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)

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

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

vu la proposition de la Commission européenne,

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

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

vu l'avis du Comité des régions (2),

statuant conformément à la procédure législative ordinaire (3),

considérant ce qui suit:

(1) Le règlement (CE) no 714/2009 du Parlement européen et du Conseil (4) a été substantiellement modifié à plusieurs reprises. À l'occasion de nouvelles modifications, il convient, dans un souci de clarté, de procéder à la refonte dudit règlement.

(2) L'union de l'énergie vise à fournir aux clients finals – ménages et entreprises – une énergie sûre, sécurisée, durable, compétitive et abordable. L'histoire du système électrique a été marquée par la domination de monopoles intégrés verticalement, souvent détenus par les pouvoirs publics, dotés de grandes centrales nucléaires ou de grandes installations à combustibles fossiles centralisées. Le marché intérieur de l'électricité, dont la mise en œuvre progressive est en cours depuis 1999, a pour finalité d'offrir une réelle liberté de choix à tous les consommateurs de l'Union, de créer de nouvelles perspectives d'activités économiques et d'intensifier les échanges transfrontaliers, de manière à réaliser des progrès en termes d'efficacité, à atteindre des prix compétitifs, à relever les niveaux de service et à contribuer à la sécurité d'approvisionnement ainsi qu'au développement durable. Le marché intérieur de l'électricité a renforcé la concurrence, notamment dans la vente au détail, et les échanges entre zones. Il demeure le fondement d'un marché de l'énergie efficient.

(3) Le système énergétique de l'Union traverse sa plus profonde transformation depuis des décennies, processus au cœur duquel se trouve le marché de l'électricité. L'objectif commun d'une décarbonation du système énergétique apporte de nouvelles perspectives aux acteurs du marché, mais également son lot de nouvelles problématiques. Dans le même temps, l'évolution des technologies entraîne une diversification des modes de participation des consommateurs et des formes de coopération transfrontalière.

(4) Le présent règlement fixe des règles visant à garantir le bon fonctionnement du marché intérieur de l'électricité et intègre des exigences liées au développement des sources d'énergie renouvelables et de la politique environnementale, en particulier des règles spécifiques pour certains types d'installations de production d'électricité à partir de sources renouvelables, en ce qui concerne la responsabilité en matière d'équilibrage, l'appel et le redispatching ainsi qu'un plafond pour les émissions de CO2 de nouvelles capacités de production lorsque ces capacités sont soumises à des mesures temporaires visant à garantir le niveau requis d'adéquation des ressources nécessaires, à savoir les mécanismes de capacité.

(5) L'électricité produite à partir des sources renouvelables des petites installations de production d'électricité devrait bénéficier d'un appel prioritaire, soit en se voyant attribuer une priorité spécifique dans la méthodologie d'appel, soit par le biais d'exigences légales ou réglementaires imposant aux opérateurs du marché de fournir cette électricité sur le marché. Il convient de considérer conformes au présent règlement les appels prioritaires qui ont été octroyés dans les services d'exploitation des réseaux aux mêmes conditions économiques. En tout état de cause, les appels prioritaires devraient être considérés comme compatibles avec la participation au marché de l'électricité des installations de production d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables.

(6) Les interventions étatiques, souvent conçues sans coordination, ont conduit à des distorsions croissantes sur le marché de gros de l'électricité, avec des conséquences négatives sur les investissements et les échanges transfrontaliers.

(7) Dans le passé, les consommateurs d'électricité étaient purement passifs, et achetaient souvent leur électricité à des prix réglementés qui n'avaient aucun lien direct avec le marché. Dans le futur, les consommateurs doivent pouvoir participer pleinement au marché, sur un pied d'égalité avec les autres acteurs du marché et être en mesure de gérer leur consommation énergétique. Pour pouvoir intégrer la part croissante de l'énergie renouvelable, le réseau électrique de demain devrait utiliser toutes les sources de flexibilité disponibles, notamment les solutions de participation active de la demande et le stockage d'énergie, et devrait pouvoir utiliser la numérisation grâce à l'intégration de technologies novatrices dans le système électrique. Le système électrique de demain doit aussi, pour réaliser une véritable décarbonation au meilleur coût, encourager l'efficacité énergétique. La réalisation du marché intérieur de l'énergie par l'intégration efficace de l'énergie renouvelable peut stimuler les investissements sur le long terme et contribuer à atteindre les objectifs de l'union de l'énergie et du cadre en matière de climat et d'énergie à l'horizon 2030, tels qu'ils sont énoncés dans la communication de la Commission du 22 janvier 2014 intitulée «un cadre d'action en matière de climat et d'énergie pour la période comprise entre 2020 et 2030» et confirmés dans les conclusions adoptées par le Conseil européen lors de sa réunion des 23 et 24 octobre 2014.

(8) La poursuite de l'intégration du marché et l'arrivée d'une production d'électricité plus volatile nécessitent d'accroître les efforts fournis pour coordonner les politiques énergétiques nationales avec les pays voisins et pour profiter des possibilités offertes par les échanges transfrontaliers d'électricité.

(9) Des cadres réglementaires ont été mis en place pour permettre les échanges d'électricité dans toute l'Union. Cette évolution a été étayée par l'adoption de plusieurs codes de réseau et lignes directrices visant à intégrer les marchés de l'électricité. Ces codes de réseau et lignes directrices contiennent des dispositions relatives aux règles du marché, à l'exploitation du système et au raccordement au réseau. Pour assurer une totale transparence et accroître la sécurité juridique, il convient d'adopter également selon la procédure législative ordinaire, et de les intégrer dans un acte législatif de l'Union unique, les principes fondamentaux du fonctionnement du marché et de l'allocation de capacité dans le cadre temporel du marché de l'équilibrage, infrajournalier, journalier et à terme.

(10) L'article 13 du règlement (UE) 2017/2195 de la Commission (5) établit une procédure par laquelle les gestionnaires de réseau de transport peuvent déléguer tout ou partie de leurs tâches à un tiers. Le gestionnaire de réseau de transport qui délègue devrait rester chargé d'assurer la conformité avec le présent règlement. De plus, les États membres devraient avoir la capacité d'assigner des tâches et des obligations à un tiers. Seules les tâches et obligations relevant du niveau national, tel que le règlement des déséquilibres, devraient pouvoir être ainsi assignées. Les restrictions concernant les tâches et obligations qui peuvent être assignées ne devraient pas entraîner de modifications inutiles des dispositions nationales déjà en place. Les gestionnaires de réseau de transport devraient cependant conserver la responsabilité des tâches qui leur sont confiées en application de l'article 40 de la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil (6).

