2009R0714 — FR — 01.06.2013 — 001.001

Ce document constitue un outil de documentation et n’engage pas la responsabilité des institutions

►B RÈGLEMENT (CE) No 714/2009 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL du 13 juillet 2009 sur les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité et abrogeant le règlement (CE) no 1228/2003 (Texte présentant de l’intérêt pour l’EEE) (JO L 211, 14.8.2009, p.15)

Modifié par:









▼B

RÈGLEMENT (CE) No 714/2009 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL

du 13 juillet 2009 sur les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité

et abrogeant le règlement (CE) no 1228/2003

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







LE PARLEMENT EUROPÉEN ET LE CONSEIL DE L’UNION EUROPÉENNE, vu le traité instituant la Communauté européenne, et notamment son article 95, vu la proposition de la Commission, vu l’avis du Comité économique et social européen ( 1 ), vu l’avis du Comité des régions ( 2 ), statuant conformément à la procédure visée à l’article 251 du traité ( 3 ), considérant ce qui suit: (1) Le marché intérieur de l’électricité, dont la mise en œuvre progressive est en cours depuis 1999, a pour finalité d’offrir une réelle liberté de choix à tous les consommateurs de la Communauté, 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 termes d’efficacité, de compétitivité des prix et de niveau de service et à favoriser la sécurité d’approvisionnement ainsi que le développement durable. (2) La directive 2003/54/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité ( 4 ) et le règlement (CE) no 1228/2003 du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 sur les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité ( 5 ) ont contribué pour beaucoup à la création d’un tel marché intérieur de l’électricité. (3) Cependant, à l’heure actuelle, il existe des obstacles à la vente de l’électricité dans des conditions identiques et sans subir de discrimination ni de désavantages dans la Communauté. Il reste notamment à mettre en place un accès non discriminatoire au réseau et une surveillance réglementaire d’une efficacité comparable dans chaque État membre, et des marchés isolés subsistent. (4) La communication de la Commission du 10 janvier 2007 intitulée «Une politique de l’énergie pour l'Europe» a insisté sur l’importance que revêtent la réalisation du marché intérieur de l’électricité et la création de conditions de concurrence équitables pour toutes les entreprises d’électricité de la Communauté. Les communications de la Commission du 10 janvier 2007 intitulées «Les perspectives du marché intérieur du gaz et de l'électricité» et «Enquête menée en vertu de l’article 17 du règlement (CE) no 1/2003 sur les secteurs européens du gaz et de l’électricité (rapport final)» ont montré que les règles et les mesures en vigueur n’offrent pas l’encadrement et n’assurent pas la création des capacités d’interconnexion nécessaires pour permettre la réalisation de l’objectif que constituent le bon fonctionnement, l’efficacité et l’ouverture du marché intérieur. (5) En plus de la mise en œuvre intégrale du cadre réglementaire existant, le cadre réglementaire pour le marché intérieur de l’électricité prévu par le règlement (CE) no 1228/2003 devrait être adapté conformément à ces communications. (6) Il est notamment nécessaire de renforcer la coopération et la coordination entre les gestionnaires de réseau de transport afin de créer des codes de réseau régissant la fourniture et la gestion d’un accès transfrontalier effectif et transparent aux réseaux de transport et d’assurer une planification coordonnée et à échéance suffisamment longue du réseau de transport dans la Communauté ainsi qu’une évolution technique satisfaisante dudit réseau, notamment la création de capacités d’interconnexion, en accordant toute l’attention requise au respect de l’environnement. Les codes de réseau devraient se conformer aux orientations-cadres, qui sont d’une nature non contraignante (orientations-cadres) et qui sont élaborées par l’agence de coopération des régulateurs de l’énergie instituée par le règlement (CE) no 713/2009 du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 instituant une agence de coopération des régulateurs de l’énergie ( 6 ) («l’agence»). L’agence devrait jouer un rôle dans le réexamen, fondé sur les faits, des projets de codes de réseau, y compris leur respect des orientations-cadres, et elle devrait pouvoir en recommander l’adoption par la Commission. L’agence devrait évaluer les propositions de modifications à apporter aux codes de réseau et devrait pouvoir en recommander l’adoption par la Commission. Les gestionnaires de réseau de transport exploitent leurs réseaux conformément à ces codes de réseau. (7) Afin d’assurer une gestion optimale du réseau de transport d’électricité et de permettre les échanges et la fourniture transfrontaliers d’électricité dans la Communauté, il y a lieu de créer un réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour l’électricité («le REGRT pour l’électricité»). Les tâches du REGRT pour l’électricité devraient être exécutées dans le respect des règles communautaires en matière de concurrence, qui restent applicables aux décisions du REGRT pour l’électricité. Les tâches du REGRT pour l’électricité devraient être clairement définies et ses méthodes de travail devraient être de nature à garantir l’efficacité, la transparence et la représentativité du REGRT pour l’électricité. Les codes de réseau élaborés par le REGRT pour l’électricité ne sont pas destinés à remplacer les codes de réseau nationaux nécessaires pour ce qui concerne les questions non transfrontalières. L’échelon régional permettant de progresser de manière plus efficace, les gestionnaires de réseau de transport devraient mettre en place des structures régionales au sein de la structure de coopération globale tout en veillant à ce que les résultats obtenus à l’échelon régional soient compatibles avec les codes de réseau et les plans décennaux non contraignants de développement du réseau dans l’ensemble de la Communauté. Les États membres devraient promouvoir la coopération et surveiller l’efficacité du réseau au niveau régional. La coopération au niveau régional devrait être compatible avec la mise en place d’un marché intérieur de l’électricité concurrentiel et efficace. (8) Tous les acteurs du marché sont concernés par le travail qu’il est prévu de confier au REGRT pour l’électricité. Il est donc essentiel de prévoir un véritable processus de consultation, et les structures existantes créées pour faciliter et rationaliser ce processus, telles l’Union pour la coordination du transport de l’électricité, les régulateurs nationaux ou l’agence, devraient jouer un rôle important. (9) Afin d’assurer une plus grande transparence concernant l’ensemble du réseau de transport d’électricité dans la Communauté, le REGRT pour l’électricité devrait concevoir, publier et mettre à jour régulièrement un plan décennal non contraignant de développement du réseau dans l’ensemble de la Communauté (plan de développement du réseau dans l’ensemble de la Communauté). Ledit plan de développement du réseau devrait comporter des réseaux viables de transport d’électricité et les interconnexions régionales nécessaires qui se justifient du point de vue commercial et sous l’aspect de la sécurité d’approvisionnement. (10) Le présent règlement devrait fixer les principes fondamentaux en ce qui concerne la tarification et l’attribution de la capacité, tout en prévoyant l’adoption d’orientations détaillant d’autres principes et méthodes importants, afin de permettre une adaptation rapide aux nouvelles situations. (11) Dans un marché ouvert et compétitif, les gestionnaires de réseau de transport devraient être indemnisés pour les coûts engendrés par le passage de flux transfrontaliers d’électricité sur leurs réseaux, par les gestionnaires des réseaux de transport d’où les flux transfrontaliers sont originaires et des réseaux où ces flux aboutissent. (12) Les paiements et les recettes résultant des compensations entre gestionnaires de réseau de transport devraient être pris en considération lors de la fixation des tarifs de réseaux nationaux. (13) Le montant dû pour l’accès transfrontalier au réseau peut varier considérablement, selon les gestionnaires de réseau de transport impliqués et du fait des différences de structure des systèmes de tarification appliqués dans les États membres. Un certain degré d’harmonisation est donc nécessaire afin d’éviter des distorsions des échanges. (14) Un système adéquat de signaux de localisation à long terme est nécessaire et repose sur le principe selon lequel le niveau des redevances d’accès aux réseaux devrait refléter l’équilibre entre la production et la consommation de la région concernée, sur la base d’une différenciation des redevances d’accès aux réseaux supportées par les producteurs et/ou les consommateurs. (15) Il ne serait pas opportun d’appliquer des tarifs liés à la distance ou, dans le cas où des signaux de localisation sont fournis, un tarif spécifique payé seulement par les exportateurs ou les importateurs en plus de la redevance générale pour l’accès au réseau national. (16) L’établissement de redevances non discriminatoires et transparentes pour l’utilisation du réseau, y compris les lignes d’interconnexions, est une condition préalable à une véritable concurrence sur le marché intérieur de l’électricité. La capacité disponible de ces lignes devrait être utilisée à son maximum dans le respect des normes de sécurité de l’exploitation sûre du réseau. (17) Il importe d’éviter que des normes différentes de sécurité, de planification et d’exploitation utilisées par les gestionnaires de réseau de transport dans les États membres mènent à des distorsions de concurrence. En outre, les capacités de transfert disponibles et les normes de sécurité, de planification et d’exploitation qui ont une incidence sur les capacités de transfert disponibles devraient être transparentes pour les acteurs du marché. (18) La surveillance du marché assurée ces dernières années par les autorités de régulation nationales et la Commission a montré que les exigences de transparence et les règles d’accès à l’infrastructure en vigueur étaient insuffisantes pour assurer un véritable marché intérieur de l’électricité, qui fonctionne bien, et soit ouvert et efficace. (19) Un accès égal à l’information sur l’état matériel et la performance du réseau est nécessaire pour permettre à tous les acteurs du marché d’évaluer la situation globale de l’offre et de la demande et de déterminer les raisons des fluctuations des prix de gros. Cela inclut des informations plus précises sur la production, l’offre et la demande d’électricité, y compris des prévisions, la capacité du réseau et la capacité d’interconnexion, les flux et l’entretien, l’ajustement et la capacité de réserve. (20) Afin de renforcer la confiance dans le marché, ses participants doivent être sûrs que ceux d’entre eux qui se livrent à des comportements abusifs peuvent être sanctionnés d’une manière efficace, proportionnée et dissuasive. Il convient d’habiliter réellement les autorités compétentes à enquêter sur les allégations d’abus de marché. Il est nécessaire à cette fin que les autorités compétentes aient accès aux données qui fournissent des informations sur les décisions opérationnelles prises par les entreprises de fourniture. Sur le marché de l’électricité, de nombreuses décisions importantes sont prises par les producteurs, qui devraient tenir les informations en la matière à la disposition des autorités compétentes et les leur rendre aisément accessibles pendant une période déterminée. Les autorités compétentes devraient en outre périodiquement vérifier que les gestionnaires de réseau de transport respectent les règles. Les petits producteurs qui n’ont pas la possibilité réelle de fausser les conditions du marché devraient être exemptés de cette obligation. (21) Il convient d’établir des règles concernant l’utilisation des recettes découlant des procédures de gestion de la congestion, à moins que la nature particulière de l’interconnexion en cause ne justifie une dérogation à ces règles. (22) La gestion des problèmes de congestion devrait permettre de fournir des signaux économiques corrects aux gestionnaires de réseau de transport et aux acteurs du marché, et devrait être basée sur les mécanismes du marché. (23) Il convient d’encourager fortement les investissements dans la réalisation de grandes infrastructures nouvelles tout en assurant le bon fonctionnement du marché intérieur de l’électricité. Afin de renforcer l’effet positif que les interconnexions en courant continu exemptées exercent sur la concurrence et la sécurité d’approvisionnement, l’intérêt de ces projets pour le marché devrait être analysé pendant leur phase de planification et des règles de gestion de la congestion devraient être adoptées. Lorsque des interconnexions en courant continu sont situées sur le territoire de plusieurs États membres, l’agence devrait, en dernier recours, traiter la demande d’exemption afin de mieux prendre en compte les incidences transfrontières et de faciliter le traitement administratif de la demande. Par ailleurs, compte tenu du risque exceptionnel associé à la construction de ces grandes infrastructures exemptées des règles de concurrence, les entreprises dotées de structures de fourniture et de production devraient pouvoir bénéficier, pour les projets en question, d’une dérogation temporaire aux règles de séparation complète des activités. Les dérogations accordées conformément au règlement (CE) no 1228/2003 continuent de s’appliquer jusqu’à leur terme prévu, indiqué dans la décision d’accorder la dérogation. (24) Pour assurer le bon fonctionnement du marché intérieur de l’électricité, il convient de prévoir des procédures qui permettent l’adoption par la Commission de décisions et d’orientations en ce qui concerne, entre autres, la tarification et l’attribution de la capacité, tout en assurant la participation des autorités de régulation des États membres à ce processus, le cas échéant par l’intermédiaire de leur association européenne. Les autorités de régulation, conjointement avec d’autres autorités compétentes des États membres, jouent un rôle essentiel dès lors qu’il s’agit de contribuer au bon fonctionnement du marché intérieur de l’électricité. (25) Les autorités de régulation nationales devraient assurer le respect des règles contenues dans le présent règlement et des orientations adoptées conformément à celui-ci. (26) Il convient d’inviter les États membres et les autorités nationales compétentes à fournir les informations appropriées à la Commission. Ces informations devraient être traitées confidentiellement par la Commission. Le cas échéant, la Commission devrait avoir la possibilité de demander les informations nécessaires directement auprès des entreprises concernées, pour autant que les autorités nationales compétentes soient informées. (27) Il convient que les États membres établissent des règles relatives aux sanctions applicables aux violations des dispositions du présent règlement et assurent leur application. Ces sanctions doivent être efficaces, proportionnées et dissuasives. (28) Il y a lieu d’arrêter les mesures nécessaires pour la mise en œuvre du présent règlement en conformité avec la décision 1999/468/CE du Conseil du 28 juin 1999 fixant les modalités de l’exercice des compétences d’exécution conférées à la Commission ( 7 ). (29) Il convient en particulier d’habiliter la Commission à établir ou à adopter les orientations visant à assurer le degré d’harmonisation minimal requis pour atteindre les objectifs du présent règlement. Ces mesures ayant une portée générale et ayant pour objet de modifier des éléments non essentiels du présent règlement en le complétant par l’ajout de nouveaux éléments non essentiels, elles doivent être arrêtées selon la procédure de réglementation avec contrôle prévue à l’article 5 bis de la décision 1999/468/CE. (30) Étant donné que l’objectif du présent règlement, à savoir fournir un cadre harmonisé pour les échanges transfrontaliers d’électricité, ne peut pas être réalisé de manière suffisante par les États membres et peut donc être mieux réalisé au niveau communautaire, la Communauté peut prendre des mesures, conformément au principe de subsidiarité consacré à l’article 5 du traité. Conformément au principe de proportionnalité tel qu’énoncé audit article, le présent règlement n’excède pas ce qui est nécessaire pour atteindre cet objectif. (31) Compte tenu de la portée des modifications apportées au règlement (CE) no 1228/2003, il est souhaitable, dans un souci de clarté et de rationalisation, de procéder à une refonte des dispositions en question, en les réunissant en un seul texte, dans un nouveau règlement, considérant ce qui suit: ONT ARRÊTÉ LE PRÉSENT RÈGLEMENT:







