ANNEXE

1. INTRODUCTION

Le règlement (UE) 2019/941 (ci-après, le «règlement») traduit le concept de solidarité dans la pratique et établit un mécanisme d’assistance entre les États membres qui est utilisé lorsque les conditions énoncées dans les dispositions applicables sont remplies. L’assistance est un mécanisme utilisé en dernier recours pour prévenir ou gérer les crises électriques.

1.1. Le mécanisme d’assistance

Si un État membre demande une assistance, le mécanisme d’assistance requiert des États membres qu’ils coopèrent au niveau régional ou bilatéralement (1), dans un esprit de solidarité afin de prévenir et de gérer les crises électriques. En règle générale, les limites de l’aide qu’un État membre peut fournir sont les suivantes:

— la capacité maximale disponible d’échange entre zones, dans les circonstances spécifiques de la crise,

— la quantité d’électricité nécessaire aux fins de protéger la sécurité publique et la sûreté des personnes (2),

— la sécurité d’exploitation de son propre réseau électrique.

Les différents éléments d’un accord régional ou bilatéral traitant des aspects juridiques, techniques et financiers de l’assistance sont déjà couverts en partie par l’article 15 du règlement. En outre, les États membres doivent convenir, dans leurs accords bilatéraux, de tous les éléments et détails nécessaires afin d’apporter certitude et sécurité à tous ceux qui contribuent à la mise en œuvre du mécanisme d’assistance. Ces accords doivent être décrits dans les plans de préparation aux risques respectifs; en particulier, le mécanisme d’indemnisation, ou tout au moins un résumé de celui-ci, doit être inclus. Le règlement et les présentes orientations n’harmonisent pas tous les aspects relatifs à l’indemnisation équitable entre les États membres.

Le concept d’indemnisation visé à l’article 15 du règlement est large. Il englobe les coûts de l’électricité acheminée sur le territoire de l’État membre qui demande l’assistance ainsi que les coûts de transport associés; et tout autre coût raisonnable exposé par l’État membre qui fournit l’assistance.

Plusieurs conditions doivent être remplies pour que le mécanisme d’assistance fonctionne correctement.

Premièrement, les mesures fondées sur le marché doivent être appliquées aussi longtemps que possible. Les États membres doivent s’efforcer de mettre en place des mécanismes ou des plateformes coordonnés permettant une participation active de la demande sur une base volontaire et le partage d’autres capacités flexibles. Cette approche est dans l’intérêt tant des États membres fournisseurs potentiels que des États membres demandeurs pour éviter de devoir appliquer plus en amont des mesures non fondées sur le marché, telles que la réduction forcée de l’approvisionnement des clients. Ce mécanisme est également conforme au principe général du règlement selon lequel le marché devrait disposer d’une marge de manœuvre maximale pour résoudre les problèmes d’approvisionnement en électricité.

Deuxièmement, les prix de gros doivent pouvoir évoluer selon les règles du marché, même en cas de crise électrique, dès lors que le fonctionnement des marchés de l’électricité n’aggrave pas la crise. En fait, les restrictions en matière d’offres et les plafonds tarifaires implicites ou explicites, qui n’obéissent pas aux règles bien conçues du marché (3) empêchent les signaux de prix de refléter les besoins en électricité supplémentaires, et les flux d’électricité ne sont pas dirigés vers les endroits où ils sont nécessaires. En d’autres termes, il convient de permettre la formation des prix du marché sur la base de l’offre et de la demande aussi longtemps que possible en amont d’une crise, et les prix du règlement des déséquilibres après une crise devraient refléter le coût de toute interruption de service pour les clients. On évite ainsi que les plafonds tarifaires implicites dans les règles d’équilibrage ne jouent un rôle dissuasif à l’égard des investissements dans la capacité flexible et fiable qui peut contribuer à éviter les crises électriques.

Troisièmement, l’accès transfrontalier à l’infrastructure devrait être maintenu à tout moment, aussi longtemps que possible sur le plan technique et sur le plan de la sécurité, conformément au règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil (4), même pendant une crise électrique. Les accords devraient, en fonction des contraintes techniques de chaque État membre, assurer le libre accès des acteurs du marché de part et d’autre des frontières à la capacité d’échange entre zones et aux offres axées sur la demande. L’État membre confronté à des difficultés d’approvisionnement pourra ainsi retarder la nécessité de réduire la fourniture aux clients.

Quatrièmement, les États membres sont encouragés à coopérer tout au long des différents stades d’une crise électrique. Une coopération efficace en amont pourrait éviter la survenance ou l’aggravation d’une crise électrique et en atténuer les effets.

Le mécanisme d’assistance ne peut être déclenché par un État membre demandeur qu’en dernier recours, si toutes les possibilités offertes par le marché ont été épuisées ou lorsqu’il est évident que des mesures fondées sur le marché ne suffisent pas à elles seules pour empêcher une nouvelle détérioration de la situation de l’approvisionnement en électricité, en particulier lorsque le marché ne peut pas fournir l’électricité nécessaire aux fins de protéger la sécurité publique et la sûreté des personnes. En outre, les mesures nationales prévues dans le plan de préparation aux risques de l’État membre demandeur doivent avoir été épuisées.

1.2. Base juridique

L’article 15, paragraphe 7, du règlement prévoit qu’après consultation du groupe de coordination pour l’électricité (ECG) et de l’ACER, la Commission doit fournir des orientations non contraignantes concernant les éléments clés de l’indemnisation équitable visée aux paragraphes 3 à 6, et d’autres éléments clés des arrangements techniques, juridiques et financiers visés au paragraphe 3, ainsi que les principes généraux relatifs à l’assistance mutuelle visée au paragraphe 2.

1.3. Champ d’application des lignes directrices

Les articles 12 et 15 du règlement recensent plusieurs éléments et aspects du mécanisme d’assistance qui doivent être convenus et inclus dans les accords régionaux et bilatéraux. Toutefois, le règlement donne aux États membres un large pouvoir d’appréciation pour convenir du contenu de ces mesures coordonnées et, par conséquent, du contenu de l’assistance qu’ils proposent. Il appartient aux États membres de décider et de convenir de ces mesures coordonnées, en particulier en ce qui concerne les arrangements techniques, juridiques et financiers nécessaires à leur mise en œuvre.

Pour apporter des orientations utiles sur ces éléments, ainsi que sur d’autres éléments qui pourraient être inclus dans ces arrangements, il convient d’abord de clarifier dans quelle situation le mécanisme d’assistance pourrait être déclenché, ainsi que les efforts et principes de base qui pourraient empêcher qu’une telle situation se produise. Les présentes orientations non contraignantes ne sont pas destinées à fournir une liste exhaustive et prescriptive adaptée à tous les États membres et ne le peuvent pas, car ceux-ci doivent avoir la liberté de choisir les solutions qui leur conviennent le mieux compte tenu de leurs capacités, de leurs cadres existants, de leur situation et de leurs priorités. Elles recommandent plutôt d’utiliser un ensemble d’éléments nécessaires et facultatifs et décrivent les manières possibles d’appliquer certaines mesures d’assistance.

Il est proposé aux États membres d’élaborer les mesures coordonnées en se fondant, dans la mesure du possible, sur les cadres et procédures nationaux existants, et d’adapter ceux-ci en fonction des nécessités à des fins d’assistance. Ils peuvent, par exemple, recourir aux plateformes ou mécanismes existants pour les mesures fondées sur la demande ou aux mécanismes existants d’indemnisation des clients.

2. ARRANGEMENTS JURIDIQUES, TECHNIQUES ET FINANCIERS

2.1. Arrangements juridiques

Les arrangements juridiques ont pour but d’apporter une sécurité juridique à tous ceux qui participent à la fourniture ou à la réception d’électricité lors d’une crise électrique. Il est conseillé aux États membres intervenant dans l’application du mécanisme d’assistance de mettre en place des arrangements juridiques clairs, transparents et efficaces permettant aux parties prenantes de connaître les règles et les procédures de l’assistance transfrontalière.

