, conformément à l’article 7, paragraphe 1, du règlement (UE) 2019/942.

4.   Les États membres garantissent l’indépendance de l’autorité de régulation et veillent à ce qu’elle exerce ses compétences de manière impartiale et transparente. À cet effet, les États membres veillent à ce que, dans l’exécution des tâches de régulation qui lui sont conférées par la présente directive et les actes juridiques connexes, l’autorité de régulation:

a)

soit juridiquement distincte et fonctionnellement indépendante de toute autre entité publique ou privée;

b)

veille à ce que son personnel et les personnes chargées de sa gestion:

i)

agissent indépendamment de tout intérêt commercial;

ii)

ne sollicitent ni n’acceptent d’instructions directes d’aucun gouvernement ou autre entité publique ou privée dans l’exécution des tâches de régulation. Cette exigence est sans préjudice d’une étroite concertation, le cas échéant, avec les autres autorités nationales concernées ou d’orientations générales édictées par le gouvernement et qui ne concernent pas les missions et compétences de régulation, conformément à l’article 78.

5.   Afin de protéger l’indépendance de l’autorité de régulation, les États membres veillent notamment à ce que:

a)

l’autorité de régulation puisse prendre des décisions de manière autonome, indépendamment de tout organe politique;

b)

l’autorité de régulation dispose de toutes les ressources humaines et financières nécessaires pour s’acquitter de ses tâches et exercer ses pouvoirs de manière effective et efficace;

c)

l’autorité de régulation bénéficie de crédits budgétaires annuels séparés et d’une autonomie dans l’exécution de ce budget alloué;

d)

les membres du conseil de l’autorité de régulation ou, en l’absence d’un conseil, les cadres supérieurs de l’autorité de régulation soient nommés pour une période déterminée comprise entre cinq et sept ans maximum, renouvelable une fois;

e)

les membres du conseil de l’autorité de régulation ou, en l’absence d’un conseil, les cadres supérieurs de l’autorité de régulation soient nommés sur la base de critères objectifs, transparents et publiés, dans le cadre d’une procédure indépendante et impartiale, qui garantit que les candidats possèdent les compétences et l’expérience nécessaires pour toute position pertinente au sein de l’autorité de régulation;

f)

des dispositions en matière de conflits d’intérêts aient été mises en place et les obligations en matière de confidentialité s’étendent au-delà de la fin du mandat des membres du conseil de l’autorité de régulation ou, en l’absence d’un conseil, des cadres supérieurs de l’autorité de régulation;

g)

les membres du conseil de l’autorité de régulation ou, en l’absence de conseil, les cadres supérieurs de l’autorité de régulation ne puissent être démis de leurs fonctions que sur la base de critères transparents en place.

En ce qui concerne le premier alinéa, point d), les États membres assurent un système approprié de rotation pour le conseil ou les cadres supérieurs. Les membres du conseil ou, en l’absence d’un conseil, les cadres supérieurs ne peuvent être démis de leurs fonctions au cours de leur mandat que s’ils ne satisfont plus aux conditions fixées par le présent article ou ont commis une faute selon le droit national.

Les États membres peuvent prévoir le contrôle ex post des comptes annuels de l’autorité de régulation par un auditeur indépendant.

6.   Au plus tard le 5 juillet 2026 et tous les quatre ans par la suite, la Commission présente au Parlement européen et au Conseil un rapport relatif au respect par les autorités nationales du principe d’indépendance énoncé au présent article. La Commission met ces rapports à la disposition du public.

Article 77

Objectifs généraux de l’autorité de régulation

Aux fins des tâches de régulation définies dans la présente directive, l’autorité de régulation prend toutes les mesures raisonnables pour atteindre les objectifs suivants dans le cadre de ses missions et pouvoirs définis à l’article 78, en étroite concertation, le cas échéant, avec les autres autorités nationales concernées, y compris les autorités de concurrence et les autorités des États membres voisins et de pays tiers voisins concernées, et sans préjudice de leurs compétences:

a)

promouvoir, en étroite collaboration avec les autorités de régulation des autres États membres, la Commission et l’ACER, des marchés intérieurs du gaz naturel, du gaz renouvelable, du gaz bas carbone et de l’hydrogène concurrentiels, souples, sûrs et durables pour l’environnement au sein de l’Union, garantir des conditions appropriées pour que les réseaux de gaz naturel et d’hydrogène fonctionnent de manière effective et fiable et faire progresser l’intégration du système énergétique, en tenant compte d’objectifs à long terme, contribuant ainsi à l’application cohérente, efficiente et efficace du droit de l’Union pour atteindre les objectifs de l’Union en matière de climat et d’énergie;

b)

développer des marchés régionaux transfrontaliers concurrentiels et fonctionnant correctement au sein de l’Union, en vue de la réalisation des objectifs visés au point a);

c)

supprimer les entraves au commerce du gaz naturel et d’hydrogène entre États membres, notamment en supprimant les restrictions dues à des différences concernant la qualité du gaz naturel et de l’hydrogène ou concernant le volume d’hydrogène mélangé dans le système de gaz naturel ou dues à des différences concernant la qualité de l’hydrogène dans le système d’hydrogène, en mettant en place des capacités de transport transfrontalier suffisantes pour répondre à la demande et renforcer l’intégration des marchés nationaux, en garantissant l’interopérabilité du système interconnecté de gaz naturel de l’Union ou du système d’hydrogène de l’Union, ce qui devrait permettre au gaz naturel de mieux circuler dans l’ensemble de l’Union;

d)

contribuer à assurer de la manière la plus avantageuse par rapport au coût et en tenant compte du principe de primauté de l’efficacité énergétique, la mise en place de réseaux non discriminatoires qui soient sûrs, fiables, performants et axés sur les consommateurs, et promouvoir l’adéquation des réseaux et, conformément aux objectifs généraux de politique énergétique et climatique, l’efficacité énergétique ainsi que l’intégration de la production de gaz, à grande et à petite échelle à partir de sources renouvelables et de la production distribuée, tant dans les réseaux de transport que dans ceux de distribution, et faciliter leur exploitation en relation avec d’autres réseaux énergétiques d’électricité et de chaleur;

e)

faciliter la connexion et l’accès au réseau des nouvelles capacités de production, notamment en supprimant les obstacles qui pourraient empêcher la connexion et l’accès des entrants sur les marchés du gaz et de l’hydrogène à partir de sources renouvelables;

f)

faire en sorte que les gestionnaires de réseau et les utilisateurs du système reçoivent des incitations suffisantes, tant à court terme qu’à long terme, pour améliorer les performances des systèmes, en particulier sur le plan de l’efficacité énergétique, et favoriser l’intégration du marché;

g)

assurer que les clients bénéficient du fonctionnement efficace de leurs marchés nationaux, promouvoir une concurrence effective et contribuer à garantir de hauts niveaux de protection des consommateurs en étroite coopération avec les autorités de protection des consommateurs concernées et en consultation avec les organisations de consommateurs concernées;

h)

contribuer à assurer un service public de grande qualité dans le secteur du gaz naturel, et contribuer à la protection des clients vulnérables et à la compatibilité des mécanismes nécessaires d’échange de données pour permettre aux clients de changer de fournisseur.

Article 78

Missions et pouvoirs de l’autorité de régulation

1.   L’autorité de régulation est investie des missions suivantes:

a)

fixer ou approuver, selon des critères transparents, les tarifs de transport ou de distribution ou leurs méthodes de calcul, ou les deux;

b)

approuver les scénarios communs pour les plans décennaux de développement du réseau élaboré conformément à l’article 55, paragraphe 2, point f), lorsque cette approbation est prévue par l’État membre;

c)

fixer ou approuver, selon des critères transparents, les tarifs pour l’accès au réseau d’hydrogène ou leurs méthodes de calcul, ou les deux, sans préjudice des décisions des États membres prises en vertu de l’article 35, paragraphe 4;

d)

fixer ou approuver, selon des critères transparents:

i)

le volume et la durée du terme tarifaire spécifique et du transfert financier ou leur méthode de calcul ou les deux;

ii)

la valeur des actifs transférés et la destination de tous profits et de toutes pertes pouvant en résulter; et

iii)

la répartition des contributions au terme tarifaire spécifique;

e)

veiller au respect, par les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution et, le cas échéant, les propriétaires de réseau, ainsi que les gestionnaires de réseau d’hydrogène, l’entreprise de gaz naturel et d’hydrogène et d’autres acteurs du marché, des obligations qui leur incombent en vertu de la présente directive et du règlement (UE) 2024/1789, des codes de réseau et des lignes directrices adoptées en application des articles 70, 71 et 72 du règlement (UE) 2024/1789, du règlement (UE) 2017/1938 et d’autres dispositions applicables du droit de l’Union, notamment en ce qui concerne les questions transfrontalières, ainsi que des décisions de l’ACER;

f)

en étroite collaboration avec les autres autorités de régulation, veiller au respect par le REGRT pour le gaz, l’entité européenne pour les gestionnaires de réseau de distribution (ci-après dénommée «entité des GRD de l’Union») établie conformément aux articles 52 à 57 du règlement (UE) 2019/943 et le réseau européen des gestionnaires de réseau d’hydrogène (REGRH) institué conformément à l’article 57 du règlement (UE) 2024/1789, des obligations qui leur incombent au titre de la présente directive et du règlement (UE) 2024/1789, des codes de réseau et des lignes directrices adoptés en vertu des articles 70 à 74 du règlement (UE) 2024/1789, et d’autres dispositions applicables du droit de l’Union, notamment en ce qui concerne les questions transfrontalières, ainsi que des décisions de l’ACER, et recenser conjointement les cas de non-respect par le REGRT pour le gaz, l’entité des GRD de l’Union et le REGRH, de leurs obligations respectives; lorsque les autorités de régulation ne sont pas parvenues à un accord dans un délai de quatre mois suivant le début des consultations aux fins de recenser conjointement les cas de non-respect, renvoyer l’affaire devant l’ACER en vue d’une décision, en vertu de l’article 6, paragraphe 10, du règlement (UE) 2019/942;

g)

surveiller l’évolution des qualités de gaz et la gestion de la qualité du gaz par les gestionnaires de réseau de transport et, le cas échéant, par les gestionnaires de réseau de distribution, et notamment surveiller l’évolution des coûts liés à la gestion de la qualité du gaz par les gestionnaires de réseau et les évolutions liées au mélange d’hydrogène et à la séparation d’hydrogène dans le système de gaz naturel, par des gestionnaires de système de stockage de gaz naturel et par des gestionnaires d’installations de GNL et, lorsqu’un État membre a chargé une autre autorité compétente de collecter ces informations, cette autorité compétente partage les informations avec l’autorité de régulation;

h)

surveiller l’évolution de la qualité de l’hydrogène et la gestion de la qualité de l’hydrogène par les gestionnaires de réseau d’hydrogène, le cas échéant comme prévu à l’article 50, et notamment surveiller l’évolution des coûts liés à la gestion de la qualité de l’hydrogène;

i)

prendre en considération l’examen et l’évaluation des plans de développement des infrastructures de transport d’hydrogène soumis par les opérateurs de réseau d’hydrogène conformément aux articles 55 et 56 de la présente directive au moment d’approuver les termes tarifaires spécifiques au sens de l’article 5 du règlement (UE) 2024/1789;

