02019R0943 — FR — 23.06.2022 — 001.001

Ce texte constitue seulement un outil de documentation et n’a aucun effet juridique. Les institutions de l'Union déclinent toute responsabilité quant à son contenu. Les versions faisant foi des actes concernés, y compris leurs préambules, sont celles qui ont été publiées au Journal officiel de l’Union européenne et sont disponibles sur EUR-Lex. Ces textes officiels peuvent être consultés directement en cliquant sur les liens qui figurent dans ce document

►B RÈGLEMENT (UE) 2019/943 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l'électricité (refonte) (Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE) (JO L 158 du 14.6.2019, p. 54)

Modifié par:









▼B

RÈGLEMENT (UE) 2019/943 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL

du 5 juin 2019

sur le marché intérieur de l'électricité

(refonte)

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







CHAPITRE I

OBJET, CHAMP D'APPLICATION ET DÉFINITIONS

Article premier

Objet et champ d'application

Le présent règlement vise à:

a) fixer les bases d'une réalisation efficace des objectifs de l'union de l'énergie et, notamment, du cadre d'action en matière de climat et d'énergie à l'horizon 2030, en rendant possible la production de signaux de marché encourageant l'efficacité, une plus grande part de sources d'énergie renouvelables, la sécurité d'approvisionnement, la flexibilité, la durabilité, la décarbonation et l'innovation;

b) établir les principes fondamentaux à la base de marchés de l'électricité performants et intégrés, qui permettent d'assurer un accès non discriminatoire au marché de tous les fournisseurs de ressources et de tous les clients du secteur de l'électricité, qui rendent autonomes les consommateurs, qui assurent la compétitivité sur le marché mondial ainsi que la participation active de la demande, le stockage d'énergie et l'efficacité énergétique, et qui facilitent l'agrégation de la demande et de l'offre décentralisées, et permettent l'intégration du marché et l'intégration sectorielle ainsi que la rémunération en fonction du marché de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables;

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

d) faciliter l'émergence d'un marché de gros qui fonctionne bien, qui soit transparent et qui contribue à un niveau élevé de sécurité d'approvisionnement en électricité et qui prévoit des mécanismes pour harmoniser les règles en matière d'échanges transfrontaliers d'électricité.

Article 2

Définitions

On entend par:

1) «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) «autorité de régulation», une autorité de régulation désignée par chaque État membre en vertu de l'article 57, paragraphe 1, de la directive (UE) 2019/944;

3) «flux transfrontalier», un flux physique d'électricité circulant sur un réseau de transport d'un État membre, qui résulte de l'impact de l'activité de producteurs, de consommateurs, ou des deux, situés en dehors de cet État membre sur son réseau de transport;

4) «congestion», une situation dans laquelle toutes les demandes d'échange d'énergie entre des portions de réseau formulées par des acteurs du marché ne peuvent pas toutes être satisfaites parce que cela affecterait de manière significative les flux physiques sur des éléments de réseau qui ne peuvent pas accueillir ces flux;

5) «nouvelle interconnexion», une interconnexion qui n'était pas achevée au 4 août 2003;

6) «congestion structurelle», une congestion qui survient dans le réseau de transport, qui peut être définie de façon non ambiguë, qui est prévisible et géographiquement stable dans le temps, et qui est récurrente dans les conditions normales du réseau d'électricité;

7) «opérateur du marché», une entité qui fournit un service par lequel les offres de vente d'électricité sont mises en correspondance avec les offres d'achat d'électricité;

8) «opérateur désigné du marché de l'électricité» ou «NEMO», un opérateur du marché désigné par l'autorité compétente pour exécuter des tâches en lien avec le couplage unique journalier ou le couplage unique infrajournalier;

9) «coût de l'énergie non distribuée», une estimation, en euros/MWh, du prix maximal de l'électricité que les consommateurs consentiraient à payer pour éviter une coupure;

10) «équilibrage», l'ensemble des actions et processus, à toutes les échéances, par lesquels les gestionnaires de réseaux de transport maintiennent, en permanence, la fréquence du réseau dans une plage de stabilité prédéfinie et assurent la conformité avec le volume de réserves nécessaires pour fournir la qualité requise;

11) «énergie d'équilibrage», l'énergie utilisée par les gestionnaires de réseaux de transport aux fins de l'équilibrage;

12) «fournisseur de services d'équilibrage», un acteur du marché qui fournit de l'énergie d'équilibrage ou une capacité d'équilibrage, ou les deux, à des gestionnaires de réseau de transport;

13) «capacité d'équilibrage», un volume de capacité qu'un fournisseur de services d'équilibrage accepte de conserver et à l'égard duquel il accepte de soumettre des offres au gestionnaire de réseau de transport pour un volume correspondant d'énergie d'équilibrage et pour la durée du contrat;

14) «responsable d'équilibre», un acteur du marché ou son représentant désigné qui est responsable de ses déséquilibres sur le marché de l'électricité;

15) «période de règlement des déséquilibres», unité de temps sur lequel le déséquilibre des responsables d'équilibre est calculé;

16) «prix du déséquilibre», le prix d'un déséquilibre dans chaque direction, qu'il soit positif, nul ou négatif, pour chaque période de règlement des déséquilibres;

17) «zone de prix du déséquilibre», la zone dans laquelle est calculé le prix d'un déséquilibre;

18) «processus de préqualification», le processus qui consiste à vérifier la conformité d'un fournisseur de capacité d'équilibrage avec les exigences fixées par les gestionnaires de réseau de transport;

19) «capacité de réserve», le volume de réserves de stabilisation de la fréquence, de réserves de restauration de la fréquence ou de réserves de remplacement dont doit disposer le gestionnaire de réseau de transport;

20) «appel prioritaire», dans le modèle d'appel décentralisé, l'appel des centrales électriques sur la base de critères autres que la préséance économique des offres et, dans le modèle d'appel centralisé, l'appel des centrales électriques sur la base de critères autres que la préséance économique des offres et les contraintes de réseau, en appelant en priorité certaines technologies de production;

21) «région de calcul de la capacité», la zone géographique dans laquelle le calcul coordonné de la capacité est effectué;

22) «mécanisme de capacité», une mesure temporaire, autre que les mesures afférentes aux services auxiliaires ou à la gestion des congestions, qui vise à obtenir le niveau nécessaire d'adéquation des ressources en rémunérant les ressources pour leur disponibilité;

23) «cogénération à haut rendement», la cogénération qui satisfait aux critères fixés à l'annexe II de la directive 2012/27/UE du Parlement européen et du Conseil ( 1 );

24) «projet de démonstration», un projet qui démontre une technologie inédite dans l'Union et représentant une innovation importante dépassant largement l'état de la technique;

25) «acteur du marché», toute personne physique ou morale qui produit, achète ou vend des services liés à l'électricité, qui participe à l'agrégation ou qui est un gestionnaire de la participation active de la demande ou aux services de stockage de l'énergie, y compris la passation d'ordres, sur un ou plusieurs marchés de l'électricité, y compris des marchés de l'énergie d'équilibrage;

26) «redispatching», une mesure, y compris de réduction, qui est activée par un ou plusieurs gestionnaires de réseau de transport ou de réseau de distribution et consistant à modifier le modèle de production, de charge, ou les deux, de manière à modifier les flux physiques sur le système électrique et soulager ainsi une congestion physique ou assurer autrement la sécurité du système;

27) «échange de contrepartie», un échange entre zones entrepris par des gestionnaires de réseau entre deux zones de dépôt des offres pour soulager une congestion physique;

28) «installation de production d'électricité», une installation qui convertit de l'énergie primaire en énergie électrique et qui se compose d'une ou de plusieurs unités de production d'électricité raccordées à un réseau;

29) «modèle d'appel centralisé», un modèle de programmation et d'appel dans lequel les programmes de production et les programmes de consommation ainsi que l'appel des installations de production d'électricité et des installations de consommation, en référence aux installations appelables, sont déterminés par un gestionnaire de réseau de transport dans le cadre d'un processus de programmation intégré;

30) «modèle d'appel décentralisé», un modèle de programmation et d'appel dans lequel les programmes de production et les programmes de consommation ainsi que l'appel des installations de production d'électricité et des installations de consommation sont déterminés par les opérateurs de programmation de ces installations;

31) «produit d'équilibrage standard», un produit d'équilibrage harmonisé défini par tous les gestionnaires de réseau de transport pour l'échange de services d'équilibrage;

32) «produit d'équilibrage spécifique», un produit d'équilibrage différent d'un produit d'équilibrage standard;

33) «gestionnaire délégué», une entité à laquelle des tâches ou obligations spécifiques, confiées à un gestionnaire de réseau de transport ou à un opérateur désigné du marché de l'électricité en vertu du présent règlement ou d'autres actes juridiques de l'Union, ont été déléguées par ce gestionnaire de réseau de transport ou NEMO ou ont été assignées par un État membre ou une autorité de régulation;

34) «client», un client au sens de l'article 2, point 1), de la directive (UE) 2019/944;

35) «client final», un client final au sens de l'article 2, point 3), de la directive (UE) 2019/944;

36) «client grossiste», un client de gros au sens de l'article 2, point 2), de la directive (UE) 2019/944;

37) «client résidentiel», un client résidentiel au sens de l'article 2, point 4), de la directive (UE) 2019/944;

38) «petite entreprise», une petite entreprise au sens de l'article 2, point 7), de la directive (UE) 2019/944;

39) «client actif», un client actif au sens de l'article 2, point 8), de la directive (UE) 2019/944;

40) «marchés de l'électricité», les marchés de l'électricité au sens de l'article 2, point 9), de la directive (UE) 2019/944;

41) «fourniture», la fourniture au sens de l'article 2, point 12), de la directive (UE) 2019/944;

42) «contrat de fourniture d'électricité», un contrat de fourniture d'électricité au sens de l'article 2, point 13), de la directive (UE) 2019/944;

43) «agrégation», une agrégation au sens de l'article 2, point 18), de la directive (UE) 2019/944;

44) «participation active de la demande», la participation active de la demande au sens de l'article 2, point 20), de la directive (UE) 2019/944;

45) «système intelligent de mesure», un système intelligent de mesure au sens de l'article 2, point 23), de la directive (UE) 2019/944;

46) «interopérabilité», l'interopérabilité au sens de l'article 2, point 24), de la directive (UE) 2019/944;

47) «distribution», la distribution au sens de l'article 2, point 28), de la directive (UE) 2019/944;

48) «gestionnaire de réseau de distribution», le gestionnaire de réseau de distribution au sens de l'article 2, point 29), de la directive (UE) 2019/944;