Article premier

Objet et champ d’application

Le présent règlement vise à:

a) établir des règles équitables pour les échanges transfrontaliers d’électricité afin d’améliorer la concurrence sur le marché intérieur de l’électricité, en tenant compte des particularités des marchés nationaux et régionaux. Ceci impliquera la création d’un mécanisme de compensation pour les flux transfrontaliers d’électricité et l’institution de principes harmonisés concernant les redevances de transport transfrontalier et l’attribution des capacités disponibles d’interconnexion entre les réseaux de transport nationaux;

b) faciliter l’émergence d’un marché de gros qui soit transparent, qui fonctionne bien et qui présente un niveau élevé de sécurité d’approvisionnement en électricité. Il prévoit des mécanismes pour harmoniser ces règles en matière d’échanges transfrontaliers d’électricité.

Article 2

Définitions

1. Aux fins du présent règlement, les définitions figurant à l’article 2 de la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité ( 8 ) s'appliquent, à l’exception de la définition du terme «interconnexion» qui est remplacée par le texte suivant:

— «interconnexion», une ligne de transport qui traverse ou enjambe une frontière entre des États membres et qui relie les réseaux de transport nationaux des États membres.

2. Les définitions suivantes s’appliquent:

a) «autorités de régulation», les autorités de régulation visées à l’article 35, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE;

b) «flux transfrontalier», un flux physique d’électricité circulant sur un réseau de transport d’un État membre, qui résulte de l’impact de l’activité de producteurs et/ou de consommateurs situés en dehors de cet État membre sur son réseau de transport;

c) «congestion», une situation dans laquelle une interconnexion reliant des réseaux de transport nationaux ne peut pas accueillir tous les flux physiques résultant d’échanges internationaux demandés par les acteurs du marché, en raison d’un manque de capacité des interconnexions et/ou des réseaux nationaux de transport concernés;

d) «exportation déclarée», l’envoi d’électricité à partir d’un État membre, étant entendu qu’il existe un accord contractuel prévoyant qu’il y aurait introduction concomitante («importation déclarée») d’électricité dans un autre État membre ou un pays tiers;

e) «transit déclaré», une situation dans laquelle une exportation déclarée d’électricité a lieu et dans laquelle la transaction nécessite l’acheminement de l’électricité à travers un pays où n’aura lieu ni l’envoi ni l’introduction concomitante d’électricité;

f) «importation déclarée», l’introduction d’électricité dans un État membre ou un pays tiers intervenant simultanément à l’envoi d’électricité («exportation déclarée») à partir d’un autre État membre;

g) «nouvelle interconnexion», une interconnexion qui n’est pas achevée au plus tard le 4 août 2003.

Aux seules fins du mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport visé à l’article 13, lorsque les réseaux de transport d’au moins deux États membres constituent, en tout ou en partie, un élément d’un seul et même bloc de contrôle, le bloc de contrôle dans son ensemble est considéré comme constituant un élément du réseau de transport d’un des États membres concernés, afin d’éviter que les flux à l’intérieur des blocs de contrôle soient considérés comme des flux transfrontaliers en vertu du premier alinéa, point b), du présent paragraphe, et donnant lieu à des compensations au titre de l’article 13. Les autorités de régulation des États membres concernés peuvent décider dans lequel des États membres concernés le bloc de contrôle est considéré constituer un élément du réseau de transport.

Article 3

Certification des gestionnaires de réseau de transport

1. La Commission examine dès réception toute notification d’une décision concernant la certification d’un gestionnaire de réseau de transport conformément à l’article 10, paragraphe 6, de la directive 2009/72/CE. Dans les deux mois à compter du jour de la réception de cette notification, la Commission rend son avis à l’autorité de régulation nationale concernée quant à sa compatibilité avec l’article 10, paragraphe 2, ou l’article 11, et l’article 9 de la directive 2009/72/CE.

Lorsqu’elle élabore l’avis visé au premier alinéa, la Commission peut demander à l’agence de fournir son avis sur la décision de l’autorité de régulation nationale. Dans ce cas, le délai de deux mois visé au premier alinéa est prolongé de deux mois supplémentaires.

Si la Commission ne rend pas d’avis dans les délais visés aux premier et deuxième alinéas, elle est réputée ne pas avoir soulevé d’objections à l’encontre de la décision de l’autorité de régulation.

2. Dans un délai de deux mois après avoir reçu un avis de la Commission, l’autorité de régulation nationale adopte sa décision finale concernant la certification du gestionnaire de réseau de transport, en tenant le plus grand compte de cet avis. La décision de l’autorité de régulation et l’avis de la Commission sont publiés ensemble.

3. Les autorités de régulation et/ou la Commission peuvent, à n’importe quel moment de la procédure, demander à un gestionnaire de réseau de transport et/ou à une entreprise assurant la production ou la fourniture, toute information utile à l’accomplissement de leurs tâches en application du présent article.

4. Les autorités de régulation et la Commission préservent la confidentialité des informations commercialement sensibles.

5. La Commission peut adopter des orientations détaillant la procédure à suivre pour l’application des paragraphes 1 et 2 du présent article. Ces mesures, qui visent à modifier des éléments non essentiels du présent règlement en le complétant, sont arrêtées en conformité avec la procédure de réglementation avec contrôle visée à l’article 23, paragraphe 2.

6. Lorsque la Commission reçoit une notification concernant la certification d’un gestionnaire de réseau de transport conformément à l’article 9, paragraphe 10, de la directive 2009/72/CE, elle arrête une décision relative à la certification. L’autorité de régulation se conforme à la décision de la Commission.

Article 4

Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour l’électricité

Tous les gestionnaires de réseau de transport coopèrent au niveau communautaire via le REGRT pour l’électricité pour promouvoir la réalisation et le fonctionnement du marché intérieur de l’électricité ainsi que les échanges transfrontaliers et pour assurer une gestion optimale, une exploitation coordonnée et une évolution technique solide du réseau européen de transport d’électricité.

Article 5

Création du REGRT pour l’électricité

1. Le 3 mars 2011 au plus tard, les gestionnaires de réseau de transport d’électricité soumettent à la Commission et à l’agence le projet de statuts du REGRT pour l’électricité à établir, ainsi qu’une liste de ses membres et qu’un projet de règlement intérieur comportant notamment les règles de procédure pour la consultation d’autres parties prenantes.

2. Dans un délai de deux mois à compter du jour de la réception de ces documents, et après consultation officielle des organisations représentant toutes les parties prenantes, en particulier les utilisateurs du réseau, y compris les clients, l’agence émet un avis à l’intention de la Commission sur le projet de statuts, la liste des membres et le projet de règlement intérieur.

3. Dans un délai de trois mois à compter du jour de la réception de l’avis de l’agence, la Commission émet un avis sur le projet de statuts, la liste des membres et le projet de règlement intérieur, en tenant compte de l’avis de l’agence visé au paragraphe 2.

4. Dans un délai de trois mois à compter du jour de la réception de l’avis de la Commission, les gestionnaires de réseau de transport établissent le REGRT pour l’électricité et adoptent et publient ses statuts et son règlement intérieur.

Article 6

Établissement de codes de réseau

1. Après avoir consulté l’agence, le REGRT pour l’électricité et les autres parties prenantes concernées, la Commission établit une liste annuelle des priorités, qui recense les domaines visés à l’article 8, paragraphe 6, qui doivent être pris en considération pour l’élaboration des codes de réseau.