(11) En ce qui concerne les marchés de l'équilibrage, pour que la méthode de fixation des prix soit efficace et ne crée pas de distorsion dans le cadre de l'acquisition de capacités d'équilibrage et d'énergie d'équilibrage, il faut que les contrats de capacité d'équilibrage ne fixent pas le prix de l'énergie d'équilibrage. Cela s'entend sans préjudice des systèmes d'appel utilisant un processus de programmation intégré conformément au règlement (UE) 2017/2195 de la Commission.

(12) Les articles 18, 30 et 32 du règlement (UE) 2017/2195 établissent que la méthode de fixation des prix pour les produits standard et spécifiques d'énergie d'équilibrage devrait créer des incitations positives pour les acteurs du marché à maintenir leur propre équilibre ou à contribuer à rétablir l'équilibre du système dans leur zone de prix du déséquilibre, et partant à réduire les déséquilibres sur le système ainsi que les coûts pour la société. Ces approches de la formation des prix devraient viser à une utilisation économiquement efficace de la participation active de la demande et des autres ressources d'équilibrage, sous réserve des limites de la sécurité d'exploitation.

(13) L'intégration des marchés de l'énergie d'équilibrage devrait faciliter le fonctionnement efficace du marché infrajournalier afin de donner la possibilité aux acteurs du marché de s'équilibrer eux-mêmes aussi près que possible du temps réel, ce qui est rendu possible par l'heure de fermeture du guichet pour l'énergie d'équilibrage prévue à l'article 24 du règlement (UE) 2017/2195. Seuls les déséquilibres restants après la clôture du marché infrajournalier devraient être équilibrés par les gestionnaires de réseau de transport dans le cadre du marché de l'équilibrage. L'article 53 du règlement (UE) 2017/2195 prévoit également l'harmonisation de la période de règlement des déséquilibres à 15 minutes dans l'Union. Une telle harmonisation vise à favoriser les échanges infrajournaliers et à promouvoir le développement de plusieurs produits ayant les mêmes échéances de livraison.

(14) Afin de permettre aux gestionnaires de réseau de transport d'acquérir et d'utiliser des capacités d'équilibrage d'une manière efficace, économique et fondée sur le marché, il est nécessaire de promouvoir l'intégration du marché. À cet égard, le titre IV du règlement (UE) 2017/2195 établit trois méthodologies selon lesquelles les gestionnaires de réseau de transport peuvent allouer des capacités d'échange entre zones pour l'échange de capacités d'équilibrage et le partage de réserves, lorsque cela est justifié sur la base d'une analyse coûts-bénéfices: le processus d'allocation conjointement optimisé, le processus d'allocation fondé sur le marché et le processus d'allocation fondé sur une analyse d'efficience économique. Le processus d'allocation conjointement optimisé doit être appliqué sur une base journalière. Au contraire, le processus d'allocation fondé sur le marché peut être appliqué lorsque le contrat est conclu au plus tôt une semaine avant la fourniture de la capacité d'équilibrage et le processus d'allocation fondé sur une analyse d'efficience économique peut être appliqué lorsque le contrat est conclu plus d'une semaine avant la fourniture de la capacité d'équilibrage, à condition que les volumes alloués soient limités et qu'une évaluation soit réalisée chaque année. Une fois qu'une méthodologie pour le processus d'allocation de capacité d'échange entre zones a été approuvée par les autorités de régulation concernées, elle pourrait, dans un premier temps, être appliquée par deux gestionnaires de réseau de transport ou plus afin de leur permettre d'acquérir une expérience et de permettre son application sans heurts dans le futur par un plus grand nombre de gestionnaires de réseau de transport. De telles méthodologies devraient néanmoins être appliquées de manière harmonisée par tous les gestionnaires de réseau de transport afin de promouvoir l'intégration du marché.

(15) Le titre V du règlement (UE) 2017/2195 dispose que l'objectif général du règlement des déséquilibres est de garantir que les responsables d'équilibre maintiennent leur propre équilibre ou contribuent à rétablir l'équilibre du système de manière efficiente et d'inciter les acteurs du marché à maintenir ou à contribuer à rétablir l'équilibre du système. Afin que les marchés de l'équilibrage et l'ensemble du système énergétique soient aptes à l'intégration de la part croissante que représente l'énergie produite à partir de sources intermittentes d'énergie renouvelable, les prix du déséquilibre devraient refléter la valeur de l'énergie en temps réel. Tous les acteurs du marché devraient être financièrement responsables des déséquilibres qu'ils provoquent dans le système, c'est-à-dire de la différence entre le volume alloué et la position finale sur le marché. Pour les agrégateurs de participation active de la demande, le volume alloué se compose du volume énergétique physiquement activé par la charge des clients participants, sur la base d'une mesure définie et d'une méthodologie de base.

(16) Le règlement (UE) 2015/1222 de la Commission (7) fixe des lignes directrices détaillées relatives à l'allocation de capacité d'échange entre zones et à la gestion de la congestion sur les marchés journalier et infrajournalier, y compris les exigences concernant l'établissement de méthodologies communes pour déterminer les volumes de capacité simultanément disponibles entre les zones de dépôt des offres, les critères d'évaluation de l'efficacité et un processus de révision de la configuration des zones de dépôt des offres. Les articles 32 et 34 du règlement (UE) 2015/1222 fixent des règles sur la révision de la configuration des zones de dépôt des offres, ses articles 41 et 54 fixent des limites harmonisées pour les prix d'équilibre maximaux et minimaux journaliers et infrajournaliers, son article 59 fixe les heures de fermeture du guichet infrajournalier entre zones et son article 74 fixe des règles relatives à la méthodologie pour la répartition des coûts du redispatching et des échanges de contrepartie.

