COMMISSION EUROPÉENNE Bruxelles, le 15.12.2021 COM(2021) 804 final 2021/0424(COD) Proposition de RÈGLEMENT DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL sur les marchés intérieurs des gaz naturel et renouvelable et de l'hydrogène

(refonte) {SEC(2021) 431 final} - {SWD(2021) 455 final} - {SWD(2021) 456 final} - {SWD(2021) 457 final} - {SWD(2021) 458 final}



EXPOSÉ DES MOTIFS 1.CONTEXTE DE LA PROPOSITION •Justification et objectifs de la proposition 1.1 Introduction L’Union européenne s’est fixé l’objectif ambitieux de devenir le premier continent neutre sur le plan climatique d’ici à 2050. Pour y parvenir, les États membres et le Parlement européen ont convenu, dans la loi européenne sur le climat, de réduire les émissions de gaz à effet de serre d’au moins 55 % d’ici à 2030. Pour atteindre ces objectifs et, dans le même temps, contribuer à la compétitivité, la croissance et l’emploi, le système énergétique requiert un changement systémique: nous devons réduire la consommation de combustibles fossiles – y compris de gaz fossile – et augmenter les sources renouvelables. Par conséquent, il nous faut dès aujourd’hui concevoir une transition ambitieuse du secteur du gaz vers des gaz d’origine renouvelable et bas carbone. Le gaz fossile représente environ 95 % des combustibles gazeux consommés aujourd’hui au sein de l’UE. Les combustibles gazeux représentent environ 22 % de la consommation totale d’énergie actuelle dans l’UE (et servent pour 20 % à la production d’électricité et 39 % à la production de chaleur). D’après les scénarios pertinents utilisés dans l’analyse d’impact réalisée pour le plan cible en matière de climat, la part de combustibles gazeux dans la consommation totale d’énergie dans l’UE en 2050 s’élèverait à 20 %. Les combustibles gazeux joueront un rôle important dans le bouquet énergétique de l’UE d’ici à 2050, ce qui nécessitera la décarbonation du secteur gazier grâce à une conception tournée vers l’avenir de marchés concurrentiels du gaz décarbonés. Malgré leur contribution limitée au bouquet énergétique actuel de l’UE, le biogaz, le biométhane, l’hydrogène renouvelable et bas carbone ainsi que le méthane de synthèse (à savoir les gaz d’origine renouvelable et bas carbone) représenteraient environ deux tiers des combustibles gazeux dans le bouquet énergétique de 2050, le gaz fossile avec piégeage, utilisation et stockage du dioxyde de carbone représentant la partie restante. La présente initiative s’inscrit également dans le cadre du paquet «Ajustement à l’objectif 55». Elle couvre l’organisation du marché des gaz, y compris de l’hydrogène. Elle éliminera les obstacles réglementaires existants et créera les conditions qui permettront cette organisation à moindre coût. Il s’agit d’une étape importante pour passer à un système énergétique intégré qui réduira au minimum les coûts de transition vers la neutralité climatique, en particulier pour les consommateurs, et pour ouvrir de nouvelles possibilités de réduction de leurs factures énergétiques et de participation active au marché. L’hydrogène devrait être principalement utilisé dans les domaines où une électrification n’est pas possible, notamment les secteurs industriels actuels à forte intensité énergétique (par exemple, les raffineries, les engrais, la sidérurgie) et certains secteurs de transports routiers lourds (le transport maritime, l’aviation, les véhicules lourds longue distance). Il est nécessaire de développer une infrastructure spécifique pour l’hydrogène afin de libérer tout le potentiel de ce vecteur énergétique dans des applications finales spécifiques. La promotion des gaz d’origine renouvelable et bas carbone vise à décarboner ces secteurs, à renforcer la flexibilité du système électrique grâce à des technologies de conversion de l’électricité en un autre vecteur énergétique, à renforcer la sécurité d’approvisionnement en réduisant la dépendance aux importations de gaz naturel et à permettre le stockage (et la production) d’électricité. En conjonction avec d’autres formes de stockage et de flexibilité, comme les batteries et la participation active de la demande, cette démarche permet de lier différents secteurs de l’économie. De même, elle favorisera l’autoproduction et l’utilisation intelligente de l’approvisionnement énergétique distribué et contribuera à renforcer l’autonomie des consommateurs. Les consommateurs ont également besoin d’informations claires et facilement accessibles pour leur permettre de modifier leurs modes de consommation d’énergie et de passer à des solutions renouvelables et bas carbone, à l’instar de ce qu’ils peuvent faire sur le marché de l’électricité. Tout en visant un maximum d’hydrogène renouvelable à partir de 2030, d’autres formes de gaz bas carbone, notamment l’hydrogène bas carbone, peuvent jouer un rôle à court et moyen terme, principalement pour réduire rapidement les émissions des installations de production d’hydrogène existantes et soutenir l’adoption, en parallèle et dans l’avenir, de l’hydrogène renouvelable. Conformément à la stratégie pour l’hydrogène de l’UE, la production d’hydrogène renouvelable au sein de l’UE devrait atteindre un million de tonnes d’ici à 2024 et jusqu’à 10 millions de tonnes d’ici à 2030. À partir de là, l’hydrogène renouvelable devrait être déployé à grande échelle et remplacer l’hydrogène bas carbone. Il est nécessaire d’adapter le cadre de marché pour garantir un développement efficace et durable des gaz d’origine renouvelable et bas carbone ainsi que pour le marché de l’hydrogène: en effet, les gaz d’origine renouvelable et bas carbone rencontrent aujourd’hui des obstacles réglementaires à l’accès au marché et au réseau qui les placent dans une position désavantageuse par rapport au gaz naturel. En outre, pour qu’un marché du gaz décarboné puisse être mis en place et contribue à la transition énergétique, une part nettement plus importante de sources d’énergie renouvelables est nécessaire dans un système énergétique intégré où les consommateurs participent activement à des marchés compétitifs. Cela devrait permettre aux consommateurs de bénéficier de prix abordables, de bons niveaux de service, et d’un choix effectif entre des offres reflétant les évolutions technologiques. Il est probable que différents types de gaz d’origine renouvelable et bas carbone soient parallèlement déployés et se développent à un rythme différent au sein de l’UE: ·des infrastructures liées à l’hydrogène viendront progressivement compléter le réseau de gaz naturel; ·l’infrastructure gazière verra le gaz fossile progressivement remplacé par d’autres sources de méthane. En outre, les événements en lien avec la hausse des prix de l’énergie nous ont rappelé que la résilience du système énergétique européen est de plus en plus importante, étant donné que ce système intègre davantage d’énergie renouvelable décentralisée et que les combustibles fossiles sont progressivement abandonnés. Les dispositions en matière de sécurité de l’approvisionnement et de préparation au risque du secteur gazier doivent être adaptées à la transition vers une énergie propre. La communication de la Commission intitulée «Lutte contre la hausse des prix de l’énergie: une panoplie d’instruments d’action et de soutien» souligne les interactions entre la sécurité d’approvisionnement, l’utilisation optimale des capacités de stockage et la volatilité des prix de l’énergie. 1.2 Objectifs de la proposition La présente initiative vise à faciliter la progression des gaz d’origine renouvelable et bas carbone dans le système énergétique, en permettant à ces nouveaux gaz de se substituer au gaz naturel et de jouer le rôle qui leur revient pour parvenir à l’objectif de neutralité climatique de l’UE en 2050. Dans ce contexte, elle porte sur les domaines suivants: Faible niveau de participation des consommateurs et de protection de ceux-ci sur le marché de détail du gaz vert. Pour que les nouveaux gaz jouent pleinement leur rôle dans la transition énergétique, les règles du marché de détail devraient autonomiser les consommateurs afin qu’ils choisissent des solutions renouvelables et bas carbone, ce qui n’est actuellement pas le cas. En outre, il n’existe pas de terminologie et de système de certification européens communs pour les combustibles et les gaz bas carbone. De plus, les marchés de détail du gaz se caractérisent par une concentration du marché et de faibles niveaux de nouveaux entrants et d’innovation. Cela empêche les clients de bénéficier de la concurrence et de choisir des solutions bas carbone. Afin de pouvoir choisir des énergies renouvelables, les clients doivent disposer d’informations suffisantes sur leur consommation d’énergie et l’origine de l’énergie consommée, ainsi que d’outils efficaces pour participer au marché. En outre, il convient que les États membres adoptent les mesures nécessaires pour protéger les clients vulnérables et en situation de précarité énergétique: le marché du gaz décarboné ne devrait pas être développé sans que ceux-ci ne puissent pleinement en bénéficier et sans répondre aux besoins de toutes les générations, des jeunes aux personnes âgées. Infrastructures liées à l’hydrogène et marchés de l’hydrogène. Le cadre réglementaire actuel dont relèvent les vecteurs énergétiques gazeux ne vise pas le déploiement de l’hydrogène en tant que vecteur énergétique indépendant via des réseaux d’hydrogène dédiés. Il n’existe aucune règle au niveau de l’UE régissant les investissements dans les réseaux sur la base des tarifs, ou la propriété et l’exploitation de réseaux d’hydrogène dédiés. De plus, il n’existe pas de règles harmonisées sur la qualité de l’hydrogène (pur). Il existe par conséquent des obstacles au développement d’infrastructures liées à l’hydrogène rentables et transfrontières et d’un marché de l’hydrogène compétitif, une condition préalable à l’adoption de la production et de la consommation d’hydrogène. La présente proposition cherche à remédier à ces lacunes. Elle comprend une proposition de système de terminologie et de certification de l’hydrogène bas carbone et des combustibles bas carbone.