49) «efficacité énergétique», l'efficacité énergétique au sens de l'article 2, point 30), de la directive (UE) 2019/944;

50) «énergie produite à partir de sources renouvelables» ou «énergie renouvelable», l'énergie produite à partir de sources renouvelables au sens de l'article 2, point 31), de la directive (UE) 2019/944;

51) «production distribuée», la production distribuée au sens de l'article 2, point 32), de la directive (UE) 2019/944;

52) «transport», le transport au sens de l'article 2, point 34), de la directive (UE) 2019/944;

53) «gestionnaire de réseau de transport», un gestionnaire de réseau de transport au sens de l'article 2, point 35), de la directive (UE) 2019/944;

54) «utilisateur du réseau», un utilisateur de réseau au sens de l'article 2, point 36), de la directive (UE) 2019/944;

55) «production», la production au sens de l'article 2, point 37), de la directive (UE) 2019/944;

56) «producteur», un producteur au sens de l'article 2, point 38), de la directive (UE) 2019/944;

57) «réseau interconnecté», un réseau interconnecté au sens de l'article 2, point 40), de la directive (UE) 2019/944;

58) «petit réseau isolé», un petit réseau isolé au sens de l'article 2, point 42), de la directive (UE) 2019/944;

59) «petit réseau connecté», un petit réseau connecté au sens de l'article 2, point 43), de la directive (UE) 2019/944;

60) «service auxiliaire», un service auxiliaire au sens de l'article 2, point 48), de la directive (UE) 2019/944;

61) «service auxiliaire non lié au réglage de la fréquence», un service auxiliaire non lié au réglage de la fréquence au sens de l'article 2, point 49), de la directive (UE) 2019/944;

62) «stockage d'énergie», le stockage d'énergie au sens de l'article 2, point 59), de la directive (UE) 2019/944;

63) «centre de coordination régional», le centre de coordination régional au sens de l'article 35 du présent règlement;

64) «marché de gros de l'énergie», le marché de gros de l'énergie au sens de l'article 2, point 6), du règlement (UE) no 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil ( 2 );

65) «zone de dépôt des offres», la plus grande zone géographique à l'intérieur de laquelle les acteurs du marché peuvent procéder à des échanges d'énergie sans allocation de capacité;

66) «allocation de capacité», l'allocation de la capacité d'échange entre zones;

67) «zone de contrôle», une partie cohérente du réseau interconnecté, qui est exploitée par un gestionnaire de réseau unique et comporte des charges physiques et/ou des unités de production connectées, le cas échéant;

68) «capacité de transport nette coordonnée», une méthode de calcul de la capacité reposant sur le principe d'évaluation et de définition ex ante d'un échange d'énergie maximal entre des zones de dépôt des offres adjacentes;

69) «élément critique de réseau», un élément de réseau situé soit à l'intérieur d'une zone de dépôt des offres, soit entre des zones de dépôt des offres, qui est pris en considération dans le processus de calcul de la capacité et limite la quantité d'électricité qui peut être échangée;

70) «capacité d'échange entre zones», la capacité du réseau interconnecté à accepter des transferts d'énergie entre zones de dépôt des offres;

71) «générateur», un générateur d'électricité individuel appartenant à une unité de production.







CHAPITRE II

RÈGLES GÉNÉRALES APPLICABLES AU MARCHÉ DE L'ÉLECTRICITÉ

Article 3

Principes relatifs au fonctionnement des marchés de l'électricité

Les États membres, les autorités de régulation, les gestionnaires de réseau de transport, les gestionnaires de réseau de distribution, les opérateurs du marché et les gestionnaires délégués veillent à ce que les marchés de l'électricité soient exploités conformément aux principes suivants:

a) les prix sont formés sur la base de l'offre et de la demande;

b) les règles du marché encouragent la formation libre des prix et évitent les actions qui empêchent la formation des prix sur la base de l'offre et de la demande;

c) les règles du marché facilitent le développement d'une production plus flexible, d'une production durable sobre en carbone et d'une demande plus flexible;

d) les consommateurs ont la possibilité de bénéficier des débouchés commerciaux et d'une concurrence accrue sur les marchés de détail et sont habilités à participer en tant qu'acteurs du marché au marché de l'énergie et à la transition énergétique;

e) les clients finals et les petites entreprises peuvent participer au marché moyennant l'agrégation de la production de plusieurs installations de production d'électricité ou de la charge de plusieurs installations de consommation, afin de mettre sur le marché de l'électricité des offres conjointes et de faire l'objet d'une exploitation conjointe sur le système électrique, conformément au droit de l'Union en matière de concurrence;

f) les règles du marché permettent la décarbonation du système électrique et, partant, de l'économie, y compris en rendant possible l'intégration de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables et en fournissant des incitations en faveur de l'efficacité énergétique;

g) les règles du marché fournissent des incitations appropriées aux investissements en faveur de la production, en particulier aux investissements à long terme en faveur d'un système électrique décarboné et durable, du stockage d'énergie, de l'efficacité énergétique et de la participation active de la demande pour répondre aux besoins du marché et facilitent une concurrence équitable et, partant, assurent la sécurité d'approvisionnement;

h) les obstacles aux flux transfrontaliers d'électricité entre les zones de dépôt des offres ou les États membres et aux transactions transfrontalières sur les marchés de l'électricité et les marchés de service connexes sont progressivement levés;

i) les règles du marché prévoient la coopération régionale lorsque celle-ci est efficace;

j) la production, le stockage d'énergie et la participation active de la demande sûrs et durables participent au marché sur un pied d'égalité, dans le respect des exigences prévues dans le droit de l'Union;

k) tous les producteurs sont directement ou indirectement responsables de la vente de l'électricité qu'ils produisent;

l) les règles du marché rendent possible le développement de projets de démonstration en sources d'énergie, technologies ou systèmes durables, sûrs et à faible intensité de carbone qui doivent être réalisés et utilisés au bénéfice de la société;

m) les règles du marché créent les conditions propices à l'appel efficient des actifs de production, au stockage d'énergie et à la participation active de la demande;

n) les règles du marché permettent l'entrée et la sortie des entreprises de production d'électricité, de stockage d'énergie et de fourniture d'électricité sur la base de l'évaluation réalisée par ces entreprises de la viabilité économique et financière de leurs opérations;

o) pour permettre aux acteurs du marché d'être protégés, sur la base du marché, contre les risques liés à la volatilité des prix, et d'atténuer les incertitudes concernant les futurs retours sur investissement, les produits de couverture à long terme sont négociables au sein de bourses de manière transparente et des contrats d'approvisionnement en électricité à long terme sont négociables de gré à gré, pour autant que soit respecté le droit de l'Union en matière de concurrence;

p) les règles du marché facilitent l'échange de produits dans toute l'Union et les changements réglementaires prennent en compte les effets, tant à court terme qu'à long terme, sur les marchés et les produits à terme;

q) les acteurs du marché ont le droit d'obtenir l'accès aux réseaux de transport et aux réseaux de distribution dans des conditions objectives, transparentes et non discriminatoires.

Article 4

Transition juste

La Commission soutient, par tous les moyens à sa disposition, les États membres qui mettent en place une stratégie nationale visant à réduire progressivement les capacités existantes d'extraction de charbon et de tout autre combustible fossile solide et de production d'énergie à partir de ces sources afin de permettre une transition juste dans les régions touchées par des changements structurels. La Commission aide les États membres à faire face aux répercussions sociales et économiques de la transition vers les énergies propres.

La Commission œuvre en partenariat étroit avec les parties prenantes des régions qui dépendent du charbon et d'activités à forte intensité de carbone, facilite l'accès aux financements et aux programmes disponibles et leur utilisation et encourage l'échange de bonnes pratiques, y compris sous la forme de discussions sur des feuilles de route en matière industrielle et sur les besoins de requalification.

Article 5

Responsabilité en matière d'équilibrage

1. Tous les acteurs du marché sont responsables des déséquilibres qu'ils provoquent dans le système (ci-après dénommé «responsabilité en matière d'équilibrage»). À cette fin, les acteurs du marché assurent la fonction de responsable d'équilibre ou délèguent contractuellement cette responsabilité au responsable d'équilibre de leur choix. Chaque responsable d'équilibre est financièrement responsable des déséquilibres qu'il provoque et s'efforce de parvenir à l'équilibre ou de contribuer à l'équilibrage du système électrique.

2. Les États membres peuvent prévoir des dérogations à la responsabilité en matière d'équilibrage uniquement en ce qui concerne: a) les projets de démonstration de technologies innovantes, sous réserve de l'approbation de l'autorité de régulation, à condition que ces dérogations soient limitées dans le temps et dans leur portée à ce qui est nécessaire pour atteindre les objectifs de la démonstration; b) les installations de production d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables et ayant une puissance électrique installée inférieure à 400 kW; c) les installations bénéficiant d'une aide approuvée par la Commission en vertu des règles de l'Union en matière d'aides d'État prévues aux articles 107, 108 et à 109 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, et mises en service avant le 4 juillet 2019.

Les États membres peuvent, sans préjudice des articles 107 et 108 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, encourager les acteurs du marché qui sont entièrement ou partiellement exemptés de la responsabilité en matière d'équilibrage à accepter une responsabilité entière en matière d'équilibrage.

3. Lorsqu'un État membre prévoit une dérogation conformément au paragraphe 2, il veille à ce que la responsabilité financière des déséquilibres soit assumée par un autre acteur du marché.

4. En ce qui concerne les installations de production d'électricité mises en service à compter du 1 er janvier 2026, le paragraphe 2, point b), s'applique uniquement aux installations de production utilisant des sources d'énergie renouvelables et ayant une puissance électrique installée inférieure à 200 kW.

Article 6

Marché d'équilibrage

1. Les marchés d'équilibrage, y compris les processus de préqualification, sont organisés de façon à: a) assurer une non-discrimination effective entre les acteurs du marché, compte tenu des besoins techniques différents du système électrique et des capacités techniques différentes des sources de production d'électricité, du stockage d'énergie et de la participation active de la demande; b) assurer une définition transparente et technologiquement neutre des services ainsi que leur acquisition transparente et fondée sur le marché; c) garantir un accès non-discriminatoire de tous les acteurs du marché, que ce soit individuellement ou par agrégation, y compris pour l'électricité produite à partir de sources intermittentes d'énergie renouvelable, la participation active de la demande et le stockage d'énergie; d) respecter la nécessité de s'adapter à la part croissante de production intermittente, à l'augmentation de la participation active de la demande et à l'arrivée de nouvelles technologies.