j)

coopérer sur les questions transfrontalières avec la ou les autorités de régulation des États membres concernés et avec l’ACER, notamment en participant aux travaux du conseil des régulateurs de l’ACER, en vertu de l’article 21 du règlement (UE) 2019/942. En ce qui concerne les infrastructures à destination et en provenance d’un pays tiers, l’autorité de régulation de l’État membre sur le territoire duquel est situé le premier point d’interconnexion avec le réseau des États membres peut coopérer avec les autorités compétentes du pays tiers, y compris celles des parties contractantes de la Communauté de l’énergie, après avoir consulté les autorités de régulation des autres États membres concernés, afin que, en ce qui concerne lesdites infrastructures, la présente directive soit appliquée de manière cohérente sur le territoire des États membres;

k)

se conformer aux décisions juridiquement contraignantes de l’ACER et de la Commission et les mettre en œuvre;

l)

présenter un rapport annuel sur ses activités et l’exécution de ses missions aux autorités compétentes des États membres, à l’ACER et à la Commission, portant sur les mesures prises et les résultats obtenus pour chacune des tâches énumérées dans le présent article;

m)

faire en sorte qu’il n’y ait pas de subventions croisées entre les activités de transport, de distribution, de transport d’hydrogène, de stockage de gaz naturel et de stockage d’hydrogène, de GNL et de terminaux d’hydrogène et de fourniture de gaz naturel et d’hydrogène, sans préjudice de l’article 5, paragraphe 2, du règlement (UE) 2024/1789;

n)

surveiller les plans d’investissement des gestionnaires de réseau de transport et des gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène, fournir, dans son rapport annuel, une évaluation des plans d’investissement des gestionnaires de réseau de transport et des gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène en ce qui concerne leur cohérence avec les plans de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union visés aux articles 32 et 60 du règlement (UE) 2024/1789 et inclure dans ces évaluations des recommandations en vue de modifier ces plans d’investissement;

o)

veiller au respect des règles régissant la sécurité et la fiabilité du réseau et évaluer leurs performances passées, et définir ou approuver des normes et exigences en matière de qualité de service et de fourniture, ou y contribuer en collaboration avec d’autres autorités compétentes;

p)

surveiller le degré de transparence, y compris des prix de gros, et veiller au respect des obligations de transparence par les entreprises de gaz naturel et d’hydrogène;

q)

surveiller le niveau et l’efficacité atteints en ce qui concerne l’ouverture des marchés et la concurrence pour les marchés de gros et de détail, y compris pour les bourses d’échange de gaz naturel et d’hydrogène, les prix facturés aux clients résidentiels, y compris les systèmes de paiement anticipé, la transparence des offres, les pics de prix et leur incidence sur les prix de gros et les prix à la consommation, la relation entre les prix payés par les ménages et les prix de gros, les taux de changement de fournisseur, les taux d’interruption de fourniture, les redevances au titre des services de maintenance et l’exécution de ces services, les plaintes des clients résidentiels, les distorsions ou restrictions de concurrence éventuelles, en communiquant notamment toutes les informations utiles et en portant les affaires qui le justifient à l’attention des autorités de la concurrence compétentes, en particulier en ce qui concerne les clients vulnérables et les clients en situation de précarité énergétique;

r)

surveiller l’apparition de pratiques contractuelles restrictives, y compris des clauses d’exclusivité qui peuvent empêcher de grands clients non résidentiels de passer contrat simultanément avec plus d’un fournisseur, ou qui pourraient limiter leur choix en la matière, et, le cas échéant, informer les autorités nationales de concurrence de ces pratiques;

s)

respecter la liberté contractuelle en matière de contrats à long terme dès lors qu’ils sont conformes au droit de l’Union et cohérents avec les politiques de l’Union et qu’ils contribuent aux objectifs de décarbonation, pour autant qu’aucun contrat à long terme pour la fourniture de gaz fossile sans dispositif d’atténuation ne soit conclu pour une durée s’étendant au-delà du 31 décembre 2049;

t)

surveiller le temps pris par les gestionnaires de réseau de transport et de distribution de gaz naturel ou les gestionnaires de réseau d’hydrogène pour effectuer les raccordements et les réparations, y compris les demandes de raccordement au réseau des installations de production de biométhane;

u)

surveiller et évaluer les conditions d’accès au stockage de gaz naturel, au stockage en conduite et aux autres services auxiliaires, comme prévu à l’article 33 ou 37, à l’exclusion de l’évaluation des tarifs, si le régime d’accès au stockage de gaz naturel est défini en vertu de l’article 33, paragraphe 3;

v)

contribuer à garantir, en collaboration avec d’autres autorités compétentes, l’effectivité et la mise en œuvre des mesures de protection des consommateurs, y compris celles énoncées à l’annexe I, et, en particulier, évaluer l’existence d’obstacles qui empêchent les clients d’exercer leurs droits, tels que le droit de changer de fournisseur, de résilier un contrat ou d’accéder à un mécanisme de règlement extrajudiciaire des litiges;

w)

publier, une fois par an au moins, des recommandations sur la conformité des prix de fourniture avec l’article 7, et les transmettre, le cas échéant, aux autorités de concurrence;

x)

garantir l’accès non discriminatoire aux données de consommation des clients, la mise à disposition, en vue d’une utilisation facultative, d’une méthode facilement compréhensible de présentation harmonisée au niveau national des données de consommation et l’accès rapide de tous les consommateurs à ces données en vertu des articles 23 et 24;

y)

surveiller la mise en œuvre des règles relatives aux fonctions et responsabilités des gestionnaires de réseau de transport, des gestionnaires de réseau de distribution, des gestionnaires de réseau d’hydrogène, des fournisseurs, des clients et des autres acteurs du marché en vertu du règlement (UE) 2024/1789;

z)

surveiller l’application correcte des critères qui déterminent si une installation de stockage de gaz naturel relève de l’article 33, paragraphe 3 ou 4;

aa)

surveiller la mise en œuvre des mesures de sauvegarde visées à l’article 83;

bb)

contribuer à la compatibilité des mécanismes d’échange de données relatives aux principales opérations de marché sur le plan régional;

cc)

mettre en œuvre les codes de réseau et les lignes directrices adoptés en vertu des articles 70 à 74 du règlement (UE) 2024/1789 au moyen de mesures nationales ou, lorsque cela est nécessaire, de mesures coordonnées à l’échelle régionale ou de l’Union;

dd)

garantir un processus ouvert, transparent, efficace et inclusif pour l’élaboration du plan décennal de développement du réseau conformément aux exigences définies à l’article 55, du plan de développement du réseau de distribution d’hydrogène conformément aux exigences définies à l’article 56 et, le cas échéant, du plan de déclassement du réseau conformément aux exigences définies à l’article 57;

ee)

approuver et modifier les plans de développement du réseau visés à l’article 55 et, le cas échéant, à l’article 57;

ff)

examiner le plan de développement du réseau de distribution d’hydrogène visé à l’article 56, paragraphe 4, et, le cas échéant, demander des modifications de celui-ci, lorsqu’une telle tâche est prévue par l’État membre au titre du paragraphe 6 du présent article;

gg)

définir des lignes directrices, comme prévu à l’article 57, paragraphe 6, fournissant des critères et des méthodes pour une approche structurelle du déclassement de parties du réseau de distribution de gaz naturel, en tenant compte du coût du déclassement et du cas spécifique des actifs qui pourraient devoir être déclassés avant la fin de leur cycle de vie initialement prévu, et fournir des indications concernant la fixation de tarifs dans de tels cas;

hh)

surveiller la disponibilité des sites internet comparatifs, y compris les outils comparatifs qui satisfont aux critères de l’article 14;

ii)

contrôler la suppression des obstacles et restrictions injustifiés au développement de la consommation de gaz naturel de source renouvelable autoproduit;

jj)

exécuter toute autre mission confiée à l’autorité de régulation conformément à la présente directive et au règlement (UE) 2024/1789.

2.   Lorsqu’un État membre l’a prévu ainsi, les missions de surveillance et de contrôle visées au paragraphe 1 peuvent être exécutées par des autorités autres que l’autorité de régulation. Dans ce cas, les informations recueillies à la suite de ces missions sont communiquées dans les meilleurs délais à l’autorité de régulation.

Tout en préservant leur indépendance, sans préjudice des compétences qui leur sont propres et en conformité avec les principes visant à mieux légiférer, l’autorité de régulation consulte, le cas échéant, les gestionnaires de réseau de transport de gaz naturel et les gestionnaires de réseau d’hydrogène et, si besoin en est, coopère étroitement avec les autres autorités nationales concernées dans l’exécution des missions visées au paragraphe 1.

Toute approbation donnée par une autorité de régulation ou par l’ACER en vertu de la présente directive est sans préjudice des compétences que l’autorité de régulation pourrait dûment exercer dans le futur en application du présent article ou de toute sanction infligée par d’autres autorités compétentes ou la Commission.

3.   Outre les missions qui lui sont confiées en vertu du paragraphe 1 du présent article, lorsqu’un gestionnaire de réseau indépendant ou un gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène indépendant a été désigné en vertu de l’article 61 ou 68, l’autorité de régulation:

a)

surveille le respect, par le propriétaire du réseau de transport, le gestionnaire de réseau indépendant ou le propriétaire de réseau de transport d’hydrogène et le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène indépendant, de leurs obligations en vertu de la présente directive et impose des sanctions en cas de non-respect de leurs obligations en vertu du paragraphe 4, point d);

b)

surveille les relations et les communications entre le gestionnaire de réseau indépendant et le propriétaire de réseau de transport ou entre le propriétaire de réseau de transport d’hydrogène et le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène indépendant de manière à garantir que le gestionnaire de réseau indépendant ou le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène indépendant se conforme à ses obligations, et en particulier approuve les contrats et agit en tant qu’autorité de règlement des litiges entre le gestionnaire de réseau indépendant et le propriétaire de réseau de transport ou entre le propriétaire de réseau de transport d’hydrogène et le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène indépendant à l’égard de toute plainte présentée par l’une des parties conformément au paragraphe 11;

c)

sans préjudice de la procédure prévue à l’article 61, paragraphe 2, point c), pour le premier plan décennal de développement du réseau, approuve la planification des investissements et le plan de développement pluriannuel du réseau présentés annuellement par le gestionnaire de réseau indépendant ou le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène indépendant;

d)

fait en sorte que les tarifs d’accès au réseau perçus par le gestionnaire de réseau indépendant ou le gestionnaire de réseau d’hydrogène indépendant incluent une rémunération du ou des propriétaires de réseau, qui rétribue de manière appropriée l’utilisation des actifs du réseau et les éventuels nouveaux investissements effectués dans celui-ci, pour autant qu’ils soient engagés d’une manière économiquement rationnelle;

e)

a le pouvoir de procéder à des inspections, y compris inopinées, dans les locaux du propriétaire du réseau de transport et du gestionnaire de réseau indépendant, ou le propriétaire de réseau de transport d’hydrogène et le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène indépendant.