Les gaz d’origine renouvelable et bas carbone dans l’infrastructure gazière et les marchés du gaz existants, et la sécurité énergétique. Aujourd’hui, les gaz d’origine renouvelable et bas carbone représentent une faible part du bouquet énergétique de l’UE. Pour en exploiter le potentiel, l’accès aux marchés de gros du gaz, à savoir les points d’échange virtuels, représente une condition préalable essentielle. L’abolition des coûts pour le commerce transfrontalier de ces gaz et la facilitation du raccordement des installations de production en amélioreront également la rentabilité. Les différences dans les paramètres de qualité des gaz et dans le volume d’hydrogène injecté dans le système de gaz naturel peuvent affecter la conception de l’infrastructure gazière, les applications finales et l’interopérabilité des systèmes transfrontaliers, et risquer donc de fragmenter le marché intérieur. Toutefois, les règles actuelles applicables à la qualité du gaz ne sont pas adaptées pour faire face aux évolutions futures. S’agissant du GNL, remédier aux obstacles résiduels en ce qui concerne l’accès aux terminaux de GNL pourrait ouvrir la voie à l’importation de gaz d’origine renouvelable et bas carbone depuis l’étranger, ce qui serait de nature à soutenir la décarbonation du marché du gaz de l’UE. Enfin, des accords appropriés en matière de sécurité d’approvisionnement sont nécessaires pour conserver et renforcer la résilience dans cette transition. Planification des réseaux. Comme souligné dans la stratégie d’intégration du système énergétique de la Commission, la planification et le fonctionnement coordonnés du système énergétique «comme un tout», tous vecteurs énergétiques, infrastructures et secteurs de consommation confondus, constituent une condition préalable pour parvenir aux objectifs en matière de climat à l’horizon 2050. Les programmes et pratiques actuels de planification des réseaux sont déficients en raison des écarts qui existent entre le plan décennal de développement du réseau (ci-après le «TYNDP») à l’échelle de l’UE et les plans nationaux de développement du réseau (ci-après les «NDP»). Une meilleure articulation entre le TYNDP et les NDP permettrait d’échanger des informations au niveau transnational sur l’utilisation des réseaux de transport. Sécurité d’approvisionnement et stockage. En réaction à la hausse importante des prix de l’énergie dans l’ensemble de l’UE à l’automne 2021, le Conseil européen a invité la Commission à réfléchir rapidement à des mesures à moyen et à long terme pour augmenter la résilience du système énergétique de l’UE, y compris à des mesures renforçant la sécurité d’approvisionnement. Afin de contribuer à une réponse rapide à cette crise et à de nouvelles crises éventuelles au niveau de l’Union, la présente proposition comprend des mesures spécifiques visant à améliorer la coopération et la résilience, notamment pour assurer une utilisation plus efficace et mieux coordonnée du stockage et la mise en place d’arrangements opérationnels en matière de solidarité. Les mesures visent à renforcer la résilience du système énergétique de l’UE aux chocs futurs, et ce rapidement. Elles comprennent des mesures prévues dans le présent règlement et dans le règlement (UE) 2017/1938 concernant la sécurité de l’approvisionnement en gaz. Afin de garantir une réponse cohérente, les mesures relatives à la sécurité d’approvisionnement font partie de la présente proposition législative et ne font pas l’objet d’une proposition législative distincte. Comme indiqué dans la communication sur les prix de l’énergie du 13 octobre 2021, intitulée «Lutte contre la hausse des prix de l’énergie: une panoplie d’instruments d’action et de soutien», la sécurité de l’approvisionnement par-delà les frontières est essentielle pour pouvoir résister aux futurs chocs. Les mesures proposées exigent des États membres qu’ils intègrent explicitement le stockage à leurs évaluations des risques en matière de sécurité d’approvisionnement au niveau régional, y compris des risques liés au contrôle du stockage par des entités de pays tiers. Il convient que les États membres réfléchissent à des mesures de stockage qui passent par une coopération régionale s’il subsiste des risques non traités. La proposition définit les conditions favorisant le déploiement d’une passation conjointe de marchés volontaire pour les stocks stratégiques de gaz à utiliser en cas d’urgence. Des mesures sont également introduites pour améliorer la transparence et l’accès aux installations de stockage, répondre aux risques de cybersécurité liés au gaz et faciliter les accords bilatéraux en matière de solidarité entre les États membres en cas de crise. La Commission encourage les États membres à conclure sans attendre des accords en matière de solidarité afin que, même en cas de crise sévère, les ménages se voient fournir le gaz dont ils ont besoin. •Cohérence avec les dispositions existantes dans le domaine d’action L’initiative proposée est étroitement liée aux propositions législatives avancées dans le contexte du paquet «Ajustement à l’objectif 55» pour mettre en œuvre le pacte vert pour l’Europe, et les complète. Ces propositions législatives sont notamment: La directive révisée sur les sources d’énergie renouvelables (ci-après la «directive RED II»), qui est le principal instrument de l’UE traitant de la promotion de l’énergie produite à partir de sources renouvelables. Elle vise à accélérer la progression des énergies renouvelables, y compris des gaz d’origine renouvelable, dans le système énergétique. La proposition visant à modifier cette directive porte l’objectif de sources renouvelables dans le bouquet énergétique de l’UE à 40 % et favorise l’adoption de carburants provenant de sources renouvelables, tels que l’hydrogène renouvelable dans l’industrie et les transports, avec des objectifs supplémentaires. En lien avec la présente initiative, la directive RED II définit l’hydrogène renouvelable comme des «carburants renouvelables d’origine non biologique» et des «combustibles issus de la biomasse» qui réalisent une réduction de 70 % des émissions de gaz à effet de serre par rapport aux combustibles fossiles en fixant des sous-objectifs spécifiques de consommation d’hydrogène renouvelable (50 % de la consommation totale d’hydrogène destinée à des usages énergétiques et à la production de matières premières dans l’industrie d’ici à 2030 et 2,6 % de l’énergie fournie au secteur des transports). La directive relative à l’efficacité énergétique (ci-après la «DEE») et la directive sur la performance énergétique des bâtiments (ci-après la «DPEB»), y compris les propositions visant leur modification, ont des liens avec la présente initiative, car elles ont une incidence sur le niveau et la structure de la demande de gaz. Les mesures en matière d’efficacité énergétique peuvent réduire la précarité énergétique et la vulnérabilité des consommateurs. Étant donné que les combustibles gazeux dominent actuellement l’approvisionnement en chaleur et en froid et les centrales de cogénération, leur utilisation efficace reste un élément essentiel des mesures en matière d’efficacité énergétique. La directive sur le gaz et le règlement sur le gaz sont conformes au principe de primauté de l’efficacité énergétique: un marché de l’UE ouvert et concurrentiel, avec des prix reflétant