2. Le prix de l'énergie d'équilibrage n'est pas prédéterminé dans les contrats de capacité d'équilibrage. Les procédures de passation de marché sont transparentes, conformément à l'article 40, paragraphe 4, de la directive (UE) 2019/944, tout en respectant la confidentialité des informations commercialement sensibles.

3. Les marchés d'équilibrage garantissent la sécurité d'exploitation tout en permettant un usage maximal et une allocation efficiente de la capacité d'échange entre zones aux différentes échéances conformément à l'article 17.

4. Le règlement de l'énergie d'équilibrage pour les produits d'équilibrage standard et les produits d'équilibrage spécifiques repose sur une fixation des prix fondée sur le prix marginal (rémunération au prix marginal), sauf si toutes les autorités de régulation approuvent une autre méthode de fixation des prix sur la base d'une proposition conjointe présentée par tous les gestionnaires de réseau de transport à l'issue d'une analyse démontrant que cette autre méthode de fixation des prix est plus efficace.

Les acteurs du marché sont autorisés à soumettre des offres à une échéance aussi proche que possible du temps réel, et l'heure de fermeture du guichet pour l'énergie d'équilibrage n'est pas antérieure à l'heure de fermeture du guichet infrajournalier entre zones.

Un gestionnaire de réseau de transport qui applique un modèle d'appel centralisé peut établir des règles supplémentaires conformément à la ligne directrice sur l'équilibrage du système électrique adoptée sur la base de l'article 6, paragraphe 11, du règlement (CE) no 714/2009.

5. Les déséquilibres sont réglés à un prix reflétant la valeur en temps réel de l'énergie.

6. Une zone de prix du déséquilibre correspond à une zone de dépôt des offres, sauf dans le cas d'un modèle d'appel centralisé, où une zone de prix du déséquilibre peut correspondre à une partie d'une zone de dépôt des offres.

7. Le dimensionnement de la capacité de réserve est réalisé par les gestionnaires de réseau de transport et est facilité au niveau régional.

8. Les passations de marché qui concernent des capacités d'équilibrage sont effectuées par le gestionnaire de réseau de transport et peuvent être facilitées au niveau régional. La réservation de capacité transfrontalière à cette fin peut être limitée. Les passations de marché qui concernent des capacités d'équilibrage sont fondées sur le marché et sont organisées de façon à ne pas discriminer les acteurs du marché lors du processus de préqualification, conformément à l'article 40, paragraphe 4, de la directive (UE) 2019/944, qu'ils se présentent individuellement ou par agrégation.

Les passations de marché qui concernent des capacités d'équilibrage sont fondées sur un marché primaire sauf et dans la mesure où l'autorité de régulation a prévu une dérogation permettant l'utilisation d'autres formes de passation de marché fondées sur le marché au motif d'une absence de concurrence sur le marché des services d'équilibrage. Les dérogations à l'obligation de fonder les passations de marché qui concernent des capacités d'équilibrage sur l'utilisation des marchés primaires sont réexaminées tous les trois ans.

9. Les marchés sont passés séparément pour la capacité d'équilibrage à la hausse et pour la capacité d'équilibrage à la baisse, sauf si l'autorité de régulation approuve une dérogation à ce principe sur la base de la démonstration qui est faite par une évaluation réalisée par un gestionnaire de réseau de transport que cela permettrait une meilleure efficacité économique. Les contrats de capacité d'équilibrage sont signés au plus tôt un jour avant la fourniture de la capacité d'équilibrage et la durée contractuelle est d'un jour maximum, sauf et dans la mesure où l'autorité de régulation a approuvé une signature du contrat plus tôt ou des durées contractuelles plus longues en vue de garantir la sécurité de l'approvisionnement ou d'améliorer l'efficacité économique.

Lorsqu'une dérogation est accordée, au moins pour un minimum de 40 % des produits d'équilibrage standard et pour un minimum de 30 % de tous les produits utilisés aux fins de la capacité d'équilibrage, les contrats de capacité d'équilibrage ne sont pas signés plus d'un jour avant la fourniture de la capacité d'équilibrage et la durée contractuelle est d'un jour maximum. Le contrat portant sur la partie restante de la capacité d'équilibrage est exécuté au plus tôt un mois avant la fourniture de la capacité d'équilibrage et la durée contractuelle de la partie restante de la capacité d'équilibrage est d'un mois maximum.

10. À la demande du gestionnaire de réseau de transport, l'autorité de régulation peut décider de prolonger la période contractuelle concernant la partie restante de la capacité d'équilibrage visée au paragraphe 9 à douze mois au maximum, pour autant qu'une telle décision soit limitée dans le temps et que les effets positifs en termes de réduction des coûts pour les clients finals soient supérieurs aux incidences négatives sur le marché. La demande: a) précise la période spécifique durant laquelle la dérogation s'appliquerait; b) précise le volume spécifique de la capacité d'équilibrage auquel la dérogation s'appliquerait; c) comprend une analyse de l'incidence de la dérogation sur la participation de ressources d'équilibrage; et d) motive la dérogation demandée en démontrant qu'une telle dérogation aboutirait à des coûts plus faibles pour les clients finals.

11. Nonobstant le paragraphe 10, à compter du 1 er janvier 2026, les périodes contractuelles ne dépassent pas six mois.

12. Au plus tard le 1 er janvier 2028, les autorités de régulation font rapport à la Commission et à l'ACER sur la part de la capacité totale couverte par des contrats assortis d'une durée contractuelle ou d'une période d'acquisition supérieure à un jour.

13. Les gestionnaires de réseau de transport ou leurs gestionnaires délégués publient, à une date aussi proche que possible du temps réel et avec un délai maximum après la livraison de 30 minutes, la situation de l'équilibre du système dans leur zone de programmation ainsi que les prix estimés du déséquilibre et les prix estimés de l'énergie d'équilibrage.

14. Lorsque les produits d'équilibrage standard ne suffisent pas à assurer la sécurité d'exploitation ou lorsque certaines ressources d'équilibrage ne peuvent pas participer au marché de l'équilibrage avec des produits d'équilibrage standard, les gestionnaires de réseau de transport peuvent proposer des dérogations aux paragraphes 2 et 4 pour des produits d'équilibrage spécifiques qui sont activés au niveau local sans être échangés avec d'autres gestionnaires de réseau de transport, et les autorités de régulation peuvent approuver de telles dérogations.

Les propositions de dérogations contiennent une description des mesures proposées pour réduire au minimum l'utilisation de produits spécifiques, sous réserve de l'efficacité économique, la démonstration que les produits spécifiques ne créent pas d'inefficacités ni de distorsions significatives sur le marché de l'équilibrage tant à l'intérieur qu'à l'extérieur de la zone de programmation et, le cas échéant, comprennent les règles et les informations relatives au processus de conversion des offres d'énergie d'équilibrage provenant de produits d'équilibrage spécifiques en offres d'énergie d'équilibrage provenant de produits d'équilibrage standard.

Article 7

Marchés journaliers et marchés infrajournaliers

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

2. Les marchés journaliers et les marchés infrajournaliers: a) sont organisés de manière non-discriminatoire; b) maximisent la capacité de tous les acteurs du marché à gérer les déséquilibres; c) maximisent les possibilités offertes à tous les acteurs du marché de participer aux échanges entre zones de manière aussi proche que possible du temps réel dans toutes les zones de dépôt des offres; d) génèrent des prix qui reflètent les éléments fondamentaux du marché, y compris la valeur en temps réel de l'énergie, auxquels peuvent se fier les acteurs du marché lorsqu'ils se mettent d'accord sur des produits de couverture à plus long terme; e) assurent la sécurité d'exploitation tout en permettant une utilisation maximale des capacités de transport; f) sont transparents tout en respectant la confidentialité des informations commercialement sensibles et en garantissant l'anonymat des échanges; g) ne font pas de distinction entre les échanges réalisés à l'intérieur d'une zone de dépôt des offres et ceux réalisés entre zones de dépôt des offres; et h) sont organisés de façon à faire en sorte que tous les acteurs du marché soient en mesure d'accéder au marché, que ce soit individuellement ou par agrégation.

Article 8

Échanges sur les marchés journaliers et les marchés infrajournaliers

1. Les NEMO autorisent les acteurs du marché à échanger de l'énergie à une échéance aussi proche que possible du temps réel, et au moins jusqu'à l'heure de fermeture du guichet infrajournalier entre zones.

2. Les NEMO donnent la possibilité aux acteurs du marché d'échanger de l'énergie sur des intervalles de temps au moins aussi courts que la période de règlement des déséquilibres tant sur les marchés journaliers que sur les marchés infrajournaliers.

3. Les NEMO fournissent, pour les échanges sur les marchés journaliers et les marchés infrajournaliers, des produits suffisamment limités en volume, avec des offres minimales de 500 kW ou moins, afin de permettre la participation effective de la participation active de la demande, le stockage d'énergie et la production d'énergie renouvelable à petite échelle, y compris la participation directe par les clients.

4. Au plus tard le 1 er janvier 2021, la période de règlement des déséquilibres est de 15 minutes dans toutes les zones de programmation, sauf si les autorités de régulation ont accordé une dérogation ou une exemption. Les dérogations ne peuvent être accordées que jusqu'au 31 décembre 2024.

À partir du 1er janvier 2025, la période de règlement des déséquilibres ne dépasse pas 30 minutes lorsqu'une exemption a été accordée par toutes les autorités de régulation au sein d'une zone synchrone.

Article 9

Marchés à terme

1. Conformément au règlement (UE) 2016/1719, les gestionnaires de réseau de transport délivrent des droits de transport à long terme ou mettent en place des mesures équivalentes pour permettre aux acteurs du marché, y compris aux propriétaires d'installations de production d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables, de se prémunir contre les risques de prix au-delà des frontières des zones de dépôt des offres, à moins qu'une évaluation du marché à terme effectuée par les autorités de régulation compétentes sur les frontières des zones de dépôt des offres démontre l'existence de possibilités de couverture suffisantes dans les zones de dépôt des offres concernées.

2. Les droits de transport à long terme sont alloués de manière transparente, sur la base du marché et sans discrimination, via une plateforme d'allocation unique.

3. Sous réserve du respect du droit de l'Union en matière de concurrence, les opérateurs du marché sont libres de concevoir des produits de couverture à terme, y compris des produits de couverture à long terme, afin de fournir aux acteurs du marché, notamment aux propriétaires d'installations de production d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables, des possibilités appropriées de couverture contre les risques financiers engendrés par les fluctuations des prix. Les États membres n'exigent pas que de telles opérations de couverture soient limitées aux transactions au sein d'un État membre ou d'une zone de dépôt des offres.