L’article 12 du règlement dispose que les plans de préparation aux risques doivent comporter des mesures régionales et, le cas échéant, des mesures bilatérales en vue de prévenir ou de gérer de manière satisfaisante les crises électriques ayant des implications transfrontières. Lorsqu’ils établissent des arrangements juridiques, les États membres peuvent également envisager de constituer des sous-groupes au sein d’une région (5), composés des États membres techniquement capables de se prêter mutuellement assistance. En effet, dans une région étendue, tous les membres ne seront pas nécessairement en mesure de fournir de l’électricité à un autre État membre en cas de crise. Il n’est donc pas nécessaire de conclure des accords régionaux sur des mesures transfrontalières concrètes avec tous les États membres d’une région, mais uniquement avec ceux qui ont la capacité technique de fournir une assistance. Les mesures bilatérales devraient faire l’objet d’un accord entre les États membres qui sont directement connectés mais qui ne se trouvent pas dans la même région.

Il peut y avoir des situations particulières dans lesquelles un État membre n’est pas directement connecté à un autre État membre. Les projets d’interconnexions en cours pourraient changer la donne. Si les interconnexions sont mises en service après l’adoption des plans de préparation aux risques, les États membres concernés devront convenir des arrangements juridiques, financiers et techniques visés à l’article 15 du règlement dans les meilleurs délais et actualiser leurs plans de préparation aux risques afin d’en tenir compte.

2.1.1. États membres concernés

Les États membres concernés par le mécanisme d’assistance sont:

— l’État membre qui a demandé une assistance, et

— tous les États membres qui sont techniquement en mesure de fournir une assistance dans la même région (ayant conclu un accord régional) et les États membres ayant conclu des accords bilatéraux (connectés à l’État membre demandeur mais n’appartenant pas à la même région).

Si l’État membre demandeur a conclu un accord régional et/ou un accord bilatéral, il devrait faire part de son besoin d’assistance à tous les États membres qui peuvent fournir cette assistance.

2.1.2. Demande d’assistance

Étant donné que les crises électriques nécessitent des réponses rapides, il convient que la demande d’assistance adopte une forme courte et normalisée et contienne un nombre minimal d’informations nécessaires. De préférence, les États membres qui concluent un accord régional ou bilatéral peuvent envisager de convenir d’un modèle pour la demande et de le joindre à l’accord en annexe. Les informations suivantes semblent constituer le minimum nécessaire pour répondre efficacement à une demande d’assistance:

— le nom de l’État membre demandeur, y compris de l’entité responsable et de la ou des personnes de contact,

— le nom du gestionnaire de réseau de transport (GRT) ou de l’opérateur désigné du marché de l’électricité (NEMO) et de la ou des personnes de contact responsables,

— l’indication du déficit attendu en termes d’énergie et de puissance (mesuré dans une unité convenue d’un commun accord) et de la durée prévue de ce déficit,

— l’indication, par l’État membre demandeur, des points d’interconnexion ou de livraison préférables, le cas échéant (par exemple, générateurs mobiles),

— pour certains outils techniques faisant l’objet d’un accord (demande de réactivation des centrales électriques mises sous cocon, transfert de générateurs mobiles, activation de réserves stratégiques, etc.), une demande concernant l’indication de la date de la première livraison possible et la durée prévue de l’approvisionnement (en indiquant la période pendant laquelle il est prévu que l’État membre prêtant assistance fournira cette assistance),

— une référence à l’engagement de l’État membre demandeur de verser une indemnisation au titre de l’assistance.

2.1.3. Utilisateurs d’électricité ayant droit à une protection particulière contre les interruptions de service pour des raisons liées à la sécurité publique et à la sûreté des personnes

L’article 11 du règlement décrit les éléments à inclure dans les plans de préparation aux risques en ce qui concerne les mesures nationales visant à prévenir une crise électrique, à s’y préparer et à en atténuer les effets. Le paragraphe 1, point h), autorise les États membres à préciser, en ce qui concerne la sécurité publique et la sûreté des personnes, quelles sont les catégories d’utilisateurs d’électricité qui, conformément au droit national, sont en droit de bénéficier d’une protection particulière contre les interruptions de service, en justifiant la nécessité d’une telle protection. La «sécurité publique et la sûreté des personnes» concernent le bien-être et la protection de la population ainsi que les mesures de prévention et de protection contre les dangers susceptibles d’affecter les utilisateurs en droit de bénéficier d’une protection particulière contre les interruptions de service.

Afin de protéger la sécurité publique et la sûreté des personnes, les États membres devraient mettre en place des mesures particulières pour assurer la continuité de l’alimentation électrique compte tenu:

— des besoins critiques à l’échelon national, régional ou local,

— des questions relatives à la santé et à la sécurité publiques,

— du risque de dommages catastrophiques ou d’un risque élevé de sérieux problèmes de sécurité (dus, par exemple, à des risques environnementaux),

— de l’exposition potentielle à des menaces pour la sûreté,

— des capacités techniques relatives aux interruptions sélectives de service.

En vertu du règlement, les États membres peuvent définir les catégories d’utilisateurs d’électricité qui, conformément au droit national, sont en droit de bénéficier d’une protection particulière contre les interruptions de service. Lorsqu’ils définissent ces catégories, les États membres devraient tenir compte de la durée et de l’ampleur de la crise, qui peuvent influencer la liste des utilisateurs d’électricité qui sont en droit de bénéficier d’une protection particulière contre les interruptions de service. Si la crise persiste au-delà d’une certaine durée ou excède une certaine ampleur, elle peut mettre en danger la vie, la sécurité ou la santé de catégories plus étendues de la population. En tout état de cause, la liste des utilisateurs d’électricité en droit de bénéficier d’une protection particulière contre les interruptions de service devrait être clairement définie dans les plans de préparation aux risques, y compris la catégorie d’utilisateurs qui ne peut être incluse qu’en cas de crise étendue et de longue durée. La liste doit être cohérente avec les scénarios de risque recensés aux niveaux national et régional inclus dans les plans de préparation aux risques et avec leur incidence estimée.

Exemples d’utilisateurs d’électricité qui pourraient être en droit de bénéficier d’une protection particulière contre les interruptions de service:

— secteur de l’énergie: — sous-secteur de l’électricité: exigences critiques propres au système électrique, en particulier celles visant à maintenir les capacités de production et la sûreté nucléaire, et centres de conduite, — sous-secteur du gaz: installations critiques du réseau gazier destinées à maintenir la sécurité des installations gazières et centres de conduite, — raffineries pétrolières et stations de pompage de pétrole essentielles pour maintenir la sécurité des installations,

— secteur des transports: — transport aérien: principaux aéroports et installations de contrôle associées, — transport ferroviaire: opérations ferroviaires importantes si elles dépendent de l’approvisionnement général en électricité, — transport routier: systèmes de contrôle de la gestion du trafic et signalisation routière, — transport maritime: principaux ports et docks et installations de contrôle associées,

— secteur de la santé: établissements de soins de santé (y compris les hôpitaux et les cliniques privées),

— alimentation en eau: installations essentielles d’approvisionnement en eau et d’assainissement,

— services numériques et de télécommunications dont la continuité est une nécessité au niveau national,

— sécurité et sûreté: — services d’urgence de portée nationale/régionale, — installations de protection civile, — sites des forces armées, notamment ceux qui fournissent un soutien à la protection civile, — services pénitentiaires publics ou privés,

— installations administratives dont la continuité est une nécessité au niveau national;

— services financiers dont la continuité est une nécessité au niveau national ou de l’UE;

— sites sur lesquels se déroulent des processus industriels ne pouvant pas être exploités de manière durable avec des générateurs de secours et où l’interruption de service pourrait causer des problèmes de sécurité importants.

Pour les pays qui définissent les catégories d’utilisateurs d’électricité qui, conformément au droit national, sont en droit de bénéficier d’une protection particulière contre les interruptions de service, la liste devrait être tenue à jour et faire apparaître la consommation estimée pour chacun des éléments.