les coûts de production des vecteurs énergétiques, les coûts du carbone et les coûts et avantages externes, permettrait de fournir de l’hydrogène propre et sûr aux utilisateurs finals qui y attachent le plus d’importance. Le règlement RTE-E proposé par la Commission en décembre 2020 vise à renforcer le soutien à la modernisation des infrastructures énergétiques transfrontalières européennes pour le pacte vert pour l’Europe. Il introduit les infrastructures liées à l’hydrogène en tant que catégorie de nouvelles infrastructures pour le développement du réseau européen. La présente initiative complète la proposition de règlement RTE-E car elle se concentre sur l’alignement des plans nationaux sur les exigences du plan décennal de développement du réseau à l’échelle de l’UE. Comme annoncé dans la stratégie de l’UE pour réduire les émissions de méthane, la Commission proposera des mesures législatives pour réduire les émissions de méthane dans le secteur de l’énergie. L’initiative cherchera à améliorer les informations concernant l’ensemble des émissions de méthane liées à l’énergie. La présente initiative est complémentaire car elle cherche à faciliter la progression des gaz d’origine renouvelable et bas carbone, en leur permettant de se substituer au gaz naturel. •Cohérence avec les autres politiques de l’Union Le système d’échange de quotas d’émission (ci-après le «SEQE») augmente le prix de l’utilisation de combustibles fossiles par rapport aux gaz d’origine renouvelable et bas carbone et favorise ainsi la demande liée à ces gaz ainsi que les investissements dans les technologies de production associées. La Commission en a proposé le renforcement, notamment dans les secteurs de l’aviation, des transports maritime et routier et de la construction auxquels il serait étendu. Ce système vise l’ensemble des installations de production d’hydrogène ainsi que les électrolyseurs d’une capacité de production supérieure à 25 tonnes/jour. Le Fonds pour l’innovation, qui a été établi par la directive SEQE-UE pour la période de 2021 à 2030, est l’un des instruments de financement qui soutient la transition vers une Europe climatiquement neutre d’ici à 2050. Le Fonds pour l’innovation, qui a été établi par la directive SEQE-UE pour la période de 2021 à 2030, est l’un des instruments de financement qui soutient la transition vers une Europe climatiquement neutre d’ici à 2050. La révision de la directive sur la taxation de l’énergie s’efforce d’aligner la taxation des produits énergétiques sur les politiques de l’Union en matière d’énergie et de climat, de promouvoir les technologies propres et de supprimer les exonérations obsolètes et les taux réduits qui encouragent actuellement l’utilisation de combustibles fossiles. Au titre de la directive révisée, les produits visés par la directive sont groupés et classés en fonction de leur performance environnementale. À ce titre, la révision établit des niveaux minimaux de taxation préférentiels de 0,15 EUR/GJ (contre 10,75 EUR/GJ pour les combustibles fossiles) pour les combustibles issus d’hydrogène renouvelable et bas carbone utilisés comme carburants. Pour les combustibles issus d’hydrogène renouvelable et bas carbone utilisés comme combustibles de chauffage, elle établit des niveaux minimaux de taxation préférentiels de 0,15 EUR/GJ (contre 0,6 EUR/GJ pour le gaz naturel). Le règlement révisé sur le déploiement d’une infrastructure pour carburants alternatifs (ci-après le «règlement AFIR») proposé par la Commission en juillet 2021 et qui abrogera la directive 2014/94/UE sur le déploiement d’une infrastructure pour carburants alternatifs (ci-après la «directive AFID») vise à lutter contre l’augmentation des émissions dans le transport routier pour soutenir la transition vers un parc automobile à émissions quasi nulles d’ici à 2050. Au titre de ce règlement, les États membres sont tenus d’élargir leur réseau d’infrastructures de recharge et de ravitaillement en fonction des ventes de voitures à émissions nulles, et d’installer des points de recharge et de ravitaillement à intervalles réguliers sur les grands axes routiers. La révision du règlement sur le déploiement d’une infrastructure pour carburants alternatifs exigera une station de ravitaillement (capacité minimale de 2 t/jour, 700 bars) tous les 150 km sur le réseau central du RTE-T et dans chaque nœud urbain d’ici à 2030, ce qui permettra d’obtenir environ 700 stations de ravitaillement en hydrogène le long des nœuds de transport, et 88 stations de ravitaillement en hydrogène dans les nœuds urbains. La modification du règlement établissant des normes en matière d’émissions de CO2 pour les voitures et les camionnettes cherche à garantir une trajectoire claire vers un transport à émissions nulles à partir de 2025. Le règlement définit notamment les véhicules à émission nulle comme des véhicules électriques à accumulateur, des véhicules à pile à combustible et d’autres véhicules fonctionnant à l’hydrogène, et fixe un objectif d’émissions moyennes nulles pour les nouvelles flottes de véhicules d’ici à 2030. La proposition FuelEU Maritime vise à augmenter la part de carburants alternatifs durables à émissions de carbone faibles ou nulles dans les carburants utilisés dans le transport maritime international, y compris: biocarburants liquides, liquides de synthèse, gaz décarbonés (y compris le bio-LGN et le gaz de synthèse), hydrogène décarboné et carburants décarbonés dérivés de l’hydrogène (y compris le méthane et l’ammoniac). L’accent mis sur les technologies de production de combustibles et d’électricité devrait permettre des réductions importantes et rapides des émissions, en utilisant pleinement les technologies et les infrastructures existantes parallèlement aux incitations offertes par d’autres mesures à proposer. Il facilitera également la définition de trajectoires de décarbonation pour l’ensemble du secteur maritime. La proposition ReFuelEU Aviation, dont le but est de renforcer le potentiel des carburants d’aviation durables pour réduire l’empreinte carbone de l’aviation, est encore largement inexploitée. Pour réduire ses émissions de manière importante, le secteur de l’aviation devra réduire sa dépendance actuelle au kérosène fossile au profit d’une utilisation croissante de carburants d’aviation durables dans les années à venir. La proposition établit une part minimale de 0,7 % de «carburants de synthèse pour l’aviation» dans les carburants d’aviation fournis aux exploitants d’aéronefs, les «carburants de synthèse pour l’aviation» étant des carburants renouvelables d’origine non biologique au sens de la directive sur les énergies renouvelables. 2.BASE JURIDIQUE, PRINCIPE DE SUBSIDIARITÉ ET DE PROPORTIONNALITÉ •Base juridique Les objectifs de la présente initiative ne peuvent être réalisés au niveau national. Les mesures prévues par la présente initiative visent à progresser dans la réalisation des quatre objectifs établis à l’article 194 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (TFUE), tout en contribuant à la décarbonation de l’économie de l’UE. Les mesures prévues seront adoptées sur la base de l’article 194, paragraphe 2, du TFUE, ainsi que de l’article 114, paragraphe 1, du TFUE. Dans le domaine de l’énergie, l’UE dispose d’une compétence partagée conformément à l’article 4, paragraphe 2, point i), du TFUE.