(17) Le règlement (UE) 2016/1719 de la Commission (8) fixe des règles détaillées concernant l'allocation de capacité d'échange entre zones sur les marchés à terme, l'établissement d'une méthodologie commune pour déterminer la capacité d'échange entre zones à long terme, la mise en place d'une plateforme d'allocation unique à l'échelon européen proposant des droits de transport à long terme, et la possibilité de restituer des droits de transport à long terme en vue d'une allocation de capacité à terme ultérieure ou de transférer des droits de transport à long terme entre les acteurs du marché. L'article 30 du règlement (UE) 2016/1719 fixe des règles concernant les produits de couverture à terme.

(18) Le règlement (UE) 2016/631 de la Commission (9) fixe les exigences applicables au raccordement au réseau interconnecté des installations de production d'électricité, en particulier en ce qui concerne les unités de production d'électricité synchrones, les parcs non synchrones de générateurs et les parcs non synchrones de générateurs en mer. Ces exigences contribuent à garantir des conditions équitables de concurrence sur le marché intérieur de l'électricité, à garantir la sûreté du système et l'intégration de l'électricité produite à partir des sources renouvelables, ainsi qu'à faciliter les échanges d'électricité à l'échelle de l'Union. Les articles 66 et 67 du règlement (UE) 2016/631 fixent des règles applicables aux technologies émergentes de production d'électricité.

(19) Des zones de dépôt des offres reflétant la répartition de l'offre et de la demande constituent un maillon essentiel des échanges d'électricité fondés sur le marché et sont une condition nécessaire pour exploiter pleinement le potentiel des méthodes d'allocation de capacité, notamment de l'approche fondée sur les flux. Ces zones devraient dès lors être définies de façon à garantir la liquidité du marché, une gestion efficace de la congestion et l'efficacité globale du marché. Lorsqu'une seule autorité de régulation ou un seul gestionnaire de réseau de transport avec l'approbation de son autorité de régulation compétente entame une révision d'une configuration des zones de dépôt des offres au sein de la zone de contrôle du gestionnaire de réseau de transport, si la configuration des zones de dépôt des offres n'a qu'un effet négligeable sur les zones de contrôle des gestionnaires de réseau de transport voisins, y compris sur les interconnexions, et si ladite révision est nécessaire pour améliorer l'efficacité, optimiser les possibilités d'échanges transfrontaliers ou préserver la sécurité d'exploitation, le gestionnaire de réseau de transport de la zone de contrôle concernée et l'autorité de régulation compétente devraient être, respectivement, le seul gestionnaire de réseau de transport et la seule autorité de régulation à participer à la révision. Le gestionnaire de réseau de transport et l'autorité de régulation compétente devraient informer au préalable les gestionnaires de réseau de transport voisins de la révision et les résultats de cette révision devraient être publiés. Le lancement d'une révision des zones de dépôt des offres à l'échelon régional devrait pouvoir être déclenché à l'issue du rapport technique sur la congestion conformément à l'article 14 du présent règlement ou conformément aux procédures en vigueur prévues par le règlement (UE) 2015/1222.

(20) Lorsque les centres de coordination régionaux procèdent au calcul de la capacité, ils devraient optimiser la capacité en prenant en considération des actions correctives non coûteuses et en respectant les limites de sécurité d'exploitation des gestionnaires de réseau de transport de la région de calcul de la capacité. Lorsque le résultat du calcul n'est pas une capacité égale ou supérieure aux capacités minimales fixées par le présent règlement, les centres de coordination régionaux devraient prendre en considération toutes les actions correctives coûteuses à disposition pour augmenter davantage la capacité pour atteindre les capacités minimales, y compris le potentiel de redispatching au sein des régions de calcul de la capacité et entre celles-ci, tout en respectant les limites de sécurité d'exploitation des gestionnaires de réseau de transport de la région de calcul de la capacité. Les gestionnaires de réseau de transport devraient rendre compte avec exactitude et en toute transparence de tous les aspects du calcul de la capacité conformément au présent règlement et devraient veiller à ce que toutes les informations transmises aux centres de coordination régionaux soient exactes et adaptées à la finalité visée.

(21) Lorsqu'ils procèdent au calcul de la capacité, les centres de coordination régionaux devraient calculer les capacités d'échange entre zones en utilisant des données fournies par les gestionnaires de réseau de transport qui respectent les limites de sécurité d'exploitation des zones de contrôle respectives des gestionnaires de réseau de transport. Les gestionnaires de réseau de transport devraient pouvoir s'écarter du calcul coordonné de la capacité lorsque son application entraînerait une infraction aux limites de sécurité d'exploitation des éléments du réseau de leur zone de contrôle. Ces écarts devraient être suivis de près et signalés en toute transparence afin d'empêcher les abus et de veiller à ce que le volume de la capacité d'interconnexion à mettre à la disposition d'acteurs du marché ne soit pas limité pour résoudre un problème de congestion au sein d'une zone de dépôt des offres. Lorsqu'un plan d'action est en place, il devrait tenir compte des écarts et chercher à remédier à leur cause.

(22) La détermination des prix de l'électricité par l'offre et la demande devrait être inscrite dans les principes de base du marché. Ces prix devraient indiquer à quel moment de l'électricité est nécessaire, de façon à ce que le marché attire des investissements dans des sources de flexibilité telles que la production flexible, les interconnexions, la participation active de la demande ou le stockage d'énergie.

(23) Si la décarbonation du secteur de l'électricité, qui implique une place majeure sur le marché pour l'énergie produite à partir de sources renouvelables, est l'un des objectifs de l'union de l'énergie, il est crucial que le marché élimine les obstacles existants aux échanges transfrontaliers et encourage les investissements dans les infrastructures, à l'appui, notamment, de la production plus flexible, des interconnexions, de la participation active de la demande ou du stockage d'énergie. Pour assurer cette transition vers une production intermittente et distribuée, et pour que les principes du marché de l'énergie soient à la base des futurs marchés de l'électricité de l'Union, il est essentiel de se recentrer sur les marchés à court terme et sur la valorisation de la rareté.