2. La Commission invite l’agence à lui soumettre, dans un délai raisonnable ne dépassant pas six mois, une orientation-cadre non contraignante («orientation-cadre») fixant des principes clairs et objectifs, conformément à l’article 8, paragraphe 7, pour l’élaboration des codes de réseau liés aux domaines recensés dans la liste des priorités. Chaque orientation-cadre contribue à garantir un traitement non discriminatoire, une concurrence effective et le fonctionnement efficace du marché. La Commission peut proroger le délai précité sur demande motivée de l’agence.

3. L’agence consulte officiellement le REGRT pour l’électricité et les autres parties prenantes concernées au sujet de l’orientation-cadre de manière ouverte et transparente pendant une période de deux mois au moins.

4. Si la Commission estime que l’orientation-cadre ne contribue pas à garantir un traitement non discriminatoire, une concurrence effective et le fonctionnement efficace du marché, elle peut demander à l’agence de réexaminer cette orientation dans un délai raisonnable et de la lui soumettre à nouveau.

5. Si l’agence ne présente pas d’orientation-cadre ou qu’elle ne présente pas à nouveau une orientation-cadre dans le délai fixé par la Commission au titre des paragraphes 2 ou 4, la Commission élabore l’orientation-cadre en question.

6. La Commission invite le REGRT pour l’électricité à présenter à l’agence un code de réseau conforme à l’orientation-cadre pertinente dans un délai raisonnable ne dépassant pas douze mois.

7. Dans un délai de trois mois à compter du jour de la réception d’un code de réseau, période pendant laquelle l’agence peut procéder à une consultation officielle des parties prenantes concernées, l’agence rend un avis motivé au REGRT pour l’électricité sur le code en question.

8. Le REGRT pour l’électricité peut modifier le code de réseau compte tenu de l’avis rendu par l’agence et le soumettre à nouveau à celle-ci.

9. Lorsque l’agence a établi que le code de réseau est conforme à l’orientation-cadre pertinente, elle le soumet à la Commission et peut recommander son adoption dans un délai raisonnable. Si la Commission n’adopte pas ce code de réseau, elle en donne les raisons.

10. Lorsque le REGRT pour l’électricité n’a pas établi un code de réseau dans le délai fixé par la Commission au titre du paragraphe 6, cette dernière peut inviter l’agence à préparer un projet de code de réseau sur la base de l’orientation-cadre pertinente. L’agence peut procéder à une nouvelle consultation au cours de l’élaboration d’un projet de code de réseau au titre du présent paragraphe. Elle soumet à la Commission un projet de code de réseau élaboré au titre du présent paragraphe et peut recommander son adoption.

11. La Commission peut adopter, de sa propre initiative lorsque le REGRT pour l’électricité n’a pas élaboré un code de réseau ou lorsque l’agence n’a pas élaboré un projet de code de réseau tel que visé au paragraphe 10 du présent article, ou sur recommandation de l’agence conformément au paragraphe 9 du présent article, un ou plusieurs codes de réseau dans les domaines visés à l’article 8, paragraphe 6.

Lorsque la Commission propose, de sa propre initiative, d’adopter un code de réseau, elle consulte l’agence, le REGRT et les autres parties prenantes concernées au sujet d’un projet de code de réseau pendant une période de deux mois au moins. Ces mesures, qui visent à modifier des éléments non essentiels du présent règlement en le complétant, sont arrêtées en conformité avec la procédure de réglementation avec contrôle visée à l’article 23, paragraphe 2.

12. Le présent article s’applique sans préjudice du droit de la Commission d’adopter et de modifier les orientations, comme prévu à l’article 18.

Article 7

Modification de codes de réseau

1. Les projets de modification d’un code de réseau adopté en application de l’article 6 peuvent être proposés à l’agence par des personnes susceptibles d’être intéressées par ce code de réseau, notamment le REGRT pour l’électricité, les gestionnaires de réseau de transport, les utilisateurs du réseau et les consommateurs. L’agence peut également proposer des amendements de sa propre initiative.

2. L’agence consulte toutes les parties intéressées, conformément à l’article 10 du règlement (CE) no 713/2009. Au terme de ce processus, l’agence peut soumettre à la Commission des propositions motivées de modifications, expliquant en quoi elles sont compatibles avec les objectifs des codes de réseau visés à l’article 6, paragraphe 2.

3. La Commission peut adopter, en tenant compte des propositions de l’agence, des modifications concernant tout code de réseau adopté en application de l’article 6. Ces mesures, qui visent à modifier des éléments non essentiels du présent règlement en le complétant, sont arrêtées en conformité avec la procédure de réglementation avec contrôle visée à l’article 23, paragraphe 2.

4. L’examen des modifications proposées dans le cadre de la procédure visée à l’article 23, paragraphe 2, se limite à l’analyse des aspects ayant trait à la modification proposée. Ces modifications proposées sont sans préjudice d’autres modifications que la Commission peut proposer.

Article 8

Tâches du REGRT pour l’électricité

1. Le REGRT pour l’électricité élabore des codes de réseau dans les domaines visés au paragraphe 6 du présent article, à la demande de la Commission, conformément à l’article 6, paragraphe 6.

2. Le REGRT pour l’électricité peut élaborer, dans les domaines visés au paragraphe 6, des codes de réseau, en vue d’atteindre les objectifs visés à l’article 4, lorsque ces codes de réseau ne correspondent pas à des domaines concernés par une demande qui lui a été adressée par la Commission. Ces codes de réseau sont soumis à l’agence pour avis. Le REGRT pour l’électricité tient dûment compte de cet avis.

3. Le REGRT pour l’électricité adopte:

▼M1

a) des outils communs de gestion de réseau pour assurer la coordination de l'exploitation du réseau dans des conditions normales et en situation d'urgence, y compris une échelle commune de classification des incidents, et des plans communs de recherche. Ces outils précisent notamment: i) les informations, y compris les informations appropriées à un jour, intrajournalières et en temps réel, utiles pour améliorer la coordination opérationnelle, ainsi que la fréquence optimale pour le recueil et le partage de telles informations; ii) la plateforme technologique utilisée pour les échanges d'informations en temps réel et, le cas échéant, les plateformes technologiques employées pour le recueil, le traitement et la communication des autres informations visées au point i), ainsi que pour la mise en œuvre des procédures propres à renforcer la coordination opérationnelle entre les gestionnaires de réseaux de transport en vue d'étendre cette coordination à l'ensemble de l'Union; iii) la manière dont les gestionnaires de réseaux de transport communiquent les informations d'exploitation aux autres gestionnaires de réseaux de transport ou toute entité dûment mandatée pour les appuyer dans la réalisation de la coordination opérationnelle, et à l'Agence; et iv) que les gestionnaires de réseau de transport désignent un correspondant chargé de répondre aux demandes de renseignements provenant des autres gestionnaires de réseaux de transport ou de toute entité dûment mandatée visée au point iii), ou de l'agence, concernant lesdites informations. Le REGRT pour l'électricité soumet les précisions adoptées concernant les points i) à iv) ci-dessus à l'agence et à la Commission au plus tard le 16 mai 2015. Dans un délai de douze mois à compter de l'adoption des précisions, l'agence émet un avis dans lequel elle apprécie si celles-ci contribuent suffisamment à promouvoir les échanges transfrontaliers et à assurer la gestion optimale, l'exploitation coordonnée, l'utilisation efficace et l'évolution technique solide du réseau européen de transport d'électricité;

▼B

b) tous les deux ans, un plan décennal non contraignant de développement du réseau dans l’ensemble de la Communauté («plan de développement du réseau dans l’ensemble de la Communauté»), comprenant des perspectives européennes sur l’adéquation des capacités de production;

c) des recommandations relatives à la coordination de la coopération technique entre les gestionnaires de réseau de transport de la Communauté et ceux des pays tiers;

d) un programme de travail annuel;

e) un rapport annuel; et

f) des perspectives annuelles estivales et hivernales sur l’adéquation des capacités de production.

4. Les perspectives européennes sur l’adéquation des capacités de production visées au paragraphe 3, point b), couvrent l’adéquation totale du système électrique pour répondre à la demande en électricité, actuelle et prévue, pour les cinq années à venir, ainsi que pour la période comprise entre cinq et quinze ans à compter de la date de ces perspectives. Les perspectives européennes sur l’adéquation des capacités de production se fondent sur les perspectives sur l’adéquation des capacités de production nationales élaborées par chaque gestionnaire de réseau de transport.

5. Le programme de travail annuel visé au paragraphe 3, point d), comprend une liste et une description des codes de réseau à élaborer, un plan relatif à la coordination de la gestion du réseau, et les activités de recherche et de développement qui seront mises en œuvre au cours de l’année, ainsi qu’un calendrier indicatif.

6. Les codes de réseau visés aux paragraphes 1 et 2 couvrent les domaines suivants, compte tenu, le cas échéant, des particularités régionales:

a) règles relatives à la sécurité et à la fiabilité du réseau, y compris les règles concernant le transport technique des capacités de réserve à des fins de sécurité de fonctionnement du réseau;

b) règles de raccordement au réseau;

c) règles concernant l’accès des tiers;

d) règles en matière d’échange des données et de règlement;

e) règles relatives à l’interopérabilité;

f) procédures opérationnelles en cas d’urgence;

g) règles d’attribution des capacités et de gestion de la congestion;

h) règles relatives aux échanges liés à la fourniture technique et opérationnelle de services d’accès au réseau et d’ajustement du réseau;

i) règles de transparence;

j) règles en matière d’ajustement, y compris en matière de puissance de réserve liée au réseau;

k) règles concernant des structures tarifaires de transport harmonisées, y compris les signaux de localisation et les mécanismes de compensation entre gestionnaires de réseau de transport; et

l) règles en matière d’efficacité énergétique des réseaux d’électricité.

7. Les codes de réseau sont élaborés pour des questions transfrontalières ayant trait au réseau et à l’intégration du marché et sont sans préjudice du droit des États membres d’établir des codes de réseau nationaux n’affectant pas les échanges transfrontaliers.

8. Le REGRT pour l’électricité surveille et analyse la mise en œuvre des codes de réseau et des orientations adoptés par la Commission conformément à l’article 6, paragraphe 11, ainsi que leur incidence sur l’harmonisation des règles applicables visant à faciliter l’intégration du marché. Le REGRT pour l’électricité communique ses conclusions à l’agence et intègre les résultats de l’analyse dans le rapport annuel visé au paragraphe 3, point e), du présent article.

9. Le REGRT pour l’électricité met à la disposition de l’agence toutes les informations dont elle a besoin pour accomplir ses tâches conformément à l’article 9, paragraphe 1.

10. Le REGRT pour l’électricité adopte et publie, tous les deux ans, un plan de développement du réseau dans l’ensemble de la Communauté. Ce plan de développement du réseau dans l’ensemble de la Communauté comprend une modélisation du réseau intégré, l’élaboration de scénarios, des perspectives européennes sur l’adéquation des capacités de production et une évaluation de la souplesse du réseau.