La présente initiative s’appuie également sur un vaste ensemble d’actes législatifs qui ont été adoptés et actualisés au cours des deux dernières décennies. Dans le but de créer un marché intérieur de l’énergie, l’UE a adopté quatre paquets législatifs successifs entre 1996 et 2019, avec comme objectif général d’intégrer les marchés et de libéraliser les marchés nationaux de l’électricité et du gaz. Ces dispositions couvrent un large éventail d’aspects, qui vont de l’accès au marché à la transparence, en passant par les droits des consommateurs, l’augmentation de la liquidité des marchés du gaz et l’indépendance des autorités de régulation. •Subsidiarité (en cas de compétence non exclusive) Il n’existe à ce jour aucune disposition au niveau de l’UE pour réglementer les réseaux d’hydrogène dédiés ou les marchés correspondant, l’hydrogène bas carbone et les carburants bas carbone. Au vu des efforts actuellement consentis aux niveaux européen et national pour promouvoir l’utilisation d’hydrogène renouvelable en remplacement des combustibles fossiles, les États membres seraient incités à adopter des règles relatives aux infrastructures dédiées au transport d’hydrogène au niveau national. Cela risque de donner lieu à un paysage réglementaire fragmenté au sein de l’UE, susceptible d’entraver l’intégration des réseaux et marchés nationaux d’hydrogène, empêchant ou dissuadant ainsi les échanges transfrontaliers d’hydrogène. L’harmonisation des infrastructures liées à l’hydrogène à un stade ultérieur (à savoir après la mise en place d’une législation nationale) entraînerait une augmentation de la charge administrative pour les États membres ainsi qu’une augmentation des coûts réglementaires et davantage d’incertitude pour les entreprises, notamment en ce qui concerne les investissements à long terme dans des infrastructures de production et de transport d’hydrogène. La mise en place d’un cadre réglementaire au niveau de l’UE pour des réseaux d’hydrogène dédiés et les marchés correspondants encouragerait l’intégration et l’interconnexion des marchés et réseaux nationaux d’hydrogène. Des règles européennes en matière de planification, de financement et d’exploitation de ces réseaux d’hydrogène dédiés assureraient une prévisibilité à long terme aux investisseurs potentiels dans ce type d’infrastructures de longue durée, notamment en ce qui concerne les interconnexions transfrontalières (qui pourraient sinon relever de législations nationales différentes et potentiellement divergentes). S’agissant du biométhane, en l’absence d’une initiative au niveau de l’UE, il est probable que d’ici à 2030, une mosaïque réglementaire persiste en ce qui concerne l’accès aux marchés de gros, les obligations de raccordement et les mesures de coordination des gestionnaires de réseau de transport (GRT) / gestionnaires de réseau de distribution (GRD). De même, en l’absence d’un certain degré d’harmonisation à l’échelle de l’UE, les producteurs de gaz d’origine renouvelable et bas carbone seront confrontés à des coûts de raccordement et d’injection très différents au sein de l’UE, avec pour conséquence des conditions de concurrence inégales. En l’absence de nouvelles mesures législatives au niveau de l’UE, les États membres continueraient à appliquer des normes différentes en matière de qualité du gaz et des règles différentes en ce qui concerne la part d’hydrogène dans les mélanges hydrogène-gaz naturel, entraînant un risque de restrictions des flux transfrontaliers et de segmentation du marché. Les normes en matière de qualité du gaz continueraient à être principalement définies par les paramètres de qualité du gaz naturel, limitant ainsi l’intégration de gaz d’origine renouvelable dans le réseau. Tous ces aspects sont susceptibles de réduire le commerce transfrontalier de gaz d’origine renouvelable et bas carbone, qui pourrait être compensé par une augmentation des importations de gaz naturel. L’utilisation des terminaux et des importations de GNL pourrait rester limitée au gaz naturel, même si aucune adaptation des terminaux de GNL ne serait nécessaire dans le cas où du biométhane ou du méthane de synthèse compétitifs provenant de pays tiers seraient disponibles. La planification de réseaux au niveau national sera nécessaire uniquement dans les États membres où sont actifs des gestionnaires de transport indépendants (GTI) et des gestionnaires de réseau indépendants (GRI) certifiés. Alors que la plupart des États membres disposent d’un plan national unique de développement du réseau de gaz dans le cadre duquel les gestionnaires coopèrent, la coopération transsectorielle reste limitée. La préparation coordonnée de l’UE aux situations d’urgence pour le secteur du gaz tel qu’il existe aujourd’hui s’est avérée plus efficace que l’action limitée au niveau national. •Proportionnalité L’initiative est conforme au principe de proportionnalité. Elle relève du champ d’application de l’article 194 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne. L’intervention politique est proportionnelle à la dimension et à la nature des problèmes définis et à la réalisation des objectifs fixés. La proposition n’excède pas ce qui est nécessaire pour atteindre l’objectif général poursuivi, à savoir faciliter la décarbonation des combustibles gazeux de manière compétitive et à moindre coût tout en garantissant la sécurité énergétique et en plaçant les consommateurs au cœur des marchés de l’énergie. L’ensemble d’options privilégié est jugé proportionné et s’appuie dans la mesure du possible sur les approches existantes. L’équilibre entre les obligations et la prise en considération des différentes capacités d’agir parmi les États membres et les entités privées est considéré comme approprié compte tenu de l’impérative nécessité de parvenir à la neutralité climatique d’ici à 2050. •Choix de l’instrument S’appuyant sur l’évaluation globale du cadre réglementaire actuel du marché du gaz, les instruments choisis sont une directive (refonte de la directive 2009/73/CE), et un règlement (refonte du règlement nº 715/2009). Le choix d’une refonte de ces actes juridiques existants améliorera la clarté juridique. Le recours à un acte modificatif aurait pu être inapproprié pour traiter un large ensemble de nouvelles dispositions. Au vu des modifications envisagées, le choix des instruments nécessite donc la révision des règles déjà adoptées et mises en œuvre, comme une évolution naturelle de la législation actuelle. D’autres actes devront être modifiés par le biais du règlement sur le gaz, tels que le règlement (UE) 2017/1938 concernant la sécurité de l’approvisionnement en gaz, le règlement (UE) 2019/942 instituant l’ACER et le règlement (UE) nº 1227/2011 concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie (ci-après le «règlement REMIT»). 3.RÉSULTATS DES ÉVALUATIONS EX POST, DES CONSULTATIONS DES PARTIES INTÉRESSÉES ET DES ANALYSES D’IMPACT •Évaluations ex post/bilans de qualité de la législation existante L’entrée en vigueur du troisième paquet «Énergie» a contribué de manière positive à la concurrence et à la performance des marchés intérieurs de l’énergie. Toutefois, le cadre réglementaire actuel applicable au gaz se concentre sur le gaz naturel d’origine fossile et n’anticipe pas pleinement l’émergence d’alternatives au méthane (y compris le gaz naturel et le biométhane), telles que l’hydrogène. Un réexamen du cadre réglementaire actuel du marché du gaz est nécessaire et a déjà été annoncé dans la communication de la Commission européenne intitulée «Une stratégie de l’hydrogène pour une Europe climatiquement neutre». Compte tenu du potentiel différent au sein des États membres pour la production d’hydrogène renouvelable et bas carbone, un cadre de marché adapté pourrait permettre à l’hydrogène de jouer le rôle qui lui revient en tant que vecteur énergétique et comme facteur d’intégration du système énergétique. Sur cette base, quatre moteurs principaux ont été identifiés au titre de la problématique I de l’analyse d’impact: i) la décarbonation entraînera l’émergence d’une chaîne de valeur européenne de l’hydrogène s’appuyant sur un marché transfrontalier de l’hydrogène; ii) le manque d’investissements dans des infrastructures liées à l’hydrogène entrave le développement du marché; iii) les infrastructures liées à l’hydrogène constitueront probablement un monopole naturel, avec pour résultat des structures de marché non concurrentielles; iv) des règles divergentes sur la qualité de l’hydrogène pourraient entraver les flux transfrontaliers et entraîner des coûts supplémentaires.