Il est recommandé de veiller à ce que les utilisateurs d’électricité qui sont en droit de bénéficier d’une protection spéciale contre les interruptions de service se soient également dotés de solides mécanismes de continuité de l’activité afin de maintenir un niveau adéquat de fourniture de services en cas de crise électrique et ne comptent pas uniquement sur les dispositions prévues par les plans de préparation aux risques.

En cas de crise électrique, tous les utilisateurs d’électricité qui sont en droit de bénéficier d’une protection particulière contre les interruptions de service devraient également réduire autant que possible leur charge. En cas d’aggravation de la crise et de risque imminent de déficit de l’approvisionnement pour ces utilisateurs d’électricité, il convient, en priorité, d’éviter les pertes en vies humaines et de réduire au minimum les risques de catastrophe susceptible d’entraîner des pertes humaines ou des dommages importants.

2.1.4. Début et fin de la fourniture de l’assistance

L’article 15, paragraphe 3, du règlement dispose que les États membres doivent s’accorder sur le critère de déclenchement de toute assistance et pour sa suspension, sous réserve des arrangements techniques, juridiques et financiers nécessaires.

Conformément à l’article 2, point 9 du règlement, on entend par «crise électrique», une situation actuelle ou imminente dans laquelle il existe une pénurie importante d’électricité, telle que définie par les États membres et décrite dans leurs plans de préparation aux risques, ou dans laquelle il est impossible de fournir de l’électricité aux clients. Lorsque l’autorité compétente de l’État membre concerné déclare une crise électrique, il convient de mettre en œuvre, autant que possible, toutes les mesures convenues.

Il y a lieu de définir le critère de déclenchement de la demande d’assistance en fonction de toute situation existante ou imminente, lorsqu’il est attendu que des mesures non fondées sur le marché soient nécessaires pour éviter ou réduire au minimum les effets de la crise électrique.

En particulier, lorsque des catégories d’utilisateurs d’électricité en droit de bénéficier d’une protection particulière contre les interruptions de service sont définies par le droit national, il convient de définir le critère de déclenchement de la demande d’assistance en fonction d’une situation existante ou imminente dans laquelle un État membre ne peut pas garantir une protection contre les interruptions de service aux catégories d’utilisateurs d’électricité spécifiées en ce qui concerne la sécurité publique et la sûreté des personnes, en dépit de toutes les mesures nationales et non fondées sur le marché. Pour les États membres qui ne définissent pas conformément au droit national les catégories d’utilisateurs d’électricité qui sont en droit de bénéficier d’une protection particulière contre les interruptions de service, il convient de définir le critère de déclenchement de la demande d’assistance en fonction d’une situation existante ou imminente dans laquelle un État membre ne peut pas fournir la quantité d’électricité nécessaire aux fins de la protection de la sécurité publique et de la sûreté des personnes sur son territoire.

Pour chaque scénario de risque recensé dans le plan de préparation aux risques, les États membres devraient préciser l’événement déclencheur. Il peut s’agir d’un événement opérationnel ou non opérationnel. Les événements opérationnels peuvent être la perte de la contrôlabilité, un déséquilibre entre la production et la demande, le manque de réserves ou l’incapacité à fournir de l’électricité en raison de dommages physiques subis par des parties des systèmes. Les événements non opérationnels peuvent être, par exemple, des menaces pour la sécurité d’origine extérieure.

Il est très peu probable qu’une demande d’assistance injustifiée conduise à un recours abusif au mécanisme d’assistance car les conditions à remplir pour déclencher ce mécanisme sont strictes.

Sans préjudice des dispositions figurant dans les accords régionaux ou bilatéraux respectifs qu’ils ont conclus, l’obligation d’assistance cesse de s’appliquer lorsque:

— l’État membre qui a demandé l’assistance informe le ou les États membres qui fournissent l’assistance qu’il est à nouveau en mesure de fournir de l’électricité à ses utilisateurs d’électricité en droit de bénéficier d’une protection particulière contre les interruptions de service ou de garantir la fourniture d’électricité nécessaire à la protection de la sécurité publique et de la sûreté des personnes,

— l’État membre qui fournit une assistance ne peut plus approvisionner ses propres utilisateurs d’électricité, en particulier les utilisateurs en droit de bénéficier d’une protection particulière contre les interruptions de service, ou ne peut plus garantir la fourniture d’électricité aux fins de la protection de la sécurité publique et de la sûreté des personnes en raison d’une détérioration de son propre système. Il peut également arriver que, malgré une crise électrique aiguë en cours, l’État membre ayant initialement demandé une assistance décide de demander la suspension de cette assistance, parce qu’il n’a pas les moyens de payer, par exemple.

2.1.5. Rôles et responsabilités

Les États membres devraient assumer la responsabilité ultime de la gestion du mécanisme d’assistance. Cela comprend, en particulier, la décision de faire appel à l’assistance et le suivi global de la manière dont les entités responsables de tâches spécifiques utilisent le mécanisme. Le règlement n’exige pas la création de nouvelles entités spécifiques. Il est conseillé aux États membres de confier les responsabilités de préférence à des entités existantes ou, dans des circonstances particulières, à de nouvelles entités, en tenant compte de leur structure organisationnelle et de leur expérience en matière de gestion de crise et d’intervention d’urgence. Afin de réduire les coûts et, en particulier, d’éviter les coûts fixes, les États membres devraient, lorsque c’est possible, s’appuyer sur les mécanismes existants. Le principe directeur à cet égard devrait consister à garantir efficacité et efficience dans la fourniture de l’assistance.

Les autorités compétentes au titre du règlement sont responsables de la mise en œuvre du cadre, les tâches et les responsabilités étant clairement assignées aux acteurs respectifs tels que le coordinateur national de crise, le coordinateur ou une équipe composée des gestionnaires nationaux de crise électrique concernés, des GRT, de l’autorité de régulation nationale et des entreprises d’électricité. Les autorités compétentes sont également les mieux placées pour élaborer les accords régionaux et bilatéraux avec les autorités compétentes des autres États membres. Ces accords constitueront la base juridique de l’assistance, y compris le paiement des indemnisations et le règlement financier consécutif à la fourniture de l’assistance. Les États membres et leurs autorités compétentes sont également les mieux placés pour assumer la responsabilité de l’envoi ou de la réception des demandes d’assistance, de la coordination des mesures et de la notification lorsque la demande d’assistance aura été suspendue. En dernière instance, la responsabilité financière liée aux indemnisations devrait également incomber à l’État membre, afin de fournir des garanties suffisantes quant au versement rapide d’une indemnisation équitable.

Sous réserve des contraintes techniques et juridiques propres à chaque État membre, les autorités de régulation nationales sont les mieux placées pour diriger la procédure de calcul des coûts d’indemnisation, ou au moins y participer. Les GRT devraient de préférence être chargés de l’acheminement des quantités d’électricité nécessaires, et ce, de manière rentable.

Les GRT, avec le soutien des centres de coordination régionaux et des coordinateurs régionaux de la sécurité (en attendant la création de centres de coordination régionaux), sont les mieux placés pour assumer la responsabilité de la coordination de tous les aspects techniques et de la mise en œuvre de toutes les mesures opérationnelles nécessaires lorsque le mécanisme d’assistance est activé. L’entité dans l’État membre qui est chargé de fournir une assistance pourrait également se voir confier la tâche de recueillir les demandes de paiement relatives à l’électricité et aux coûts supplémentaires, de les vérifier et de les rediriger vers l’entité responsable dans l’État membre qui a bénéficié de l’assistance. Dans ce contexte, une approche de guichet unique serait utile. Il est conseillé aux États membres de déterminer d’un commun accord l’entité chargée de recueillir et de rediriger les demandes d’indemnisation pour réduction de fourniture.

Prévoir un médiateur dans les accords régionaux et bilatéraux conclus entre les États membres pourrait rassurer toutes les parties quant au paiement et au calcul des coûts d’indemnisation. Le médiateur aiderait à résoudre tout différend concernant le montant de l’indemnisation à verser.