Article 10

Limites techniques aux offres

1. Aucune limite maximale ni aucune limite minimale n'est appliquée au prix de gros de l'électricité. Cette disposition s'applique, entre autres, au dépôt des offres et à la formation des prix à toutes les échéances et inclut les prix de l'énergie d'équilibrage et du déséquilibre, sans préjudice des limites techniques de prix qui peuvent être appliquées à l'échéance du marché de l'équilibrage et aux échéances journalières et infrajournalières conformément au paragraphe 2.

2. Les NEMO peuvent appliquer des limites harmonisées aux prix d'équilibre maximaux et minimaux pour les échéances journalières et infrajournalières. Ces limites sont suffisamment élevées de façon à ne pas restreindre inutilement les échanges, sont harmonisées dans le marché intérieur et prennent en compte le coût maximal de l'énergie non distribuée. Les NEMO mettent en œuvre un mécanisme transparent pour ajuster automatiquement, en temps utile, les limites techniques aux offres, au cas où il est anticipé que les limites fixées seront atteintes. Les limites supérieures ajustées restent applicables jusqu'à ce que de nouvelles augmentations soient requises dans le cadre de ce mécanisme.

3. Les gestionnaires de réseau de transport ne prennent aucune mesure qui viserait à modifier les prix de gros.

4. Les autorités de régulation ou, lorsqu'un État membre a désigné une autre autorité compétente à cette fin, ces autorités compétentes désignées recensent les politiques et les mesures appliquées sur leur territoire susceptibles de contribuer à restreindre indirectement la formation des prix de gros, en ce compris la limitation des offres liées à l'activation de l'énergie d'équilibrage, les mécanismes de capacité, les mesures prises par les gestionnaires de réseau de transport, les mesures visant à modifier les résultats du marché, ou à empêcher les abus de position dominante ou les zones de dépôt des offres définies de façon inefficiente.

5. Lorsqu'une autorité de régulation ou une autorité compétente désignée a recensé une politique ou une mesure qui pourrait contribuer à restreindre la formation des prix de gros, elle prend toutes les mesures appropriées en vue d'éliminer ou, si cela n'est pas possible, de diminuer l'incidence de cette politique ou de cette mesure sur les stratégies d'offre. Les États membres soumettent un rapport à la Commission au plus tard le 5 janvier 2020 détaillant les mesures et les dispositions qu'ils ont prises ou envisagent de prendre.

Article 11

Coût de l'énergie non distribuée

1. Au plus tard le 5 juillet 2020, lorsque cela est nécessaire pour fixer une norme de fiabilité conformément à l'article 25, les autorités de régulation ou, lorsqu'un État membre a désigné une autre autorité compétente à cette fin, ces autorités compétentes désignées établissent une estimation unique du coût de l'énergie non distribuée pour leur territoire. Cette estimation est rendue publique. Les autorités de régulation ou les autres autorités compétentes désignées peuvent établir des estimations différentes pour chaque zone de dépôt des offres si elles comptent plusieurs zones de dépôt des offres sur leur territoire. Lorsqu'une zone de dépôt des offres consiste en des territoires appartenant à plus d'un État membre, les autorités de régulation concernées ou les autres autorités compétentes désignées concernées déterminent une estimation unique du coût de l'énergie non distribuée pour cette zone de dépôt des offres. Lorsqu'elles déterminent l'estimation unique du coût de l'énergie non distribuée, les autorités de régulation ou les autres autorités compétentes désignées appliquent la méthodologie visée à l'article 23, paragraphe 6.

2. Les autorités de régulation et les autorités compétentes désignées actualisent leur estimation du coût de l'énergie non distribuée au minimum tous les cinq ans, ou à intervalles plus rapprochés lorsqu'elles observent une modification significative.

Article 12

Appel des moyens de production et participation active de la demande

1. L'appel des installations de production d'électricité et la participation active de la demande sont non discriminatoires, transparents et, sauf dispositions contraires prévues aux paragraphes 2 à 6, fondés sur le marché.

2. Sans préjudice des articles 107, 108 et 109 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, les États membres font en sorte que, lorsqu'ils appellent les installations de production d'électricité, les gestionnaires de réseau donnent la priorité aux installations de production qui utilisent des sources d'énergie renouvelables dans la mesure permise par la gestion en toute sécurité du système électrique national, sur la base de critères transparents et non discriminatoires et lorsque ces installations de production d'électricité sont: a) soit des installations de production d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables et ayant une puissance électrique installée inférieure à 400 kW; b) soit des projets de démonstration de technologies innovantes, sous réserve de l'approbation de l'autorité de régulation, à condition que cette priorité soit limitée dans le temps et dans sa portée à ce qui est nécessaire pour atteindre les objectifs de la démonstration.

3. Un État membre peut décider de ne pas appliquer l'appel prioritaire aux installations de production d'électricité prévues au paragraphe 2, point a), dont la mise en service intervient au moins six mois après cette décision, ou d'appliquer une capacité minimale inférieure à celle prévue au paragraphe 2, point a), à condition que: a) il dispose de marchés infrajournaliers et autres marchés de gros et d'équilibrage qui fonctionnent correctement et que ces marchés sont pleinement accessibles à tous les acteurs du marché conformément au présent règlement; b) les règles en matière de redispatching et la gestion de la congestion sont transparentes pour tous les acteurs du marché; c) la contribution nationale de l'État membre à la réalisation de l'objectif général contraignant de l'Union relatif à la part d'énergie produite à partir de sources renouvelables en vertu de l'article 3, paragraphe 2, de la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil ( 3 ) et de l'article 4, point a) 2), du règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil ( 4 ) est au moins égale au résultat correspondant après application de la formule définie à l'annexe II du règlement (UE) 2018/1999 et sa part d'énergie produite à partir de sources renouvelables n'est pas inférieure aux points de référence visés à l'article 4, point a) 2), du règlement (UE) 2018/1999 ou, de manière alternative, la part des énergies renouvelables dans la consommation brute finale d'électricité dans l'État membre est d'au moins 50 %; d) l'État membre a informé la Commission de la dérogation prévue en détaillant la manière dont les conditions visées aux points a), b) et c) sont remplies; et e) l'État membre a rendu publique la dérogation prévue, y compris la motivation détaillée pour l'octroi de cette dérogation, en tenant dûment compte de la protection des informations commercialement sensibles lorsque cela est nécessaire.

Toute dérogation évite les changements rétroactifs qui affectent les installations de production bénéficiant déjà de l'appel prioritaire, nonobstant tout accord volontaire entre un État membre et une installation de production.

Sans préjudice des articles 107, 108 et 109 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, les États membres peuvent prévoir des mesures visant à inciter les installations pouvant bénéficier d'un appel prioritaire à y renoncer volontairement.

4. Sans préjudice des articles 107, 108 et 109 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, les États membres peuvent prévoir un appel prioritaire pour l'électricité produite dans des installations de production d'électricité utilisant la cogénération à haut rendement et ayant une puissance électrique installée de moins de 400 kW.

5. En ce qui concerne les installations de production d'électricité mises en service à compter du 1 er janvier 2026, le paragraphe 2, point a), s'applique uniquement aux installations de production d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables et ayant une puissance électrique installée inférieure à 200 kW.

6. Sans préjudice des contrats conclus avant le 4 juillet 2019, les installations de production d'électricité qui utilisent des sources d'énergie renouvelables ou la cogénération à haut rendement et qui ont été mises en service avant le 4 juillet 2019 et, lorsqu'elles ont été mises en service, ont fait l'objet d'un appel prioritaire en vertu de l'article 15, paragraphe 5, de la directive 2012/27/UE ou de l'article 16, paragraphe 2, de la directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil ( 5 ), continuent de bénéficier de l'appel prioritaire. L'appel prioritaire ne s'applique plus à ces installations de production d'électricité à compter de la date à laquelle l'installation de production d'électricité fait l'objet d'importants changements, ce qui est considéré être le cas, au moins, lorsqu'une nouvelle convention de raccordement est requise ou lorsque la capacité de production de l'installation de production d'électricité est augmentée.

7. L'appel prioritaire ne met pas en péril la sécurité d'exploitation du système électrique, n'est pas utilisé pour justifier la réduction des capacités entre zones au-delà de ce qui est prévu à l'article 16 et s'appuie sur des critères transparents et non discriminatoires.

Article 13

Redispatching

1. Le redispatching de la production et le redispatching de la demande sont fondés sur des critères objectifs, transparents et non discriminatoires. Il est ouvert à toutes les technologies de production, à tout le stockage d'énergie et à toute la participation active de la demande, y compris à ceux situés dans d'autres États membres, sauf si cela n'est pas techniquement possible.

2. Les ressources qui font l'objet d'un redispatching sont choisies parmi les installations de production, le stockage d'énergie, et la participation active de la demande qui utilise des mécanismes fondés sur le marché, et font l'objet d'une compensation financière. Les offres d'équilibrage de l'énergie utilisées pour le redispatching ne fixent pas le prix de l'énergie d'équilibrage.

3. Le redispatching de la production, du stockage d'énergie et de la participation active de la demande non fondés sur le marché ne peuvent être utilisés que si: a) aucune alternative fondée sur le marché n'est disponible; b) toutes les ressources fondées sur le marché disponibles ont été utilisées; c) le nombre d'installations de production, de stockage d'énergie ou de participation active de la demande disponibles est trop faible pour permettre une réelle concurrence dans la zone où les installations aptes à fournir le service sont situées; ou d) l'actuelle situation du réseau entraîne une congestion de façon si régulière et prévisible que le redispatching fondé sur le marché donnerait lieu à la soumission régulière d'offres stratégiques qui accroîtrait le niveau de congestion interne alors que l'État membre concerné soit a adopté un plan d'action pour remédier à cette congestion, soit veille à ce que la capacité minimale disponible pour les échanges entre zones soit conforme à l'article 16, paragraphe 8.

4. Les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution concernés font rapport à l'autorité de régulation compétente au moins une fois par an sur: a) le niveau de développement et d'efficacité des mécanismes de redispatching fondés sur le marché pour les installations de production d'électricité, de stockage d'énergie et de participation active de la demande; b) les motifs, les volumes en MWh et le type de sources de production soumis à un redispatching; c) les mesures prises pour diminuer, à l'avenir, le besoin de redispatching à la baisse des installations de production utilisant des sources d'énergie renouvelables ou la cogénération à haut rendement, y compris les investissements dans la numérisation de l'infrastructure de réseau et dans les services qui augmentent la flexibilité.