Les règles existantes applicables au gaz, qui se concentrent sur le gaz naturel d’origine fossile importé depuis des pays tiers, ne tiennent pas compte des caractéristiques spécifiques de la production décentralisée des gaz d’origine renouvelable et bas carbone au sein de l’UE. En outre, les volumes croissants de biométhane, d’hydrogène mais également de GNL ont une incidence sur la qualité du gaz et donc sur la conception de l’infrastructure gazière et des appareils des utilisateurs finals. L’analyse d’impact reconnaît notamment cinq facteurs principaux liés à cette problématique: i) l’accès limité au marché et au réseau des producteurs locaux de biométhane raccordés aux réseaux de distribution, la divergence des règles relatives à l’obligation de raccordement et aux coûts de raccordement au réseau pour les gaz d’origine renouvelable et bas carbone et les tarifs d’entrée/sortie intra-UE entravent la mise en place d’un marché intérieur du gaz pleinement intégré, liquide et interopérable; ii) les différences dans la qualité du gaz et les niveaux de mélange de l’hydrogène peuvent avoir une incidence négative sur les flux transfrontaliers et les utilisateurs finals, tandis que les règles actuelles en matière de qualité du gaz ne sont pas adaptées pour faire face aux évolutions futures; iii) les terminaux GNL sont équipés pour recevoir principalement du gaz naturel, l’accès des nouveaux gaz aux terminaux GNL est limité; iv) les contrats de fourniture à long terme de gaz naturel sans dispositif d’atténuation pourraient avoir un effet de verrouillage au profit du gaz naturel et entraver l’approvisionnement en gaz d’origine renouvelable à l’horizon 2050; v) les accords actuels en matière de sécurité énergétique ne portent que sur les risques liés à l’approvisionnement en gaz naturel et pas sur ceux liés à l’approvisionnement en gaz d’origine renouvelable et bas carbone. En ce qui concerne la planification des réseaux, la coopération entre les GRT et les régulateurs doit encore évoluer. Compte tenu de la progression croissante des sources intermittentes d’énergie renouvelable, le système énergétique dans son ensemble doit être mieux intégré et les infrastructures doivent être mieux raccordées entre elles, et reposer sur une approche plus holistique et plus inclusive. L’analyse d’impact relève quatre facteurs principaux à la base de cette problématique: i) planification des réseaux différente entre les États membres et les GRT, planification distincte pour l’électricité et le gaz; ii) aucune transparence quant au potentiel de réaffectation ou de démantèlement des infrastructures existantes; iii) les GRD ne sont pas explicitement inclus dans la planification des GRT. En outre, une stratégie plus harmonisée de développement des systèmes renforcerait encore l’interconnexion entre le système électrique et le système gazier, y compris l’hydrogène. L’évaluation a montré que la concurrence doit être améliorée pour garantir que tous les avantages de l’intégration du marché soient répercutés sur les consommateurs de l’UE. En outre, les consommateurs ne disposent toujours pas des outils nécessaires pour s’impliquer activement dans le marché. Les dispositions en matière de protection des consommateurs dans la législation analysée se sont révélées n’être que partiellement adaptées au but poursuivi. En particulier, la protection des consommateurs vulnérables reste inégale entre les États membres, et la précarité énergétique reste importante au sein de l’UE. De manière concordante, trois facteurs principaux ont été recensés en lien avec la problématique IV: i) potentiel inexploité en matière de concurrence sur le marché de détail; ii) autonomisation insuffisante des consommateurs en ce qui concerne le changement de fournisseur, les outils de comparaison des prix, les informations relatives à la facturation, les communautés énergétiques, et l’accès aux données; et iii) protection inadéquate des consommateurs, en particulier les consommateurs vulnérables et en situation de précarité énergétique. •Consultation des parties intéressées Conformément aux lignes directrices pour une meilleure réglementation, la Commission a mené une consultation vaste et inclusive des parties intéressées, reposant sur un ensemble d’outils et méthodes. Cette stratégie visait à assurer la prise en considération de tous les éléments pertinents, y compris des données relatives aux coûts, à l’impact sociétal, et aux avantages de l’initiative. Plusieurs outils de consultation ont été utilisés: une consultation sur l’analyse d’impact initiale (feuille de route), une consultation publique en ligne basée sur un questionnaire, une présentation par la Commission et les commentaires des parties intéressées, notamment du Forum européen de régulation du gaz, des discussions avec les États membres, avec des membres du Parlement européen et avec les autorités de régulation nationales, et des discussions avec des parties intéressées à l’occasion d’un grand atelier des parties intéressées. La Commission a reçu 263 réponses à la consultation publique ouverte. De manière générale, les participants ont confirmé qu’ils estimaient nécessaire la révision de la directive sur le gaz et du règlement sur le gaz pour contribuer à la réalisation des objectifs de décarbonation. En outre, plus de 60 % des participants s’attendent à ce que les modifications technologiques et réglementaires nécessaires pour décarboner le marché du gaz aient le potentiel de créer de nouveaux emplois d’ici à 2030. Concernant le développement des infrastructures liées à l’hydrogène et les marchés de l’hydrogène, les participants sont en majorité favorables à l’introduction d’une réglementation à un stade précoce pour favoriser un marché de l’hydrogène et des infrastructures liées à l’hydrogène efficaces et compétitifs. Les participants ont plaidé en faveur d’un cadre législatif européen qui définisse les principes réglementaires essentiels et réponde à une approche par étapes. Une large majorité soutient par exemple l’accès des tiers, les règles d’accès aux conduites d’hydrogène, aux terminaux d’importation et au stockage, et plaide en faveur de la dissociation des activités du réseau. La plupart des participants ont considéré qu’il était important de définir à un stade précoce le rôle des parties privées dans le développement des infrastructures liées à l’hydrogène. Une grande majorité des participants estime également que les réseaux privés existants et futurs pourraient être (temporairement) exemptés de certaines exigences réglementaires mais que la convergence sur un cadre réglementaire unique doit être assurée. La grande majorité des participants estime que les droits et les conditions d’autorisation pour les nouvelles infrastructures liées à l’hydrogène devraient être semblables à ceux actuellement applicables aux conduites de méthane. Concernant la promotion de l’accès des gaz d’origine renouvelable et bas carbone à l’infrastructure et aux marchés du gaz existants, les parties intéressées conviennent de la nécessité de réviser le cadre réglementaire actuel pour contribuer à la réalisation des objectifs de décarbonation. Une majorité des parties intéressées estime qu’il est important de garantir le plein accès au marché et de faciliter l’injection de gaz d’origine renouvelable et bas carbone dans le réseau gazier. De nombreux participants plaident en faveur de l’obligation pour les opérateurs de réseau de raccorder les producteurs de gaz d’origine renouvelable et bas carbone et d’introduire une réduction des frais d’injection. La majorité des participants est également favorable à l’amélioration du cadre de transparence pour les terminaux GNL. L’application harmonisée des normes en matière de qualité du gaz au sein de l’UE, le renforcement de la coordination transfrontalière et l’amélioration de la transparence bénéficient également d’un large soutien. Bien que les participants soient divisés en ce qui concerne le mélange hydrogène-gaz naturel, une majorité d’entre eux s’accorde à dire qu’il peut représenter une première étape efficace en termes de coûts et rapide, malgré les coûts techniques élevés, dans la décarbonation du système énergétique. Peu de parties intéressées sont favorables à l’élimination des tarifs transfrontaliers intra-UE. La majorité des participants considère comme importants les défis en matière de sécurité et les mesures en matière de cybersécurité liés au gaz. Concernant la planification intégrée des réseaux, la majorité des parties intéressées est favorable à l’alignement du calendrier du plan de développement du réseau (NDP) avec le TYNDP, et à la mise en place d’un plan unique relatif au gaz indépendamment du modèle de dissociation choisi. Une majorité des participants s’est dite encore plus favorable à un scénario commun pour l’électricité et le gaz. Un nombre important de parties intéressées demande l’inclusion des projets liés à l’hydrogène au NDP. La plupart des parties intéressées estiment que les GRD ont notamment pour rôle de fournir et de partager des informations, et plusieurs participants sont également favorables à ce que les GRD fournissent leur propre plan comprenant l’optimisation des systèmes dans différents secteurs. Les participants ont également privilégié un plan conjoint relatif au gaz et à l’électricité par rapport à des scénarios conjoints assortis de plans distincts. Plusieurs parties intéressées ont souligné qu’un plan conjoint relatif au méthane et à l’hydrogène, assorti d’un plan distinct relatif à l’électricité, serait l’option privilégiée. Concernant la participation des consommateurs et leur protection sur le marché de détail du gaz vert, la majorité des parties intéressées a demandé un renforcement des ambitions dans les dispositions en lien avec les citoyens/consommateurs en établissant un parallélisme avec celles applicables au marché de l’électricité. De même, les dispositions relatives à la précarité énergétique devraient contribuer à garantir que les consommateurs n’assument pas le coût du passage à des solutions reposant sur du gaz propre. Les représentants du secteur privé sont favorables aux plans consistant à supprimer progressivement les prix réglementés, tandis que certaines organisations de consommateurs choisiraient de les conserver pour protéger les consommateurs vulnérables et en situation de précarité énergétique. Près de la moitié de tous les