2.1.6. Forme juridique des accords régionaux et bilatéraux

Il n’y a pas d’exigence explicite en ce qui concerne la forme juridique des accords régionaux et bilatéraux. Les États membres sont libres de trouver une forme juridique créant des droits et des obligations entre eux en cas d’application du mécanisme d’assistance. Le droit de demander une assistance et l’obligation de prêter assistance sont énoncés aux articles 14 et 15 du règlement. Les accords bilatéraux définiront les modalités de l’exercice de ces droits et obligations établis dans le droit de l’Union. Ces accords seront de nature opérationnelle et non politique. En fonction des exigences du droit national de chaque État membre, il peut suffire, à des fins de mise en œuvre, que les autorités compétentes concluent un arrangement administratif contraignant. Un tel arrangement pourrait comprendre des dispositions issues de traités régionaux bilatéraux existants, des arrangements contractuels entre GRT ou des conditions d’octroi de licences spécifiques pour les entités du secteur de l’électricité, à condition qu’elles soient supervisées par les autorités compétentes pertinentes. En revanche, un instrument juridique non contraignant tel qu’un protocole d’accord ne serait pas suffisant en lui-même, car il ne crée pas d’obligations juridiques entre les participants. Des arrangements sous la forme d’un protocole ne suffiraient donc pas, à eux seuls, pour répondre aux exigences de l’article 15 relatives à la création d’un système juridiquement contraignant de solidarité, et pourraient être interprétés comme un manquement à l’application de l’article 15 (6).

2.1.7. Assistance avant la conclusion d’accords régionaux et bilatéraux

Conformément à l’article 15 du règlement, en cas de crise électrique, si les États membres n’ont pas encore convenu des mesures coordonnées ni des arrangements techniques, juridiques et financiers, ils devraient se mettre d’accord sur des mesures et des arrangements ad hoc, y compris en ce qui concerne l’indemnisation équitable. Lorsqu’un État membre demande une assistance avant que de telles mesures et arrangements ad hoc n’aient été convenus, il devrait s’engager, avant de recevoir cette assistance, à verser une indemnisation équitable.

2.1.8. Traitement des informations confidentielles

Toute procédure faisant intervenir des États membres ou leurs autorités visées dans le règlement doit être mise en œuvre par ceux-ci conformément aux règles applicables, y compris les règles nationales relatives au traitement des informations et processus confidentiels. Si cela conduit à une situation dans laquelle les informations ne peuvent pas être divulguées, notamment dans le cadre de plans de préparation aux risques, l’État membre ou l’autorité peut en fournir un résumé non confidentiel, ou est tenu de le communiquer sur demande.

Lorsque la Commission, l’ACER, le groupe de coordination pour l’électricité, le REGRT pour l’électricité, les États membres, les autorités nationales compétentes, les autorités de régulation et tout autre organisme, entité ou personne concerné reçoivent des informations confidentielles en application du règlement, ils devraient garantir la confidentialité des informations sensibles.

2.2. Arrangements techniques

Les arrangements techniques ont pour but de décrire toutes les dispositions et conditions techniques nécessaires qui permettraient au mécanisme d’assistance de fonctionner dans la pratique. Cela nécessiterait un partage préalable obligatoire des informations relatives aux capacités et contraintes techniques de l’infrastructure électrique concernée et aux quantités théoriques maximales d’électricité pertinentes aux fins de l’assistance, assorti d’une évaluation des contraintes techniques qui rendraient difficile la fourniture d’assistance. S’il existe des contraintes d’ordre technique ou autre, les États membres sont encouragés à déterminer et à se mettre d’accord sur des solutions mutuellement acceptables qui seraient appliquées afin de garantir la capacité d’échange entre zones nécessaire si le mécanisme d’assistance est activé.

Il se peut, en fonction des contraintes techniques propres à chaque État membre, que les GRT, avec l’aide du centre de coordination régional, soient les mieux placés pour endosser la responsabilité de la coordination de tous les aspects techniques et de la mise en œuvre de toutes les mesures opérationnelles nécessaires, en se fondant sur leur connaissance des réseaux électriques et sur leurs dispositifs de coopération transfrontalière existants en cas d’urgence (7). Ces structures, accords et expérience existants devraient servir de base pour la fourniture d’assistance. Dans tous les cas, il convient d’identifier un cadre global clair (s’il en existe déjà un), comprenant également des conditions techniques, ou d’en établir un, au sein duquel la coopération nécessaire pourra être assurée en garantissant la sécurité juridique. Les données techniques peuvent être mises à jour, s’il y a lieu, dans les plans de préparation aux risques.

2.2.1. Solutions techniques et coordination (article 15, paragraphe 2)

Des solutions et arrangements techniques peuvent être adoptés pour les différentes parties de l’infrastructure dans un État membre donné. Ils fourniront une image claire de l’assistance disponible et des contraintes techniques en jeu et permettront de mieux estimer les coûts de mise en œuvre de chaque mesure (le cas échéant). Étant donné que les situations de crise potentielles peuvent être très différentes les unes des autres, il est important que les États membres disposent d’un large éventail d’options et d’outils sur lesquels s’appuyer. Une liste indicative et non exhaustive de solutions techniques peut être décrite dans les arrangements techniques, afin que les parties aient connaissance des mesures qui pourraient être prises à des fins d’assistance avant et pendant un état d’urgence. Des simulations des mesures d’assistance peuvent être utiles pour la préparation à ces situations.

Les lignes directrices sur la gestion du réseau (8) et le code de réseau sur l’état d’urgence et la reconstitution (9) constituent un recueil de règles détaillées régissant la manière dont les gestionnaires de réseau de transport et les autres parties prenantes devraient agir et coopérer pour veiller à la sécurité du système. Ils harmonisent également les normes techniques et les protocoles d’urgence des GRT à l’intérieur de chaque zone synchrone. Ces règles techniques visent à garantir que la plupart des incidents électriques sont traités efficacement au niveau opérationnel. Pour faire face à des situations de crise électrique qui pourraient avoir une ampleur et un impact plus importants dans l’hypothèse où les règles du marché et de l’exploitation du système ne seraient plus suffisantes, les États membres devraient convenir de mesures spécifiques allant au-delà de la responsabilité des GRT en matière de prévention, de préparation et de gestion des situations de crise. Même lors de ces situations de crise, il convient de respecter les règles régissant le marché intérieur et les règles d’exploitation du système figurant dans les lignes directrices sur la gestion du réseau et le code de réseau sur l’état d’urgence et la reconstitution (qui régissent la réduction des transactions, la limitation de la fourniture d’une capacité d’échange entre zones pour l’allocation de la capacité ou la limitation de la fourniture des programmes).

Le code de réseau sur l’état d’urgence et la reconstitution fixe les exigences relatives à la gestion par les GRT des états d’urgence, de panne généralisée et de reconstitution et à la coordination de l’exploitation du réseau dans l’ensemble de l’Union lors de ces situations, y compris la procédure de suspension des activités de marché, le plan de défense et le plan de reconstitution. Le plan de défense du réseau est l’ensemble des mesures techniques et organisationnelles à prendre afin d’empêcher la propagation ou l’aggravation d’une perturbation sur le réseau de transport, afin d’éviter une perturbation avec état de zone étendue et un état de panne généralisée.

Les arrangements et solutions techniques devraient tirer pleinement parti des possibilités offertes par la coopération régionale. Par conséquent, ces arrangements devraient comporter les mesures techniques convenues pour prévenir la crise, ainsi que les mesures techniques convenues pour atténuer ses effets et éviter qu’elle ne s’intensifie une fois qu’elle s’est déclarée.