4.   Les États membres veillent à ce que les autorités de régulation disposent des pouvoirs nécessaires pour s’acquitter des missions visées aux paragraphes 1, 3 et 6 d’une manière efficace et rapide. À cet effet, l’autorité de régulation se voit confier au moins les pouvoirs suivants:

a)

prendre des décisions contraignantes à l’égard des entreprises de gaz naturel et d’hydrogène;

b)

procéder à des enquêtes sur le fonctionnement des marchés du gaz naturel et de l’hydrogène et arrêter et imposer les mesures proportionnées et nécessaires afin de promouvoir une concurrence effective et d’assurer le bon fonctionnement des marchés du gaz naturel et de l’hydrogène et, le cas échéant, coopérer avec l’autorité nationale de la concurrence et les régulateurs des marchés financiers ou la Commission dans le cadre d’une enquête concernant le droit de la concurrence;

c)

exiger des entreprises de gaz naturel et d’hydrogène toute information nécessaire à l’exécution de ses tâches, y compris la justification de tout refus de donner accès à un tiers, et toute information sur les mesures nécessaires pour renforcer le réseau;

d)

infliger des sanctions effectives, proportionnées et dissuasives à l’encontre des entreprises de gaz naturel et d’hydrogène qui ne respectent pas les obligations qui leur incombent en vertu de la présente directive ou des décisions juridiquement contraignantes applicables de l’autorité de régulation ou de l’ACER, ou proposer qu’une juridiction compétente inflige de telles sanctions, y compris le pouvoir d’infliger ou de proposer d’infliger au gestionnaire de réseau de transport ou au gestionnaire de réseau d’hydrogène ou à l’entreprise verticalement intégrée, selon le cas, des sanctions allant jusqu’à 10 % du chiffre d’affaires annuel du gestionnaire de réseau de transport ou du gestionnaire de réseau d’hydrogène ou de l’entreprise verticalement intégrée, pour non-respect des obligations qui leur incombent en vertu de la présente directive;

e)

disposer des droits d’enquête appropriés et des pouvoirs d’instruction nécessaires pour le règlement des litiges conformément aux paragraphes 11 et 12.

5.   L’autorité de régulation située dans l’État membre où le REGRT pour le gaz, le REGRH ou l’entité des GRD de l’Union a son siège est habilitée à infliger des sanctions effectives, proportionnées et dissuasives aux entités qui ne respectent pas les obligations qui leur incombent au titre de la présente directive, du règlement (UE) 2024/1789 ou de toute décision juridiquement contraignante applicable de l’autorité de régulation ou de l’ACER qui les concerne, ou à proposer qu’une juridiction compétente inflige de telles sanctions.

6.   Outre les missions et pouvoirs qui lui sont conférés en vertu des paragraphes 1 et 4 du présent article, lorsqu’un gestionnaire de transport indépendant ou un gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène intégré a été désigné conformément au chapitre IX, section 3, l’autorité de régulation se voit conférer au moins les missions et pouvoir suivants:

a)

imposer des sanctions en vertu du paragraphe 4, point d), pour comportement discriminatoire en faveur de l’entreprise verticalement intégrée;

b)

surveiller les communications entre le gestionnaire de réseau de transport ou le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène intégré et l’entreprise verticalement intégrée pour garantir que le gestionnaire de réseau de transport ou le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène intégré remplit ses obligations;

c)

agir en tant qu’autorité de règlement des litiges entre l’entreprise verticalement intégrée et le gestionnaire de réseau de transport ou le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène intégré à l’égard de toute plainte introduite en vertu du paragraphe 11;

d)

surveiller les relations commerciales et financières, y compris les prêts, entre l’entreprise verticalement intégrée et le gestionnaire de réseau de transport ou le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène intégré;

e)

approuver toutes les conventions commerciales et financières entre l’entreprise verticalement intégrée et le gestionnaire de réseau de transport ou le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène intégré à condition qu’elles respectent les conditions du marché;

f)

demander des justifications à l’entreprise verticalement intégrée lorsqu’elle est saisie par le cadre chargé du respect des engagements conformément à l’article 67, paragraphe 4, notamment des éléments de preuve démontrant qu’il n’y a eu aucun comportement discriminatoire tendant à avantager l’entreprise verticalement intégrée;

g)

effectuer des inspections, y compris des inspections inopinées, dans les locaux de l’entreprise verticalement intégrée et du gestionnaire de réseau de transport ou du gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène intégré;

h)

assigner toutes les tâches ou certaines tâches du gestionnaire de réseau de transport ou du gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène intégré à un gestionnaire de réseau indépendant ou un gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène indépendant désigné conformément à l’article 68 en cas de non-respect persistant par le gestionnaire de réseau de transport ou le gestionnaire de réseau d’hydrogène intégré des obligations qui lui incombent en vertu de la présente directive, plus particulièrement en cas de comportement discriminatoire répété au bénéfice de l’entreprise verticalement intégrée.

7.   Les autorités de régulation se chargent de fixer ou d’approuver, suffisamment à l’avance avant leur entrée en vigueur, au moins les méthodes utilisées pour calculer ou établir:

a)

les conditions de raccordement et d’accès aux réseaux nationaux de gaz naturel, y compris les tarifs de transport et de distribution et les conditions et tarifs d’accès aux installations de GNL, selon lesquelles les tarifs ou méthodes permettent de réaliser les investissements nécessaires à la viabilité des réseaux et des installations de GNL;

b)

les conditions de raccordement et d’accès aux réseaux nationaux d’hydrogène, y compris les tarifs d’accès au réseau d’hydrogène, le cas échéant, et les conditions et tarifs d’accès au stockage d’hydrogène et aux terminaux d’hydrogène;

c)

les conditions de la prestation de services d’équilibrage, qui doivent être assurés de la manière la plus économique possible, pour fournir aux utilisateurs du réseau des éléments d’incitation appropriés pour qu’ils équilibrent leur apport et leur consommation de manière équitable et non discriminatoire, et qui doivent être fondés sur des critères objectifs;

d)

les conditions d’approbation et de suivi des termes tarifaires spécifiques conformément à l’article 5 du règlement (UE) 2024/1789;

e)

les conditions d’accès aux infrastructures transfrontalières, y compris les procédures d’attribution des capacités et de gestion de la congestion.

8.   Les méthodes ou les conditions visées au paragraphe 7 sont publiées.

9.   Lors de la fixation ou de l’approbation des tarifs ou des méthodes et des services d’équilibrage visés au paragraphe 7, les autorités de régulation prévoient que les gestionnaires de réseau de transport et de distribution et, sans préjudice de la décision prise par un État membre en vertu de l’article 35, paragraphe 4, les gestionnaires de réseau d’hydrogène, se voient octroyer des incitations appropriées, tant à court terme qu’à long terme, en vue d’améliorer les performances, de favoriser l’intégration du marché et la sécurité de l’approvisionnement et de soutenir les activités de recherche connexes.

10.   Les autorités de régulation surveillent la gestion de la congestion des réseaux nationaux de transport et des réseaux de transport d’hydrogène, y compris des interconnexions et des interconnexions d’hydrogène, et la mise en œuvre des règles de gestion de la congestion. À cet effet, les gestionnaires de réseau de transport, les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène ou les opérateurs du marché soumettent leurs règles de gestion de la congestion, y compris l’attribution de capacités, aux autorités de régulation. Les autorités de régulation peuvent demander la modification de ces règles.

Article 79

Décisions et plaintes

1.   Les autorités de régulation sont habilitées à demander que les gestionnaires de réseau de transport de gaz naturel, les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel, les gestionnaires de système de GNL, les gestionnaires de réseau de distribution, les gestionnaires de stockage d’hydrogène et les gestionnaires de terminal d’hydrogène, et les gestionnaires de réseau d’hydrogène si nécessaire, modifient les conditions, y compris les tarifs et les méthodes visés au présent article, pour faire en sorte que ceux-ci soient proportionnés et appliqués de manière non discriminatoire. Si le régime d’accès au stockage de gaz naturel est établi en vertu de l’article 33, paragraphe 3, cette tâche exclut la modification des tarifs. Si le régime d’accès aux réseaux d’hydrogène, aux installations d’hydrogène ou au stockage d’hydrogène est fondé sur un accès négocié des tiers conformément à l’article 35, paragraphe 4, à l’article 36, paragraphe 1, ou à l’article 37, paragraphe 2, cette tâche exclut la modification des tarifs. En cas de retard dans l’établissement des tarifs de transport et de distribution de gaz naturel et, le cas échéant, des tarifs de réseau d’hydrogène, les autorités de régulation sont habilitées à fixer ou approuver provisoirement des tarifs de transport et de distribution ou des méthodes de calcul et des tarifs ou méthodes pour le réseau d’hydrogène et à arrêter des mesures compensatoires appropriées si les tarifs ou méthodes finals s’écartent de ces tarifs ou méthodes provisoires.

2.   Toute partie ayant un grief à faire valoir contre un gestionnaire de réseau de transport de gaz naturel, de système de stockage de gaz naturel, de système de GNL ou de réseau de distribution ou un gestionnaire de réseau d’hydrogène, de stockage d’hydrogène ou de terminal d’hydrogène en ce qui concerne les obligations imposées audit gestionnaire par la présente directive peut s’adresser à l’autorité de régulation qui, agissant en tant qu’autorité de règlement du litige, prend une décision dans un délai de deux mois à compter de la réception de la plainte. Ce délai peut être prolongé de deux mois lorsque l’autorité de régulation demande des informations complémentaires. Une nouvelle prolongation de ce délai est possible moyennant l’accord du plaignant. La décision de l’autorité de régulation est contraignante pour autant qu’elle ne soit pas annulée à la suite d’un recours.

3.   Toute partie lésée et qui a le droit de présenter une plainte concernant une décision sur les méthodes prises en vertu du présent article, ou, lorsque l’autorité de régulation a une obligation de consultation, concernant les tarifs ou méthodes proposés, peut, dans un délai de deux mois, ou dans un délai plus court si les États membres le prévoient ainsi, suivant la publication de la décision ou de la proposition de décision, déposer une plainte en vue d’un réexamen. Cette plainte n’a pas d’effet suspensif.

4.   Les États membres créent des mécanismes appropriés et efficaces de régulation, de contrôle et de transparence afin d’éviter tout abus de position dominante, au détriment notamment des consommateurs, et tout comportement prédateur. Ces mécanismes tiennent compte des dispositions du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, et plus particulièrement de son article 102.

5.   Les États membres veillent à ce que les mesures appropriées soient prises, y compris, conformément à leur droit national, l’ouverture d’une procédure administrative ou pénale contre les personnes physiques ou morales responsables, lorsqu’il est établi que les règles de confidentialité énoncées par la présente directive n’ont pas été respectées.

6.   Les plaintes visées aux paragraphes 2 et 3 ne préjugent pas de l’exercice des voies de recours prévues par le droit de l’Union ou national.

7.   Les autorités de régulation motivent et justifient pleinement leurs décisions afin de permettre un contrôle juridictionnel. Les décisions sont rendues publiques tout en préservant la confidentialité des informations commercialement sensibles.

8.   Les États membres veillent à ce que des mécanismes appropriés, à l’échelon national, permettent à une partie lésée par une décision d’une autorité de régulation d’exercer un recours auprès d’un organisme indépendant des parties concernées et de tout gouvernement.