En particulier, ce plan de développement du réseau dans l’ensemble de la Communauté:

▼M1

a) est fondé sur les plans d'investissement nationaux, en tenant compte des plans d'investissement régionaux visés à l'article 12, paragraphe 1, et, le cas échéant, des aspects propres à l'Union relatifs à la planification du réseau figurant dans le règlement (UE) no 347/2013 du Parlement européen et du Conseil du 17 avril 2013 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes ( 9 ); il fait l'objet d'une analyse des coûts et des avantages suivant la méthodologie définie à l'article 11 dudit règlement;

▼B

b) en ce qui concerne les interconnexions transfrontalières, est également fondé sur les besoins raisonnables des différents utilisateurs du réseau et intègre les engagements à long terme des investisseurs visés aux articles 8, 13 et 22 de la directive 2009/72/CE; et

c) recense les lacunes en matière d’investissement, notamment en ce qui concerne les capacités transfrontalières.

Concernant le point c) du deuxième alinéa, le plan de développement du réseau dans l’ensemble de la Communauté peut comporter en annexe un relevé des entraves à l’augmentation de la capacité transfrontalière du réseau dues à des procédures ou à des pratiques d’agrément différentes.

11. L’agence émet un avis sur les plans décennaux nationaux de développement du réseau pour évaluer leur compatibilité avec le plan de développement du réseau dans l’ensemble de la Communauté. Si l’agence détecte des incompatibilités entre un plan décennal national de développement du réseau et le plan de développement du réseau dans l’ensemble de la Communauté, elle recommande de modifier le plan décennal national de développement du réseau ou le plan de développement du réseau dans l’ensemble de la Communauté, selon le cas. Si le plan décennal national de développement du réseau en question est élaboré conformément à l’article 22 de la directive 2009/72/CE, l’agence recommande à l’autorité nationale compétente de régulation de modifier le plan décennal national de développement du réseau en conformité avec l’article 22, paragraphe 7, de cette directive et d’en informer la Commission.

12. À la demande de la Commission, le REGRT pour l’électricité donne à la Commission son avis sur l’adoption des orientations prévues à l’article 18.

Article 9

Surveillance exercée par l’agence

1. L’agence surveille l’exécution des tâches du REGRT pour l’électricité prévues à l’article 8, paragraphes 1, 2 et 3, et rend compte à la Commission.

L’agence surveille la mise en œuvre par le REGRT pour l’électricité des codes de réseau élaborés en application de l’article 8, paragraphe 2, et des codes de réseau établis conformément à l’article 6, paragraphes 1 à 10, mais qui n’ont pas été adoptés par la Commission en application de l’article 6, paragraphe 11. Lorsque le REGRT pour l’électricité n’a pas mis en œuvre un de ces codes de réseau, l’agence lui demande de fournir une explication dûment motivée à ce manquement. L’agence informe la Commission de cette explication et donne son avis sur celle-ci.

L’agence surveille et analyse la mise en œuvre des codes de réseau et des orientations adoptés par la Commission conformément à l’article 6, paragraphe 11, et leur incidence sur l’harmonisation des règles applicables visant à faciliter l’intégration du marché, ainsi que sur l’absence de discrimination, une concurrence effective et le fonctionnement efficace du marché, et elle communique son rapport à la Commission.

2. Le REGRT pour l’électricité soumet à l’agence, pour avis, le projet de plan de développement du réseau dans l’ensemble de la Communauté, le projet de programme de travail annuel, y compris les informations relatives au processus de consultation et les autres documents visés à l’article 8, paragraphe 3.

Dans les deux mois à compter du jour de la réception de ces documents, l’agence émet un avis dûment motivé ainsi que des recommandations à l’intention du REGRT pour l’électricité et de la Commission, si elle estime que le projet de programme de travail annuel ou le projet de plan de développement du réseau dans l’ensemble de la Communauté soumis par le REGRT pour l’électricité ne contribue pas à garantir un traitement non discriminatoire, une concurrence effective et le fonctionnement efficace du marché ou un niveau suffisant d’interconnexion transfrontalière accessible à des tierces parties.

Article 10

Consultation

1. Lors de la préparation des codes de réseau, du projet de plan de développement du réseau dans l’ensemble de la Communauté et du programme de travail annuel visés à l’article 8, paragraphes 1, 2 et 3, le REGRT pour l’électricité réalise une large consultation à un stade précoce et d’une manière ouverte et transparente, impliquant tous les acteurs concernés du marché, et en particulier les organisations représentant toutes les parties prenantes, conformément aux règles de procédure visées à l’article 5, paragraphe 1. Cette consultation implique également les autorités de régulation nationales et d’autres autorités nationales, les entreprises de fourniture et de production, les utilisateurs du réseau, y compris les clients, les gestionnaires de réseau de distribution, y compris les organisations sectorielles concernées, les organismes techniques concernés et les plateformes concernées de parties prenantes. Elle a pour objet de cerner les points de vue et les propositions de toutes les parties concernées au cours du processus décisionnel.

2. Tous les documents et procès-verbaux relatifs aux consultations mentionnées au paragraphe 1 sont rendus publics.

3. Avant d’adopter le programme de travail annuel et les codes de réseau visés à l’article 8, paragraphes 1, 2 et 3, le REGRT pour l’électricité indique comment les observations recueillies lors de la consultation ont été prises en compte. Le cas échéant, il motive l’absence de prise en compte de certaines de ces observations.

▼M1

Article 11

Coûts

Les coûts liés aux activités du REGRT pour l'électricité visées aux articles 4 à 12 du présent règlement, ainsi qu'à l'article 11 du règlement (UE) no 347/2013, sont pris en charge par les gestionnaires de réseau de transport et sont pris en compte dans le calcul des tarifs. Les autorités de régulation n'approuvent ces coûts que si ceux-ci sont raisonnables et appropriés.

▼B

Article 12

Coopération régionale des gestionnaires de réseau de transport

1. Les gestionnaires de réseau de transport établissent une coopération régionale au sein du REGRT pour l’électricité pour contribuer aux activités visées à l’article 8, paragraphes 1, 2 et 3. Ils publient notamment, tous les deux ans, un plan d’investissement régional et peuvent prendre des décisions d’investissement fondées sur ce plan.

2. Les gestionnaires de réseau de transport favorisent la mise en place de modalités pratiques permettant d’assurer la gestion optimale du réseau et encouragent l’établissement de bourses de l’énergie, l’attribution coordonnée de capacités transfrontalières par des solutions non discriminatoires basées sur le marché, en tenant dûment compte de l’intérêt spécifique des ventes aux enchères implicites pour les attributions à court terme, et l’intégration de mécanismes d’ajustement et de puissance de réserve.

3. En vue de la réalisation des objectifs visés aux paragraphes 1 et 2 du présent article, la zone géographique couverte par chaque structure de coopération régionale peut être définie par la Commission, compte tenu des structures de coopération régionales existantes. Chaque État membre est autorisé à promouvoir la coopération dans plus d’une zone géographique. La mesure visée à la première phrase, qui vise à modifier des éléments non essentiels du présent règlement en le complétant, est arrêtée en conformité avec la procédure de réglementation avec contrôle visée à l’article 23, paragraphe 2.

À cette fin, la Commission consulte l’agence et le REGRT pour l’électricité.

Article 13

Mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport

1. Les gestionnaires de réseau de transport reçoivent une compensation pour les coûts engendrés par l’accueil de flux d’électricité transfrontaliers sur leur réseau.

2. La compensation visée au paragraphe 1 est payée par les gestionnaires du réseau national de transport d’où proviennent les flux transfrontaliers et du réseau où ces flux aboutissent.

3. Les indemnisations sont effectuées de façon régulière par rapport à une période donnée dans le passé. Le cas échéant, la compensation payée fait l’objet d’ajustements ex post pour refléter les coûts effectivement supportés.

La première période pour laquelle des compensations sont réalisées est déterminée dans les orientations visées à l’article 18.

4. La Commission détermine les montants des indemnisations dues. Cette mesure, qui vise à modifier des éléments non essentiels du présent règlement en le complétant, est arrêtée en conformité avec la procédure de réglementation avec contrôle visée à l’article 23, paragraphe 2.

5. L’ampleur des flux transfrontaliers accueillis et celle des flux transfrontaliers considérés comme provenant des réseaux nationaux de transport et/ou y aboutissant sont déterminées sur la base des flux physiques d’électricité effectivement mesurés sur une période donnée.

6. Les coûts engendrés par l’accueil de flux transfrontaliers sont établis sur la base des coûts prévisionnels marginaux moyens à long terme, compte tenu des pertes, des investissements dans de nouvelles infrastructures et d’une part appropriée du coût des infrastructures existantes, dans la mesure où ces infrastructures sont utilisées pour le transport de flux transfrontaliers, en tenant compte en particulier de la nécessité de garantir la sécurité d’approvisionnement. Des méthodes classiques et reconnues de calcul des coûts sont utilisées pour déterminer les coûts engendrés. Les bénéfices découlant de l’accueil de flux transfrontaliers par un réseau sont pris en considération pour réduire les compensations reçues.

Article 14

Redevances d’accès aux réseaux

1. Les redevances d’accès aux réseaux appliquées par les gestionnaires de réseau sont transparentes, tiennent compte de la nécessité de garantir la sécurité des réseaux et reflètent les coûts effectivement engagés dans la mesure où ils correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau efficace et ayant une structure comparable et elles sont appliquées d’une manière non discriminatoire. Ces redevances ne sont pas fonction de la distance.

2. Le cas échéant, le niveau des tarifs appliqués aux producteurs et/ou aux consommateurs intègre des signaux de localisation au niveau communautaire et prend en considération les pertes de réseau et la congestion causées, ainsi que les coûts d’investissement relatifs aux infrastructures.

3. Lors de la fixation des redevances d’accès aux réseaux, les éléments ci-après sont pris en considération:

a) les paiements et les recettes résultant du mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau;

b) les paiements effectivement réalisés et reçus, ainsi que les paiements attendus pour les périodes futures, estimés sur la base des périodes passées.

4. La fixation des redevances d’accès aux réseaux au titre du présent article ne fait pas obstacle au paiement de redevances à l’exportation déclarée ou à l’importation déclarée résultant de la gestion de la congestion visée à l’article 16.

5. Il n’y a aucune redevance de réseau spécifique sur les différentes transactions pour les transits déclarés d’électricité.

Article 15

Information

1. Les gestionnaires de réseau de transport mettent en place des mécanismes d’échange d’informations et de coordination pour assurer la sécurité des réseaux dans le cadre de la gestion de la congestion.

2. Les normes de planification, d’exploitation et de sécurité utilisées par les gestionnaires de réseau de transport sont rendues publiques. Les informations publiées comprennent un plan général pour le calcul des capacités totales de transfert et de la marge de fiabilité du transport à partir des caractéristiques électriques et physiques du réseau. Ces plans sont soumis à l’approbation des autorités de régulation.

3. Les gestionnaires de réseau de transport publient des estimations des capacités de transport disponibles pour chaque jour, en indiquant les capacités disponibles déjà réservées. Ces publications sont réalisées à des intervalles donnés avant le jour du transport et incluent dans tous les cas des estimations une semaine et un mois à l’avance, ainsi qu’une indication quantitative de la fiabilité attendue des capacités disponibles.