Certaines solutions techniques sont préventives, c’est-à-dire mises en œuvre bien à l’avance afin de minimiser le risque de crises futures (par exemple, le développement de produits de redispatching hivernal pour des événements extrêmes ou la modification de la durée d’une interruption planifiée). D’autres sont appliquées juste avant l’événement, c’est-à-dire lorsqu’il est manifeste que la crise pourrait avoir lieu (dans la phase de préparation). Enfin, d’autres sont déployées pendant la perturbation afin de limiter ou d’écourter les effets de la crise.

Il est recommandé que les plans de préparation aux risques incluent, pour chacune des solutions techniques, des informations sur leur capacité (GWh/semaine), que celle-ci ait déjà fait ou non l’objet d’une vérification pratique, sur le délai de démarrage entre la prise de décision et ses effets, sur sa durée potentielle, sur l’entité responsable de chaque mesure, sur la dépendance à d’autres mesures, sur les effets indésirables, ainsi que toute autre observation. En ce qui concerne les solutions non fondées sur le marché, conformément à l’article 11, paragraphe 1, point g), il convient d’indiquer de quelle manière elles respectent les exigences prévues à l’article 16.

Lorsque la crise est déclarée existante ou imminente, une coordination devra être assurée entre les acteurs concernés parmi les GRT, les NEMO, les gestionnaires de réseau de distribution (GRD), les coordonnateurs nationaux des mesures d’urgence, les autorités compétentes et les entités intervenant dans la livraison de l’électricité. Ils devraient être impliqués suffisamment tôt dans les discussions sur les dispositions relatives à l’assistance et, éventuellement, être invités à travailler ensemble pour mettre en œuvre ces dispositions.

Dans des cas exceptionnels où une capacité d’échange entre zones a été offerte au marché mais n’a pas été utilisée, les GRT devraient être autorisés à l’utiliser.

2.2.2. Informations techniques dans l’alerte précoce et la déclaration de crise (article 14) et méthodologie d’estimation conformément à l’article 15, paragraphe 3 (à réévaluer sur la base de la faisabilité technique de la fourniture quand l’assistance est requise lors d’une crise)

Dans un souci de transparence et comme base des discussions sur l’assistance requise, les États membres devraient informer les autres États membres signataires de leur accord régional et de tout autre accord bilatéral (c’est-à-dire les fournisseurs potentiels d’assistance), des quantités maximales théoriques d’électricité qu’ils peuvent demander, du statut et de la limite de la capacité d’échange entre zones, de la période envisagée pendant laquelle une assistance sera demandée et du critère de déclenchement de l’assistance. Néanmoins, les quantités d’électricité nécessaires, demandées et disponibles ne seront connues précisément que lorsque le mécanisme d’assistance aura été déclenché. Pour le calcul de ces quantités d’électricité maximales théoriques, au minimum les éléments suivants devraient être pris en compte:

— indication du déficit attendu en termes d’énergie et de puissance et durée prévue de cet écart découlant de l’indisponibilité de la production et/ou de la capacité d’échange entre zones,

— indication de l’incertitude du déficit attendu, qui est fonction de la prévisibilité limitée de la production variable d’énergie renouvelable, de la prévisibilité limitée de la demande réelle et de l’éventualité d’interruptions imprévues des actifs de production,

— caractéristiques propres au système de l’État membre: l’état des interconnexions, le cas échéant (en cas de panne), le niveau des réservoirs hydrauliques et son évolution attendue, la capacité de stockage, les possibilités de la participation active de la demande, l’éventualité d’une pénurie de combustible, etc.,

— toute autre caractéristique opérationnelle critique susceptible d’être affectée par la crise (par exemple, une pénurie de gaz pourrait avoir une incidence sur les capacités de contrôle de la fréquence d’une zone donnée ou réduire les quantités disponibles de réserves de stabilisation de la fréquence et de réserves de restauration de la fréquence avec activation automatique).

Les dernières évaluations de l’adéquation saisonnières et à court terme peuvent constituer un bon point de départ pour l’analyse des quantités d’électricité potentielles. Les informations précédentes devraient être mises à jour lorsque de nouvelles informations sont disponibles et lorsque la crise a effectivement lieu, afin de réévaluer les exigences et l’état du système.

2.2.3. Sécurité opérationnelle des réseaux

Les scénarios de risque peuvent prendre en compte des événements plus extrêmes, d’autres aléas exceptionnels et des aléas hors dimensionnement, non pris en compte dans la liste des aléas (10), ou des violations des limites de la sécurité d’exploitation à prendre en compte. Il convient de procéder à une évaluation spécifique afin de déterminer les situations potentielles non liées à la sécurité et les lignes d’action possibles pour y remédier.

Les arrangements peuvent fournir une description des possibilités et contraintes techniques des réseaux d’électricité individuels qui doivent être opérationnels pour que l’ensemble du système électrique fonctionne de manière sûre et fiable. Ces informations sont importantes tant pour les États membres fournissant une assistance que pour ceux qui en bénéficient.

2.2.4. Respect des règles du marché

Conformément à l’article 16 du règlement, les mesures prises pour prévenir ou atténuer les crises électriques doivent respecter les règles régissant le marché intérieur de l’électricité et le fonctionnement du système. Il convient notamment que les marchés restent actifs et que les mesures de marché soient mises en œuvre dans toute la mesure du possible. Autrement dit, les prix devraient respecter les conditions de l’offre et de la demande et l’accès aux interconnexions transfrontalières devrait demeurer ouvert dans des conditions normales. Les prix élevés (en période de pénurie) devraient être considérés comme normaux dans le fonctionnement des marchés de l’électricité, car ils constituent un outil essentiel pour déclencher l’apport d’électricité additionnelle et répondre à la demande tant à court qu’à long termes.

De même, la ligne directrice sur la gestion du système doit être suivie en cas d’état normal et d’état d’alerte du système et le code de réseau sur l’état d’urgence et la reconstitution doit être suivi en cas d’état d’urgence, de panne généralisée et de reconstitution.

2.2.5. Activation de mesures non fondées sur le marché

En vertu de l’article 16 du règlement, en cas de crise de l’électricité, les mesures non fondées sur le marché peuvent être activées uniquement:

— en dernier ressort, si toutes les possibilités offertes par le marché ont été épuisées, ou

— s’il est évident que les mesures de marché ne suffisent pas à elles seules pour empêcher une nouvelle détérioration de la situation de l’approvisionnement en électricité.

En outre, les mesures non fondées sur le marché ne sauraient fausser indûment la concurrence ni le fonctionnement efficace du marché intérieur de l’électricité. Elles doivent être nécessaires, proportionnées, non discriminatoires et temporaires. Les mesures non fondées sur le marché qui constituent une restriction des flux d’électricité entre les États membres ne peuvent aller au-delà des mesures énumérées au point 2.2.5.1 et ne peuvent être engagées que dans les conditions prévues par les règles visées à ce point.

Les mesures non fondées sur le marché devraient être activées le plus tard possible, en tenant compte des informations les plus récentes concernant la situation du système électrique (état du système et prévisions). En outre, il convient de laisser suffisamment de temps pour communiquer aux États membres, aux GRT, aux parties concernées et aux NEMO dans la région et pour prendre les mesures nécessaires. La durée des mesures non fondées sur le marché doit être aussi courte que possible et les heures auxquelles elles sont appliquées doivent être établies à l’avance.

2.2.5.1. Mesures non fondées sur le marché constituant une restriction des flux d’électricité entre États membres

La réduction des transactions peut être effectuée dans les cas suivants:

a) réduction de la capacité d’échange entre zones déjà allouée [visée à l’article 51 du règlement (UE) 2016/1719 de la Commission du 26 septembre 2016 établissant une ligne directrice relative à l’allocation de la capacité à terme (11) et à l’article 72 du règlement (UE) 2015/1222 de la Commission du 24 juillet 2015 établissant une ligne directrice relative à l’allocation de la capacité et à la gestion de la congestion (12)];

b) limitation de la mise à disposition de la capacité d’échange entre zones pour l’allocation de la capacité [visée à l’article 16, paragraphe 3, du règlement (UE) 2019/943 et à l’article 35, paragraphe 2, point a), du règlement (UE) 2017/2196 de la Commission du 24 novembre 2017 établissant un code de réseau sur l’état d’urgence et la reconstitution du réseau électrique (13)]; ou

c) limitation de la fourniture des programmes après le résultat des marchés journaliers ou infrajournaliers [visés à l’article 111, paragraphes 1 et 2, du règlement (UE) 2017/1485 de la Commission (14)].