participants souhaitent que les dispositions en matière de comparabilité des offres et d’accessibilité des données, de transparence, de systèmes intelligents de mesure et de changement de fournisseur soient renforcées. Aucun participant ne s’est dit favorable à l’approche non réglementée. •Obtention et utilisation d’expertise L’initiative proposée et l’analyse d’impact qui la sous-tend s’appuient sur les éléments issus de la contribution des parties intéressées aux consultations approfondies réalisées à cet égard, ainsi que sur un examen documentaire et des travaux de modélisation. L’examen documentaire comprenait les résultats d’une série d’études thématiques portant sur des éléments clés tels que le rôle des infrastructures liées à l’hydrogène et au gaz décarboné, de leur marché et de leur production, qui ont été réalisées aux fins de l’analyse d’impact ou ont contribué à définir son champ d’application, ainsi que des évaluations réalisées dans le cadre d’autres initiatives pertinentes de la Commission. Les conclusions adoptées dans le cadre de plusieurs forums de parties intéressées, tout particulièrement celui sur la régulation du gaz (le «Forum de Madrid»), et celui sur la régulation de l’électricité (le «Forum de Florence») ont également été prises en considération dans l’analyse. Diverses discussions avec les États membres, des membres du Parlement européen, des autorités de régulation nationales, l’ACER et d’autres parties intéressées ont également été prises en considération. •Analyse d’impact Conformément aux lignes directrices pour une meilleure réglementation, la Commission a effectué une analyse d’impact de plusieurs options. Ces travaux se sont appuyés sur une consultation au sein de la Commission menée par un groupe de pilotage interservices. L’analyse d’impact a été présentée et a fait l’objet d’une discussion au comité d’examen de la réglementation (CER). Le comité d’examen de la réglementation (CER) a émis un «avis favorable assorti de réserves». Il a été donné suite à ces réserves, notamment: i) en intégrant les conclusions de l’évaluation dans la description du problème, ii) en précisant le rôle de l’initiative dans le contexte du cadre facilitateur constitué par le paquet «Ajustement à l’objectif 55», iii) en clarifiant la base de référence de l’impact des options stratégiques, iv) en affinant la distinction entre différents acteurs, notamment entre les producteurs et les consommateurs de gaz naturel et d’hydrogène, v) en proposant une analyse de la mesure dans laquelle l’initiative pourrait avoir des incidences différentes pour les PME par rapport à d’autres entreprises (de plus grande taille), vi) en tenant mieux compte des avis divergents et minoritaires dans le rapport, y compris dans la définition du problème, la construction des options, l’analyse des incidences et le choix de l’option privilégiée, vii) en améliorant la partie narrative du rapport et viii) en fournissant les tableaux sur les coûts et les avantages au format approprié. Pendant toute la durée des travaux d’analyse d’impact, différentes mesures ont été examinées par rapport à quatre problématiques en vue de remédier aux problèmes identifiés pour atteindre les objectifs de l’initiative, ainsi qu’à leurs causes. À la suite d’une évaluation de l’efficacité des options, de leur efficience, de leur cohérence et de leur proportionnalité, un ensemble d’options privilégiées a été considéré comme le mieux adapté pour contribuer à la réalisation des objectifs fixés. Problématique I: Infrastructures liées à l’hydrogène et marchés de l’hydrogène Les options suivantes sont examinées dans le cadre de la problématique I: la mise en concurrence des droits d’exploitation des réseaux d’hydrogène (option 1); l’introduction de grands principes réglementaires inspirés de ceux actuellement applicables au marché du gaz naturel, mais adaptés au stade de développement des marchés de l’hydrogène (option 2); et l’établissement d’un régime réglementaire à part entière pour l’hydrogène (semblable à celui actuellement applicable au secteur du gaz naturel) sans qu’une transition vers un marché de l’hydrogène plus mûr ne soit nécessaire (option 3). L’option privilégiée consiste à introduire des principes réglementaires clés dès le début tout en apportant de la clarté sur le (futur) régime réglementaire final. (Option 2b «Grands principes réglementaires associés à une vision»). Cette option a pour principal avantage de favoriser l’intégration des marchés, d’apporter de la clarté aux investisseurs, d’éviter l’émergence de structures de marché non concurrentielles ainsi que de coûts liés à des ajustements ex post des règles lorsque le marché arrive à maturité, tout en laissant de la flexibilité pour adapter la réglementation à la montée en puissance par étapes du secteur de l’hydrogène. Problématique II: Les gaz d’origine renouvelable et bas carbone dans l’infrastructure et les marchés du gaz existants, et la sécurité énergétique La problématique II contient des options promouvant l’accès des gaz d’origine renouvelable et bas carbone à l’infrastructure et aux marchés du gaz existants. Toutes les options comprennent également un niveau progressif d’intervention pour répondre aux préoccupations liées à la sécurité énergétique, en élargissant notamment les outils, normes et procédures existants aux gaz d’origine renouvelable et bas carbone, en instaurant une solidarité effective et en tenant compte des risques liés à la cybersécurité pour le secteur du gaz. L’option 3 «Permettre et promouvoir le plein accès au marché aux gaz d’origine renouvelable et bas carbone» est l’option privilégiée pour la problématique II. Cette option comporte des mesures pour soutenir l’accès des gaz d’origine renouvelable et bas carbone au marché de gros, aux terminaux GNL et au réseau de transport (indépendamment du lieu de raccordement), y compris des réductions de tarifs pour les injections dans le réseau et le transport transfrontalier. La qualité du gaz relèverait d’une approche harmonisée au niveau de l’UE pour les points d’interconnexion transfrontaliers tout en laissant de la flexibilité aux États membres. Le plafond autorisé d’hydrogène injecté est fixé à 5 % pour l’ensemble des points transfrontaliers – un niveau qui est efficace du point de vue des coûts d’adaptation et d’atténuation des émissions.

Permettre et promouvoir le plein accès au marché aux gaz d’origine renouvelable et bas carbone: les mesures prévues sont conformes aux efforts de l’Union pour lutter contre le changement climatique, et nécessaires pour réaliser les objectifs du pacte vert pour l’Europe. Ces mesures ont pour principal avantage qu’elles réduiront les coûts de production pour les producteurs de gaz d’origine renouvelable et bas carbone, renforceront la concurrence, la liquidité du marché et le commerce des gaz d’origine renouvelable, tout en encourageant une réduction des émissions de gaz à effet de serre. De cette manière, les consommateurs et les contribuables y gagneront, car les mesures de soutien pourraient être réduites. Les mesures prévues limiteront également les risques pour la sécurité énergétique et permettront de gagner du temps et d’économiser des ressources, amélioreront l’efficacité des mesures d’urgence, et renforceront les exigences en matière de sécurité pour les entreprises du secteur du gaz. Problématique III: Planification des réseaux La problématique III porte sur les options relatives à la planification intégrée des réseaux. L’option privilégiée pour la problématique III est l’option 2 «Planification nationale sur la base de scénarios européens». Cette option permet la planification au niveau national, mais exige que celle-ci se fonde sur des scénarios communs pour le gaz et l’électricité, alignés sur le TYNDP et liés au plan national en matière d’énergie et de climat pertinent. Elle comprend l’ensemble des acteurs pertinents (GRD) et permet d’identifier les conduites pouvant faire l’objet d’une réaffectation du méthane à l’hydrogène à un niveau de détail qui serait difficilement atteignable au niveau européen. Mise en place d’une planification nationale sur la base de scénarios européens: le principal avantage est que cela éliminera les risques que les GRT d’électricité et de gaz ne planifient l’évolution de leurs systèmes sur la base d’hypothèses incompatibles. L’option permet l’intégration des secteurs et un plan conceptuel des réseaux tout en conservant les avantages des plans sectoriels de développement du réseau plus détaillés. Elle garantit une vision commune des différentes parties intéressées impliquant que la planification des réseaux tienne compte des stratégies de décarbonation aux niveaux national et de l’UE, en réduisant le risque potentiel de verrouillages ou d’actifs délaissés. Problématique IV: Faible niveau de participation des consommateurs et de protection de ceux-ci sur le marché de détail du gaz vert La problématique IV contient des options qui prévoient une approche non réglementée à l’égard de la concurrence et de la participation des consommateurs ou qui requièrent au contraire de remédier aux causes des problèmes par l’intermédiaire de nouveaux actes législatifs, établissant pour l’essentiel un parallélisme avec ce qui est déjà en place dans le secteur de l’électricité. Au vu de cette analyse, l’option privilégiée est l’option 2 «Législation flexible», qui établit un parallélisme avec les dispositions en matière de protection des consommateurs du marché de l’électricité ainsi que les dispositions sur l’autonomisation. Cette option est très probablement la plus efficace, la plus efficiente et la plus cohérente par rapport aux autres problématiques. Elle aura pour principal avantage de présenter un important potentiel d’économies, d’aider les nouveaux fournisseurs et prestataires de services à accéder au marché, de développer des produits innovants, avec pour résultat un renforcement de la concurrence, de la participation des consommateurs et de l’intérêt économique. Elle permettrait aussi aux citoyens et aux communautés d’accroître l’acceptation sociale, de mobiliser des capitaux privés et de faciliter le déploiement des gaz d’origine renouvelable et bas carbone. La réduction du risque de surinvestissements aura une incidence environnementale positive. •Adéquation et simplification de la réglementation Les propositions visant à modifier la législation existante sont