(24) Les marchés à court terme améliorent la liquidité et la concurrence en permettant à un plus grand nombre de ressources, en particulier les ressources qui sont plus flexibles de jouer un rôle à part entière sur le marché. Une fixation efficace de la valorisation de la rareté encouragera les acteurs du marché à réagir aux signaux du marché et à être disponibles lorsque les besoins du marché sont les plus urgents, et leur assurera de couvrir leurs coûts sur le marché de gros. Il est donc essentiel de veiller à ce que les plafonds tarifaires administratifs et implicites soient supprimés de manière à ce que la valorisation de la rareté puisse être établie. Lorsqu'ils font partie intégrante de la structure du marché, les marchés à court terme et le prix de la rareté contribuent au retrait d'autres mesures de nature à fausser le marché, telles que les mécanismes de capacité, aux fins de la sécurité d'approvisionnement. Dans le même temps, la valorisation de la rareté sans plafonnement de prix sur le marché de gros ne devrait pas remettre en cause la possibilité d'offrir aux clients finaux, notamment les clients résidentiels, les petites et moyennes entreprises (PME) et les clients industriels, des prix fiables et stables.

(25) Sans préjudice des articles 107, 108 et 109 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, des dérogations aux principes fondamentaux du marché, tels que la responsabilité en matière d'équilibrage, l'appel des moyens de production en fonction du marché, ou le redispatching réduisent les signaux de flexibilité et entravent la mise en œuvre de solutions telles que le stockage d'énergie, la participation active de la demande ou l'agrégation. S'il est vrai que certaines dérogations restent nécessaires afin d'éviter les charges administratives injustifiées pour certains acteurs du marché, notamment les clients résidentiels et les PME, les dérogations étendues couvrant l'intégralité d'une technologie, en revanche, ne sont pas compatibles avec l'objectif visant à atteindre des processus de décarbonation efficaces fondés sur le marché, et devraient par conséquent être remplacés par des mesures plus ciblées.

(26) L'établissement de redevances non discriminatoires, transparentes et suffisantes pour l'utilisation du réseau, y compris les lignes d'interconnexions du réseau de transport, est une condition nécessaire à une véritable concurrence sur le marché intérieur de l'électricité.

(27) Les réductions non coordonnées des capacités d'interconnexion limitent de plus en plus les échanges d'électricité entre États membres et sont devenues un obstacle de taille à la mise en place d'un marché intérieur de l'électricité fonctionnel. Le niveau de capacité maximal des interconnexions et les éléments critiques de réseau devraient par conséquent être mis à disposition, dans le respect des standards de sécurité de l'exploitation sûre du réseau, y compris le standard de sûreté pour les aléas (N – 1). Toutefois, il existe un certain nombre de limitations à la fixation du niveau de capacité dans un réseau maillé. Des niveaux minimaux clairs de capacité disponible pour les échanges entre zones doivent être mis en place afin de réduire les répercussions des flux de boucle et de la congestion interne sur les échanges entre zones et de donner aux acteurs du marché une valeur prévisible de la capacité. Lorsqu'est utilisée l'approche fondée sur les flux, cette capacité minimale devrait déterminer la part minimale de la capacité d'un élément critique de réseau entre zones ou interne respectant les limites de sécurité d'exploitation à utiliser pour le calcul coordonné de la capacité au titre du règlement (UE) 2015/1222, les aléas étant pris en compte. La part de capacité restante peut être utilisée pour les marges de fiabilité, les flux de boucle et les flux internes. En outre, lorsque des problèmes sont à prévoir pour assurer la sécurité du réseau, des dérogations devraient être possibles pendant une période de transition limitée dans le temps. De telles dérogations devraient s'accompagner d'une méthodologie et de projets apportant une solution à long terme.

(28) La capacité de transport à laquelle s'applique le critère de capacité minimale de 70 %, selon l'approche fondée sur la capacité de transport nette (CTN), est le transport maximal de puissance active qui respecte les limites de la sécurité d'exploitation en tenant compte des aléas. Le calcul coordonné de cette capacité prend également en considération le fait que les flux d'électricité sont distribués de manière inégale entre les éléments individuels et qu'il ne s'agit pas simplement d'additionner des capacités de lignes d'interconnexion. Cette capacité ne tient pas compte des flux de boucle, ni des flux internes ou de la marge de fiabilité qui sont pris en compte dans les 30 % restants.

(29) Il importe d'éviter que des normes différentes de sécurité, de planification et d'exploitation utilisées par les gestionnaires de réseau de transport dans les États membres mènent à des distorsions de concurrence. En outre, les capacités de transfert disponibles et les normes de sécurité, de planification et d'exploitation qui ont une incidence sur les capacités de transfert disponibles devraient être transparentes pour les acteurs du marché.

(30) Pour attirer efficacement les investissements nécessaires, il importe également que les prix fournissent des signaux indiquant la localisation des besoins en électricité les plus aigus. Dans un système électrique organisé en zones, afin de disposer de signaux de localisation adaptés, les zones de dépôt des offres doivent être déterminées de manière cohérente, objective et fiable via un processus transparent. Afin de garantir une exploitation et une planification efficientes du réseau d'électricité de l'Union et de fournir des signaux de prix efficaces en ce qui concerne les nouvelles capacités de production, la participation active de la demande et les infrastructures de transport, les zones de dépôt des offres devraient tenir compte de la congestion structurelle. En particulier, la capacité d'échange entre zones ne devrait pas être réduite dans l'intention d'éliminer des congestions internes.