Les sous-sections ci-dessous décrivent les règles en vigueur applicables à chaque cas.

a) Réduction de la capacité d’échange entre zones déjà allouée [visée au règlement (UE) 2016/1719 et au règlement (UE) 2015/1222]

L’article 51 du règlement (UE) 2016/1719 établissant une ligne directrice relative à l’allocation de capacité à terme dispose que tous les GRT doivent élaborer des règles d’allocation harmonisées pour les droits de transport à long terme. Les règles relatives à la réduction de la capacité d’échange entre zones à long terme sont établies au titre 9 des règles d’allocation harmonisées (15).

L’article 72, paragraphe 1, du règlement (UE) 2015/1222 établissant une ligne directrice sur l’allocation de la capacité et la gestion de la congestion établit que la réduction de la capacité d’échange entre zones allouée n’est possible qu’en cas de force majeure ou de situation d’urgence dans laquelle le GRT doit agir rapidement et que le redispatching et les échanges de contrepartie ne sont pas possibles. Dans tous les cas, la réduction doit être réalisée de manière coordonnée, en relation avec tous les GRT directement concernés. L’article 72, paragraphe 3, établit la manière dont la réduction doit être compensée.

b) Limitation de la mise à disposition de la capacité d’échange entre zones pour l’allocation de la capacité [visée au règlement (UE) 2019/943 et au règlement (UE) 2017/2196]

La limitation de la mise à disposition de la capacité d’échange entre zones pour l’allocation de la capacité n’est possible que lorsqu’on s’attend à ce que le réseau de transport ne soit pas rétabli à l’état normal ou d’alerte.

c) Limitation de la fourniture des programmes [visée au règlement (UE) 2017/1485]

La limitation des horaires en raison de problèmes locaux dans le réseau physique ou dans les systèmes d’information et de communication (outils et moyens de communication) devrait être communiquée dès que possible. En cas de problème lié aux TIC, d’autres voies de communication ou procédures de sauvegarde devraient être mises en place pour limiter les effets du problème. En cas de problème dans le réseau physique qui entraîne une limitation des programmes, il convient que les plans de préparation au risque au niveau national définissent la procédure de gestion et de compensation.

2.2.5.2. Suspension du marché

L’article 35, paragraphe 1, du règlement (UE) 2017/2196 établissant un code de réseau sur l’état d’urgence et la reconstitution du réseau électrique définit les cas dans lesquels les activités de marché peuvent être suspendues.

L’article 35, paragraphe 2, énumère les activités de marché que le gestionnaire de réseau de transport peut suspendre temporairement. Les GRT d’une région doivent se mettre d’accord sur la décision concernant la suspension de chacune des activités et la justification de cette décision.

Aucune mesure de crise convenue au niveau régional ou bilatéralement ni aucune mesure nationale non fondée sur le marché ne saurait entraîner la suspension du fonctionnement du marché pour des raisons autres que celles énumérées à l’article 35, paragraphe 1, du règlement (UE) 2017/2196 établissant un code de réseau sur l’état d’urgence et la reconstitution du réseau électrique.

2.3. Arrangements financiers

Les arrangements financiers devraient assurer le paiement d’un prix approprié pour l’électricité fournie dans le cadre du mécanisme d’assistance. Ces arrangements peuvent couvrir le calcul des coûts, l’indemnisation au titre du mécanisme d’assistance (y compris l’indemnisation pour réduction des livraisons) et les procédures de paiement à déterminer et à établir entre les entités concernées.

Les arrangements financiers ne devraient pas introduire d’incitations perverses, qui pourraient elles-mêmes déclencher le besoin d’assistance. L’indemnisation au titre du mécanisme d’assistance est présumée couvrir au maximum les coûts réellement encourus; elle ne peut devenir une source de profit pour l’entité qui fournit l’électricité. L’État membre qui bénéficie d’une assistance devrait verser rapidement à l’État membre fournisseur un prix équitable pour l’électricité reçue. Ce dernier déterminera ensuite la manière de gérer ces fonds et de les combiner avec les règles en vigueur en matière de règlement des déséquilibres.

Toute indemnisation versée à des clients dont les livraisons ont été réduites du fait d’une urgence, en vertu de l’obligation de répondre à une demande d’assistance transfrontalière ou d’une urgence nationale, devrait être la même que celle prévue par la législation nationale.

Compte tenu de ce qui précède, les États membres peuvent maintenir le mécanisme national existant (sur l’indemnisation pour réduction forcée des livraisons) pour les urgences purement nationales (c’est-à-dire lorsqu’il n’y a pas de demande d’assistance). Cela leur donne la liberté de décider s’ils souhaitent indemniser ou non les clients ayant fait l’objet de réductions forcées. Cependant, lorsqu’une situation d’urgence nationale évolue en une situation où des mesures d’assistance transfrontalières sont déclenchées, une solution peut consister à répartir l’indemnisation au titre du mécanisme d’assistance versée par l’État membre demandeur à l’État membre fournissant l’assistance entre tous les groupes de consommateurs ayant fait l’objet de réductions forcées, que la réduction ait eu lieu avant ou après le déclenchement des mesures d’assistance. Cette option se fonderait sur un dispositif conçu dans l’État membre répondant à la demande d’assistance, mais s’appuierait de préférence sur une approche de type «coût de l’énergie non distribuée». Les États membres peuvent également décider de verser une indemnisation au titre du mécanisme d’assistance dans un «fonds d’assistance» géré de manière centralisée. Ainsi, les mécanismes d’indemnisation nationaux existants pour réduction des livraisons restent du ressort des États membres et des approches différentes dans les États membres ne conduiront pas à un traitement différent des groupes de consommateurs ayant fait l’objet de réductions dans un pays lorsque des mesures d’assistance transfrontalières sont fournies et qu’une indemnisation au titre du mécanisme d’assistance est obligatoire.

Les principaux éléments de l’indemnisation au titre du mécanisme d’assistance sont i) le prix de l’électricité et ii) les coûts supplémentaires supportés par l’État membre qui fournit l’assistance pour faire en sorte que l’électricité franchisse la frontière, sur la base des coûts effectivement encourus autorisés par le cadre juridique national de l’État membre fournissant l’assistance.

Des approches différentes pour déterminer le prix de l’électricité peuvent être utilisées et convenues dans le cadre des arrangements. Cependant, il est important que les arrangements soient clairs quant à l’approche convenue et aux circonstances dans lesquelles ils s’appliqueraient, et qu’ils définissent tous les paramètres connus qui seraient utilisés (par exemple, la prime, si le principe de la «dernière transaction connue plus prime» est choisi).

2.3.1. Prix de l’électricité

Les arrangements financiers devraient faire référence au prix de l’électricité livrée et/ou à la méthode de fixation du prix, compte tenu de l’impact sur le fonctionnement du marché. Cette dernière condition peut être comprise comme la recherche d’un prix ou d’une méthodologie qui ne fausse pas le marché ni ne crée d’incitations contre-productives. Le prix de l’électricité servant de base à l’indemnisation au titre du mécanisme d’assistance est déterminé (par le marché ou par d’autres moyens) dans l’État membre qui répond à la demande d’assistance.

a) Prix du marché

Le prix de l’électricité fournie au titre du mécanisme d’assistance devrait respecter le principe directeur de ne pas être inférieur au prix du marché, car cela conduirait à des incitations contre-productives. Si le prix n’est pas gelé et qu’on le laisse suivre de façon dynamique la demande et l’offre d’électricité, il est en mesure de fournir un signal même en cas de crise.