L'autorité de régulation soumet le rapport à l'ACER et publie une synthèse des données visées au premier alinéa, points a), b) et c), assortie de recommandations d'amélioration si nécessaire.

5. Sous réserve des exigences relatives au maintien de la fiabilité et de la sécurité du réseau, sur la base des critères transparents et non discriminatoires établis par les autorités compétentes, les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution: a) garantissent la capacité des réseaux de transport et des réseaux de distribution à faire transiter l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables ou de la cogénération à haut rendement en recourant le moins possible au redispatching, ce qui n'empêche pas de prendre en considération dans la planification du réseau un redispatching limité lorsque le gestionnaire de réseau de transport ou le gestionnaire de réseau de distribution peut prouver en toute transparence que cela est plus efficient économiquement et que cela ne dépasse pas 5 % de la production annuelle d'électricité dans les installations qui utilisent des sources d'énergie renouvelables et qui sont directement raccordées à leur réseau respectif, sauf disposition contraire prise par un État membre dans lequel l'électricité produite par des installations de production d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables ou la cogénération à haut rendement représente plus de 50 % de la consommation annuelle finale brute d'électricité; b) prennent des mesures appropriées liées à l'exploitation du réseau et au marché pour limiter le plus possible le redispatching à la baisse de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables ou de la cogénération à haut rendement; c) veillent à ce que leurs réseaux soient suffisamment flexibles pour être en mesure de les gérer.

6. Lorsque le redispatching à la baisse non fondé sur le marché est utilisé, les principes suivants s'appliquent: a) les installations de production d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables ne peuvent faire l'objet de redispatching à la baisse que s'il n'existe aucune autre solution ou si les autres solutions entraîneraient des coûts fortement disproportionnés ou des risques majeurs pour la sécurité du réseau; b) l'électricité produite par un processus de cogénération à haut rendement ne peut faire l'objet d'un redispatching à la baisse que si, en dehors d'un redispatching à la baisse visant des installations de production d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables, il n'existe aucune autre solution ou si les autres solutions entraîneraient des coûts disproportionnés ou des risques majeurs pour la sécurité du réseau; c) l'électricité autoproduite par des installations de production utilisant des sources d'énergies renouvelables ou la cogénération à haut rendement qui n'est pas injectée dans le réseau de transport ou de distribution ne peut pas faire l'objet d'un redispatching à la baisse sauf si aucune autre solution ne permettrait de résoudre les problèmes de sécurité du réseau; d) les mesures de redispatching à la baisse visées aux points a), b) et c) sont justifiées en bonne et due forme et en toute transparence. La justification est incluse dans le rapport visé au paragraphe 3.

7. Lorsque des mesures de redispatching non fondées sur le marché sont utilisées, elles font l'objet d'une compensation financière de la part du gestionnaire de réseau qui a demandé le redispatching au gestionnaire de l'installation de production, de stockage d'énergie ou de participation active de la demande ayant fait l'objet de redispatching, sauf dans le cas de producteurs qui acceptent des conventions de raccordement dans lesquelles il n'existe aucune garantie quant à un approvisionnement ferme en énergie. Cette compensation financière est au minimum égale au plus élevé des éléments suivants ou à une combinaison de ces éléments si l'application du seul élément le plus élevé conduirait à une compensation indûment peu élevée ou indûment trop élevée: a) le coût d'exploitation additionnel lié au redispatching, tel que les surcoûts de combustible en cas de redispatching à la hausse, ou de fourniture de chaleur de secours en cas de redispatching à la baisse visant des installations de production d'électricité utilisant la cogénération à haut rendement; b) les recettes nettes provenant des ventes d'électricité sur le marché journalier que l'installation de production, de stockage d'énergie ou de participation active de la demande aurait générées si le redispatching n'avait pas été demandé; si un soutien financier est accordé à des installations de production, de stockage d'énergie ou de participation active de la demande sur la base du volume d'électricité produit ou consommé, le soutien financier qui aurait été reçu sans la demande de redispatching est présumé faire partie des recettes nettes.







CHAPITRE III

ACCÈS AU RÉSEAU ET GESTION DE LA CONGESTION







SECTION 1

Allocation de capacité

Article 14

Révision des zones de dépôt des offres

1. Les États membres prennent toutes les mesures appropriées pour remédier aux congestions. Une zone de dépôt des offres est délimitée selon les congestions structurelles et à long terme du réseau de transport. Les zones de dépôt des offres ne contiennent pas de telles congestions structurelles, à moins qu'elles n'aient pas d'incidence sur les zones de dépôt des offres voisines, ou, en guise d'exemption temporaire, que leur incidence sur les zones de dépôt des offres voisines soit atténuée par des actions correctives et que ces congestions structurelles ne débouchent pas sur des réductions de la capacité d'échange entre zones, conformément aux exigences prévues à l'article 16. Les zones de dépôt des offres dans l'Union sont configurées de manière à optimiser l'efficacité économique et les possibilités d'échanges entre zones conformément à l'article 16 tout en préservant la sécurité d'approvisionnement.

2. Tous les trois ans, le REGRT pour l'électricité rend compte des congestions structurelles et d'autres congestions physiques majeures au sein des zones de dépôt des offres et entre celles-ci, y compris de l'emplacement et de la fréquence de ces congestions conformément à la ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion adoptée sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) n o 714/2009. Ce rapport évalue si la capacité d'échange entre zones a atteint la trajectoire linéaire en vertu de l'article 15 ou la capacité minimale visée à l'article 16 du présent règlement.

3. Afin de configurer au mieux les zones de dépôt des offres, il y a lieu d'effectuer une révision des zones de dépôt des offres. Cette révision dresse l'inventaire de toutes les congestions structurelles et comporte une analyse coordonnée des différentes configurations des zones de dépôt des offres impliquant les parties prenantes de tous les États membres concernés, conformément à la ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion adoptée sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) n o 714/2009. Les zones de dépôt des offres existantes sont évaluées en fonction de leur capacité à créer un environnement de marché fiable, y compris pour la flexibilité de la production et de la capacité de soutirage, ce qui est crucial pour éviter les goulets d'étranglement du réseau, équilibrer la demande et l'offre d'électricité et garantir la sécurité à long terme des investissements dans l'infrastructure du réseau.

4. Aux fins du présent article et de l'article 15 du présent règlement, on entend par États membres concernés, gestionnaires de réseau de transport ou autorités de régulation concernés, les États membres, gestionnaires de réseau de transport ou autorités de régulation qui participent à la révision de la configuration des zones de dépôt des offres ainsi que ceux qui se trouvent dans la même région de calcul de la capacité conformément à la ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion adoptée sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) n o 714/2009.

5. Au plus tard le 5 octobre 2019, tous les gestionnaires de réseau de transport concernés présentent pour approbation aux autorités de régulation concernées une proposition de méthode et d'hypothèses à utiliser lors du processus de révision des zones de dépôt des offres et de nouvelles configurations des zones de dépôt des offres à envisager. Les autorités de régulation concernées prennent une décision à l'unanimité sur la proposition dans un délai de trois mois à compter de la présentation de la proposition. Lorsque les autorités de régulation ne parviennent pas à prendre une décision à l'unanimité sur la proposition dans ce délai, l'ACER prend une décision, dans un délai supplémentaire de trois mois, sur la méthode et les hypothèses et sur les nouvelles configurations des zones de dépôt des offres à envisager. La méthode repose sur des congestions structurelles dont on estime qu'elles ne seront pas résorbées dans les trois années qui suivent, en tenant dûment compte des progrès tangibles sur les projets de développement des infrastructures censés être menés à bien dans les trois années qui suivent.

6. Sur la base de la méthode et des hypothèses approuvées en vertu du paragraphe 5, les gestionnaires de réseau de transport participant à la révision des zones de dépôt des offres soumettent aux États membres concernés ou à leurs autorités compétentes désignées une proposition conjointe de modification ou de maintien de la configuration des zones de dépôt des offres au plus tard 12 mois après l'approbation de la méthode et d'hypothèses en vertu du paragraphe 5. D'autres États membres, des parties contractantes de la Communauté de l'énergie ou d'autres pays tiers partageant la même zone synchrone avec tout État membre concerné peuvent présenter des observations.

7. Lorsqu'une congestion structurelle a été identifiée dans le rapport visé au paragraphe 2 du présent article ou lors du processus de révision des zones de dépôt des offres en vertu du présent article ou par un ou plusieurs gestionnaires de réseau de transport dans leurs zones de contrôle dans un rapport approuvé par l'autorité de régulation compétente, l'État membre ayant une congestion structurelle identifiée, en coopération avec ses gestionnaires de réseau de transport, décide, dans un délai de six mois à compter de la réception du rapport, soit d'établir des plans d'action au niveau national ou multinational en vertu de l'article 15, soit de réviser ou de modifier la configuration de sa zone de dépôt des offres. Ces décisions sont immédiatement notifiées à la Commission et à l'ACER.

8. Pour les États membres qui ont opté pour modifier la configuration des zones de dépôt des offres en vertu du paragraphe 7, les États membres concernés prennent une décision à l'unanimité dans un délai de six mois à compter de la notification visée au paragraphe 7. Les autres États membres peuvent soumettre des observations aux États membres concernés, qui devraient en tenir compte lors de leur décision. La décision est motivée et notifiée à la Commission et à l'ACER. Si les États membres concernés ne parviennent pas à prendre une décision à l'unanimité dans le délai de six mois, ils le notifient immédiatement à la Commission. En dernier recours, la Commission, après avoir consulté l'ACER, adopte une décision de modification ou de maintien de la configuration des zones de dépôt des offres au sein de ces États membres et entre ces États membres, au plus tard six mois à compter de la réception d'une telle notification.

9. Les États membres et la Commission consultent les parties prenantes avant d'adopter une décision en vertu du présent article.

10. Toute décision adoptée en vertu du présent article précise la date de mise en œuvre de toute modification. Cette date de mise en œuvre concilie l'exigence de rapidité et les aspects pratiques, y compris les échanges d'électricité à terme. La décision peut prévoir des dispositions transitoires appropriées.

11. Lorsque d'autres révisions des zones de dépôt des offres sont lancées conformément à la ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion adoptée sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) n o 714/2009, le présent article s'applique.

Article 15

Plans d'action

1. À la suite de l'adoption d'une décision prise en application de l'article 14, paragraphe 7, l'État membre ayant une congestion structurelle identifiée élabore un plan d'action en coopération avec son autorité de régulation. Ce plan d'action contient un calendrier concret pour l'adoption de mesures destinées à réduire les congestions structurelles identifiées au cours d'une période de quatre ans tout au plus à compter de l'adoption de la décision en vertu de l'article 14, paragraphe 7.