4. Les gestionnaires de réseau de transport publient les données pertinentes sur les prévisions agrégées et la demande réelle, sur la disponibilité et l’utilisation réelle des moyens de production et de charge, sur la disponibilité et l’utilisation des réseaux et des interconnexions et sur l’ajustement et les capacités de réserve. En ce qui concerne la disponibilité et l’utilisation réelle des unités de production et de charge de petite taille, des estimations agrégées peuvent être utilisées.

5. Les acteurs du marché concernés fournissent les données pertinentes aux gestionnaires de réseau de transport.

6. Les entreprises de production d’électricité qui possèdent ou exploitent des infrastructures de production, dont l’une au moins a une puissance installée de 250 MW ou plus, gardent, pendant cinq ans, à la disposition de l’autorité de régulation nationale, de l’autorité nationale de concurrence et de la Commission, toutes les données, heure par heure et centrale par centrale, nécessaires pour vérifier toutes les décisions opérationnelles de répartition et les comportements sur les bourses d’échange de l’électricité, les enchères de capacités d’interconnexion, les marchés de puissance de réserve et les marchés de gré à gré. Les informations heure par heure et centrale par centrale à conserver comprennent au moins des données sur les capacités de production disponibles et les réserves affectées, y compris l’attribution de ces réserves affectées centrale par centrale, au moment où les enchères sont effectuées et où la production a lieu.

Article 16

Principes généraux de gestion de la congestion

1. Les problèmes de congestion du réseau sont traités grâce à des solutions non discriminatoires, basées sur le marché et qui donnent des signaux économiques efficaces aux acteurs du marché et aux gestionnaires de réseau de transport concernés. Les problèmes de congestion du réseau sont de préférence résolus avec des méthodes non transactionnelles, c’est-à-dire des méthodes qui n’impliquent pas une sélection entre les contrats des différents acteurs du marché.

2. Les procédures de restriction des transactions ne sont utilisées que dans des situations d’urgence où le gestionnaire de réseau de transport doit agir rapidement et où le redéploiement («redispatching») ou les échanges de contrepartie («counter trading») ne sont pas possibles. Toute procédure de ce type est appliquée de manière non discriminatoire.

Sauf cas de force majeure, les acteurs du marché auxquels ont été attribuées des capacités sont indemnisés pour toute restriction.

3. La capacité maximale des interconnexions et/ou des réseaux de transport ayant une incidence sur les flux transfrontaliers est mise à la disposition des acteurs du marché, dans le respect des normes de sécurité pour une exploitation sûre du réseau.

4. Les acteurs du marché préviennent les gestionnaires de réseau de transport concernés, suffisamment longtemps avant le début de la période d’activité visée, de leur intention d’utiliser ou non les capacités attribuées. Toute capacité attribuée non utilisée est réattribuée au marché selon une procédure ouverte, transparente et non discriminatoire.

5. Dans la mesure où cela est techniquement possible, les gestionnaires de réseau de transport compensent les demandes de capacité de tout flux d’énergie dans le sens opposé sur la ligne d’interconnexion encombrée afin d’utiliser cette ligne à sa capacité maximale. Compte dûment tenu de la sécurité du réseau, les transactions qui diminuent la congestion ne sont jamais refusées.

6. Les recettes résultant de l’attribution d’interconnexions sont utilisées aux fins suivantes:

a) garantir la disponibilité réelle des capacités attribuées; et/ou

b) maintenir ou accroître les capacités d’interconnexion via les investissements dans le réseau, en particulier dans les nouvelles interconnexions.

Si les recettes ne peuvent être utilisées d’une manière efficace aux fins mentionnées aux points a) et/ou b) du premier alinéa, elles peuvent être utilisées, sous réserve de l’approbation par les autorités de régulation des États membres concernés, à concurrence d’un montant maximum fixé par ces autorités de régulation, pour servir de recettes que les autorités de régulation doivent prendre en considération lors de l’approbation de la méthode de calcul des tarifs d’accès au réseau, et/ou de la fixation de ces tarifs.

Le solde des recettes est inscrit dans un poste distinct de la comptabilité interne jusqu’à ce qu’il puisse être dépensé aux fins prévues aux points a) et/ou b) du premier alinéa. L’autorité de régulation informe l’agence de l’approbation visée au deuxième alinéa.

Article 17

Nouvelles interconnexions

1. Les nouvelles interconnexions en courant continu peuvent, sur demande, bénéficier, pendant une durée limitée, d’une dérogation à l’article 16, paragraphe 6, du présent règlement, ainsi qu’aux articles 9 et 32 et à l’article 37, paragraphes 6 et 10, de la directive 2009/72/CE dans les conditions suivantes:

a) l’investissement doit accroître la concurrence en matière de fourniture d’électricité;

b) le degré de risque associé à l’investissement est tel que l’investissement ne serait pas effectué si la dérogation n’était pas accordée;

c) l’interconnexion doit être la propriété d’une personne physique ou morale distincte, du moins en ce qui concerne son statut juridique, des gestionnaires de réseau dans les réseaux desquels cette interconnexion sera construite;

d) des redevances sont perçues auprès des utilisateurs de cette interconnexion;

e) depuis l’ouverture partielle du marché visée à l’article 19 de la directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil du 19 décembre 1996 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité ( 10 ), il n’a été procédé au recouvrement d’aucune partie du capital ou des coûts d’exploitation de l’interconnexion au moyen d’une fraction quelconque des redevances prélevées pour l’utilisation des réseaux de transport ou de distribution reliés par cette interconnexion; et

f) la dérogation ne doit pas porter atteinte à la concurrence ni au bon fonctionnement du marché intérieur de l’électricité, ni au bon fonctionnement du réseau réglementé auquel l’interconnexion est reliée.

2. Le paragraphe 1 s’applique également, dans des cas exceptionnels, à des interconnexions en courant alternatif, à condition que les coûts et les risques liés à l’investissement en question soient particulièrement élevés par rapport aux coûts et aux risques habituellement encourus lors de la connexion des réseaux de transport dans deux pays voisins par une interconnexion en courant alternatif.

3. Le paragraphe 1 s’applique également aux augmentations importantes de capacité des interconnexions existantes.

4. La décision relative à la dérogation au titre des paragraphes 1, 2 et 3 est prise au cas par cas par les autorités de régulation des États membres concernés. Une dérogation peut couvrir tout ou partie de la capacité de la nouvelle interconnexion ou de l’interconnexion existante qui connaît une augmentation importante.

Dans un délai de deux mois à compter de la date à laquelle la demande de dérogation a été reçue par la dernière des autorités de régulation concernées, l’agence peut soumettre un avis consultatif à ces autorités de régulation, sur lequel elles pourraient fonder leur décision.

Pour décider de l’octroi d’une dérogation, il convient d’examiner, au cas par cas, la nécessité éventuelle d’imposer des conditions touchant à la durée de cette dérogation et à l’accès non discriminatoire à l’interconnexion. Pour décider de ces conditions, il est tenu compte, en particulier, de la capacité additionnelle à construire ou de la modification de la capacité existante, des délais de réalisation du projet et de la situation nationale.

Avant d’accorder une dérogation, les autorités de régulation des États membres concernés arrêtent les règles et les mécanismes relatifs à la gestion et à l’attribution des capacités. Les règles de gestion de la congestion incluent l’obligation d’offrir les capacités inutilisées sur le marché et les utilisateurs de l’infrastructure ont le droit de négocier leurs capacités souscrites sur le marché secondaire. Dans l’appréciation des critères visés au paragraphe 1, points a), b) et f), les résultats de la procédure d’attribution des capacités sont pris en compte.

Si toutes les autorités de régulation concernées sont parvenues à un accord sur la décision de dérogation dans un délai de six mois, elles informent l’agence de cette décision.

La décision de dérogation, y compris les conditions visées au deuxième alinéa du présent paragraphe, est dûment motivée et publiée.

5. La décision visée au paragraphe 4 est prise par l’agence:

a) si toutes les autorités de régulation concernées ne sont pas parvenues à un accord dans un délai de six mois à compter de la date à laquelle la dérogation a été demandée à la dernière de ces autorités; ou

b) à la demande conjointe des autorités de régulation concernées.

Avant de prendre une telle décision, l’agence consulte les autorités de régulation concernées et les demandeurs.

6. Nonobstant les paragraphes 4 et 5, les États membres peuvent prévoir que les autorités de régulation ou l’agence, selon les cas, soumettent à l’instance compétente de l’État membre, en vue d’une décision formelle, son avis sur la demande de dérogation. Cet avis est publié en même temps que la décision.

7. Dès réception, une copie de chaque demande de dérogation est transmise par les autorités de régulation sans délai, pour information, à l’agence et à la Commission. Les autorités de régulation concernées ou l’agence (instances émettrices) notifient sans délai à la Commission la décision ainsi que toutes les informations utiles s’y référant. Ces informations peuvent être communiquées à la Commission sous une forme agrégée pour lui permettre de fonder valablement sa décision. Ces informations comprennent notamment:

a) les raisons détaillées sur la base desquelles la dérogation a été octroyée ou refusée, y compris les données financières démontrant qu’elle était nécessaire;

b) l’analyse effectuée quant aux incidences de l’octroi de la dérogation sur la concurrence et sur le bon fonctionnement du marché intérieur de l’électricité;

c) les raisons justifiant la durée et la part des capacités totales de l’interconnexion en question pour lesquelles la dérogation est octroyée; et

d) le résultat de la consultation des autorités de régulation concernées.

8. Dans un délai de deux mois à compter du jour suivant la réception d’une notification au titre du paragraphe 7, la Commission peut arrêter une décision exigeant que les instances émettrices modifient ou révoquent la décision d’accorder une dérogation. Ce délai de deux mois peut être prolongé d’une période supplémentaire de deux mois si la Commission sollicite un complément d’informations. Ce délai supplémentaire court à compter du jour suivant celui de la réception du complément d’informations. Le délai initial de deux mois peut aussi être prolongé d’un commun accord entre la Commission et les instances émettrices.

Si les renseignements demandés ne sont pas fournis dans le délai prévu dans la demande, la notification est réputée avoir été retirée, à moins que, avant l’expiration du délai, ce dernier soit prorogé d’un commun accord entre la Commission et les instances émettrices, ou que les instances émettrices informent la Commission, par une déclaration dûment motivée, qu’elles considèrent la notification comme étant complète.

Les instances émettrices se conforment à la décision de la Commission demandant la modification ou la révocation de la décision de dérogation dans un délai d’un mois et en informent la Commission.

La Commission veille à préserver la confidentialité des informations commercialement sensibles.

La décision de la Commission d’approuver une dérogation devient caduque deux ans après son adoption si la construction de l’interconnexion n’a pas encore commencé dans ce délai, et cinq ans après son adoption si l’interconnexion n’est pas devenue opérationnelle dans ce délai, à moins que la Commission ne décide qu’un retard est dû à des obstacles majeurs indépendants de la volonté de la personne à laquelle la dérogation a été octroyée.

9. La Commission peut adopter des orientations pour l’application des conditions visées au paragraphe 1 du présent article et définir la procédure à suivre pour l’application des paragraphes 4, 7 et 8 du présent article. Ces mesures, qui visent à modifier des éléments non essentiels du présent règlement en le complétant, sont arrêtées en conformité avec la procédure de réglementation avec contrôle visée à l’article 23, paragraphe 2.