conçues conformément aux options stratégiques les plus rentables examinées dans l’analyse d’impact. Certaines des options privilégiées devraient augmenter les coûts administratifs, de mise en œuvre et d’exécution pour les organismes de régulation et les opérateurs du marché. Par exemple, les mesures proposées pourraient entraîner une augmentation des échanges administratifs entre les autorités de régulation nationales et les expéditeurs de gaz naturel, un renforcement des efforts de coordination entre les GRD et les GRT, et de nouveaux efforts réglementaires et de mise en œuvre de la part des États membres et des autorités nationales. Toutefois, la modification du cadre devrait également réduire les coûts réglementaires et les rendre plus efficaces. En outre, l’analyse d’impact montre que les mesures proposées offrent les options les plus rentables pour parvenir à l’objectif global de cette initiative, à savoir la mise en place de règles relatives au transport, à la distribution, à la fourniture et au stockage de méthane et d’hydrogène capables de soutenir la décarbonation du système énergétique tout en garantissant une énergie sûre et abordable. Les coûts réglementaires à court terme engendrés par certaines des mesures privilégiées doivent être évalués à l’aune des coûts et des efforts qu’une intégration et une décarbonation tardives du système énergétique impliqueraient sur le long terme. Les avantages attendus des options en matière de soutien aux sources renouvelables, d’intégration du système énergétique, de protection des consommateurs et de sécurité énergétique seront largement supérieurs aux coûts immédiats liés à l’administration et à la mise en œuvre. La proposition contribue également à simplifier le cadre réglementaire en harmonisant les dispositions relatives aux infrastructures et au marché du gaz avec la nouvelle architecture réglementaire conçue par le paquet «énergie propre» pour le secteur de l’électricité. L’harmonisation plus poussée entre les secteurs devrait bénéficier à de nombreux domaines réglementés, notamment l’autonomisation et la protection des consommateurs, la gouvernance et la surveillance réglementaire. Des contributions similaires sont également prévues dans l’introduction précoce d’un cadre réglementaire pour les infrastructures liées à l’hydrogène et les marchés de l’hydrogène. Alors que ces règles augmenteront probablement les coûts administratifs immédiats et la charge réglementaire pour les autorités nationales et les opérateurs du marché, l’harmonisation précoce des principes réglementaires pour l’hydrogène devrait réduire de manière significative les futurs coûts de conformité et prévenir le risque de divergences réglementaires et de coûts de mise en œuvre importants. •Droits fondamentaux Il est d’une importance capitale de sauvegarder les valeurs de l’Union ainsi que les droits fondamentaux et la sécurité des citoyens dans un environnement énergétique en pleine expansion, à la fois vert et numérique. Les mesures stratégiques proposées en matière de gestion des données ont été mises au point dans cet esprit, dans le but d’assurer un accès et une utilisation étendus des technologies numériques et des services fondés sur les données tout en garantissant un niveau élevé de protection du droit à la vie privée et des données à caractère personnel, tel que consacré par les articles 7 et 8 de la Charte des droits fondamentaux de l’Union européenne, et par le règlement général sur la protection des données. 4.INCIDENCE BUDGÉTAIRE L’impact sur le budget de l’UE associé à la proposition dans le cadre du présent paquet concerne les ressources humaines de l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) et de la direction générale (DG) de l’énergie de la Commission européenne, qui font l’objet d’une description dans la fiche financière législative qui accompagne la proposition de la Commission de refonte du [règlement sur le gaz]. En substance, les nouvelles tâches qui incombent à l’ACER, notamment en ce qui concerne les règles facilitant le développement d’un secteur de l’hydrogène compétitif, mais également la complexité croissante des marchés du gaz en raison de la part grandissante de gaz autres que du gaz naturel, requièrent le recrutement progressif de 21 ETP supplémentaires au sein de l’ACER à partir de 2023. En vue de la mise en œuvre des nouvelles règles proposées en faveur d’un secteur nouveau et en expansion, de l’intégration de nouveaux types de gaz dans le marché et les infrastructures du gaz ainsi que de la mise en application des dispositions renforcées en faveur des consommateurs, les ressources humaines de la DG énergie doivent également être renforcées par 5 ETP supplémentaires. 5.AUTRES ÉLÉMENTS •Plans de mise en œuvre et modalités de suivi, d’évaluation et d’information Le suivi des progrès réalisés consistera en une approche à deux niveaux comprenant des rapports annuels de l’ACER et une évaluation par la Commission. Le mandat confié à l’ACER concernant le suivi des performances du marché et l’information à ce sujet dans son rapport annuel de suivi du marché [obligation au titre du règlement (CE) nº 715/2009) sera maintenu et son champ d’application sera étendu à l’hydrogène. Dans l’année qui suit l’adoption des propositions, la Commission invitera l’ACER à réviser et à mettre à jour ses indicateurs de suivi actuels (avec la participation des parties prenantes) afin qu’ils restent pertinents pour suivre les progrès dans la réalisation des objectifs sous-jacents des présentes propositions. L’ACER continuera à s’appuyer sur les sources de données déjà établies utilisées aux fins de l’élaboration du rapport de suivi du marché, complétées de données pertinentes sur l’hydrogène.

Le rapport annuel de l’ACER remplacera les obligations de rapport de la Commission qui sont actuellement toujours en vigueur au titre de la directive sur le gaz. Les propositions détaillées veilleront à ce que le suivi de l’ACER complète les autres exercices de suivi (en particulier le suivi au titre de la gouvernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climat) de sorte à éviter les doublons. La Commission réalisera une évaluation complète de l’incidence des initiatives proposées, y compris de l’efficacité, l’efficience, la cohérence et la pertinence continues des propositions, dans un délai donné après l’entrée en vigueur des mesures adoptées (à titre indicatif, cinq ans). Au plus tard le 31 décembre 2030, la Commission révisera la directive et présentera un rapport au Parlement européen et au Conseil. •Documents explicatifs (pour les directives) À la suite de l’arrêt rendu par la Cour de justice de l’Union européenne dans l’affaire Commission/Belgique (affaire C-543/17), les États membres doivent joindre à leurs notifications de mesures nationales de transposition des informations suffisamment claires et précises indiquant les dispositions du droit national qui transposent les dispositions d’une directive. Ces informations doivent être communiquées pour chaque obligation, pas seulement «au niveau des articles». Si les États membres se conforment à cette obligation, ils ne devraient pas avoir besoin, en principe, de transmettre à la Commission des documents explicatifs sur la transposition. Étant donné que le règlement sera mis en œuvre directement et de manière uniforme dans les États membres, un document explicatif ne sera pas nécessaire. •Explication détaillée des différentes dispositions de la proposition La proposition de directive révisée consiste en dix chapitres comprenant 91 articles. Chapitre 1 – Objet, champ d’application et définitions Ce chapitre définit l’objet et le champ d’application des règles relatives au transport, à la distribution, à la fourniture et au stockage des gaz utilisant le système de gaz naturel, ainsi que des règles relatives au transport, à l’approvisionnement et au stockage de l’hydrogène utilisant le système d’hydrogène. Il définit également les principaux termes utilisés dans la directive proposée. Chapitre 2 – Règles générales pour l’organisation des marchés Ce chapitre établit les règles visant à garantir des marchés du gaz qui soient compétitifs, axés sur les consommateurs, flexibles et non discriminatoires. Il contient des dispositions en matière d’accès au marché telles que le libre choix du fournisseur, les prix de fourniture fondés sur le marché, les obligations de service public, la durabilité, la certification des gaz d’origine renouvelable et bas carbone, la promotion de la coopération régionale, ainsi que des règles techniques et de procédure. Chapitre 3 – Autonomisation et protection des consommateurs et marchés de détail Ce chapitre prévoit notamment un ensemble de droits du consommateur: Il détaille les droits contractuels de base, les droits et les frais de changement de fournisseur, ainsi que les règles relatives aux outils de comparaison, aux clients actifs, et aux communautés énergétiques citoyennes. Il contient également des dispositions en matière de facturation, de relevés intelligents et conventionnels, et de gestion des données. Il contient également des dispositions relatives aux points de contact uniques, au droit à un règlement extrajudiciaire des litiges, aux clients vulnérables et aux marchés de détail. Chapitre 4 – Accès des tiers aux infrastructures Ce chapitre est divisé en trois sections consacrées aux aspects suivants: l’accès aux infrastructures de gaz naturel, l’accès aux infrastructures liées à l’hydrogène et le refus d’accès et de raccordement. Chapitre 5 – Règles applicables aux gestionnaires de réseau de transport, de système de stockage et de système de gaz naturel Ce chapitre détaille les tâches des gestionnaires de réseau de transport, de stockage et de systèmes GNL, leur obligation de confidentialité et leurs pouvoirs de décision. Chapitre 6 – Gestionnaires de réseau de distribution de gaz naturel Ce chapitre établit la désignation des gestionnaires de réseau de distribution, leurs tâches, leurs pouvoirs de décision en ce qui concerne le raccordement des nouvelles installations de production de gaz d’origine renouvelable et bas carbone au réseau de distribution, la dissociation des gestionnaires de réseau de distribution, les obligations de confidentialité des gestionnaires de réseau de distribution, les dispositions relatives aux réseaux fermés de distribution, et aux gestionnaires d’infrastructure combinée.