(31) Pour tenir compte des principes divergents de l'optimisation des zones de dépôt des offres sans mettre en péril les marchés liquides et les investissements dans le réseau, il convient de prévoir deux options pour remédier aux congestions. Les États membres devraient pouvoir choisir entre la reconfiguration de leur zone de dépôt des offres ou des mesures telles que le renforcement du réseau et l'optimisation du réseau. Le recensement des congestions structurelles à long terme par le ou les gestionnaires de réseau de transport d'un État membre, par le Réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d'électricité (ci-après dénommé «REGRT pour l'électricité») dans un rapport sur la congestion, ou dans le cadre d'une révision des zones de dépôt des offres, devrait servir de point de départ à une telle décision. Les États membres devraient tout d'abord s'efforcer de trouver une solution commune concernant la manière de remédier au mieux à la congestion. Ce faisant, les États membres pourraient adopter des plans d'action multinationaux ou nationaux pour remédier à la congestion. Pour les États membres qui adoptent un plan d'action afin de remédier à la congestion, une période d'application progressive sous la forme d'une trajectoire linéaire devrait être prévue pour l'ouverture d'interconnexions. Au terme de la mise en œuvre d'un tel plan d'action, les États membres devraient avoir la possibilité de choisir s'ils optent pour une reconfiguration des zones de dépôt des offres ou pour l'application aux congestions restantes d'actions correctives dont ils assument les coûts. Dans ce dernier cas, une reconfiguration de leur zone de dépôt des offres ne devrait pas pouvoir avoir lieu contre la volonté de cet État membre, pour autant que les capacités minimales soient atteintes. Il convient que le niveau minimal de capacité utilisé dans le calcul coordonné de la capacité corresponde à un pourcentage de la capacité d'un élément critique de réseau, telle que définie à l'issue du processus de sélection au titre du règlement (UE) 2015/1222, après avoir respecté les limites de sécurité d'exploitation en situation d'aléas ou, dans le cas d'une approche basée sur les flux, tout en respectant ces limites. Une décision de la Commission concernant la configuration d'une zone de dépôt des offres devrait être possible en dernier ressort et ne devrait modifier la configuration des zones de dépôt des offres que dans les États membres qui ont opté pour un partage de la zone de dépôt des offres ou qui n'ont pas atteint le niveau minimal de capacité.

(32) Une décarbonation efficace du système électrique via l'intégration des marchés exige de supprimer systématiquement les entraves aux échanges transfrontaliers afin de remédier à la fragmentation du marché et de permettre aux consommateurs d'énergie de l'Union de tirer pleinement parti des avantages de l'intégration des marchés de l'électricité et de la concurrence.

(33) Le présent règlement devrait fixer les principes fondamentaux en ce qui concerne la tarification et l'allocation de capacité, tout en prévoyant l'adoption de lignes directrices détaillant d'autres principes et méthodes importants, afin de permettre une adaptation rapide aux nouvelles situations.

(34) La gestion des problèmes de congestion devrait permettre de fournir des signaux économiques corrects aux gestionnaires de réseau de transport et aux acteurs du marché, et devrait être basée sur les mécanismes du marché.

(35) Dans un marché ouvert et compétitif, les gestionnaires de réseau de transport devraient être indemnisés pour les coûts engendrés par le passage de flux transfrontaliers d'électricité sur leurs réseaux par les gestionnaires des réseaux de transport d'où les flux transfrontaliers sont originaires et des systèmes où ces flux aboutissent.

(36) Les paiements et les recettes résultant des compensations entre gestionnaires de réseau de transport devraient être pris en considération lors de la fixation des tarifs de réseaux nationaux.

(37) Le montant réel dû pour l'accès transfrontalier au système peut varier considérablement, selon les gestionnaires de réseau de transport impliqués et du fait des différences de structure des systèmes de tarification appliqués dans les États membres. Un certain degré d'harmonisation est donc nécessaire afin d'éviter des distorsions des échanges.

(38) Il convient d'établir des règles concernant l'utilisation des recettes des procédures de gestion de la congestion, à moins que la nature particulière de l'interconnexion en cause ne justifie une dérogation à ces règles.

(39) Afin d'assurer des conditions de concurrence équitables entre tous les acteurs du marché, les tarifs de réseau devraient être appliqués sans introduire de discrimination, positive ou négative, entre la production raccordée au niveau de la distribution et la production raccordée au niveau du transport. Les tarifs de réseau ne devraient pas créer de discrimination vis-à-vis du stockage d'énergie, ni décourager la participation active de la demande, ni freiner l'amélioration de l'efficacité énergétique.

(40) Afin d'accroître la transparence et la comparabilité dans la fixation des tarifs dans les cas où l'harmonisation contraignante n'est pas considérée comme appropriée, des rapports sur les meilleures pratiques en ce qui concerne les méthodes de tarification devraient être publiés par l'Agence pour la coopération des régulateurs de l'énergie (ACER) instituée par le règlement (UE) 2019/942 du Parlement européen et du Conseil (10).

(41) Comme moyen de mieux assurer un niveau optimal d'investissement dans le réseau transeuropéen, et d'offrir une meilleure solution aux cas dans lesquels il est impossible de mettre en œuvre des projets d'interconnexion viables faute de priorités fixées au niveau national, le recours à des rentes de congestion devrait être réexaminé et contribuer à garantir la disponibilité des capacités d'interconnexion, à les conserver ou à les accroître.

(42) Afin d'assurer une gestion optimale du réseau de transport d'électricité et de permettre les échanges et la fourniture transfrontaliers d'électricité dans l'Union, il y a lieu de créer un REGRT pour l'électricité. Les tâches du REGRT pour l'électricité devraient être exécutées dans le respect des règles de l'Union en matière de concurrence, qui restent applicables à ses décisions. Les tâches du REGRT pour l'électricité devraient être clairement définies et ses méthodes de travail devraient être de nature à garantir son efficacité et sa transparence. Les codes de réseau élaborés par le REGRT pour l'électricité ne sont pas destinés à remplacer les codes de réseau nationaux nécessaires pour les questions non transfrontalières. L'échelon régional permettant de progresser de manière plus efficace, les gestionnaires de réseau de transport devraient mettre en place des structures régionales au sein de la structure de coopération globale tout en veillant à ce que les résultats obtenus à l'échelon régional soient compatibles avec les codes de réseau et les plans décennaux non contraignants de développement du réseau au niveau de l'Union. Les États membres devraient promouvoir la coopération et surveiller l'efficacité du réseau au niveau régional. La coopération au niveau régional devrait être compatible avec la mise en place d'un marché intérieur de l'électricité concurrentiel et efficace.

(43) Le REGRT pour l'électricité devrait réaliser une évaluation européenne solide de l'adéquation des ressources sur les moyen et long termes afin de fournir une base objective pour l'évaluation des difficultés d'adéquation. La difficulté d'adéquation des ressources que visent à traiter les mécanismes de capacité devrait être fondée sur l'évaluation européenne de l'adéquation des ressources. Cette évaluation peut être complétée par des évaluations nationales.