Article 80

Coopération régionale entre les autorités de régulation concernant les questions transfrontalières

1.   Les autorités de régulation se consultent mutuellement et coopèrent étroitement, notamment au sein de l’ACER, et s’échangent et communiquent à l’ACER toute information nécessaire à l’exécution des tâches qui leur incombent en vertu de la présente directive. En ce qui concerne les informations échangées, l’autorité qui les reçoit assure le même niveau de confidentialité que celui exigé de l’autorité qui les fournit.

2.   Les autorités de régulation coopèrent au moins à l’échelon régional, pour:

a)

favoriser la mise en place de modalités pratiques pour permettre une gestion optimale du réseau, promouvoir les bourses conjointes d’échange de gaz naturel et d’hydrogène et l’attribution de capacités transfrontalières et permettre un niveau adéquat de capacités d’interconnexion, y compris par de nouvelles interconnexions, au sein de la région et entre les régions afin qu’une concurrence effective puisse s’installer et que la sécurité de l’approvisionnement puisse être renforcée, sans opérer de discrimination entre les entreprises de fourniture dans les différents États membres;

b)

coordonner le développement de tous les codes de réseau pour les gestionnaires de réseau de transport, les gestionnaires de réseau d’hydrogène et autres acteurs du marché concernés;

c)

coordonner le développement des règles de gestion de la congestion;

d)

garantir le respect de la réglementation par les entités juridiques chargées des tâches des gestionnaires de transport et des gestionnaires de réseau au niveau transfrontalier ou national.

3.   Les autorités de régulation ont le droit de conclure entre elles des accords de coopération, afin de favoriser la coopération en matière de régulation.

4.   Les actions visées au paragraphe 2 sont menées, le cas échéant, en étroite concertation avec les autres autorités nationales concernées et sans préjudice des compétences de ces dernières.

5.   La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l’article 90 afin de compléter la présente directive en établissant des lignes directrices sur l’étendue des devoirs de coopération des autorités de régulation entre elles et avec l’ACER.

6.   Les autorités de régulation ou, le cas échéant, d’autres autorités compétentes peuvent consulter les autorités compétentes de pays tiers, y compris les parties contractantes de la Communauté de l’énergie, et coopérer avec elles en ce qui concerne l’exploitation d’infrastructures de gaz naturel et d’hydrogène à destination et en provenance de pays tiers afin de garantir, en ce qui concerne les infrastructures concernées, que la présente directive est appliquée de manière cohérente sur le territoire et dans la mer territoriale d’un État membre.

Article 81

Respect des codes de réseau et des lignes directrices

1.   Toute autorité de régulation et la Commission peuvent solliciter l’avis de l’ACER à propos de la conformité d’une décision prise par une autorité de régulation avec les codes de réseau et les lignes directrices adoptés en vertu de la présente directive ou du règlement (UE) 2024/1789.

2.   L’ACER donne son avis à l’autorité de régulation qui l’a sollicité ou à la Commission, selon le cas, et à l’autorité de régulation qui a pris la décision en question, dans un délai de trois mois à compter de la date de réception de la demande.

3.   Si l’autorité de régulation qui a pris la décision ne se conforme pas à l’avis de l’ACER dans un délai de quatre mois à compter de la date de réception dudit avis, l’ACER en informe la Commission.

4.   Toute autorité de régulation peut informer la Commission si elle estime qu’une décision applicable aux échanges transfrontaliers qui a été prise par une autre autorité de régulation n’est pas conforme aux codes de réseau et aux lignes directrices adoptés en vertu de la présente directive ou du règlement (UE) 2024/1789, dans un délai de deux mois à compter de la date de ladite décision.

5.   Si la Commission constate que la décision d’une autorité de régulation soulève des doutes sérieux quant à sa compatibilité avec les codes de réseau et les lignes directrices adoptés au en vertu de la présente directive ou du règlement (UE) 2024/1789, elle peut, dans un délai de deux mois après avoir été informée par l’ACER conformément au paragraphe 3 ou par une autorité de régulation conformément au paragraphe 4, ou de sa propre initiative dans un délai de trois mois à compter de la date de la décision, décider d’approfondir l’examen du dossier. Dans ce cas, elle invite l’autorité de régulation et les parties à la procédure devant l’autorité de régulation à présenter leurs observations.

6.   Lorsque la Commission décide d’approfondir l’examen du dossier, conformément au paragraphe 5, elle prend une décision définitive dans les quatre mois à compter de la date de la décision en cause, par laquelle:

a)

elle ne soulève pas d’objections à l’encontre de la décision de l’autorité de régulation; ou

b)

elle demande à l’autorité de régulation concernée de retirer sa décision au motif que les codes de réseau et les lignes directrices n’ont pas été respectés.

7.   Si la Commission n’a pas pris la décision d’approfondir l’examen du dossier ou de décision définitive dans les délais fixés aux paragraphes 5 et 6, elle est réputée ne pas avoir soulevé d’objections à l’encontre de la décision de l’autorité de régulation.

8.   L’autorité de régulation se conforme à la décision de la Commission demandant le retrait de sa décision dans un délai de deux mois et en informe la Commission.

9.   La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l’article 90 afin de compléter la présente directive en établissant des lignes directrices détaillant la procédure à suivre pour l’application du présent article.

Article 82

Conservation d’informations

1.   Les États membres imposent aux entreprises de fourniture l’obligation de tenir à la disposition des autorités nationales, y compris l’autorité de régulation et les autorités nationales de la concurrence, et de la Commission, aux fins de l’accomplissement de leurs tâches, pour une durée minimale de cinq ans, les données pertinentes relatives à toutes les transactions portant sur des contrats de fourniture de gaz naturel et d’hydrogène ou des instruments dérivés sur le gaz naturel et l’hydrogène passés avec des clients grossistes et des gestionnaires de réseau de transport, avec des gestionnaires de stockage de gaz naturel et de GNL, ainsi qu’avec des gestionnaires de réseau d’hydrogène, de stockage d’hydrogène et de terminal d’hydrogène.

2.   Les données comprennent des informations sur les caractéristiques des transactions pertinentes, telles que les règles relatives à la durée, à la livraison et à la liquidation, la quantité, la date et l’heure de l’exécution, le prix de la transaction et le moyen d’identifier le client grossiste concerné, ainsi que les informations requises concernant tous les contrats de fourniture de gaz naturel et d’hydrogène et instruments dérivés sur le gaz naturel et l’hydrogène non liquidés.

3.   L’autorité de régulation peut décider de mettre certaines de ces informations à la disposition des acteurs du marché à condition qu’il ne soit pas divulgué d’informations commercialement sensibles sur des acteurs du marché ou des transactions déterminés. Le présent paragraphe ne s’applique pas aux informations relatives aux instruments financiers qui relèvent de la directive 2014/65/UE.

4.   La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l’article 90 afin de compléter la présente directive en établissant des lignes directrices qui définissent les méthodes et les modalités à appliquer pour la conservation d’informations, ainsi que la forme et le contenu des données à conserver.

5.   En ce qui concerne les transactions portant sur des instruments dérivés sur le gaz naturel et l’hydrogène entre des entreprises de fourniture, d’une part, et des clients grossistes, des gestionnaires de réseau de transport de gaz naturel et des gestionnaires de stockage de gaz naturel et de GNL, ainsi que des gestionnaires de réseau d’hydrogène, de stockage d’hydrogène et de terminal d’hydrogène, d’autre part, le présent article ne s’applique qu’à partir de l’adoption, par la Commission, des lignes directrices visées au paragraphe 4.

6.   Le présent article ne crée pas, envers les autorités visées au paragraphe 1 du présent article, d’obligations supplémentaires à la charge des entités qui relèvent de la directive 2014/65/UE.

7.   Si les autorités visées au paragraphe 1 du présent article ont besoin d’accéder aux données détenues par des entités qui relèvent de la directive 2014/65/UE, les autorités responsables en vertu de ladite directive leur fournissent les données demandées.

CHAPITRE XI

DISPOSITIONS FINALES

Article 83

Mesures de sauvegarde

En cas de crise soudaine sur le marché de l’énergie ou de menace pour la sécurité physique ou la sûreté des personnes, des appareils ou installations, ou encore l’intégrité du système, un État membre peut prendre les mesures prévues dans le plan d’urgence national et déclarer, s’il y a lieu, un des niveaux de crise visés à l’article 11 du règlement (UE) 2017/1938.

Article 84

Égalité des conditions de concurrence

1.   Les mesures que les États membres peuvent prendre conformément à la présente directive afin de garantir l’égalité des conditions de concurrence sont compatibles avec le traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, notamment son article 36, et avec d’autres dispositions du droit de l’Union.

2.   Les mesures visées au paragraphe 1 sont proportionnées, non discriminatoires et transparentes. Ces mesures ne peuvent être mises en œuvre qu’après leur notification à la Commission et leur approbation par celle-ci.

3.   La Commission statue sur la notification visée au paragraphe 2 dans les deux mois à compter de la date de réception de la notification. Ce délai court à compter du jour suivant celui de la réception des informations complètes. Si la Commission n’a pas statué dans ce délai de deux mois, elle est réputée ne pas avoir soulevé d’objections à l’encontre des mesures notifiées.

Article 85

Accords techniques concernant l’exploitation de conduites de gaz naturel et d’hydrogène avec des pays tiers

La présente directive ne porte pas atteinte à la faculté des gestionnaires de réseau de transport, des gestionnaires de réseau d’hydrogène ou d’autres opérateurs économiques de maintenir en vigueur ou de conclure des accords techniques sur des questions ayant trait à l’exploitation de conduites entre un État membre et un pays tiers, dans la mesure où ces accords sont compatibles avec le droit de l’Union et les décisions pertinentes des autorités de régulation des États membres concernés. Ces accords sont notifiés aux autorités de régulation des États membres concernés.

Article 86

Dérogations pour le système de gaz naturel

1.   Les États membres qui ne sont pas directement raccordés au système interconnecté d’un autre État membre peuvent déroger à l’article 3, 8, 34 ou 60 ou à l’article 31, paragraphe 1. De telles dérogations expirent dès que la première interconnexion à l’État membre est achevée. Toute dérogation de cette nature est notifiée à la Commission.

2.   Les États membres peuvent demander à la Commission des dérogations à l’application de l’article 3, 8, 60 ou 31 aux régions ultrapériphériques au sens de l’article 349 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne ou aux autres zones géographiquement isolées. De telles dérogations expirent dès qu’une connexion au départ de la région ou de la zone à destination d’un État membre doté d’un système interconnecté est achevée.

3.   Le Luxembourg peut déroger à l’article 60. Toute dérogation de cette nature est notifiée à la Commission.

4.   Avant de prendre une décision, la Commission informe les États membres des demandes de dérogations au titre du paragraphe 2, en tenant compte des requêtes justifiées concernant la confidentialité des informations commercialement sensibles.

5.   Les dérogations octroyées par la Commission en vertu du paragraphe 2 sont limitées dans le temps et sont soumises à des conditions qui visent à accroître la concurrence au sein du marché intérieur et l’intégration dudit marché et à faire en sorte que les dérogations ne freinent pas la transition vers les énergies renouvelables ou l’application du principe de primauté de l’efficacité énergétique.