Article 18

Orientations

1. Le cas échéant, les orientations relatives au mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport énoncent, dans le respect des principes définis aux articles 13 et 14:

a) les détails de la procédure à suivre pour déterminer quels sont les gestionnaires de réseau de transport qui sont redevables des compensations pour les flux transfrontaliers, y compris en ce qui concerne la répartition entre les gestionnaires du réseau national de transport d’où proviennent les flux transfrontaliers et du réseau où ces flux aboutissent, conformément à l’article 13, paragraphe 2;

b) les détails de la procédure à suivre pour les paiements, y compris la détermination de la première période pour laquelle des compensations doivent être payées, conformément à l’article 13, paragraphe 3, deuxième alinéa;

c) les détails des méthodologies permettant de déterminer les flux transfrontaliers reçus pour lesquels des compensations sont versées en vertu de l’article 13, en fonction tant de la quantité que du type de flux, et l’ampleur des flux qui sont considérés comme provenant des réseaux de transport de chaque État membre et/ou y aboutissant, conformément à l’article 13, paragraphe 5;

d) les détails de la méthodologie permettant de déterminer les coûts et les bénéfices engendrés par l’accueil de flux transfrontaliers, conformément à l’article 13, paragraphe 6;

e) les détails du traitement, dans le cadre du mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport, des flux d’électricité provenant de pays situés en dehors de l’Espace économique européen ou y aboutissant; et

f) la participation des réseaux nationaux qui sont interconnectés par les lignes de courant continu, conformément à l’article 13.

2. Les orientations peuvent aussi déterminer les règles applicables en vue d’une harmonisation progressive des principes qui sous-tendent la fixation des redevances appliquées aux producteurs et aux consommateurs (charge) en vertu des systèmes tarifaires nationaux, y compris la prise en compte du mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport dans les redevances d’utilisation des réseaux nationaux et la fourniture de signaux de localisation appropriés et efficaces, conformément aux principes établis à l’article 14.

Les orientations prévoient des signaux de localisation harmonisés, appropriés et efficaces au niveau communautaire.

Aucune de ces harmonisations n’empêche les États membres d’appliquer des mécanismes visant à ce que les redevances d’accès aux réseaux payées par les consommateurs (charge) soient comparables sur l’ensemble de leur territoire.

3. Le cas échéant, des orientations visant à assurer le degré d’harmonisation minimal requis pour atteindre l’objectif du présent règlement précisent aussi:

a) les modalités de communication des informations, conformément aux principes établis à l’article 15;

b) les détails des règles pour les échanges d’électricité;

c) les détails des règles en matière d’incitation à l’investissement en ce qui concerne les capacités d’interconnexion, y compris les signaux de localisation;

d) les détails relatifs aux domaines énumérés à l’article 8, paragraphe 6.

À cette fin, la Commission consulte l’agence et le REGRT pour l’électricité.

4. Des orientations pour la gestion des capacités de transport disponibles des interconnexions et leur répartition entre réseaux nationaux sont énoncées à l’annexe I.

▼M1

4 bis. La Commission peut adopter des orientations relatives à la mise en œuvre de la coordination opérationnelle entre les gestionnaires de réseau de transport au niveau de l'Union. Ces orientations sont conformes aux codes de réseau visés à l'article 6 du présent règlement et se fondent sur ceux-ci, ainsi que sur les précisions adoptées et l'avis de l'Agence visé à l'article 8, paragraphe 3, point a), du présent règlement. Lors de l'adoption desdites orientations, la Commission prend en compte les différences dans les exigences d'exploitation régionales et nationales.

Lesdites orientations sont adoptées conformément à la procédure d'examen visée à l'article 23, paragraphe 3.

▼B

5. La Commission peut adopter des orientations relatives aux points énumérés aux paragraphes 1, 2 et 3 du présent article. Elle peut modifier les orientations visées au paragraphe 4 du présent article, conformément aux principes établis aux articles 15 et 16, notamment pour ajouter des orientations détaillées sur toutes les méthodes d’attribution des capacités appliquées dans la pratique et pour veiller à ce que les mécanismes de gestion de la congestion évoluent d’une manière compatible avec les objectifs du marché intérieur. Le cas échéant, à l’occasion de ces modifications, des règles communes concernant les normes minimales d’exploitation et de sécurité pour l’utilisation et l’exploitation du réseau, visées à l’article 15, paragraphe 2, sont établies. Ces mesures, qui visent à modifier des éléments non essentiels du présent règlement en le complétant, sont arrêtées en conformité avec la procédure de réglementation avec contrôle visée à l’article 23, paragraphe 2.

Lorsqu’elle adopte ou modifie les orientations, la Commission:

a) veille à ce que les orientations assurent le degré minimal d’harmonisation requis pour atteindre les objectifs du présent règlement et qu’elles n’excèdent pas ce qui est nécessaire à cet effet; et

b) indique les mesures qu’elle a prises en ce qui concerne la conformité avec ces orientations des règles appliquées dans les pays tiers qui font partie du réseau électrique de la Communauté.

Lorsqu’elle adopte pour la première fois des orientations au titre du présent article, la Commission veille à ce qu’elles couvrent au moins, dans un seul et même projet de mesures, les points visés au paragraphe 1, points a) et d), et au paragraphe 2.

Article 19

Autorités de régulation

Lorsqu’elles exercent les fonctions qui leur sont attribuées, les autorités de régulation veillent au respect du présent règlement et des orientations adoptées conformément à l’article 18. Le cas échéant, afin de répondre aux objectifs du présent règlement, les autorités de régulation coopèrent entre elles, avec la Commission et l’agence, conformément au chapitre IX de la directive 2009/72/CE.

Article 20

Informations et confidentialité

1. Les États membres et les autorités de régulation fournissent sur demande à la Commission toutes les informations nécessaires aux fins de l’article 13, paragraphe 4, et de l’article 18.

En particulier, aux fins de l’article 13, paragraphes 4 et 6, les autorités de régulation transmettent régulièrement des informations sur les coûts effectivement supportés par les gestionnaires de réseau national de transport, ainsi que les données et toutes les informations utiles concernant les flux physiques transitant par les réseaux de transport et le coût des réseaux.

La Commission fixe un délai raisonnable pour la fourniture des informations, en tenant compte de la complexité des informations requises et de l’urgence d’en disposer.

2. Si l’État membre ou l’autorité de régulation concerné(e) ne fournit pas les informations visées au paragraphe 1 dans le délai fixé conformément au paragraphe 1 du présent article, la Commission peut demander toutes les informations nécessaires aux fins de l’article 13, paragraphe 4, et de l’article 18 directement aux entreprises concernées.

Lorsqu’elle adresse une demande d’informations à une entreprise, la Commission transmet simultanément une copie de la demande aux autorités de régulation de l’État membre sur le territoire duquel est établi le siège de l’entreprise.

3. Dans sa demande d’informations au titre du paragraphe 1, la Commission indique la base juridique de la demande, le délai dans lequel les informations doivent être transmises, le but de la demande, ainsi que les sanctions prévues à l’article 22, paragraphe 2, au cas où un renseignement inexact, incomplet ou trompeur serait fourni. La Commission fixe un délai raisonnable en tenant compte de la complexité des informations demandées et de l’urgence d’en disposer.

4. Sont tenus de fournir les informations demandées les propriétaires des entreprises ou leurs représentants et, dans le cas de personnes morales, les personnes autorisées à les représenter selon la loi ou l’acte constitutif. Si des avocats dûment autorisés à agir transmettent les informations au nom de leurs clients, ces derniers restent pleinement responsables au cas où les informations fournies sont incomplètes, inexactes ou trompeuses.

5. Si une entreprise ne fournit pas les informations demandées dans le délai fixé par la Commission ou les fournit de façon incomplète, la Commission peut les demander par voie de décision. Cette décision précise les informations demandées et fixe un délai approprié dans lequel elles doivent être fournies. Elle indique les sanctions prévues à l’article 22, paragraphe 2. Elle indique également le recours ouvert devant la Cour de justice des Communautés européennes contre la décision.

La Commission transmet simultanément une copie de sa décision aux autorités de régulation de l’État membre sur le territoire duquel se trouve la résidence de la personne ou le siège de l’entreprise.

6. Les informations visées aux paragraphes 1 et 2 ne sont utilisées qu’aux fins de l’article 13, paragraphe 4, et de l’article 18.

La Commission ne divulgue pas les informations obtenues au titre du présent règlement qui, par leur nature, sont couvertes par le secret professionnel.

Article 21

Droit des États membres de prévoir des mesures plus détaillées

Le présent règlement s’applique sans préjudice du droit des États membres de maintenir ou d’introduire des mesures qui contiennent des dispositions plus précises que celles qui figurent dans le présent règlement ou dans les orientations visées à l’article 18.

Article 22

Sanctions

1. Sans préjudice du paragraphe 2, les États membres déterminent le régime des sanctions applicables en cas de violation des dispositions du présent règlement et prennent toutes les mesures nécessaires pour assurer l’application desdites dispositions. Les sanctions prévues doivent être effectives, proportionnées et dissuasives. Les États membres notifient à la Commission ce régime, correspondant aux dispositions fixées dans le règlement (CE) no 1228/2003, le 1er juillet 2004 au plus tard et ils notifient à la Commission toute modification ultérieure les affectant dans les meilleurs délais. Ils notifient à la Commission celles des règles de ce régime qui ne correspondent pas aux dispositions fixées dans le règlement (CE) no 1228/2003 le 3 mars 2011 au plus tard et ils notifient à la Commission toute modification ultérieure les affectant dans les meilleurs délais.

2. La Commission peut, par voie de décision, infliger aux entreprises des amendes n’excédant pas 1 % du chiffre d’affaires total de l’exercice comptable précédent, lorsque, de propos délibéré ou par négligence, elles fournissent des informations inexactes, incomplètes ou trompeuses en réponse à une demande faite en application de l’article 20, paragraphe 3, ou ne fournissent pas les informations dans le délai fixé par une décision prise en application de l’article 20, paragraphe 5, premier alinéa.

En fixant le montant de l’amende, la Commission tient compte de la gravité du non-respect des exigences prévues au premier alinéa.

3. Les sanctions établies conformément au paragraphe 1 et les décisions prises en application du paragraphe 2 ne sont pas de nature pénale.

Article 23

Procédure de comité

1. La Commission est assistée par le comité institué par l’article 46 de la directive 2009/72/CE.

2. Dans le cas où il est fait référence au présent paragraphe, l’article 5 bis, paragraphes 1 à 4, et l’article 7 de la décision 1999/468/CE s’appliquent, dans le respect des dispositions de l’article 8 de celle-ci.

▼M1

3. Dans le cas où il est fait référence au présent paragraphe, l'article 5 du 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 s'applique ( 11 ).