(44) L'objectif de la méthodologie d'évaluation de l'adéquation des ressources à long terme (échéances allant d'un an à dix ans) prévue dans le présent règlement diffère de celui poursuivi par les évaluations d'adéquation saisonnière (échéance à six mois) prévues par l'article 9 du règlement (UE) 2019/941 du Parlement européen et du Conseil (11). Les évaluations à moyen et long termes servent avant tout à identifier les difficultés d'adéquation et à analyser les besoins relatifs aux mécanismes de capacité, alors que les évaluations d'adéquation saisonnière ont pour but d'alerter sur les risques à court terme qui pourraient se concrétiser au cours des six mois suivants et qui pourraient entraîner une dégradation significative de la situation du point de vue de l'approvisionnement en électricité. Les centres de coordination régionaux procèdent également à des évaluations régionales de l'adéquation relatives à l'exploitation du réseau de transport de l'électricité. Il s'agit dans ce cas d'évaluations de l'adéquation à très court terme (échéances allant d'une semaine à un jour) utilisées dans le contexte de l'exploitation du réseau.

(45) Avant d'introduire des mécanismes de capacité, les États membres devraient évaluer les distorsions réglementaires qui contribuent aux difficultés d'adéquation des ressources en question. Les États membres devraient être tenus d'adopter des mesures visant à éliminer les distorsions identifiées et ils devraient adopter un calendrier de mise en œuvre. Les mécanismes de capacité ne devraient être introduits que pour remédier aux difficultés d'adéquation que l'élimination des distorsions ne permet pas de résoudre.

(46) Les États membres qui envisagent d'introduire des mécanismes de capacité devraient établir des objectifs d'adéquation des ressources sur la base d'un processus transparent et vérifiable. Les États membres devraient être libres de fixer comme ils le souhaitent leur propre niveau de sécurité d'approvisionnement.

(47) En vertu de l'article 108 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, la Commission dispose de la compétence exclusive pour évaluer la compatibilité avec le marché intérieur des mesures d'aide d'État que les États membres peuvent mettre en place. Cette évaluation est effectuée sur la base de l'article 107, paragraphe 3, du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne et conformément aux dispositions et lignes directrices en la matière que la Commission peut adopter à cet effet. Le présent règlement est sans préjudice de cette compétence exclusive conférée à la Commission par le traité sur le fonctionnement de l'Union européenne.

(48) Les mécanismes de capacité déjà en place devraient être revus à la lumière du présent règlement.

(49) Des règles détaillées destinées à soutenir une participation transfrontalière effective aux mécanismes de capacité devraient être établies dans le présent règlement. Les gestionnaires de réseau de transport devraient faciliter la participation transfrontalière des producteurs intéressés aux mécanismes de capacité d'autres États membres. À cette fin, ils devraient calculer le volume de capacités pouvant être mis en jeu pour la participation transfrontalière, rendre possible la participation et vérifier les disponibilités. Les autorités de régulation devraient faire respecter les règles transfrontalières dans les États membres.

(50) Les mécanismes de capacité ne devraient pas conduire à une surcompensation tout en assurant dans le même temps la sécurité d'approvisionnement. À cet égard, les mécanismes de capacité autres que les réserves stratégiques devraient être construits de manière à garantir que le prix payé pour la disponibilité tende automatiquement vers zéro lorsqu'il est anticipé que le niveau de capacité qui serait rentable sur le marché de l'énergie en l'absence d'un mécanisme de capacité sera adéquat pour répondre au niveau de capacité demandé.

(51) Afin d'aider les États membres et les régions confrontés à des problèmes sociaux, industriels et économiques du fait de la transition énergétique, la Commission a mis en place une initiative en faveur des régions qui dépendent du charbon et d'activités à forte intensité de carbone. Dans ce contexte, la Commission devrait assister les États membres y compris au moyen d'une aide financière ciblée afin de permettre une transition juste dans ces régions, lorsque cela est possible.

(52) Étant donné les différences entre les systèmes énergétiques nationaux et les limitations techniques des réseaux d'électricité existants, la meilleure approche pour progresser dans l'intégration du marché se situe souvent au niveau régional. La coopération entre les gestionnaires de réseau de transport à ce niveau devrait donc être renforcée. Afin d'assurer une coopération efficace, un nouveau cadre réglementaire devrait prévoir un processus de gouvernance régionale et une surveillance réglementaire plus solides, y compris par un renforcement des compétences décisionnelles de l'ACER pour les questions transfrontalières. Une coopération plus étroite entre les États membres pourrait également être nécessaire dans les situations de crise, afin de renforcer la sécurité d'approvisionnement et de limiter les distorsions sur le marché.

(53) La coordination entre les gestionnaires de réseau de transport au niveau régional s'est concrétisée par la participation obligatoire des gestionnaires de réseau de transport dans les coordinateurs de sécurité régionaux. Il convient de développer davantage la coordination régionale des gestionnaires de réseau de transport en renforçant le cadre institutionnel par la création de centres de coordination régionaux. La création de centres de coordination régionaux devrait tenir compte des initiatives de coordination existantes ou prévues au niveau régional et soutenir l'intégration de plus en plus poussée de l'exploitation des systèmes électriques dans toute l'Union, de manière à assurer l'efficacité et la sécurité de leur fonctionnement. Pour cette raison, il est nécessaire de veiller à ce que la coordination des gestionnaires de réseau de transport par l'intermédiaire des centres de coordination régionaux ait lieu dans toute l'Union. Lorsque les gestionnaires de réseau de transport d'une région donnée ne sont pas encore coordonnés par un centre de coordination régional, en place ou prévu, les gestionnaires de réseau de transport de la région devraient créer ou désigner un centre de coordination régional.

(54) Les centres de coordination régionaux devraient disposer d'un périmètre géographique leur permettant de contribuer efficacement à la coordination des activités des gestionnaires de réseau de transport dans toutes les régions et cela devrait conduire à l'amélioration de la sécurité du système et de l'efficacité du marché. Les centres de coordination régionaux devraient avoir la flexibilité nécessaire pour s'acquitter de leurs tâches dans la région de la façon la mieux adaptée à la nature des différentes tâches qui leur sont confiées.