6.   Les dérogations octroyées en vertu de la directive 2009/73/CE sans terme prévu ou sans période d’application déterminée expirent le 31 décembre 2025. Les États membres qui, au 4 août 2024, bénéficient toujours de telles dérogations peuvent décider de demander une nouvelle dérogation en vertu du paragraphe 1 ou 7 du présent article ou peuvent demander à la Commission une nouvelle dérogation en vertu du paragraphe 2 du présent article.

7.   Les États membres qui reçoivent la première fourniture commerciale de leur premier contrat de fourniture de gaz naturel à long terme après le 4 août 2024 peuvent déroger à l’article 3, paragraphes 1 à 4, à l’article 4, paragraphe 1, à l’article 8, à l’article 31, paragraphe 1, à l’article 32, paragraphe 1, à l’article 34, à l’article 39, paragraphes 1 à 5, à l’article 43, à l’article 44, paragraphe 6, et aux articles 46, 60, 61 et 75. Toute dérogation de cette nature est notifiée à la Commission. La dérogation expire 10 ans après la réception de la première fourniture commerciale de leur premier contrat de fourniture de gaz naturel à long terme.

8.   Les notifications des dérogations octroyées par les États membres en vertu des paragraphes 1, 3 et 7 ainsi que les décisions de la Commission d’octroi de dérogations en vertu des paragraphes 2, 5 et 6 sont publiées au Journal officiel de l’Union européenne.

Article 87

Réseaux d’hydrogène dans les régions isolées

1.   Les États membres peuvent accorder des dérogations à l’application de l’article 46, 68 ou 71 aux réseaux d’hydrogène situés dans les régions ultrapériphériques au sens de l’article 349 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne et dans les régions isolées avec les codes NUTS 2 et NUTS 3 de la nomenclature des unités territoriales statistiques (NUTS) établie par le règlement (CE) no 1059/2003 du Parlement européen et du Conseil (52):

i)

Chypre (NUTS 2 CY00)

ii)

Kainuu (NUTS 3 FI1D8)

iii)

Laponie (NUTS 3 FI1D7)

iv)

Malte (NUTS 2 MT00)

v)

Ostrobotnie du Nord (NUTS 3 FI1D9)

vi)

Norrland septentrional (NUTS 2 SE33)

2.   Toute dérogation octroyée en vertu du paragraphe 1 est rendue publique et notifiée à la Commission.

3.   Les dérogations octroyées en vertu du paragraphe 1 expirent 15 ans à compter de la date à laquelle elles ont été octroyées, et en tout état de cause au plus tard le 31 décembre 2044. De telles dérogations ne sont pas renouvelées. Les États membres retirent une dérogation octroyée en vertu du paragraphe 1 lorsqu’un réseau d’hydrogène bénéficiant d’une telle dérogation est étendu au-delà de la région isolée ou est raccordé à des réseaux d’hydrogène situés en dehors de cette région.

4.   Tous les sept ans à compter de la date à laquelle une dérogation a été octroyée en vertu du paragraphe 1, ou sur demande motivée de la Commission, l’autorité de régulation de l’État membre qui a octroyé cette dérogation publie une évaluation de l’incidence de celle-ci sur la concurrence, le développement des infrastructures et le fonctionnement du marché. Si l’autorité de régulation conclut, à l’issue de cette évaluation, que la poursuite de l’application de la dérogation risquerait d’entraver la concurrence ou d’affecter négativement le bon déploiement d’infrastructures d’hydrogène ou le développement du marché de l’hydrogène dans l’État membre ou l’Union, l’État membre retire cette dérogation.

Article 88

Dérogations en ce qui concerne les conduites de transport de gaz naturel à destination et en provenance de pays tiers

1.   En ce qui concerne les conduites de transport de gaz naturel entre un État membre et un pays tiers achevées avant le 23 mai 2019, l’État membre sur le territoire duquel est situé le premier point de connexion d’une telle conduite de transport au réseau d’un État membre peut décider de déroger aux articles 31, 60, 71 et 72, ainsi qu’à l’article 78, paragraphes 7 et 9, et à l’article 79, paragraphe 1, pour les tronçons de cette conduite de transport de gaz naturel situés sur son territoire et dans sa mer territoriale, pour des raisons objectives, telles que le fait de permettre la récupération de l’investissement consenti ou pour des motifs de sécurité de l’approvisionnement, pour autant que la dérogation ne soit pas préjudiciable à la concurrence, au fonctionnement efficace du marché intérieur du gaz naturel ou à la sécurité de l’approvisionnement dans l’Union.

La dérogation est limitée à une durée maximale de vingt ans sur la base d’une justification objective, renouvelable si cela se justifie, et peut être assortie de conditions contribuant à la réalisation des conditions visées dans le premier alinéa.

De telles dérogations ne s’appliquent pas aux conduites de transport entre un État membre et un pays tiers qui est tenu de transposer la présente directive et qui met effectivement en œuvre la présente directive dans son ordre juridique en vertu d’un accord conclu avec l’Union.

2.   Si la conduite de transport concernée se situe sur le territoire de plusieurs États membres, l’État membre sur le territoire duquel est situé le premier point de connexion au réseau des États membres décide s’il octroie ou non une dérogation pour cette conduite de transport après avoir consulté tous les États membres concernés.

Sur demande des États membres concernés, la Commission peut décider de jouer un rôle d’observateur au cours des consultations menées entre l’État membre sur le territoire duquel est situé le premier point de connexion et le pays tiers en ce qui concerne l’application cohérente de la présente directive sur le territoire et dans la mer territoriale de l’État membre sur le territoire duquel est situé le premier point d’interconnexion, y compris pour ce qui est de l’octroi de dérogations pour de telles conduites de transport.

3.   Les décisions prises en vertu des paragraphes 1 et 2 sont adoptées au plus tard le 24 mai 2020. Les États membres notifient ces décisions à la Commission et les publient.

4.   Au plus tard le 5 août 2026, la Commission présente au Parlement européen et au Conseil un rapport sur les dérogations octroyées en vertu du présent article. Le rapport évalue en particulier l’incidence de ces dérogations sur le fonctionnement efficace du marché intérieur du gaz naturel ainsi que sur la sécurité de l’approvisionnement énergétique et les intérêts essentiels de l’Union et des États membres en matière de sécurité.

Article 89

Procédure d’habilitation

1.   Sans préjudice d’autres obligations prévues par le droit de l’Union et de la répartition des compétences entre l’Union et les États membres, les accords existants entre un État membre et un pays tiers en ce qui concerne l’exploitation d’une conduite de transport ou d’un réseau de conduites en amont peuvent être maintenus en vigueur jusqu’à l’entrée en vigueur d’un accord ultérieur entre l’Union et le même pays tiers ou jusqu’à ce que la procédure prévue aux paragraphes 2 à 15 s’applique.

2.   Sans préjudice de la répartition des compétences entre l’Union et les États membres, lorsqu’un État membre entend ouvrir des négociations avec un pays tiers afin de modifier, d’étendre, d’adapter, de reconduire ou de conclure un accord relatif à l’exploitation d’une conduite de transport avec un pays tiers ou d’une interconnexion d’hydrogène avec un pays tiers concernant des questions relevant, entièrement ou partiellement, du champ d’application de la présente directive ou du règlement (UE) 2024/1789, il notifie son intention par écrit à la Commission.

Une telle notification comprend les documents pertinents et indique les dispositions à examiner lors des négociations ou des renégociations, les objectifs des négociations et toute autre information utile, et elle est transmise à la Commission au moins cinq mois avant la date prévue pour le début des négociations.

3.   À la suite de toute notification au titre du paragraphe 2, la Commission autorise l’État membre concerné à ouvrir des négociations officielles avec un pays tiers pour la partie susceptible d’affecter des règles communes de l’Union, à moins qu’elle n’estime que l’ouverture de telles négociations:

a)

impliquerait des incompatibilités avec le droit de l’Union autres que celles découlant de la répartition des compétences entre l’Union et les États membres;

b)

porterait atteinte au fonctionnement du marché intérieur du gaz naturel ou de l’hydrogène, à la concurrence ou à la sécurité de l’approvisionnement dans un État membre ou dans l’Union, compte tenu du principe de solidarité entre les États membres énoncé à l’article 194, paragraphe 1, du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne;

c)

compromettrait les objectifs de négociations en cours menées par l’Union avec un pays tiers en vue d’accords internationaux;

d)

serait discriminatoire.

4.   Lorsqu’elle procède à l’évaluation en application du paragraphe 3, la Commission tient compte du fait que l’accord envisagé concerne ou non une conduite de transport ou une conduite en amont qui contribue à la diversification de l’approvisionnement en gaz naturel et des fournisseurs de gaz naturel au moyen de nouvelles sources de gaz naturel.

5.   Dans un délai de 90 jours à compter de la réception de la notification visée au paragraphe 2, la Commission adopte une décision autorisant ou refusant d’autoriser un État membre à ouvrir des négociations en vue de modifier, d’étendre, d’adapter, de reconduire ou de conclure un accord avec un pays tiers. Lorsque des informations supplémentaires sont nécessaires à l’adoption d’une décision, le délai de 90 jours court à compter de la date de réception de ces informations supplémentaires.

6.   Si la Commission adopte une décision refusant d’autoriser un État membre à ouvrir des négociations en vue de modifier, d’étendre, d’adapter, de reconduire ou de conclure un accord avec un pays tiers, elle en informe l’État membre concerné et en énonce les motifs.

7.   Les décisions autorisant ou refusant d’autoriser un État membre à ouvrir des négociations en vue de modifier, d’étendre, d’adapter, de reconduire ou de conclure un accord avec un pays tiers sont adoptées, par voie d’actes d’exécution, en conformité avec la procédure visée à l’article 90, paragraphe 2.

8.   La Commission peut prévoir des orientations et demander l’insertion de clauses particulières dans l’accord proposé afin d’en garantir la compatibilité avec le droit de l’Union, conformément à la décision (UE) 2017/684 du Parlement européen et du Conseil (53).

9.   La Commission est tenue informée, à chaque étape de ces négociations, de l’état d’avancement et des résultats des négociations menées en vue de modifier, d’étendre, d’adapter, de reconduire ou de conclure un accord et peut demander à participer à ces négociations entre l’État membre et le pays tiers, conformément à la décision (UE) 2017/684.

10.   La Commission informe le Parlement européen et le Conseil des décisions adoptées au titre du paragraphe 5.

11.   Avant la signature d’un accord avec un pays tiers, l’État membre concerné communique à la Commission les résultats des négociations et lui transmet le texte de l’accord négocié.

12.   À la suite de la notification effectuée en vertu du paragraphe 11, la Commission évalue l’accord négocié en vertu du paragraphe 3. Lorsque la Commission estime que les négociations ont abouti à un accord qui respecte le paragraphe 3, elle autorise l’État membre à signer et à conclure l’accord.

13.   Dans un délai de 90 jours à compter de la réception de la notification visée au paragraphe 11, la Commission adopte une décision autorisant ou refusant d’autoriser l’État membre à signer et à conclure l’accord avec un pays tiers. Lorsque des informations supplémentaires sont nécessaires à l’adoption d’une décision, le délai de 90 jours court à compter de la date de réception de ces informations supplémentaires.