▼B

Article 24

Rapport de la Commission

La Commission veille à la mise en œuvre du présent règlement. Dans le rapport visé à l’article 47, paragraphe 6, de la directive 2009/72/CE, la Commission présente également un rapport sur l’expérience acquise dans l’application du présent règlement. Dans ce rapport, elle étudie notamment dans quelle mesure le présent règlement a permis de garantir, pour les échanges transfrontaliers d’électricité, des conditions d’accès au réseau non discriminatoires et reflétant les coûts qui contribuent à offrir un choix au consommateur dans un marché intérieur de l’électricité qui fonctionne bien et à garantir une sécurité d’approvisionnement à long terme, et dans quelle mesure des signaux de localisation ont effectivement été mis en place. Si besoin est, le rapport est assorti de propositions et/ou de recommandations appropriées.

Article 25

Abrogation

Le règlement (CE) no 1228/2003 est abrogé à compter du 3 mars 2011. Les références faites au règlement abrogé s’entendent comme faites au présent règlement et sont à lire selon le tableau de correspondance figurant à l’annexe II.

Article 26

Entrée en vigueur

Le présent règlement entre en vigueur le vingtième jour suivant celui de sa publication au Journal officiel de l’Union européenne.

Il est applicable à compter du 3 mars 2011.

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









ANNEXE I

ORIENTATIONS POUR LA GESTION ET L’ATTRIBUTION DE LA CAPACITÉ DE TRANSFERT DISPONIBLE DES INTERCONNEXIONS ENTRE RÉSEAUX NATIONAUX

1. Généralités

1.1. Les gestionnaires de réseau de transport (GRT) s’efforcent d’accepter toutes les transactions commerciales, notamment celles qui impliquent des échanges transfrontaliers.

1.2. En l’absence de congestion, aucune restriction ne sera appliquée en matière d’accès à l’interconnexion. Lorsque l’absence de congestion est la situation habituelle, il n’y a pas lieu de prévoir de procédure générale permanente en matière d’attribution des capacités pour assurer l’accès à un service de transport transfrontalier.

1.3. Lorsque les transactions commerciales programmées ne sont pas compatibles avec une gestion sûre des réseaux, les GRT réduisent la congestion dans le respect des exigences de sécurité opérationnelle du réseau tout en s’efforçant de préserver un rapport coût-efficacité satisfaisant. Les solutions du rappel ou des échanges de contrepartie sont envisageables dans les cas où il n’est pas possible d’appliquer des mesures moins coûteuses.

1.4. En cas de congestion structurelle, les GRT mettent en œuvre sans délai les méthodes et dispositions appropriées de gestion de la congestion qui ont été préalablement définies et adoptées d’un commun accord. Les méthodes de gestion de la congestion garantissent que les flux physiques d’électricité associés à toutes les capacités de transport attribuées sont conformes aux normes de sécurité du réseau.

1.5. Les méthodes adoptées pour la gestion de la congestion fournissent des signaux économiques efficaces aux acteurs du marché et aux GRT, favorisent la concurrence et sont susceptibles d’une application à l’échelon régional et communautaire.

1.6. Aucune distinction basée sur les transactions n’est pratiquée en matière de gestion de la congestion. Une demande particulière de service de transport ne sera rejetée que si les conditions cumulatives suivantes sont réunies: a) les flux physiques d’électricité marginaux résultant de l’acceptation de cette demande impliquent que le fonctionnement sûr du réseau électrique risque de ne plus être garanti; et b) la valeur monétaire de la demande dans la procédure de gestion de la congestion est inférieure à celle de toutes les autres demandes qu’il est prévu d’accepter pour le même service et aux mêmes conditions.

1.7. Pour déterminer les portions de réseau concernées dans lesquelles et entre lesquelles la gestion de la congestion doit s’appliquer, les GRT se fondent sur les principes du meilleur rapport coût-efficacité et de la réduction maximale des incidences négatives sur le marché intérieur de l’électricité. En particulier, les GRT ne limitent pas la capacité d’interconnexion pour résoudre un problème de congestion situé à l’intérieur de leur propre zone de contrôle, sauf pour les raisons prévues ci-dessus et pour des raisons de sécurité opérationnelle ( 12 ). Si cette situation se produit, les GRT la décrivent et la présentent en toute transparence à l’ensemble des utilisateurs du réseau. Cette situation n’est tolérée que jusqu’à ce qu’une solution à long terme soit trouvée. Les GRT décrivent et présentent en toute transparence à l’ensemble des utilisateurs du réseau la méthodologie et les projets permettant de réaliser la solution à long terme.

1.8. Pour équilibrer le réseau à l’intérieur de sa zone de contrôle par des mesures opérationnelles dans le réseau et par des mesures de rappel, le GRT tient compte de l’effet de ces mesures sur les zones de contrôle voisines.

1.9. Au plus tard le 1er janvier 2008, des mécanismes de gestion intrajournalière de la congestion des capacités d’interconnexion sont établis d’une manière coordonnée et dans des conditions de fonctionnement sûres, de manière à maximaliser les possibilités d’échanges et à assurer l’ajustement transfrontalier.

1.10. Les autorités de régulation nationales évaluent régulièrement les méthodes de gestion de la congestion, en veillant notamment au respect des principes et des règles établis dans le présent règlement et les présentes orientations, ainsi que des modalités et conditions fixées par les autorités de régulation elles-mêmes en vertu de ces principes et de ces règles. Cette évaluation comprend une consultation de tous les acteurs du marché ainsi que des études spécialisées.

2. Méthodes de gestion de la congestion

2.1. Les méthodes de gestion de la congestion sont fondées sur les mécanismes du marché, de manière à favoriser un commerce transfrontalier efficace. À cet effet, les capacités sont attribuées uniquement sous la forme de ventes aux enchères explicites (capacités) ou implicites (capacités et énergie). Les deux méthodes peuvent coexister pour la même interconnexion. Pour les échanges intrajournaliers, un régime de continuité peut être appliqué.

2.2. Selon la situation de concurrence, les mécanismes de gestion de la congestion doivent pourvoir à l’attribution des capacités de transport tant à long qu’à court terme.

2.3. Chaque procédure d’attribution de capacités attribue une fraction prescrite de la capacité d’interconnexion disponible, plus toute capacité restante qui n’a pas été attribuée précédemment et toute capacité libérée par les détenteurs de capacités ayant bénéficié d’attributions antérieures.

2.4. Les GRT optimisent le degré de fermeté des capacités, en tenant compte des obligations et des droits des GRT concernés et des obligations et des droits des acteurs du marché, afin de favoriser une concurrence effective et efficace. Une fraction raisonnable des capacités peut être proposée au marché à un degré de fermeté moindre, mais à tout moment les conditions précises pour le transport par les lignes transfrontalières sont portées à la connaissance des acteurs du marché.

2.5. Les droits d’accès pour les attributions à long et à moyen terme sont des droits d’utilisation de capacités de transport fermes. Ils sont soumis aux principes de l’obligation d’utiliser les droits sous peine de perte définitive («use-it-or-lose-it») ou de vente («use-it-or-sell-it») au moment de la réservation.

2.6. Les GRT définissent une structure appropriée pour l’attribution des capacités selon les échéances. Cette structure peut comprendre une option permettant de réserver un pourcentage minimal de capacité d’interconnexion pour une attribution journalière ou intrajournalière. Cette structure d’attribution est soumise à l’appréciation des autorités de régulation concernées. Pour élaborer leurs propositions, les GRT tiennent compte: a) des caractéristiques des marchés; b) des conditions opérationnelles, telles que les conséquences d’une comptabilisation nette des opérations fermement programmées; c) du degré d’harmonisation des pourcentages et des délais adoptés pour les différents mécanismes d’attribution de capacités en vigueur.

2.7. L’attribution de capacités ne doit pas produire de discrimination entre les acteurs du marché qui souhaitent exercer leur droit de recourir à des contrats d’approvisionnement bilatéraux ou de soumettre des offres sur des bourses d’échange de l’électricité. Les offres présentant la valeur la plus élevée, qu’elles soient formulées implicitement ou explicitement dans un délai donné, sont retenues.

2.8. Dans les régions où les marchés financiers de l’électricité à terme sont bien développés et ont montré leur efficacité, toute la capacité d’interconnexion peut être attribuée sous la forme de ventes aux enchères implicites.

2.9. Sauf dans le cas de nouvelles interconnexions qui bénéficient d’une dérogation en vertu de l’article 7 du règlement (CE) no 1228/2003 ou de l’article 17 du présent règlement, la fixation de prix de réserve dans les méthodes d’attribution de capacités n’est pas autorisée.

2.10. En principe, tous les acteurs potentiels du marché sont autorisés à participer sans restriction au processus d’attribution. Pour éviter l’apparition ou l’aggravation de problèmes liés à l’utilisation éventuelle d’une position dominante par un acteur quelconque du marché, les autorités compétentes en matière de régulation et/ou de concurrence, selon le cas, peuvent imposer des restrictions en général ou à une société en particulier en raison d’une position dominante sur le marché.

2.11. Les acteurs du marché communiquent aux GRT leurs demandes fermes de réservation de capacités avant une date définie pour chaque échéance. La date est fixée de manière à permettre aux GRT de réaffecter les capacités inutilisées dans l’optique d’une nouvelle attribution lors de l’échéance suivante, y compris les sessions intrajournalières.

2.12. Les capacités peuvent faire l’objet d’échanges sur le marché secondaire, à condition que le GRT soit informé suffisamment à l’avance. Lorsqu’un GRT refuse un échange (transaction) secondaire, il doit notifier et expliquer clairement et d’une manière transparente ce refus à tous les acteurs du marché et en informer l’autorité de régulation.

2.13. Les conséquences financières d’un manquement aux obligations liées à l’attribution de capacités sont à la charge des responsables de la défaillance. Lorsque les acteurs du marché n’utilisent pas les capacités qu’ils se sont engagés à utiliser ou, dans le cas de capacités ayant fait l’objet d’une vente aux enchères explicite, ne procèdent pas à des échanges sur le marché secondaire ou ne restituent pas les capacités en temps voulu, ils perdent leurs droits d’utilisation de ces capacités et sont redevables d’un défraiement reflétant les coûts. Ce défraiement éventuel en cas de non-utilisation de capacités est justifié et proportionné. De même, si un GRT vient à ne pas respecter son obligation, il est tenu d’indemniser l’acteur du marché pour la perte des droits d’utilisation de capacités. Aucun préjudice indirect n’est pris en compte à cet effet. Les concepts et les méthodes de base permettant de déterminer les responsabilités en cas de manquement à des obligations sont définis au préalable en ce qui concerne les conséquences financières et sont soumis à l’appréciation de l'autorité (des autorités) de régulation nationale(s) concernée(s).

3. Coordination

3.1. L’attribution de capacités au niveau d’une interconnexion est coordonnée et mise en œuvre par les GRT concernés en faisant appel à des procédures d’attribution communes. Dans l’hypothèse où des échanges commerciaux entre deux pays (GRT) risquent de modifier sensiblement les conditions des flux physiques dans un pays tiers (GRT), les méthodes de gestion de la congestion sont coordonnées entre tous les GRT concernés en faisant appel à une procédure commune de gestion de la congestion. Les autorités de régulation nationales et les GRT veillent à ce qu’aucune procédure de gestion de la congestion ayant des répercussions importantes sur les flux physiques d’électricité dans d’autres réseaux ne soit élaborée unilatéralement.