(55) Les centres de coordination régionaux devraient effectuer des tâches lorsque le niveau régional apporte une valeur ajoutée par rapport aux tâches effectuées au niveau national. Les tâches des centres de coordination régionaux devraient couvrir celles effectuées par les coordinateurs de sécurité régionaux en application du règlement (UE) 2017/1485 de la Commission (12), ainsi que d'autres tâches liées à l'exploitation du système, au fonctionnement du marché et à la préparation aux risques. Les tâches effectuées par les centres de coordination régionaux ne devraient pas comprendre l'exploitation en temps réel du système électrique.

(56) Lorsqu'ils réalisent leurs tâches, les centres de coordination régionaux devraient contribuer à la réalisation des objectifs fixés dans le cadre d'action en matière de climat et d'énergie pour 2030 et 2050.

(57) Les centres de coordination régionaux devraient agir en premier lieu dans l'intérêt de l'exploitation du réseau et du fonctionnement du marché de la région. À cette fin, les centres de coordination régionaux devraient se voir confier les pouvoirs nécessaires pour coordonner les actions devant être prises par les gestionnaires de réseau de transport de la région d'exploitation du réseau au regard de certaines fonctions, et un rôle consultatif accru au regard des autres fonctions.

(58) Les moyens humains, techniques, physiques et financiers des centres de coordination régionaux ne devraient pas être supérieurs à ce qui leur est strictement nécessaire pour l'accomplissement de leurs tâches.

(59) Le REGRT pour l'électricité devrait veiller à ce que les activités des centres de coordination régionaux soient coordonnées au-delà des frontières régionales.

(60) Afin d'améliorer l'efficacité des réseaux de distribution d'électricité de l'Union et d'assurer une coopération étroite entre les gestionnaires de réseau de transport et le REGRT pour l'électricité, une entité des gestionnaires de réseau de distribution de l'Union (ci-après dénommée «entité des GRD de l'Union») devrait être créée. Les tâches de l'entité des GRD de l'Union devraient être clairement définies et sa méthode de travail devrait garantir l'efficacité, la transparence et la représentativité des gestionnaires de réseau de distribution de l'Union. L'entité des GRD de l'Union devrait coopérer étroitement avec le REGRT pour l'électricité sur la préparation et la mise en œuvre des codes de réseau, le cas échéant, et devrait travailler à fournir des orientations relatives à l'intégration, entre autres, de la production distribuée et du stockage d'énergie dans les réseaux de distribution, ou à d'autres domaines ayant trait à la gestion des réseaux de distribution. L'entité des GRD de l'Union devrait en outre tenir dûment compte des spécificités inhérentes aux réseaux de distribution connectés à des systèmes électriques en aval sur des îles qui ne sont pas connectées à d'autres systèmes électriques par des interconnexions.

(61) Il est nécessaire de renforcer la coopération et la coordination entre les gestionnaires de réseau de transport afin de créer des codes de réseau régissant la fourniture et la gestion d'un accès transfrontalier effectif et transparent aux réseaux de transport et d'assurer une planification coordonnée et à échéance suffisamment longue du réseau de transport dans l'Union ainsi qu'une évolution technique satisfaisante dudit réseau, notamment la création de capacités d'interconnexion, en accordant toute l'attention requise au respect de l'environnement. Ces codes de réseau devraient respecter les lignes directrices-cadres non contraignantes qui sont élaborées par l'ACER. L'ACER devrait jouer un rôle dans le réexamen, fondé sur les faits, des projets de codes de réseau, y compris leur respect de ces lignes directrices-cadres, et elle devrait pouvoir en recommander l'adoption par la Commission. L'ACER devrait évaluer les propositions de modifications à apporter aux codes de réseau et devrait pouvoir en recommander l'adoption par la Commission. Les gestionnaires de réseau de transport devraient exploiter leurs réseaux conformément à ces codes de réseau.

(62) L'expérience acquise lors de l'élaboration et l'adoption des codes de réseau a montré qu'il est utile de simplifier la procédure d'élaboration en précisant que l'ACER a le droit de réviser les projets de codes de réseau d'électricité avant de les soumettre à la Commission.

(63) Pour assurer le bon fonctionnement du marché intérieur de l'électricité, il convient de prévoir des procédures qui permettent l'adoption par la Commission de décisions et de lignes directrices en ce qui concerne, entre autres, la tarification et l'allocation de capacité, tout en assurant la participation des autorités de régulation à ce processus, le cas échéant par l'intermédiaire de leur association au niveau de l'Union. Les autorités de régulation, conjointement avec d'autres autorités concernées des États membres, jouent un rôle essentiel dès lors qu'il s'agit de contribuer au bon fonctionnement du marché intérieur de l'électricité.

(64) Tous les acteurs du marché sont concernés par le travail qu'il est prévu de confier au REGRT pour l'électricité. Il est donc essentiel de prévoir un véritable processus de consultation, et les structures existantes créées pour faciliter et rationaliser ce processus, par exemple via les autorités de régulation ou l'ACER, devraient jouer un rôle important.

(65) Afin d'assurer une plus grande transparence concernant l'ensemble du réseau de transport d'électricité dans l'Union, le REGRT pour l'électricité devrait concevoir, publier et mettre à jour régulièrement un plan décennal non contraignant de développement du réseau dans l'ensemble de l'Union. Ledit plan de développement du réseau devrait comporter des réseaux viables de transport d'électricité et les interconnexions régionales nécessaires qui se justifient du point de vue commercial ou sous l'aspect de la sécurité d'approvisionnement.