2. Quels que soient les progrès concrets enregistrés dans la mise en œuvre du plan d'action, les États membres veillent à ce que, sans préjudice des dérogations accordées en vertu de l'article 16, paragraphe 9, ou des écarts autorisés en vertu de l'article 16, paragraphe 3, la capacité d'échange entre zones est augmentée chaque année jusqu'à ce que la capacité minimale prévue à l'article 16, paragraphe 8, soit atteinte. Cette capacité minimale doit être atteinte le 31 décembre 2025 au plus tard.

Ces augmentations annuelles sont réalisées au moyen d'une trajectoire linéaire. Le point de départ de cette trajectoire est soit la capacité allouée à la frontière ou à tout élément de réseau critique au cours de l'année précédant l'adoption du plan d'action, soit la capacité moyenne des trois années précédant l'adoption du plan d'action, la valeur la plus élevée étant retenue. Les États membres veillent à ce que, au cours de la mise en œuvre de leurs plans d'action, la capacité rendue disponible pour assurer la conformité des échanges entre zones avec l'article 16, paragraphe 8, soit supérieure ou égale aux valeurs de la trajectoire linéaire, y compris au moyen d'actions correctives dans la région de calcul de la capacité.

3. Le coût des actions correctives nécessaires pour réaliser la trajectoire linéaire visée au paragraphe 2 ou pour mettre à disposition des capacités entre zones aux frontières ou aux éléments de réseau critiques concernés par le plan d'action est supporté par le ou les États membres mettant en œuvre le plan d'action.

4. Chaque année, au cours de la mise en œuvre du plan d'action et dans les six mois à compter de son expiration, les gestionnaires de réseau de transport concernés évaluent, pour les 12 mois précédents, si la capacité transfrontalière disponible a réalisé la trajectoire linéaire ou à compter du 1 er janvier 2026, les capacités minimales prévues à l'article 16, paragraphe 8, ont été atteintes. Ils soumettent leurs évaluations à l'ACER et aux autorités de régulation concernées. Avant de soumettre le rapport, chaque gestionnaire de réseau de transport transmet sa contribution au rapport, notamment toutes les données pertinentes, à son autorité de régulation pour approbation.

5. En ce qui concerne les États membres pour lesquels les évaluations visées au paragraphe 4 démontrent qu'un gestionnaire de réseau de transport n'a pas respecté la trajectoire linéaire, les États membres concernés décident à l'unanimité, dans les six mois à compter de la réception du rapport d'évaluation visé au paragraphe 4, de maintenir ou de modifier la configuration des zones de dépôt des offres au sein et entre les États membres. En prenant leur décision, les États membres concernés devraient tenir compte des observations soumises par d'autres États membres. La décision des États membres concernés est motivée et notifiée à la Commission et à l'ACER.

Si les États membres concernés ne parviennent pas à prendre une décision à l'unanimité dans le délai prévu, ils en informent immédiatement la Commission. Au plus tard six mois à compter de la réception d'une telle notification, la Commission, après avoir consulté l'ACER et les parties prenantes concernées, adopte, en dernier recours, une décision de modification ou de maintien de la configuration des zones de dépôt des offres au sein des États membres concernés et entre ces États membres.

6. Six mois avant l'expiration du plan d'action, l'État membre ayant une congestion structurelle identifiée décide soit de remédier à la congestion restante en modifiant sa zone de dépôt des offres, soit de remédier à la congestion restante grâce à des actions correctives dont il couvre les coûts.

7. Lorsqu'aucun plan d'action n'a été élaboré dans un délai de six mois à compter du moment où la congestion structurelle a été identifiée en application de l'article 14, paragraphe 7, les gestionnaires de réseau de transport concernés évaluent, dans un délai de douze mois à compter du moment où cette congestion structurelle a été identifiée, si la capacité transfrontalière disponible a atteint les capacités minimales prévues à l'article 16, paragraphe 8, au cours des douze mois précédents et présentent un rapport d'évaluation aux autorités de régulation concernées et à l'ACER.

Avant la rédaction du rapport, chaque gestionnaire de réseau de transport transmet sa contribution au rapport, notamment les données pertinentes, à son autorité de régulation pour approbation. Lorsqu'une évaluation démontre qu'un gestionnaire de réseau de transport n'a pas respecté la capacité minimale, le processus de décision prévu au paragraphe 5 du présent article s'applique.

Article 16

Principes généraux d'allocation de capacité et de gestion de la congestion

1. Les problèmes de congestion du réseau sont traités grâce à des solutions non discriminatoires, fondées sur le marché, 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 résolus au moyen de méthodes non transactionnelles, c'est-à-dire des méthodes qui n'impliquent pas une sélection entre les contrats des différents acteurs du marché. Lorsqu'il prend des mesures opérationnelles visant à garantir que son réseau de transport demeure à l'état normal, le gestionnaire de réseau de transport tient compte de l'effet de ces mesures sur les zones de contrôle voisines et coordonne ces mesures avec les autres gestionnaires de réseau de transport concernés conformément au règlement (UE) 2015/1222.

2. Les procédures de réduction des transactions ne sont utilisées que dans des situations d'urgence où le gestionnaire de réseau de transport doit agir rapidement et où le redispatching ou les échanges de contrepartie 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 allouées des capacités sont indemnisés pour toute réduction de ce type.

3. Les centres de coordination régionaux procèdent à un calcul coordonné de la capacité conformément aux paragraphes 4 et 8 du présent article, comme le prévoient l'article 37, paragraphe 1, point a), et l'article 42, paragraphe 1.

Les centres de coordination régionaux calculent les capacités d'échange entre zones en respectant les limites de sécurité d'exploitation et en utilisant les données fournies par les gestionnaires de réseau de transport, y compris les données sur la disponibilité technique des actions correctives, à l'exception du délestage. Lorsque les centres de coordination régionaux concluent que ces actions correctives disponibles dans la région de calcul de la capacité ou entre les régions de calcul de la capacité ne suffisent pas pour atteindre la trajectoire linéaire en vertu de l'article 15, paragraphe 2, ou les capacités minimales prévues au paragraphe 8 du présent article tout en respectant les limites de sécurité d'exploitation, ils peuvent, en dernier ressort, définir des actions coordonnées visant à réduire en conséquence les capacités d'échange entre zones. Les gestionnaires de réseau de transport ne s'écartent des actions coordonnées en ce qui concerne le calcul coordonné de la capacité et l'analyse coordonnée de la sécurité que conformément à l'article 42, paragraphe 2.

Dans un délai de 3 mois après la mise en service des centres de coordination régionaux en vertu de l'article 35, paragraphe 2, du présent règlement, et tous les trois mois par la suite, les centres de coordination régionaux adressent un rapport aux autorités de régulation concernées et à l'ACER sur toute réduction de capacité ou tout écart par rapport aux actions coordonnées en vertu du deuxième alinéa, et ils évaluent les incidences et formulent, le cas échéant, des recommandations quant aux moyens d'éviter ces écarts à l'avenir. Si l'ACER conclut que les conditions nécessaires à un écart en vertu du présent paragraphe ne sont pas remplies ou que les écarts sont d'ordre structurel, elle présente un avis aux autorités de régulation concernées et à la Commission. Les autorités de régulation compétentes prennent les mesures appropriées contre les gestionnaires de réseau de transport ou les centres de coordination régionaux en application de l'article 59 ou 62 de la directive (UE) 2019/944 si les conditions préalables nécessaires à un écart en vertu du présent paragraphe n'étaient pas remplies.

Les écarts de nature structurelle sont traités dans un plan d'action visé à l'article 14, paragraphe 7, ou dans une mise à jour d'un plan d'action existant.

4. Le niveau de capacité maximal des interconnexions et des réseaux de transport concernés par la capacité transfrontalière sont mis à la disposition des acteurs du marché qui respectent les standards de sécurité pour une exploitation sûre du réseau. Les échanges de contrepartie et le redispatching, y compris le redispatching transfrontalier, sont utilisés pour optimiser les capacités disponibles pour atteindre les capacités minimales prévues au paragraphe 8. Une procédure coordonnée et non discriminatoire pour les actions correctives transfrontalières est appliquée pour permettre une telle maximisation, à la suite de la mise en œuvre de la méthodologie pour la répartition des coûts du redispatching et des échanges de contrepartie.

5. Les capacités sont allouées sous la forme de ventes aux enchères explicites des capacités ou de ventes aux enchères implicites à la fois des capacités et de l'énergie. Les deux méthodes peuvent coexister pour la même interconnexion. Pour les échanges infrajournaliers, un régime de continuité est appliqué, qui peut être complété par des ventes aux enchères.

6. En cas de congestion, les offres valables les plus élevées pour la capacité de réseau, qu'elles soient formulées implicitement ou explicitement, présentant la valeur la plus élevée pour les capacités de transport limitées dans un délai donné, sont retenues. Sauf dans le cas de nouvelles interconnexions qui bénéficient d'une dérogation en vertu de l'article 7 du règlement (CE) n o 1228/2003, de l'article 17 du règlement (CE) n o 714/2009 ou de l'article 63 du présent règlement, la fixation de prix de réserve dans les méthodes d'allocation de capacité est interdite.

7. Les capacités peuvent faire librement l'objet d'échanges sur le marché secondaire, à condition que le gestionnaire de réseau de transport soit informé suffisamment à l'avance. Lorsqu'un gestionnaire de réseau de transport refuse un échange (une transaction) secondaire, il notifie et explique clairement et d'une manière transparente ce refus à tous les acteurs du marché et en informe l'autorité de régulation.

8. Les gestionnaires de réseau de transport ne limitent pas le volume de la capacité d'interconnexion à mettre à la disposition des acteurs du marché en tant que moyen de résoudre un problème de congestion situé à l'intérieur de leur propre zone de dépôt des offres ou en tant que moyen de gestion des flux résultant de transactions internes aux zones de dépôt des offres. Sans préjudice de l'application des dérogations prévues aux paragraphes 3 et 9 du présent article et de l'application de l'article 15, paragraphe 2, le présent paragraphe est réputé respecté lorsque les niveaux de capacité disponible pour les échanges entre zones atteignent les niveaux minimaux suivants: a) pour les frontières où est utilisée une approche fondée sur la capacité de transport nette coordonnée, la capacité minimale est de 70 % de la capacité de transport respectant les limites de sécurité d'exploitation après déduction des aléas, déterminée conformément à la ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion adoptée sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) no 714/2009; b) pour les frontières où est utilisée une approche fondée sur les flux, la capacité minimale est une marge fixée dans le processus de calcul de la capacité disponible pour les flux résultant de l'échange entre zones. La marge est de 70 % de la capacité respectant les limites de sécurité d'exploitation des éléments critiques de réseau internes et entre zones, en tenant compte des aléas, déterminée conformément à la ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion adoptée sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) no 714/2009.