14.   Lorsque la Commission adopte une décision en vertu du paragraphe 13, autorisant un État membre à signer et à conclure l’accord avec un pays tiers, l’État membre concerné notifie à la Commission la conclusion et l’entrée en vigueur de l’accord, ainsi que les modifications ultérieures apportées au statut dudit accord.

15.   Si la Commission adopte une décision refusant d’autoriser un État membre à signer et à conclure l’accord avec un pays tiers en vertu du paragraphe 13, elle en informe l’État membre concerné et en énonce les motifs.

Article 90

Exercice de la délégation

1.   Le pouvoir d’adopter des actes délégués conféré à la Commission est soumis aux conditions fixées au présent article.

2.   Le pouvoir d’adopter les actes délégués visé aux articles 9, 62, 72, 80, 81 et 82 est conféré à la Commission pour une durée indéterminée à compter du 4 août 2024.

3.   La délégation de pouvoir visée aux articles 9, 62, 72, 80, 81 et 82 peut être révoquée à tout moment par le Parlement européen ou le Conseil. La décision de révocation met fin à la délégation de pouvoir qui y est précisée. La révocation prend effet le jour suivant celui de la publication de ladite décision au Journal officiel de l’Union européenne ou à une date ultérieure qui est précisée dans ladite décision. Elle ne porte pas atteinte à la validité des actes délégués déjà en vigueur.

4.   Avant l’adoption d’un acte délégué, la Commission consulte les experts désignés par chaque État membre, conformément aux principes définis dans l’accord interinstitutionnel du 13 avril 2016«Mieux légiférer».

5.   Aussitôt qu’elle adopte un acte délégué, la Commission le notifie au Parlement européen et au Conseil simultanément.

6.   Un acte délégué adopté en vertu de l’article 9, 62, 72, 80, 81 ou 82 n’entre en vigueur que si le Parlement européen ou le Conseil n’a pas exprimé d’objections dans un délai de deux mois à compter de la notification de cet acte au Parlement européen et au Conseil ou si, avant l’expiration de ce délai, le Parlement européen et le Conseil ont tous deux informé la Commission de leur intention de ne pas exprimer d’objections. Ce délai est prolongé de deux mois à l’initiative du Parlement européen ou du Conseil.

Article 91

Comité

1.   La Commission est assistée par un comité. Ledit comité est un comité au sens du règlement (UE) no 182/2011.

2.   Lorsqu’il est fait référence au présent paragraphe, l’article 4 du règlement (UE) no 182/2011 s’applique.

3.   Lorsqu’il est fait référence au présent paragraphe, l’article 5 du règlement (UE) no 182/2011 s’applique.

Article 92

Révision et rapport

1.   Au plus tard le 31 décembre 2030, la Commission réexamine la présente directive et présente un rapport au Parlement européen et au Conseil, accompagné, si nécessaire, de propositions législatives appropriées. La révision porte en particulier sur l’application de l’article 9 et des définitions connexes de l’article 2, afin de déterminer s’il est prouvé que les installations dont l’exploitation commence le 1er janvier 2031 permettent des économies d’émissions de gaz à effet de serre plus élevées grâce à l’utilisation de carburants bas carbone et d’hydrogène bas carbone de sorte que ces installations peuvent recevoir une certification en vertu dudit article.

2.   Au plus tard le 5 août 2035, la Commission publie une communication relative à l’évaluation de la mise en œuvre de l’article 46 en ce qui concerne les gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène, ainsi que de la mise en œuvre des articles 68 et 69 en ce qui concerne les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène.

3.   Au plus tard le 5 août 2034, l’ACER publie, aux fins de la communication de la Commission conformément au paragraphe 2 du présent article, un rapport relatif à l’incidence des articles 46, 68 et 69 sur le fonctionnement du marché de l’hydrogène, la concurrence qui y règne, la liquidité, le développement des infrastructures d’hydrogène et la transparence du marché de l’hydrogène. Le rapport de l’ACER comprend une consultation des parties prenantes concernées.

Article 93

Modifications de la directive (UE) 2023/1791

La directive (UE) 2023/1791 est modifiée comme suit:

1)

Les articles 17 et 19 sont supprimés.

2)

À l’article 39, le deuxième alinéa est remplacé par le texte suivant:

«Les articles 13 à 16 et les articles 18 et 20 et les annexes II, IX, XII, XIII et XIV s’appliquent à partir du 12 octobre 2025.».

3)

L’annexe VIII est supprimée.

Article 94

Transposition

1.   Les États membres mettent en vigueur les dispositions législatives, réglementaires et administratives nécessaires pour se conformer aux articles 2 à 6, aux articles 8 à 31, à l’article 33, aux articles 35 à 38, à l’article 39, paragraphe 1, point a), à l’article 39, paragraphes 3, 4, 7, 8 et 9, à l’article 40, paragraphe 1, aux articles 41, 42 et 43, à l’article 44, paragraphes 1, 2, 7 et 8, à l’article 45, à l’article 46, paragraphes 2 et 3, aux articles 50 à 59, à l’article 62, à l’article 64, paragraphe 11, aux articles 68 à 75, à l’article 76, paragraphe 5, aux articles 77, 78 et 79, à l’article 81, paragraphes 1 et 6, aux articles 82 et 83 et aux annexes I et II au plus tard le 5 août 2026. Ils communiquent immédiatement à la Commission le texte de ces dispositions.

Lorsque les États membres adoptent ces dispositions, celles-ci contiennent une référence à la présente directive ou sont accompagnées d’une telle référence lors de leur publication officielle. Les modalités de cette référence et la formulation de cette mention sont arrêtées par les États membres.

2.   Les États membres communiquent à la Commission le texte des dispositions essentielles de droit interne qu’ils adoptent dans le domaine régi par la présente directive.

Article 95

Abrogation

La directive 2009/73/CE, telle que modifiée par les actes visés dans la partie A de l’annexe III de la présente directive, est abrogée avec effet au 4 août 2024, sans préjudice des obligations des États membres en ce qui concerne les délais de transposition en droit interne et la date d’application des directives indiqués dans la partie B de l’annexe III de la présente directive.

Les références faites à la directive abrogée s’entendent comme faites à la présente directive et sont à lire selon le tableau de correspondance figurant à l’annexe IV.

Article 96

Entrée en vigueur et application

La présente directive entre en vigueur le vingtième jour suivant celui de sa publication au Journal officiel de l’Union européenne.

L’article 93 s’applique à partir du 5 août 2026.

Article 97

Destinataires

Les États membres sont destinataires de la présente directive.

Fait à Bruxelles, le 13 juin 2024.

Par le Parlement européen

La présidente

R. METSOLA

Par le Conseil

La présidente

H. LAHBIB


(1)   JO C 323 du 26.8.2022, p. 101.

(2)   JO C 498 du 30.12.2022, p. 83.

(3)  Position du Parlement européen du 11 avril 2024 (non encore parue au Journal officiel) et décision du Conseil du 21 mai 2024.

(4)  Directive 2009/73/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel et abrogeant la directive 2003/55/CE (JO L 211 du 14.8.2009, p. 94).

(5)  Directive 2003/55/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel et abrogeant la directive 98/30/CE (JO L 176 du 15.7.2003, p. 57).

(6)  Règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité (JO L 158 du 14.6.2019, p. 54).

(7)  Directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et modifiant la directive 2012/27/UE (JO L 158 du 14.6.2019, p. 125).

(8)  Règlement (UE) 2021/1119 du Parlement européen et du Conseil du 30 juin 2021 établissant le cadre requis pour parvenir à la neutralité climatique et modifiant les règlements (CE) no 401/2009 et (UE) 2018/1999 («loi européenne sur le climat») (JO L 243 du 9.7.2021, p. 1).

(9)   JO C 371 du 15.9.2021, p. 58.

(10)  Règlement (UE) 2023/857 du Parlement européen et du Conseil du 19 avril 2023 modifiant le règlement (UE) 2018/842 relatif aux réductions annuelles contraignantes des émissions de gaz à effet de serre par les États membres de 2021 à 2030 contribuant à l’action pour le climat afin de respecter les engagements pris dans le cadre de l’accord de Paris et le règlement (UE) 2018/1999 (JO L 111 du 26.4.2023, p. 1).

(11)  Règlement (UE) 2023/957 du Parlement européen et du Conseil du 10 mai 2023 modifiant le règlement (UE) 2015/757 afin de prévoir l’inclusion des activités de transport maritime dans le système d’échange de quotas d’émission de l’Union européenne et la surveillance, la déclaration et la vérification des émissions d’autres gaz à effet de serre et des émissions d’autres types de navires (JO L 130 du 16.5.2023, p. 105).

(12)  Règlement (UE) 2023/1805 du Parlement européen et du Conseil du 13 septembre 2023 relatif à l’utilisation de carburants renouvelables et bas carbone dans le transport maritime et modifiant la directive 2009/16/CE (JO L 234 du 22.9.2023, p. 48).

(13)  Règlement (UE) 2023/2405 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023 visant à assurer l’égalité des conditions de concurrence pour un secteur du transport aérien durable (ReFuelEU Aviation) (JO L, 2023/2405, 31.10.2023, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2023/2405/oj).

(14)  Directive (UE) 2023/959 du Parlement européen et du Conseil du 10 mai 2023 modifiant la directive 2003/87/CE établissant un système d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre dans l’Union et la décision (UE) 2015/1814 concernant la création et le fonctionnement d’une réserve de stabilité du marché pour le système d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre de l’Union (JO L 130 du 16.5.2023, p. 134).

(15)  Directive (UE) 2023/1791 du Parlement européen et du Conseil du 13 septembre 2023 relative à l’efficacité énergétique et modifiant le règlement (UE) 2023/955 (JO L 231 du 20.9.2023, p. 1).

(16)  Directive (UE) 2023/2413 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023 modifiant la directive (UE) 2018/2001, le règlement (UE) 2018/1999 et la directive 98/70/CE en ce qui concerne la promotion de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, et abrogeant la directive (UE) 2015/652 du Conseil (JO L, 2023/2413, 31.10.2023, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2023/2413/oj).

(17)  Règlement (UE) 2024/1789 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 sur les marchés intérieurs du gaz renouvelable, du gaz naturel et de l’hydrogène, modifiant les règlements (UE) no 1227/2011, (UE) 2017/1938, (UE) 2019/942 et (UE) 2022/869 et la décision (UE) 2017/684 et abrogeant le règlement (CE) no 715/2009 (JO L, 2024/1789, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1789/oj).

(18)  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).

(19)  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).

(20)  Règlement (UE) 2024/1787 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 concernant la réduction des émissions de méthane dans le secteur de l’énergie et modifiant le règlement (UE) 2019/942 (JO L, 2024/1787, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj).

(21)  Règlement (UE) 2017/1938 du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2017 concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l’approvisionnement en gaz naturel et abrogeant le règlement (UE) no 994/2010 (JO L 280 du 28.10.2017, p. 1).

(22)  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).

(23)  Règlement (UE) 2019/941 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur la préparation aux risques dans le secteur de l’électricité et abrogeant la directive 2005/89/CE (JO L 158 du 14.6.2019, p. 1).

(24)  Règlement (UE) 2019/942 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 instituant une agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (JO L 158 du 14.6.2019, p. 22).