En ce qui concerne les prix du marché de manière générale, un facteur clé est le niveau d’intégration du marché considéré comme scénario de base. Si l’on part de l’hypothèse d’une mise en œuvre intégrale du marché intérieur de l’électricité, y compris les marchés d’équilibrage, le prix de référence pourrait alors être fourni directement par n’importe laquelle des futures plateformes créées pour l’échange d’énergie d’équilibrage conformément au règlement (UE) 2017/2195 de la Commission (16). Une méthode de calcul du «prix de référence» ne serait nécessaire que lorsqu’il n’y a plus d’offres disponibles sur le marché d’équilibrage (ce qui pourrait indiquer une crise simultanée) ou lorsque les spécificités du marché (c’est-à-dire l’existence de produits d’équilibrage purement nationaux) ne permettent pas leur activation par l’État membre demandeur. Enfin, s’il n’y a plus d’offres disponibles sur le marché d’équilibrage (c’est-à-dire qu’il n’y a plus de ressources disponibles sur le marché), le dernier outil disponible est le délestage. Dans ce cas, le prix de l’énergie devrait refléter le coût de la mise en œuvre de ce délestage [voir point b)].

b) Tarification administrative/réduction forcée des livraisons

En l’absence de prix du marché, d’autres approches peuvent être nécessaires pour fixer le prix de l’électricité, telles que le dernier prix connu sur le marché d’équilibrage ou le dernier prix connu sur le marché infrajournalier, si ce dernier est plus élevé. À défaut, le prix du dernier échange d’électricité connu ou de la dernière mesure relative à l’électricité connue, avec ou sans prime, peut également servir d’indicateur. Une prime peut être envisagée afin de combler l’écart — si un tel écart existe — entre le dernier prix connu et le coût de l’énergie non distribuée pour les clients dont les livraisons ont été réduites (17).

Il est possible de calculer le coût de l’énergie non distribuée pour déterminer le prix des quantités d’électricité correspondant à une réduction forcée dans l’État membre qui fournit l’assistance. Le coût reflète les avantages que le groupe de consommateurs spécifique a perdus du fait des réductions de livraisons. Il y a lieu d’établir le coût de l’énergie non distribuée à l’aide de la méthode visée à l’article 11 du règlement (UE) 2019/943.

Généralement, les coûts ainsi obtenus seront également pris en compte dans l’ordre de priorité de réduction des livraisons établi dans les plans de préparation aux risques.

Enfin, il peut être utile de rechercher une méthodologie de fixation des prix par l’autorité de régulation nationale ou par l’autorité compétente, ou d’utiliser une variable indicative, telle que le prix des options d’achat (18).

c) Consentement à payer

Il peut être raisonnable de déterminer le montant maximum que chaque État membre est disposé à payer pour l’électricité en situation de crise. La valeur maximale correspondrait probablement au coût de l’énergie non distribuée pour les catégories de consommateurs d’électricité qui ont le droit de bénéficier d’une protection spéciale contre l’interruption de la fourniture d’électricité dans un État membre donné. Si le prix de l’électricité dépasse cette valeur, il n’est peut-être pas dans l’intérêt de l’État membre de demander de l’électricité dans le cadre du mécanisme d’assistance. Cette information, cependant, ne doit pas nécessairement faire partie des arrangements ou apparaître dans les plans.

2.3.2. Autres catégories de coûts

Les arrangements financiers devraient couvrir toutes les autres catégories de coûts, y compris les coûts pertinents et raisonnables des mesures établies à l’avance (article 15, paragraphe 4, du règlement), qui devront faire rapidement l’objet d’une indemnisation équitable. Les coûts supplémentaires devraient être réduits au minimum et il conviendrait de veiller à éviter le double comptage, étant donné que certains éléments de coût supplémentaires peuvent déjà être pris en compte dans le prix de l’électricité.

a) Coûts de transport associés

La compensation devrait couvrir les coûts de transmission liés à la capacité requise pour les quantités d’assistance.

b) Dommages causés aux clients ayant fait l’objet d’une réduction forcée (indemnisation pour réduction des livraisons)

Parmi les autres coûts peuvent figurer les coûts découlant de l’obligation de verser une indemnisation dans l’État membre fournissant l’assistance, y compris les dommages causés aux clients ayant fait l’objet d’une réduction forcée. De tels coûts peuvent être inclus dans le coût de l’indemnisation si le cadre juridique national prévoit l’obligation de payer, en plus du prix de l’électricité, un dédommagement aux clients ayant fait l’objet d’une réduction forcée, y compris une indemnisation pour les dommages économiques. La méthodologie applicable au calcul doit être incluse dans les arrangements. Il peut être convenu de répercuter le montant de l’indemnisation effectivement encouru sur les entités qui utilisent l’électricité au titre du mécanisme d’assistance dans l’État membre bénéficiaire.

Cependant, les coûts des dommages causés aux clients ayant fait l’objet d’une réduction forcée ne peuvent être couverts par une indemnisation que s’ils ne sont pas pris en compte dans le prix de l’électricité que l’État membre qui fait appel au mécanisme d’assistance doit payer. L’État membre qui fait appel au mécanisme d’assistance ne devrait pas avoir à payer une double indemnisation pour les mêmes coûts.

c) Coût des procédures judiciaires dans l’État membre qui répond à une demande d’assistance

D’autres coûts peuvent également provenir du remboursement de toute indemnisation résultant d’une procédure judiciaire, d’une procédure d’arbitrage ou de procédures et règlements similaires et des coûts connexes de ce type de procédure entre l’État membre qui répond à la demande d’assistance et les entités impliquées dans la réponse à cette demande [article 15, paragraphe 4, point b), du règlement]. Cependant, cette indemnisation ne devrait être versée que sur présentation d’une preuve des coûts encourus.

En cas de litige impliquant un État membre et l’entité répondant à une demande d’assistance concernant une indemnisation (insuffisante) de la part de l’État membre qui bénéficie de l’assistance, des garanties devraient être prévues pour protéger ce dernier. Dans certaines circonstances, il peut arriver que l’entité concernée et l’État membre dans lequel elle est établie engagent une action en justice l’un contre l’autre pour obtenir un prix de l’électricité plus élevé ou une indemnisation plus importante de l’entité, et qu’elles agissent au détriment de l’État membre qui fait appel au mécanisme d’assistance et qui n’est pas partie à la procédure judiciaire. De telles circonstances devraient être évitées.

La situation ci-dessus est différente d’une situation dans laquelle une entreprise de l’État membre qui répond à une demande d’assistance engage une procédure judiciaire contre une entité de l’État membre qui bénéficie de l’assistance au sujet du prix de l’électricité ou d’une indemnisation pour réduction des livraisons. Dans une telle situation, la société ou l’entité qui perd l’affaire serait tenue de payer les dépens.

2.3.3. Indication de la méthode de calcul d’une indemnisation équitable

Aux fins du calcul d’une indemnisation équitable, les méthodes suivantes peuvent être envisagées:

— une simple somme de tous les éléments applicables décrits dans la section ci-dessus,

— valeur temps de l’argent: le paiement devrait être effectué rapidement. Toutefois, les États membres peuvent convenir d’un taux d’intérêt à appliquer à l’indemnisation une fois qu’un délai réaliste s’est écoulé après la réponse à la demande d’assistance, et lorsque le montant exact de l’indemnisation a été calculé et accepté,

— un accord entre les États membres utilisant des monnaies différentes sur la monnaie dans laquelle l’indemnisation devrait être calculée et versée, y compris le taux de change pertinent.

2.3.4. Calcul de l’indemnisation de tous les coûts pertinents et raisonnables et engagement de verser l’indemnisation

Il est probable que le calcul du paiement exact à l’État membre qui répond à la demande d’assistance et aux entités de cet État membre ne puisse avoir lieu, de façon réaliste, qu’un certain temps après la livraison de l’électricité demandée dans le cadre du mécanisme d’assistance. Dans leur arrangement régional et bilatéral, les États membres peuvent convenir d’une méthode de calcul du prix de l’électricité et des coûts supplémentaires, et d’un délai de paiement réaliste.