Le montant maximal de 30 % peut être utilisé pour les marges de fiabilité, les flux de boucle et les flux internes pour chaque élément critique de réseau.

9. À la demande des gestionnaires de réseau de transport d'une région de calcul de la capacité, les autorités de régulation concernées peuvent accorder une dérogation au paragraphe 8 pour des motifs prévisibles lorsque cela s'avère nécessaire pour maintenir la sécurité d'exploitation. Une telle dérogation, qui ne peut porter sur une réduction de capacités déjà allouées en vertu du paragraphe 2, est accordée pour une durée maximale d'un an à la fois ou, à condition que l'étendue de la dérogation diminue de manière significative après la première année, pour une durée maximale de deux ans. L'étendue de ces dérogations se limite strictement à ce qui est nécessaire pour maintenir la sécurité d'exploitation et évite toute discrimination entre les échanges internes et ceux entre zones.

Avant d'accorder une dérogation, l'autorité de régulation concernée consulte les autorités de régulation des autres États membres faisant partie des régions de calcul de la capacité concernées. Lorsqu'une autorité de régulation marque son désaccord avec la dérogation proposée, l'ACER décide si cette dérogation devrait être accordée en vertu de l'article 6, paragraphe 10, point a), du règlement (UE) 2019/942. La justification et la motivation de la dérogation sont publiées.

Lorsqu'une dérogation est accordée, les gestionnaires de réseau de transport concernés élaborent et publient une méthode et des projets qui fournissent une solution à long terme au problème que la dérogation cherche à résoudre. La dérogation prend fin à l'expiration du délai prévu pour la dérogation ou lorsque la solution est appliquée, la date la plus proche étant retenue.

10. 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 allouées. Toute capacité allouée qui ne sera pas utilisée est mise à disposition à nouveau sur le marché selon une procédure ouverte, transparente et non discriminatoire.

11. 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 touchée par une congestion afin d'utiliser cette ligne à sa capacité maximale. En tenant pleinement compte de la sécurité du réseau, les transactions qui diminuent la congestion ne sont pas refusées.

12. Les conséquences financières d'un manquement aux obligations liées à l'allocation de capacité sont à la charge des gestionnaires de réseau de transport ou des NEMO qui sont responsables de ce manquement. Lorsque des 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 de capacités sur le marché secondaire ou ne restituent pas les capacités en temps voulu, ces acteurs du marché perdent leurs droits d'utilisation de ces capacités et sont redevables d'un défraiement reflétant les coûts. Ce défraiement éventuel pour avoir manqué d'utiliser les capacités est justifié et proportionné. Si un gestionnaire de réseau de transport manque à son obligation de fournir une capacité de transport ferme, 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 ou des autorités de régulation concernées.

13. Lors de la répartition des coûts des actions correctives entre les gestionnaires de réseau de transport, les autorités de régulation examinent dans quelle mesure les flux résultant de transactions internes aux zones de dépôt des offres contribuent à la congestion observée entre deux zones de dépôt des offres et répartissent les coûts, en fonction de cette contribution à la congestion, entre les gestionnaires de réseau de transport des zones de dépôt des offres qui sont responsables de la création de tels flux, à l'exception des coûts induits par les flux résultant de transactions internes aux zones de dépôt des offres qui sont inférieurs au niveau attendu sans congestion structurelle dans une zone de dépôt des offres.

Ce niveau est analysé et défini conjointement par tous les gestionnaires de réseau de transport d'une région de calcul de la capacité pour chaque frontière d'une zone de dépôt des offres et est soumis à l'approbation de toutes les autorités de régulation de la région de calcul de la capacité.

Article 17

Allocation de la capacité d'échange entre zones aux différentes échéances

1. Les gestionnaires de réseau de transport recalculent la capacité d'échange entre zones disponibles au moins après les heures de fermeture du guichet journalier et du guichet infrajournalier entre zones. Les gestionnaires de réseau de transport allouent la capacité d'échange entre zones disponible, plus toute capacité d'échange entre zones restante qui n'a pas été allouée précédemment et toute capacité d'échange entre zones libérée par les détenteurs de droits de transport physique ayant bénéficié d'allocations antérieures, lors du processus d'allocation de la capacité d'échange entre zones suivant.

2. Les gestionnaires de réseau de transport proposent une structure appropriée pour l'allocation de la capacité d'échange entre zones aux différentes échéances, y compris journalières, infrajournalières et liées au marché de l'équilibrage. Cette structure d'allocation est soumise à l'appréciation des autorités de régulation concernées. Pour élaborer leur proposition, les gestionnaires de réseau de transport tiennent compte: a) des caractéristiques des marchés; b) des conditions d'exploitation du système électrique, telles que les conséquences d'une comptabilisation nette des programmes déclarés fermes; c) du degré d'harmonisation des pourcentages alloués aux différentes échéances et des échéances adoptées pour les différents mécanismes d'allocation de la capacité d'échange entre zones qui sont déjà en vigueur.

3. Lorsque la capacité d'échange entre zones est disponible après l'heure de fermeture du guichet infrajournalier entre zones, les gestionnaires de réseau de transport utilisent la capacité d'échange entre zones pour échanger de l'énergie d'équilibrage ou pour l'activation du processus de compensation des déséquilibres.

4. Lorsqu'ils allouent des capacités d'échange entre zones pour échanger des capacités d'équilibrage ou pour partager des réserves en vertu de l'article 6, paragraphe 8, du présent règlement, les gestionnaires de réseau de transport utilisent les méthodes élaborées dans les lignes directrices sur l'équilibrage adoptées sur la base de l'article 6, paragraphe 11, du règlement (CE) n o 714/2009.

5. Les gestionnaires de réseau de transport n'augmentent pas la marge de fiabilité déterminée en vertu du règlement (UE) 2015/1222 en raison de l'échange de capacités d'équilibrage ou du partage de réserves.







SECTION 2

Redevances d'accès aux réseaux et recettes tirées de la congestion

Article 18

Redevances d'accès aux réseaux, d'utilisation des réseaux et de renforcement

1. Les redevances d'accès aux réseaux appliquées par les gestionnaires de réseau, y compris les redevances de raccordement aux réseaux, les redevances d'utilisation des réseaux et, le cas échéant, les redevances de renforcement connexe des réseaux, reflètent les coûts, sont transparentes, tiennent compte de la nécessité de garantir la sécurité et la flexibilité 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 comprennent pas de coûts non liés soutenant d'autres objectifs stratégiques.

Sans préjudice de l'article 15, paragraphes 1 et 6, de la directive 2012/27/UE et des critères énoncés à l'annexe XI de ladite directive, la méthode utilisée pour déterminer les redevances d'accès aux réseaux soutient de manière neutre l'efficacité générale du système à long terme grâce à des signaux de prix adressés aux clients et aux producteurs et, en particulier, est appliquée de manière à ne pas créer de discrimination, que ce soit positivement ou négativement, entre la production connectée au niveau de la distribution et la production connectée au niveau du transport. Les redevances d'accès ne créent pas de discrimination, que ce soit positivement ou négativement, à l'égard du stockage d'énergie ou de l'agrégation de l'énergie et ne découragent pas l'autoproduction, l'autoconsommation ou la participation active de la demande. Sans préjudice du paragraphe 3 du présent article, ces redevances ne sont pas fonction de la distance.

2. Les méthodes de tarification reflètent les coûts fixes des gestionnaires de réseau de transport et des gestionnaires de réseau de distribution et incitent de manière appropriée les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution, tant à court qu'à long terme, à améliorer l'efficacité, y compris l'efficacité énergétique, à favoriser l'intégration du marché et la sécurité d'approvisionnement, à soutenir les investissements efficaces, à soutenir les activités de recherche connexes et à faciliter l'innovation dans l'intérêt des consommateurs dans des domaines tels que la numérisation, les services de flexibilité et l'interconnexion.

3. Le cas échéant, le niveau des tarifs appliqués aux producteurs ou aux consommateurs finals, ou aux deux, intègre des signaux de localisation au niveau de l'Union et prend en considération les pertes de réseau et la congestion causées, ainsi que les coûts d'investissement relatifs aux infrastructures.

4. 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 précédentes.

5. La fixation des redevances d'accès aux réseaux au titre du présent article ne fait pas obstacle au paiement de redevances résultant de la gestion de la congestion visée à l'article 16.

6. Il n'y a aucune redevance de réseau spécifique sur les différentes transactions pour les échanges d'électricité entre zones.

7. Les tarifs de distribution reflètent les coûts, en tenant compte de l'utilisation du réseau de distribution par les utilisateurs du réseau, y compris les clients actifs. Les tarifs de distribution peuvent comporter des éléments liés à la capacité de connexion au réseau et peuvent varier en fonction des profils de consommation ou de production des utilisateurs du réseau. Lorsque les États membres ont mis en œuvre le déploiement de systèmes intelligents de mesure, les autorités de régulation examinent la possibilité d'introduire la tarification différenciée en fonction de la période d'accès au réseau lors de l'établissement ou de l'approbation des tarifs de transport ou des tarifs de distribution ou de leurs méthodes conformément à l'article 59 de la directive (UE) 2019/944 et, le cas échéant, peuvent introduire la tarification différenciée en fonction de la période d'accès au réseau pour refléter l'utilisation du réseau, de manière transparente, rentable et prévisible pour le client final.

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

9. Au plus tard le 5 octobre 2019, afin d'atténuer le risque de fragmentation du marché, l'ACER élabore un rapport sur les bonnes pratiques concernant les méthodes de tarification du transport et de la distribution, tout en prenant en compte les particularités nationales. Ce rapport sur les bonnes pratiques porte au moins sur les éléments suivants: a) le rapport entre les tarifs appliqués aux producteurs et les tarifs appliqués aux clients finals; b) les coûts que les tarifs visent à recouvrer; c) la tarification différenciée en fonction de la période d'accès au réseau; d) les signaux de localisation; e) le lien entre les tarifs de transport et les tarifs de distribution; f) les méthodes mises en œuvre pour garantir la transparence dans la fixation et la structure des tarifs; g) les groupes d'utilisateurs du réseau soumis à des tarifs, notamment, le cas échéant, les caractéristiques de ces groupes, leurs modes de consommation et les éventuelles exonérations tarifaires; h) les pertes sur les réseaux à haute, moyenne et basse tension.