(25)  Directive (UE) 2018/844 du Parlement européen et du Conseil du 30 mai 2018 modifiant la directive 2010/31/UE sur la performance énergétique des bâtiments et la directive 2012/27/UE relative à l’efficacité énergétique (JO L 156 du 19.6.2018, p. 75).

(26)  Directive (UE) 2018/2002 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 modifiant la directive 2012/27/UE relative à l’efficacité énergétique (JO L 328 du 21.12.2018, p. 210).

(27)  Recommandation (UE) 2020/1563 de la Commission du 14 octobre 2020 sur la précarité énergétique (JO L 357 du 27.10.2020, p. 35).

(28)  Recommandation (UE) 2023/2407 de la Commission du 20 octobre 2023 sur la précarité énergétique (JO L, 2023/2407, 23.10.2023, ELI: http://data.europa.eu/eli/reco/2023/2407/oj).

(29)  Règlement (CE) no 139/2004 du Conseil du 20 janvier 2004 relatif au contrôle des concentrations entre entreprises («règlement CE sur les concentrations») (JO L 24 du 29.1.2004, p. 1).

(30)   JO L 198 du 20.7.2006, p. 18.

(31)  Règlement (UE) no 182/2011 du Parlement européen et du Conseil du 16 février 2011 établissant les règles et principes généraux relatifs aux modalités de contrôle par les États membres de l’exercice des compétences d’exécution par la Commission (JO L 55 du 28.2.2011, p. 13).

(32)  Règlement (CE) no 401/2009 du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relatif à l’Agence européenne pour l’environnement et au réseau européen d’information et d’observation pour l’environnement (JO L 126 du 21.5.2009, p. 13).

(33)  Règlement (UE) no 1095/2010 du Parlement européen et du Conseil du 24 novembre 2010 instituant une Autorité européenne de surveillance (Autorité européenne des marchés financiers), modifiant la décision no 716/2009/CE et abrogeant la décision 2009/77/CE de la Commission (JO L 331 du 15.12.2010, p. 84).

(34)  Arrêt de la Cour de justice du 8 juillet 2019, Commission européenne/Royaume de Belgique, C-543/17, ECLI:EU:C:2019:573.

(35)  Règlement (UE) 2016/679 du Parlement européen et du Conseil du 27 avril 2016 relatif à la protection des personnes physiques à l’égard du traitement des données à caractère personnel et à la libre circulation de ces données, et abrogeant la directive 95/46/CE (règlement général sur la protection des données) (JO L 119 du 4.5.2016, p. 1).

(36)   JO L 123 du 12.5.2016, p. 1.

(37)  Règlement (UE) 2021/240 du Parlement européen et du Conseil du 10 février 2021 établissant un instrument d’appui technique (JO L 57 du 18.2.2021, p. 1).

(38)  Directive 2013/34/UE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2013 relative aux états financiers annuels, aux états financiers consolidés et aux rapports y afférents de certaines formes d’entreprises, modifiant la directive 2006/43/CE du Parlement européen et du Conseil et abrogeant les directives 78/660/CEE et 83/349/CEE du Conseil (JO L 182 du 29.6.2013, p. 19).

(39)  Recommandation 2003/361/CE de la Commission du 6 mai 2003 concernant la définition des micro, petites et moyennes entreprises (JO L 124 du 20.5.2003, p. 36).

(40)  Directive 2014/65/UE du Parlement européen et du Conseil du 15 mai 2014 concernant les marchés d’instruments financiers et modifiant la directive 2002/92/CE et la directive 2011/61/UE (JO L 173 du 12.6.2014, p. 349).

(41)  Règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil du 30 mai 2022 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, modifiant les règlements (CE) no 715/2009, (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 et les directives 2009/73/CE et (UE) 2019/944, et abrogeant le règlement (UE) no 347/2013 (JO L 152 du 3.6.2022, p. 45).

(42)  Règlement d’exécution (UE) 2022/996 de la Commission du 14 juin 2022 concernant les règles relatives à la vérification du respect des critères de durabilité et de réduction des émissions de gaz à effet de serre et des critères relatifs au faible risque d’induire des changements indirects dans l’affectation des sols (JO L 168 du 27.6.2022, p. 1).

(43)  Directive (UE) 2015/1535 du Parlement européen et du Conseil du 9 septembre 2015 prévoyant une procédure d’information dans le domaine des réglementations techniques et des règles relatives aux services de la société de l’information (JO L 241 du 17.9.2015, p. 1).

(44)  Directive 2011/83/UE du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2011 relative aux droits des consommateurs, modifiant la directive 93/13/CEE du Conseil et la directive 1999/44/CE du Parlement européen et du Conseil et abrogeant la directive 85/577/CEE du Conseil et la directive 97/7/CE du Parlement européen et du Conseil (JO L 304 du 22.11.2011, p. 64).

(45)  Directive 93/13/CEE du Conseil du 5 avril 1993, concernant les clauses abusives dans les contrats conclus avec les consommateurs (JO L 95 du 21.4.1993, p. 29).

(46)  Directive (UE) 2015/2366 du Parlement européen et du Conseil du 25 novembre 2015 concernant les services de paiement dans le marché intérieur, modifiant les directives 2002/65/CE, 2009/110/CE et 2013/36/UE et le règlement (UE) no 1093/2010, et abrogeant la directive 2007/64/CE (JO L 337 du 23.12.2015, p. 35).

(47)  Directive (UE) 2024/1275 du Parlement européen et du Conseil du 24 avril 2024 sur la performance énergétique des bâtiments (JO L, 2024/1275, 8.5.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2024/1275/oj).

(48)  Directive 2013/11/UE du Parlement européen et du Conseil du 21 mai 2013 relative au règlement extrajudiciaire des litiges de consommation et modifiant le règlement (CE) no 2006/2004 et la directive 2009/22/CE (directive relative au RELC) (JO L 165 du 18.6.2013, p. 63).

(49)  Règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil du 30 mai 2022 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, modifiant les règlements (CE) no 715/2009, (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 et les directives 2009/73/CE et (UE) 2019/944, et abrogeant le règlement (UE) no 347/2013 (JO L 152 du 3.6.2022, p. 45).

(50)  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).

(51)  Règlement (UE) 2015/703 de la Commission du 30 avril 2015 établissant un code de réseau sur les règles en matière d’interopérabilité et d’échange de données (JO L 113 du 1.5.2015, p. 13).

(52)  Règlement (CE) no 1059/2003 du Parlement européen et du Conseil du 26 mai 2003 relatif à l’établissement d’une nomenclature commune des unités territoriales statistiques (NUTS) (JO L 154 du 21.6.2003, p. 1).

(53)  Décision (UE) 2017/684 du Parlement européen et du Conseil du 5 avril 2017 établissant un mécanisme d’échange d’informations en ce qui concerne les accords intergouvernementaux et les instruments non contraignants conclus entre des États membres et des pays tiers dans le domaine de l’énergie, et abrogeant la décision no 994/2012/UE (JO L 99 du 12.4.2017, p. 1).


ANNEXE I

Exigences minimales en matière de facturation et d’informations relatives à la facturation en ce qui concerne le gaz naturel et l’hydrogène

1.   Informations minimales incluses dans la facture et dans les informations relatives à la facturation en ce qui concerne le gaz naturel et l’hydrogène

1.1.

Les informations essentielles suivantes figurent de manière bien visible dans les factures des clients finals, et clairement distincte des autres parties de la facture:

a)

le prix à payer et une ventilation du prix, lorsque cela est possible, avec une indication claire que toutes les sources d’énergie peuvent également bénéficier d’incitations non financées par les prélèvements mentionnés dans la ventilation du prix;

b)

la date à laquelle le paiement est dû.

1.2.

Les informations essentielles suivantes figurent de manière bien visible dans les factures des clients finals et dans les informations relatives à la facturation, et clairement distincte des autres parties de la facture et des informations relatives à la facturation:

a)

la consommation de gaz naturel et d’hydrogène pendant la période de facturation;

b)

le nom et les coordonnées du fournisseur, y compris un service d’assistance aux consommateurs (hotline) et une adresse électronique;

c)

la dénomination de la formule tarifaire;

d)

la date de fin du contrat, le cas échéant;

e)

les informations sur la possibilité de changer de fournisseur et sur les avantages qui découlent de ce changement;

f)

le numéro de point de livraison ou code d’identification unique du point de fourniture du client final;

g)

les informations sur les droits des clients finals en ce qui concerne le règlement extrajudiciaire des litiges, y compris les coordonnées de l’entité responsable en vertu de l’article 25;

h)

le guichet unique visé à l’article 24;

i)

pour le gaz naturel uniquement, un lien ou une référence à l’endroit où il est possible de trouver les outils de comparaison visés à l’article 14.

1.3.

Lorsque les factures se fondent sur la consommation réelle ou une lecture à distance par le gestionnaire, les informations suivantes sont mises à la disposition des clients finals dans leurs factures et décomptes périodiques ou les documents qui les accompagnent, ou font l’objet d’une référence claire dans ces documents:

a)

la comparaison de la consommation de gaz naturel et d’hydrogène actuelle du client final avec sa consommation pour la même période au cours de l’année précédente, sous forme graphique;

b)

les coordonnées, y compris les adresses des sites internet, d’organisations de consommateurs, d’agences de l’énergie ou d’organismes similaires dont on peut obtenir des informations sur les mesures existantes destinées à améliorer l’efficacité énergétique des équipements consommateurs d’énergie;

c)

une comparaison avec la consommation moyenne d’un client final appartenant à la même catégorie d’utilisateurs et constituant la norme ou la référence.

2.   Périodicité des factures et de la fourniture d’informations relatives à la facturation:

a)

la facturation sur la base de la consommation réelle a lieu au moins une fois par an;

b)

lorsque le client final ne dispose pas d’un compteur permettant la lecture à distance par le gestionnaire, ou lorsque le client final a délibérément choisi de désactiver la lecture à distance conformément au droit national, des informations précises relatives à la facturation fondées sur la consommation réelle sont mises à la disposition du client final au moins tous les six mois, ou une fois par trimestre sur demande ou si le client final a opté pour la facturation électronique;

c)

lorsque le client final ne dispose pas d’un compteur permettant la lecture à distance par le gestionnaire, ou lorsque le client final a délibérément choisi de désactiver la lecture à distance conformément au droit national, les obligations mentionnées aux points a) et b) peuvent être remplies au moyen d’un système permettant au client final de relever lui-même régulièrement son compteur et de communiquer les données relevées à son gestionnaire; la facturation ou les informations relatives à la facturation peuvent se fonder sur la consommation estimée ou un tarif forfaitaire uniquement lorsque le client final n’a pas communiqué le relevé du compteur pour une période de facturation déterminée. L’estimation de la consommation est fondée sur la consommation de l’année précédente du client final ou sur la consommation d’un client final représentatif;

d)

lorsque le client final dispose d’un compteur permettant la lecture à distance par l’exploitant des compteurs, des informations de facturation précises et fondées sur la consommation réelle sont fournies au moins une fois par mois; ces informations peuvent également être accessibles sur l’internet, et sont mises à jour aussi souvent que le permettent les dispositifs et systèmes de mesure utilisés.