Les informations sur les quantités d’électricité effectivement livrées et toute autre information pertinente pour le calcul de l’indemnisation devraient être adressées à la ou aux personnes de contact responsables dans les États membres participant à la mesure d’assistance, afin que les deux entités puissent effectuer le calcul final de l’indemnisation. Les informations peuvent être disponibles auprès du GRT, du GRD, de l’exploitant de réserve stratégique, d’un fournisseur ou d’un NEMO, en fonction de la mesure appliquée. Le calcul de l’indemnisation peut être délégué à une autre entité prédéfinie.

2.3.5. Modalités de paiement

Comme principe directeur, les procédures existantes pour les paiements et les indemnisations (ou les transactions de type équilibrage) au niveau national dans un État membre et les rôles et responsabilités existants à cet égard devraient être maintenus et appliqués chaque fois que possible aux paiements des indemnisations au titre de l’assistance entre les États membres également. Les arrangements entre les États membres devraient traiter de la façon de mettre en lien ou de relier par une interface ces cadres nationaux existants. La nature de l’assistance peut nécessiter de faire de l’État membre ou de l’autorité compétente l’interface ayant la responsabilité financière ultime.

2.3.6. Rôles et responsabilités: qui paie qui, et qui organise les paiements

Lorsque des mesures volontaires axées sur la demande restent possibles dans l’État membre fournissant l’assistance, l’accès à la plateforme et aux capacités d’échange entre zones appropriées doit être maintenu. Il devrait être possible pour un acheteur de l’autre côté de la frontière d’effectuer les paiements de la même manière qu’un acheteur local pour l’électricité, conformément à ce qui est défini dans la ligne directrice sur l’équilibrage du système électrique.

Lorsque des livraisons sont réduites, il pourrait être fait recours, avec les adaptations nécessaires, à tout cadre juridique, tout processus de paiement ou toute autorité responsable de la gestion des paiements dans l’État membre répondant à la demande d’assistance aux fins du paiement des indemnités par un pays voisin.

Le bénéficiaire ultime des mesures d’assistance est le consommateur approvisionné. En cas de réduction des livraisons, le fournisseur d’électricité du client non protégé ayant fait l’objet d’une réduction devrait s’assurer de la continuité des paiements, en tenant compte des volumes d’assistance. Ceux-ci devraient être versés en fonction du système d’indemnisation appliqué dans l’État membre. Les rôles et les responsabilités potentiels peuvent être répartis comme décrit au point 1.5.

2.3.7. Description/étapes du processus de paiement

Les procédures convenues doivent être incluses dans les arrangements, en fonction des cadres existants et de la manière dont l’interface entre ces cadres est approuvée par les États membres.

En supposant une participation d’État membre à État membre aux aspects financiers — et, en particulier, au suivi, à la vérification et à la répartition des demandes de paiement après la livraison de l’électricité au titre du mécanisme d’assistance —, l’entité concernée de l’État membre répondant à la demande d’assistance calcule le montant de l’indemnisation en fonction de la quantité d’électricité livrée, des éléments de coût convenus et de la méthode de calcul convenue, et elle présente sa demande de paiement à l’entité concernée dans l’État membre demandeur. L’État membre demandeur confirme ensuite le service reçu, vérifie le calcul et, s’il n’a pas d’objections, paie dans le délai convenu. Les procédures financières au sein des États membres — telles que la répartition de l’indemnisation ou l’imputation de l’indemnisation au titre du mécanisme d’assistance — suivent les règles nationales (elles peuvent par exemple être appliquées directement à l’entité volontaire/ayant fait l’objet d’une réduction, ou mises en commun — réparties entre tous les clients).

Les délais pour le calcul de l’indemnisation au titre du mécanisme d’assistance, le contrôle et le paiement devraient être prévus dans les arrangements. Il en va de même pour les options de droit et de règlement des différends applicables en cas de litige résultant de l’utilisation du mécanisme d’assistance.

3. CONCLUSION

Grâce au règlement sur la préparation aux risques, la volonté politique d’assistance entre les États membres est devenu une réalité sur le terrain. En outre, le règlement élève l’assistance du statut de concept appliqué à l’échelle nationale à celui de protection de la sécurité publique et de la sécurité personnelle à l’échelle de l’UE. Afin de protéger la sécurité publique et la sûreté des personnes, il introduit des droits et obligations étendus qui donnent aux utilisateurs d’électricité en droit de bénéficier d’une protection particulière contre les interruptions de service la certitude et la sécurité d’un approvisionnement en électricité ininterrompu. Les orientations exposées dans le présent document offrent un large éventail d’options pour la mise en œuvre du mécanisme d’assistance, tout en laissant les États membres libres de choisir les solutions qui leur conviennent le mieux.

(1) Conformément à l’article 12, paragraphe 1, du règlement, «les mesures régionales sont convenues au sein de la région concernée entre les États membres qui ont la capacité technique de se prêter mutuellement assistance conformément à l’article 15». À cette fin, les États membres peuvent également constituer des sous-groupes au sein d’une région et convenir de mesures régionales bilatérales ou multilatérales. En outre, les «mesures bilatérales» devraient faire l’objet d’un accord entre les États membres qui sont directement connectés mais qui ne se trouvent pas dans la même région.

(2) L’objectif ultime du mécanisme d’assistance est de protéger la sécurité publique et la sûreté des personnes, conformément à l’article 15, paragraphe 2, du règlement.

(3) Les règles relatives aux plafonds tarifaires et aux limites techniques aux offres sont énoncées à l’article 10 du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité (JO L 158 du 14.6.2019, p. 54).

(4) JO L 158 du 14.6.2019, p. 54.

(5) Le règlement définit une «région» comme un groupe d’États membres dont les gestionnaires de réseau de transport partagent le même centre de coordination régional, tel que visé à l’article 36 du règlement «électricité».

(6) Les arrangements prenant la forme d’un protocole d’accord devraient être complétés par des mesures nationales contraignantes garantissant l’application des dispositions de ce protocole d’accord.

(7) Par exemple: Service d’assistance mutuelle d’urgence (MEAS). Contrats GRT-GRT (MEAS).

(8) Règlement (UE) 2017/1485 de la Commission du 2 août 2017 établissant une ligne directrice sur la gestion du réseau de transport de l’électricité (JO L 220 du 25.8.2017, p. 1).

(9) Règlement (UE) 2017/2196 de la Commission du 24 novembre 2017 établissant un code de réseau sur l’état d’urgence et la reconstitution du réseau électrique (JO L 312 du 28.11.2017, p. 54).

(10) Les listes d’aléas sont établies conformément à l’article 33 du règlement (UE) 2017/1485 (JO L 220 du 25.8.2017, p. 1).

(11) JO L 259 du 27.9.2016, p. 42.

(12) JO L 197 du 25.7.2015, p. 24.

(13) JO L 312 du 28.11.2017, p. 54.

(14) JO L 220 du 25.8.2017, p. 1.

(15) Décision de l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie no 03/2017 du 2 octobre 2017 sur la proposition des gestionnaires de réseau de transport d’électricité relative à des règles d’allocation harmonisées pour les droits de transport à long terme.

(16) Règlement (UE) 2017/2195 de la Commission du 23 novembre 2017 concernant une ligne directrice sur l’équilibrage du système électrique (JO L 312 du 28.11.2017, p. 6).

(17) Dans certains cas, la prime couvre la «valeur d’assurance» de l’électricité mise à disposition.

(18) Les options d’achat donnent à leur souscripteur le droit, mais pas l’obligation, d’acheter une quantité spécifique d’électricité à un prix fixe dans le futur. Le souscripteur paie une prime pour le droit d’exercer l’option. Les options se caractérisent par un prix d’exercice, une période d’établissement du prix, une méthode de règlement et une prime. Les options s’échangent en Bourse ou peuvent faire l’objet d’accords bilatéraux de gré à gré.