L'ACER actualise son rapport sur les bonnes pratiques au moins une fois tous les deux ans.

10. Les autorités de régulation tiennent dûment compte du rapport sur les bonnes pratiques lorsqu'ils fixent ou approuvent les tarifs de transport ou les tarifs de distribution ou leurs méthodes conformément à l'article 59 de la directive (UE) 2019/944.

Article 19

Recettes tirées de la congestion

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 63 du présent règlement, de l'article 17 du règlement (CE) n o 714/2009 ou de l'article 7 du règlement (CE) n o 1228/2003. La procédure de répartition de ces recettes est soumise à l'appréciation des autorités de régulation et elle ne doit pas fausser le processus d'allocation en favorisant tel ou tel opérateur demandant des capacités ou de l'énergie ni constituer un facteur de dissuasion vis-à-vis de la réduction de la congestion.

2. Les objectifs suivants sont prioritaires en ce qui concerne l'allocation de recettes résultant de l'allocation de la capacité d'échange entre zones: a) garantir la disponibilité réelle des capacités allouées, y compris la compensation de fermeté; ou b) maintenir ou accroître les capacités d'échange entre zones via l'optimisation de l'utilisation des interconnexions existantes au moyen d'actions correctives coordonnées, le cas échéant, ou couvrir les coûts résultant des investissements dans le réseau qui sont pertinents pour réduire la congestion des interconnexions.

3. Lorsque les objectifs prioritaires énoncés au paragraphe 2 ont été remplis de manière appropriée, les recettes peuvent servir de recettes à prendre en compte par les autorités de régulation lorsqu'elles approuvent la méthode de calcul des tarifs d'accès au réseau ou lorsqu'elles fixent ces tarifs, ou les deux. Les recettes restantes sont inscrites dans un poste distinct de la comptabilité interne jusqu'à ce qu'elles puissent être dépensées aux fins prévues au paragraphe 2.

4. L'utilisation des recettes conformément au paragraphe 2, point a) ou b), fait l'objet d'une méthode proposée par les gestionnaires de réseau de transport après consultation des autorités de régulation et des parties prenantes concernées, et après approbation de l'ACER. Les gestionnaires de réseau de transport présentent la proposition de méthode à l'ACER au plus tard le 5 juillet 2020 et l'ACER statue sur cette proposition de méthode dans un délai de six mois à compter de sa réception.

L'ACER peut demander aux gestionnaires de réseau de transport de modifier ou d'actualiser la méthode visée au premier alinéa. L'ACER statue sur la méthode modifiée ou actualisée au plus tard dans un délai de six mois suivant sa présentation.

La méthode précise au minimum les conditions dans lesquelles les recettes peuvent être utilisées aux fins visées au paragraphe 2, les conditions dans lesquelles les recettes peuvent être inscrites dans un poste distinct de la comptabilité interne en vue d'une utilisation future à ces fins et la durée pendant laquelle ces recettes peuvent être inscrites à un tel poste.

5. Les gestionnaires de réseau de transport établissent clairement à l'avance de quelle manière ils utiliseront toute recette tirée de la congestion et font rapport aux autorités de régulation sur l'utilisation effective qui en a été faite. Au plus tard le 1er mars de chaque année, les autorités de régulation informent l'ACER et publient un rapport indiquant: a) le montant des recettes recueillies au cours de la période de douze mois prenant fin le 31 décembre de l'année précédente; b) la manière dont ces recettes ont été utilisées en application du paragraphe 2, y compris les projets spécifiques auxquels les recettes ont été affectées et le montant inscrit dans un poste distinct de la comptabilité; c) le montant qui a été utilisé pour calculer les tarifs d'accès au réseau; et d) les justificatifs attestant que le montant visé au point c) est conforme au présent règlement et à la méthode élaborée en vertu des paragraphes 3 et 4.

Lorsqu'une partie des recettes tirées de la congestion est utilisée pour le calcul des tarifs d'accès au réseau, le rapport indique de quelle manière les gestionnaires de réseau de transport ont rempli leurs objectifs prioritaires énoncés au paragraphe 2, le cas échéant.







CHAPITRE IV

ADÉQUATION DES RESSOURCES

Article 20

Adéquation des ressources dans le marché intérieur de l'électricité

1. Les États membres contrôlent l'adéquation des ressources sur leur territoire sur la base de l'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne visée à l'article 23. Aux fins de compléter l'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne, les États membres peuvent également procéder à des évaluations de l'adéquation des ressources à l'échelle nationale en application de l'article 24.

2. Lorsque l'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne visée à l'article 23 ou l'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle nationale visée à l'article 24 met en lumière une difficulté d'adéquation des ressources, l'État membre concerné recense toutes distorsions réglementaires ou défaillances du marché ayant causé l'apparition de la difficulté ou y ayant contribué.

3. Les États membres qui ont recensé des difficultés d'adéquation des ressources établissent et publient un plan de mise en œuvre assorti d'un calendrier pour l'adoption de mesures visant à éliminer toutes les distorsions réglementaires ou carences du marché qui ont été recensées, dans le cadre du processus d'aide d'État. Lorsqu'ils traitent les difficultés d'adéquation des ressources, les États membres tiennent notamment compte des principes énoncés à l'article 3 et, et envisagent: a) de supprimer les distorsions réglementaires; b) de supprimer les plafonds tarifaires conformément à l'article 10; c) d'introduire une fonction de détermination du prix de la pénurie pour l'énergie d'équilibrage, conformément à l'article 44, paragraphe 3, du règlement 2017/2195; d) d'augmenter la capacité d'interconnexion et la capacité du réseau interne en vue de réaliser, à tout le moins, leurs objectifs d'interconnexion visés à l'article 4, point d) 1), du règlement (UE) 2018/1999; e) de permettre l'autoproduction, le stockage d'énergie, les mesures de participation active de la demande et l'efficacité énergétique en adoptant des mesures destinées à supprimer les distorsions réglementaires recensées; f) de veiller à ce que la passation de marchés en matière de services d'équilibrage et de services auxiliaires soit efficace du point de vue économique et fondée sur le marché; g) de supprimer les prix réglementés dans les cas où l'exige l'article 5 de la directive (UE) 2019/944.

4. Les États membres concernés soumettent leur plan de mise en œuvre à l'appréciation de la Commission.

5. Dans les quatre mois à compter de la réception du plan de mise en œuvre, la Commission émet un avis visant à évaluer si les mesures prévues suffisent pour éliminer les distorsions réglementaires ou les carences du marché qui ont été recensées en application du paragraphe 2 et elle peut inviter les États membres à modifier leurs plans de mise en œuvre en conséquence.

6. Les États membres concernés assurent le suivi de l'application de leurs plans de mise en œuvre et publient les résultats de ce suivi dans un rapport annuel et ils soumettent ce rapport à la Commission.

7. La Commission émet un avis visant à évaluer si les plans de mise en œuvre ont été mis en œuvre de manière suffisante et si la difficulté d'adéquation des ressources a été résolue.

8. Les États membres continuent à suivre le plan de mise en œuvre après que la difficulté d'adéquation des ressources recensée a été résolue.

Article 21

Principes généraux des mécanismes de capacité

1. Pour résoudre les difficultés résiduelles d'adéquation des ressources, les États membres peuvent, en dernier ressort et tout en appliquant les mesures visées à l'article 20, paragraphe 3, du présent règlement, conformément aux articles 107, 108 et 109 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, introduire des mécanismes de capacité.

2. Avant d'introduire des mécanismes de capacité, les États membres concernés réalisent une étude approfondie des effets potentiels de ces mécanismes sur les États membres voisins en consultant au minimum les États membres voisins avec lesquels ils disposent d'un raccordement direct au réseau ainsi que les parties prenantes desdits États membres.

3. Les États membres évaluent si un mécanisme de capacité sous forme de réserve stratégique est en mesure de résoudre les difficultés d'adéquation des ressources. Si tel n'est pas le cas, les États membres peuvent mettre en œuvre un autre type de mécanisme de capacité.

4. Les États membres n'introduisent pas de mécanismes de capacité lorsque tant l'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne que l'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle nationale ou, en l'absence d'une évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle nationale, l'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne, n'ont pas recensé de difficulté d'adéquation des ressources.

5. Les États membres n'introduisent pas de mécanismes de capacité tant que le plan de mise en œuvre visé à l'article 20, paragraphe 3, n'a pas obtenu d'avis de la Commission tel que visé à l'article 20, paragraphe 5.

6. Lorsqu'un État membre applique un mécanisme de capacité, il l'examine et fait en sorte qu'aucun nouveau contrat ne soit conclu dans le cadre de ce mécanisme lorsque tant l'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne que l'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle nationale ou, en l'absence d'une évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle nationale, l'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne, n'ont pas recensé de difficulté d'adéquation des ressources ou lorsque le plan de mise en œuvre visé à l'article 20, paragraphe 3, n'a pas obtenu d'avis de la Commission tel que visé à l'article 20, paragraphe 5.

7. Lorsqu'ils conçoivent les mécanismes de capacité, les États membres incluent une disposition autorisant l'élimination administrative progressive et efficace d'un mécanisme de capacité lorsqu'aucun nouveau contrat n'est conclu au titre du paragraphe 6 pendant trois années consécutives.

8. Les mécanismes de capacité sont temporaires. Ils sont approuvés par la Commission pour une durée n'excédant pas dix ans. Ils sont progressivement éliminés ou bien le montant des capacités engagées est réduit sur la base du plan de mise en œuvre visé à l'article 20. Les États membres continuent à appliquer le plan de mise en œuvre après l'introduction du mécanisme de capacité.

Article 22

Principes de conception des mécanismes de capacité

1. Les mécanismes de capacité: a) sont temporaires; b) ne créent pas de distorsions inutiles du marché et ne limitent pas les échanges entre zones; c) ne dépassent pas ce qui est nécessaire pour traiter les difficultés d'adéquation des ressources visées à l'article 20; d) sélectionnent des fournisseurs de capacité au moyen d'une procédure transparente, non discriminatoire et concurrentielle; e) fournissent des incitations pour que les fournisseurs de capacité soient disponibles lors des périodes où une forte sollicitation du système est attendue; f) garantissent que la rémunération soit déterminée à l'aide d'un processus concurrentiel; g) exposent les conditions techniques nécessaires pour la participation des fournisseurs de capaci