3.2. Au plus tard le 1er janvier 2007, une méthode et une procédure communes coordonnées de gestion de la congestion sont appliquées au minimum pour les attributions de capacités ayant leur échéance à un an, à un mois et à un jour entre les pays appartenant aux régions suivantes: a) Europe du nord (Danemark, Suède, Finlande, Allemagne et Pologne); b) Europe du nord-ouest (Benelux, Allemagne et France); c) Italie (Italie, France, Allemagne, Autriche, Slovénie et Grèce); d) Europe centrale et orientale (Allemagne, Pologne, République tchèque, Slovaquie, Hongrie, Autriche et Slovénie); e) Europe du sud-ouest (Espagne, Portugal et France); f) Royaume-Uni, Irlande et France; g) États baltes (Estonie, Lettonie et Lituanie). Dans le cas d’une interconnexion impliquant des pays qui appartiennent à plusieurs régions, une méthode différente de gestion de la congestion peut être appliquée dans un souci de compatibilité avec les méthodes appliquées dans les autres régions dont font partie ces pays. En pareil cas, il appartient aux GRT concernés de proposer la méthode à soumettre à l’appréciation des autorités de régulation concernées.

3.3. Les régions visées au point 2.8 peuvent attribuer toute leur capacité d’interconnexion à une échéance d’un jour.

3.4. Des procédures de gestion de la congestion compatibles sont définies dans ces sept régions en vue de constituer un marché européen intérieur de l’électricité véritablement intégré. Les acteurs du marché ne sont pas confrontés à des systèmes régionaux incompatibles.

3.5. En vue de favoriser un commerce transfrontalier et une concurrence équitables et efficaces, la coordination entre les GRT à l’intérieur des régions énumérées au point 3.2 porte sur toutes les étapes du processus, depuis le calcul des capacités et l’optimisation de l’attribution jusqu’à l’exploitation sûre du réseau, avec une répartition précise des responsabilités. Cette coordination comprend notamment: a) l’utilisation d’un modèle de transport commun permettant de gérer efficacement les flux de bouclage physiques interdépendants et tenant compte des écarts entre les flux physiques et les flux commerciaux, b) l’attribution et la réservation de capacités dans l’optique d’une gestion efficace des flux de bouclage physiques interdépendants, c) des obligations identiques, pour les détenteurs de capacités, en matière de fourniture d’informations sur l’utilisation qu’ils projettent de faire des capacités qui leur sont attribuées, c’est-à-dire la réservation des capacités (pour les ventes aux enchères explicites), d) des échéances et des dates de clôture identiques, e) une structure identique pour l’attribution des capacités entre les différentes échéances (à 1 jour, à 3 heures, à 1 semaine, etc.) et en termes de blocs de capacité vendus (quantité d’électricité exprimée en MW, MWh, etc.), f) un cadre contractuel cohérent avec les acteurs du marché, g) la vérification des flux pour assurer le respect des exigences de sécurité du réseau à des fins de planification opérationnelle et d’exploitation en temps réel, h) le traitement comptable et la liquidation des actions de gestion de la congestion.

3.6. La coordination comprend également l’échange d’informations entre GRT. La nature, la date et la fréquence des échanges d’informations sont compatibles avec les activités visées au point 3.5 et avec le fonctionnement des marchés de l’électricité. Ces échanges d’informations permettront notamment aux GRT d’optimiser leurs prévisions en ce qui concerne la situation globale du réseau, de manière à établir le bilan des flux acheminés sur leur réseau et des capacités d’interconnexion disponibles. Tout GRT collectant des informations pour le compte d’autres GRT transmet au GRT participant les résultats de la collecte de données.

4. Calendrier des opérations sur le marché

4.1. L’attribution des capacités de transport disponibles se fait suffisamment à l’avance. Avant chaque attribution, les GRT concernés publient conjointement les capacités à attribuer, en tenant compte, le cas échéant, des capacités libérées par rapport à d’éventuels droits d’utilisation fermes des capacités de transport et, s’il y a lieu, des réservations nettes qui s’y rapportent, ainsi que toute période au cours de laquelle les capacités seront réduites ou indisponibles (pour des raisons d’entretien, par exemple).

4.2. La sécurité du réseau étant pleinement prise en considération, la réservation des droits de transport s’effectue suffisamment à l’avance, avant les sessions à un jour sur tous les marchés organisés concernés et avant la publication des capacités à attribuer au titre du mécanisme d’attribution à un jour ou intrajournalière. Les demandes de réservation de droits de transport dans la direction opposée sont comptabilisées sur une base nette de manière à assurer une utilisation efficace de l’interconnexion.

4.3. Les attributions intrajournalières successives des capacités de transport disponibles pour le jour J s’effectuent les jours J-1 et J, après la publication des programmes de production indicatifs ou réels à un jour.

4.4. Pour organiser l’exploitation du réseau à un jour, les GRT échangent des informations avec les GRT voisins, notamment leurs prévisions concernant la topologie du réseau, la disponibilité et les prévisions de production des unités de production et les flux de charge, de manière à optimaliser l’utilisation de l’ensemble du réseau par des mesures opérationnelles, conformément aux règles régissant la sûreté d’exploitation du réseau.

5. Transparence

5.1. Les GRT publient toutes les données utiles se rapportant à la disponibilité, à l’accessibilité et à l’utilisation du réseau, comprenant un rapport sur les lieux et les causes de congestion, les méthodes appliquées pour gérer la congestion et les projets concernant sa gestion future.

5.2. Les GRT publient une description générale de la méthode de gestion de la congestion appliquée dans différentes circonstances pour maximaliser la capacité disponible sur le marché, ainsi qu’un plan général de calcul de la capacité d’interconnexion pour les différentes échéances, basé sur les réalités électriques et physiques du réseau. Ce plan est soumis à l’appréciation des autorités de régulation des États membres concernés.

5.3. Les GRT décrivent en détail et mettent d’une manière transparente à la disposition de tous les utilisateurs potentiels du réseau les procédures en usage en matière de gestion de la congestion et d’attribution des capacités, ainsi que les délais et les procédures de demande de capacités, une description des produits proposés et des droits et obligations des GRT et de l’opérateur qui obtient la capacité, y compris les responsabilités en cas de manquement aux obligations.

5.4. Les normes de sécurité en matière d’exploitation et de planification font partie intégrante des informations que les GRT publient dans un document ouvert et public. Ce document est également soumis à l’appréciation des autorités de régulation nationales.

5.5. Les GRT publient toutes les données utiles concernant les échanges transfrontaliers sur la base des meilleures prévisions possibles. Pour assurer le respect de cette obligation, les acteurs du marché concernés communiquent aux GRT toutes les données utiles. La façon dont ces informations sont publiées est soumise à l’appréciation des autorités de régulation. Les GRT publient au moins: a) chaque année: des informations sur l’évolution à long terme de l’infrastructure de transport et son incidence sur la capacité de transport transfrontalier; b) chaque mois: les prévisions à un mois et à un an des capacités de transport à la disposition du marché, en tenant compte de toutes les informations utiles dont le GRT dispose au moment du calcul des prévisions (par exemple, l’effet des saisons sur la capacité des lignes, les activités d’entretien sur le réseau, la disponibilité des unités de production, etc.); c) chaque semaine: les prévisions à une semaine des capacités de transport à la disposition du marché, en tenant compte de toutes les informations utiles dont le GRT dispose au moment du calcul des prévisions, telles que les prévisions météorologiques, la planification des travaux d’entretien du réseau, la disponibilité des unités de production, etc.; d) chaque jour: les capacités de transport à un jour et intrajournalières à la disposition du marché pour chaque unité de temps du marché, en tenant compte de l’ensemble des réservations à un jour sur une base nette, des programmes de production à un jour, des prévisions concernant la demande et de la planification des travaux d’entretien du réseau; e) la capacité totale déjà attribuée, par unité de temps du marché, et toutes les conditions utiles dans lesquelles cette capacité peut être utilisée (par exemple, le prix d’équilibre des ventes aux enchères, les obligations concernant les modalités d’utilisation des capacités, etc.), afin de déterminer les éventuelles capacités restantes; f) les capacités attribuées, le plus tôt possible après chaque attribution, ainsi qu’une indication des prix payés; g) la capacité totale utilisée, par unité de temps du marché, immédiatement après la réservation; h) quasiment en temps réel: les flux commerciaux et physiques réalisés, sur une base agrégée, par unité de temps du marché, comprenant une description des effets des mesures correctives éventuelles prises par les GRT (par exemple, la restriction des transactions) pour résoudre les problèmes de réseau ou de système; i) les informations ex ante relatives aux indisponibilités prévues et les informations ex post pour le jour précédent relatives aux indisponibilités prévues et imprévues des unités de production d’une capacité supérieure à 100 MW.

5.6. Toutes les informations utiles doivent être mises à la disposition du marché en temps voulu pour permettre la négociation de toutes les transactions (notamment la date de négociation des contrats de fourniture annuels pour les clients industriels ou la date à laquelle les offres doivent être lancées sur les marchés organisés).

5.7. Le GRT publie les informations utiles sur la demande prévisionnelle et sur la production en fonction des échéances visées aux points 5.5 et 5.6. Le GRT publie également les informations utiles et nécessaires pour le marché de l’ajustement transfrontalier.

5.8. Lorsque des prévisions sont publiées, les valeurs réalisées ex post pour les données de prévision sont également publiées dans l’intervalle de temps suivant celui auquel la prévision s’applique ou au plus tard le jour suivant (J + 1).

5.9. Toutes les informations publiées par les GRT sont mises à disposition librement sous une forme facilement accessible. Toutes les données sont également accessibles sur des supports appropriés et normalisés servant à l’échange d’informations, à définir en étroite collaboration avec les acteurs du marché. Les données comprennent des informations sur les périodes antérieures, avec un minimum de deux ans, afin que les nouveaux arrivants sur le marché puissent également en prendre connaissance.

5.10. Les GRT échangent régulièrement un jeu de données suffisamment précises sur le réseau et les flux de charge afin de permettre le calcul des flux de charge pour chaque GRT dans la zone qui le concerne. Ce même jeu de données est mis à la disposition des autorités de régulation et de la Commission si elles en font la demande. Les autorités de régulation et la Commission assurent le traitement de ce jeu de données en toute confidentialité, soit elles-mêmes soit par l’intermédiaire de tout consultant chargé de réaliser des travaux d’analyse pour leur compte sur la base de ces données.

6. Utilisation des recettes tirées de la congestion

6.1. Les procédures de gestion de la congestion associées à une échéance prédéfinie ne peuvent générer de recettes que si une congestion se produit en rapport avec ladite échéance, sauf dans le cas de nouvelles interconnexions qui bénéficient d’une dérogation en vertu de l’article 7 du règlement (CE) no 1228/2003 ou de l’article 17 du présent règlement. La procédure de répartition de ces recettes est soumise à l’appréciation des autorités de régulation. Elle ne doit pas fausser le processus d’attribution en favorisant tel ou tel opérateur demandant des capacités ou de l’énergie et ne doit pas constituer un facteur de dissuasion vis-à-vis de la réduction de la congestion.

6.2. Les auto