3.   Ventilation du prix facturé au client final

Le prix facturé au client final est la somme des trois composants principaux suivants: le composant «énergie et fourniture», le composant «réseau» (transport et distribution) et le composant «taxes, prélèvements, redevances et charges».

Lorsqu’une ventilation du prix facturé au client final est présentée dans les factures, les définitions des trois composants de cette ventilation établies dans le règlement (UE) 2016/1952 du Parlement européen et du Conseil (1) sont utilisées dans l’ensemble de l’Union.

4.   Accès à des informations complémentaires sur la consommation passée

Les États membres veillent à ce que, dans la mesure où les informations complémentaires sur la consommation passée sont disponibles, celles-ci soient, à la demande du client final, mises à la disposition du fournisseur ou du prestataire de services désigné par le client final.

Lorsque le client final dispose d’un compteur permettant la lecture à distance par le gestionnaire, il dispose d’un accès facile à des informations complémentaires sur sa consommation passée, lui permettant d’effectuer lui-même un contrôle précis.

Les informations complémentaires sur la consommation passée comprennent:

a)

les données cumulées concernant au moins les trois dernières années ou la durée écoulée depuis le début du contrat de fourniture de gaz, si celle-ci est d’une durée inférieure. Les données correspondent aux périodes pour lesquelles des informations fréquentes relatives à la facturation ont été produites; et

b)

les données détaillées en fonction du moment où l’énergie a été utilisée, pour chaque jour, chaque semaine, chaque mois et chaque année, qui sont mises à la disposition du client final sans retard injustifié via l’internet ou l’interface du compteur pour les vingt-quatre derniers mois au minimum ou pour la période écoulée depuis le début du contrat de fourniture de gaz, si celle-ci est d’une durée inférieure.

5.   Communication sur les sources d’énergie

Les fournisseurs précisent dans les factures la part de gaz renouvelable et de gaz bas carbone, séparément, achetée par le client final au titre du contrat de fourniture de gaz naturel et d’hydrogène (communication au niveau du produit). Dans le cas d’un mélange, le fournisseur fournit les mêmes informations séparément pour les différentes catégories de gaz, y compris les gaz renouvelables ou bas carbone.

Les informations suivantes sont mises à la disposition des clients finals dans leurs factures et leurs informations relatives à la facturation ou les documents qui les accompagnent, ou font l’objet d’une référence claire dans ces documents:

a)

la part de gaz renouvelables et de gaz bas carbone dans le bouquet du fournisseur (au niveau national, à savoir dans l’État membre où le contrat de fourniture de gaz a été conclu, ainsi qu’au niveau du fournisseur si le fournisseur est actif dans plusieurs États membres) au cours de l’année écoulée d’une manière compréhensible et clairement comparable;

b)

les informations relatives aux incidences sur l’environnement, au moins en ce qui concerne les émissions de dioxyde de carbone résultant de la fourniture de gaz naturel ou d’hydrogène par le fournisseur au cours de l’année écoulée.

Pour ce qui a trait au deuxième alinéa, point a), en ce qui concerne le gaz naturel et l’hydrogène obtenus par l’intermédiaire d’une bourse des gaz ou importés d’une entreprise située à l’extérieur de l’Union, des chiffres agrégés fournis par la bourse ou l’entreprise en question au cours de l’année écoulée peuvent être utilisés.

La communication d’informations sur la part de gaz renouvelable achetée par les clients finals se fait en recourant à des garanties d’origine sur la base de la directive (UE) 2018/2001. Lorsqu’un client consomme du gaz naturel ou de l’hydrogène provenant d’un réseau de gaz naturel ou d’hydrogène, y compris des carburants gazeux renouvelables d’origine non biologique et du biométhane, comme démontré dans l’offre commerciale du fournisseur, les États membres veillent à ce que les garanties d’origine annulées correspondent aux caractéristiques pertinentes du réseau.

L’autorité de régulation ou toute autre autorité nationale compétente prend les mesures nécessaires pour garantir que les informations données par les fournisseurs aux clients finals conformément au présent point sont fiables et fournies, au niveau national, d’une manière clairement comparable.


(1)  Règlement (UE) 2016/1952 du Parlement européen et du Conseil du 26 octobre 2016 sur les statistiques européennes concernant les prix du gaz et de l’électricité et abrogeant la directive 2008/92/CE (JO L 311 du 17.11.2016, p. 1).


ANNEXE II

Systèmes intelligents de mesure du gaz naturel et de l’hydrogène

1.   

Les États membres veillent à ce que le déploiement de systèmes intelligents de mesure sur leur territoire n’intervienne qu’après une évaluation économique de l’ensemble des coûts et des bénéfices à long terme pour le marché et pour le consommateur, pris individuellement, ou du modèle de compteurs intelligents le plus rationnel économiquement et le moins coûteux et du calendrier pouvant être envisagé pour leur distribution.

2.   

Cette évaluation économique tient compte des plans de développement du réseau visés à l’article 55, et en particulier de son paragraphe 2, point c), relatif au déclassement des réseaux.

3.   

Cette évaluation prend en considération la méthode d’analyse des coûts et des avantages et les fonctionnalités minimales prévues pour les systèmes intelligents de mesure prévues dans la recommandation 2012/148/UE de la Commission (1) dans la mesure où elles sont applicables pour le gaz naturel et l’hydrogène, ainsi que les meilleures techniques disponibles pour assurer le niveau le plus élevé de cybersécurité et de protection des données.

Cette évaluation tient également dûment compte des synergies potentielles avec une infrastructure de compteurs intelligents déjà déployée pour l’électricité, ou des options de déploiement sélectif dans des cas susceptibles d’apporter rapidement des avantages nets afin de maîtriser les coûts.

4.   

Sous réserve de cette évaluation, les États membres fixent un calendrier, avec des objectifs sur une période de dix ans maximum, pour le déploiement de systèmes intelligents de mesure. Lorsque le déploiement de systèmes intelligents de mesure donne lieu à une évaluation favorable, au moins 80 % des clients finals seront équipés de compteurs intelligents dans un délai de sept ans à compter de la date de cette évaluation favorable.


(1)  Recommandation 2012/148/UE de la Commission du 9 mars 2012 relative à la préparation de l’introduction des systèmes intelligents de mesure (JO L 73 du 13.3.2012, p. 9).


ANNEXE III

Partie A

Directive abrogée, avec la liste de ses modifications successives (visées à l’article 95)

Directive 2009/73/CE du Parlement européen et du Conseil (JO L 211 du 14.8.2009, p. 94)

 

Règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil (JO L 328 du 21.12.2018, p. 1)

Uniquement l’article 51

Directive (UE) 2019/692 du Parlement européen et du Conseil (JO L 117 du 3.5.2019, p. 1)

 

Règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil (JO L 152 du 3.6.2022, p. 45)

Uniquement l’article 41, paragraphe 1, point v)

Partie B

Délais de transposition en droit national et date d’application (visés à l’article 95)

Directive

Date limite de transposition

Date d’application

Directive 2009/73/CE

3 mars 2011

3 mars 2011, sauf en ce qui concerne l’article 11;

3 mars 2013 en ce qui concerne l’article 11

Directive (UE) 2019/692

24 février 2020

 


ANNEXE IV

Tableau de correspondance

Directive 2009/73/CE

Présente directive

Article 1er, paragraphe 1

Article 1er, paragraphe 1

Article 1er, paragraphe 2

Article 1er, paragraphe 2

Article 1er, paragraphe 3

Article 1er, paragraphe 4

Article 1er, paragraphe 5

Article 2, partie introductive

Article 2, partie introductive

Article 2, points 1) à 14)

Article 2, point 1)

Article 2, point 15)

Article 2, point 2)

Article 2, point 16)

Article 2, point 3)

Article 2, point 17)

Article 2, point 4)

Article 2, point 18)

Article 2, point 5)

Article 2, point 19)

Article 2, point 6)

Article 2, point 20)

Article 2, points 21) à 27)

Article 2, point 7)

Article 2, point 28)

Article 2, point 8)

Article 2, point 29)

Article 2, point 30)

Article 2, point 9)

Article 2, point 31)

Article 2, point 10)

Article 2, point 32)

Article 2, point 11)

Article 2, point 33)

Article 2, point 12)

Article 2, point 34)

Article 2, point 13)

Article 2, point 35)

Article 2, point 14)

Article 2, point 36)

Article 2, point 15)

Article 2, point 37)

Article 2, point 16)

Article 2, point 38)

Article 2, point 17)

Article 2, point 39)

Article 2, point 40)

Article 2, point 18)

Article 2, point 41)

Article 2, point 19)

Article 2, point 42)

Article 2, point 20)

Article 2, point 43)

Article 2, point 21)

Article 2, point 44)

Article 2, point 22)

Article 2, point 45)

Article 2, point 23)

Article 2, point 46)

Article 2, point 24)

Article 2, point 47)

Article 2, point 25)

Article 2, point 48)

Article 2, point 26)

Article 2, point 49)

Article 2, point 27)

Article 2, point 50)

Article 2, point 29)

Article 2, point 51)

Article 2, point 52)

Article 2, point 34)

Article 2, point 53)

Article 2, point 35)

Article 2, point 54)

Article 2, point 36)

Article 2, point 55)

Article 2, points 56) à 77)

Article 37

Article 3, paragraphe 1

Article 3, paragraphes 2 à 7

Article 3, paragraphe 2

Article 4

Article 5

Article 3, paragraphes 1 et 2

Article 6, paragraphes 1 et 2

Article 6, paragraphes 3 et 4

Article 5, paragraphe 11

Article 6, paragraphe 5

Article 6, paragraphe 6

Article 7, paragraphes 1 et 2

Article 7, paragraphes 1 et 2

Article 7, paragraphe 3

Article 7, paragraphe 4

Article 7, paragraphe 3

Article 4, paragraphes 1 et 2

Article 8, paragraphes 1 et 2

Article 8, paragraphes 3 à 11

Article 4, paragraphes 3 et 4

Article 8, paragraphes 12 et 13

Article 8, paragraphes 14 et 15

Article 9

Article 8

Article 10

Article 3, paragraphes 3 et 12, et annexe I, paragraphe 1, points a), b), c), d), e), f), g) et j)

Article 11

Article 12

Article 13

Article 14

Article 15

Annexe I, paragraphe 1, point i)

Articles 16 et 19

Annexe I, paragraphe 2

Article 17

Article 18

Article 20

Article 21

Annexe I, paragraphe 1, point h)

Article 22

Article 23

Article 3, paragraphe 9

Article 24

Article 3, paragraphe 9, et annexe I, paragraphe 1, point f)

Article 25

Article 3, paragraphe 3

Article 26

Article 27

Article 28

Article 29

Article 30

Article 32

Article 31

Article 34

Article 32

Article 33

Article 33

Article 38

Article 34

Article 35

Article 36

Article 37

Article 35

Article 38, paragraphes 1 et 2

Article 38, paragraphe 3 à 6

Article 13, paragraphes 1 et 2

Article 39, paragraphes 1 et 2

Article 39, paragraphes 3 et 4

Article 13, paragraphes 3 et 4

Article 39, paragraphes 5 et 6

Article 39, paragraphes 7, 8 et 9

Article 13, paragraphe 5

Article 39, paragraphe 10

Article 16

Article 40

Article 41