(66) Il convient d'encourager fortement les investissements dans la réalisation de grandes infrastructures nouvelles tout en assurant le bon fonctionnement du marché intérieur de l'électricité. Afin de renforcer l'effet positif que les interconnexions en courant continu exemptées exercent sur la concurrence et la sécurité d'approvisionnement, l'intérêt de ces projets pour le marché devrait être analysé pendant leur phase de planification et des règles de gestion de la congestion devraient être adoptées. Lorsque des interconnexions en courant continu sont situées sur le territoire de plus d'un État membre, l'ACER devrait, en dernier recours, traiter la demande d'exemption afin de mieux prendre en compte ses incidences transfrontalières et de faciliter son traitement administratif. Par ailleurs, compte tenu du risque exceptionnel associé à la construction de ces grandes infrastructures exemptées des règles de concurrence, les entreprises dotées de structures de fourniture et de production devraient pouvoir bénéficier, pour les projets en question, d'une dérogation temporaire aux règles de dissociation complète des activités. Les dérogations accordées en application du règlement (CE) no 1228/2003 du Parlement européen et du Conseil (13) continuent de s'appliquer jusqu'à leur terme prévu, indiqué dans la décision d'accorder la dérogation. Les infrastructures électriques en mer remplissant une double fonction (connues sous le nom d'«actifs hybrides en mer»), qui combinent le transport d'énergie éolienne produite en mer vers la terre et des interconnexions, devraient également pouvoir bénéficier d'une exemption similaire à celle dont bénéficient, au titre des règles qui leurs sont applicables, les nouvelles interconnexions en courant continu. Lorsque cela est nécessaire, le cadre réglementaire devrait tenir dûment compte de la situation particulière de ces actifs pour surmonter les obstacles à la réalisation d'actifs hybrides en mer rentables du point de vue sociétal.

(67) Afin de renforcer la confiance dans le marché, ses participants doivent être sûrs que ceux d'entre eux qui se livrent à des comportements abusifs peuvent être passibles de sanctions effectives, proportionnées et dissuasives. Il convient d'habiliter les autorités compétentes à enquêter réellement sur les allégations d'abus de marché. Il est nécessaire à cette fin que les autorités compétentes aient accès aux données qui fournissent des informations sur les décisions opérationnelles prises par les fournisseurs. Sur le marché de l'électricité, de nombreuses décisions importantes sont prises par les producteurs, qui devraient tenir les informations relatives à ces décisions à la disposition des autorités compétentes et les leur rendre aisément accessibles pendant une période déterminée. Les autorités compétentes devraient en outre périodiquement vérifier que les gestionnaires de réseau de transport respectent les règles. Les petits producteurs qui n'ont pas la capacité réelle de fausser le marché devraient être exemptés de cette obligation.

(68) Il convient d'inviter les États membres et les autorités compétentes à fournir les informations nécessaires à la Commission. Ces informations devraient être traitées confidentiellement par la Commission. Le cas échéant, la Commission devrait avoir la possibilité de demander les informations nécessaires directement auprès des entreprises concernées, pour autant que les autorités compétentes soient informées.

(69) Il convient que les États membres établissent des règles relatives aux sanctions applicables aux infractions aux dispositions du présent règlement et assurent leur application. Ces sanctions devraient être effectives, proportionnées et dissuasives.

(70) Les États membres, les parties contractantes de la Communauté de l'énergie et d'autres pays tiers qui appliquent le présent règlement ou qui font partie de la zone synchrone de l'Europe continentale devraient coopérer étroitement sur tous les aspects liés à la mise en place d'une région d'échanges d'électricité intégrés et ne devraient pas prendre de mesures de nature à mettre en péril la poursuite de l'intégration des marchés de l'électricité et la sécurité d'approvisionnement des États membres et des parties contractantes.

(71) Au moment de l'adoption du règlement (CE) no 714/2009, il n'existait que quelques règles pour le marché intérieur de l'électricité au niveau de l'Union. Depuis lors, le marché intérieur de l'Union s'est complexifié en raison de la transformation profonde que connaissent actuellement les marchés, en particulier en ce qui concerne le développement de la production d'électricité à partir de sources variables d'énergie renouvelables. Les codes de réseau et les lignes directrices sont dès lors devenus étendus et complets et couvrent des questions à la fois techniques et générales.

(72) Afin d'assurer le degré d'harmonisation minimal requis pour un fonctionnement efficace du marché, il convient de déléguer à la Commission le pouvoir d'adopter des actes conformément à l'article 290 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne en ce qui concerne les éléments non essentiels de certains domaines spécifiques qui sont fondamentaux pour l'intégration du marché. Ces actes devraient porter notamment sur l'adoption et la modification de certains codes de réseau et de certaines lignes directrices lorsqu'ils complètent le présent règlement, la coopération régionale des gestionnaires de réseau de transport et des autorités de régulation, les compensations financières entre gestionnaires de réseaux de transport et l'application des dispositions d'exemption aux nouvelles interconnexions. Il importe particulièrement que la Commission procède aux consultations appropriées durant son travail préparatoire, y compris au niveau des experts, et que ces consultations soient menées conformément aux principes définis dans l'accord interinstitutionnel du 13 avril 2016«Mieux légiférer» (14). En particulier, pour assurer leur égale participation à la préparation des actes délégués, le Parlement européen et le Conseil reçoivent tous les documents au même moment que les experts des États membres, et leurs experts ont systématiquement accès aux réunions des groupes d'experts de la Commission traitant de la préparation des actes délégués.

(73) Afin d'assurer des conditions uniformes d'exécution du présent règlement, il convient de conférer des compétences d'exécution à la Commission conformément à l'article 291 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne. Ces compétences devraient être exercées en conformité avec le règlement (UE) no 182/2011 du Parlement européen et du Conseil (15). Il convient d'avoir recours à la procédure d'examen pour l'adoption de ces actes d'exécution.

(74) Étant donné que l'objectif du présent règlement, à savoir fournir un cadre harmonisé pour les échanges transfrontaliers d'électricité, ne peut pas être atteint de manière suffisante par les États membres mais peut, en raison de sa portée et de ses effets, l'être mieux au niveau de l'Union, celle-ci peut prendre des mesures, conformément au principe de subsidiarité consacré à l'article 5 du traité sur l'Union européenne. Conformément au principe de proportionnalité tel qu'énoncé audit article, le présent règlement n'excède pas ce qui est nécessaire pour atteindre cet objectif.

(75) Pour des raisons de cohérence et de sécurité juridique, aucune disposition du présent règlement ne devrait empêcher l'application des dérogations découlant de l'article 66 de la directive (UE) 2019/944,

ONT ADOPTÉ LE PRÉSENT RÈGLEMENT:

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 (16); 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 (17); 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 1er 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 1er janvier 2026, les périodes contractuelles ne dépassent pas six mois. 12. Au plus tard le 1er 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 1er 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 (18) et de l'article 4, point a) 2), du règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil (19) 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 1er 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