Chapitre 7 – règles applicables aux réseaux d’hydrogène dédiés Ce chapitre présente en particulier les tâches des gestionnaires de réseaux, de stockage et de terminaux d’hydrogène, les dispositions relatives aux réseaux d’hydrogène existants, aux réseaux d’hydrogène géographiquement limités, aux systèmes d’hydrogène fermés, aux interconnexions avec des pays tiers, et à la confidentialité imposée aux gestionnaires. Chapitre 8 – Planification intégrée des réseaux Ce chapitre traite du développement du réseau et des compétences pour les décisions d’investissement, des rapports sur le développement des réseaux d’hydrogène, ainsi que du financement de nouvelles infrastructures transfrontalières liées à l’hydrogène. Chapitre 9 – Dissociation des gestionnaires de réseau de transport Ce chapitre est divisé en six sections consacrées aux aspects suivants: la dissociation des structures de propriété, l’indépendance des gestionnaires de réseau, l’indépendance des gestionnaires de transport, la dissociation des gestionnaires de réseaux d’hydrogène dédiés et la désignation, la certification des gestionnaires de systèmes de gaz naturel et de systèmes d’hydrogène, et la dissociation comptable et la transparence de la comptabilité. Chapitre 10 – Autorités de régulation Ce chapitre est consacré à la désignation et à l’indépendance des autorités de régulation, aux objectifs généraux de l’autorité de régulations, à ses devoirs et ses pouvoirs, au régime réglementaire applicable aux questions transfrontalières, à la conformité avec les lignes directrices relatives aux codes de réseau, et à la conservation des données. Chapitre 11 – Dispositions finales Le dernier chapitre se concentre sur les dispositions finales et comprend notamment des articles sur les mesures de sauvegarde, l’égalité des conditions de concurrence, les accords techniques, les dérogations, la procédure d’autonomisation, l’exercice de la délégation, la procédure de comité, la présentation de rapports, l’abrogation, la transposition, l’entrée en vigueur, les destinataires. L’annexe I porte sur les exigences minimales en matière de facturation et les informations relatives à la facturation. L’annexe II traite des relevés intelligents pour le gaz naturel. L’annexe III indique la date d’application et les limites de transposition de la directive abrogée et de ses modifications. l’annexe IV contient un tableau de correspondance. La proposition de règlement révisé consiste en huit chapitres comprenant 69 articles. Chapitre 1 – Objet, champ d’application et définitions Ce chapitre définit l’objet et le champ d’application des règles relatives aux objectifs de l’Union de l’énergie, au cadre d’action en matière de climat et d’énergie ainsi qu’aux consommateurs. Il définit également les principaux termes utilisés dans le règlement proposé. Chapitre 2 – Règles générales pour l’organisation des marchés et l’accès aux infrastructures Ce chapitre établit les principes généraux ainsi que la séparation des actifs réglementés, les services d’accès des tiers, l’évaluation du marché des gaz d’origine renouvelable et bas carbone, les principes des mécanismes d’attribution des capacités et procédures de gestion de la congestion, les échanges de droits à capacité, les règles et redevances d’équilibrage, la certification, et la coopération entre les gestionnaires de réseau de transport. Chapitre 3 – Accès au réseau

Ce chapitre détaille les tarifs d’accès aux réseaux, et les réductions. Chapitre 4 – Gestion du transport, du stockage, des systèmes/terminaux de GNL et d’hydrogène Ce chapitre établit des dispositions relatives à la capacité ferme pour les gaz d’origine renouvelable et bas carbone, à la coordination transfrontalière en ce qui concerne la qualité du gaz, aux mélanges hydrogène-gaz naturel, au réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour le gaz, à la surveillance exercée par l’ACER, aux autorités de régulation, aux consultations, aux coûts, à la coopération régionale, au TYNDP, aux exigences de transparence et à la conservation des données. Chapitre 5 – Gestion des réseaux de distribution Ce chapitre établit les règles relatives à la capacité ferme pour les gaz d’origine renouvelable et bas carbone, à la coopération entre les GRD et les GRT, aux exigences de transparence et à l’entité européenne des gestionnaires de réseau de distribution. Il comprend les procédures et les tâches. Chapitre 6 – Accès aux réseaux d’hydrogène dédiés Ce chapitre se concentre sur la coordination transfrontalière en ce qui concerne la qualité de l’hydrogène, le réseau européen des gestionnaires de réseau d’hydrogène et ses tâches, le TYNDP pour l’hydrogène, les coûts, et la consultation, la surveillance exercée par l’ACER, la coopération régionale, et les exigences de transparence. Chapitre 7 – Codes de réseau et lignes directrices Ce chapitre établit des dispositions relatives à l’adoption de codes de réseau et de lignes directrices, à l’établissement de codes de réseau, aux modifications de codes de réseau, de lignes directrices, au droit des États membres de prévoir des mesures plus détaillées, à la communication d’informations et à la confidentialité, et aux sanctions. Chacune des trois règles est adaptée à l’hydrogène. Chapitre 8 – Dispositions finales Ce chapitre se concentre sur les dispositions finales et comprend notamment des articles consacrés aux nouvelles infrastructures liées au gaz naturel et à l’hydrogène, à la procédure de comité, aux exemptions, aux dérogations, à l’exercice de la délégation, aux modifications de règlements, à la modification pour étendre le règlement concernant la sécurité de l’approvisionnement en gaz aux gaz d’origine renouvelable et bas carbone et pour inclure des mesures en matière de cybersécurité, de solidarité et de stockage, à l’abrogation et à l’entrée en vigueur. L’annexe I contient des lignes directrices. L’annexe II contient l’annexe IX du règlement 2017/1938. L’annexe III contient des informations sur le règlement abrogé et une liste des modifications successives. l’annexe IV contient un tableau de correspondance. 🡻 715/2009 (adapté) 2021/0424 (COD) Proposition de

RÈGLEMENT DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL sur les marchés intérieurs des gaz naturel et renouvelable et de l'hydrogène

(refonte) LE PARLEMENT EUROPÉEN ET LE CONSEIL DE L'UNION EUROPÉENNE, vu le traité instituant la Communauté européenne ⌦ traité sur le fonctionnement de l’Union européenne ⌫ , et notamment son article 95 ⌦ 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, vu l’avis du Comité des régions, statuant conformément à la procédure législative ordinaire, considérant ce qui suit: ⇩ nouveau (1)Le règlement (CE) nº 715/2009 du Parlement européen et du Conseil 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. 🡻 715/2009 considérant 1 (adapté) (2)Le marché intérieur du gaz naturel, dont la mise en œuvre progressive est en cours depuis 1999, a pour finalité d'offrir une réelle liberté de choix à l'ensemble des consommateurs de la Communauté ⌦ l'Union ⌫, qu'il s'agisse de particuliers ou d'entreprises, de créer de nouvelles perspectives d'activités économiques et d'intensifier les échanges transfrontaliers, de manière à réaliser des progrès en matière d'efficacité, de compétitivité des prix et de niveau de service et à favoriser la sécurité d'approvisionnement ainsi que le développement durable. ⇩ nouveau (3)Le pacte vert pour l’Europe et la loi sur le climat ont assigné à l'UE l'objectif d'atteindre la neutralité climatique en 2050 d’une manière qui contribue à la compétitivité, à la croissance et à l’emploi en Europe. Pour créer un marché du gaz décarboné qui contribue à la transition énergétique, il faut augmenter de manière significative la part des sources d'énergie renouvelable dans un système énergétique intégré, avec la participation active des consommateurs sur des marchés concurrentiels. (4)Le présent règlement vise à favoriser la pénétration des gaz renouvelables et bas carbone dans le système énergétique de manière à permettre l'abandon progressif des gaz fossiles, ainsi qu'à conférer à ces nouveaux gaz un rôle important pour réaliser les objectifs climatiques de l’UE à l’horizon 2030 et parvenir à la neutralité climatique en 2050 au plus tard. Le règlement vise également à établir un cadre réglementaire qui donne à tous les participants au marché les moyens et les incitations nécessaires pour prendre en compte le rôle transitoire du gaz naturel fossile dans la planification de leurs activités afin d'éviter les effets de verrouillage et d'assurer un affranchissement progressif et en temps utile du gaz naturel fossile et ce, dans tous les secteurs d'activité concernés ainsi que pour le chauffage.

(5)La stratégie de l'hydrogène de l'UE reconnaît que, le potentiel de production d’hydrogène renouvelable n’étant pas identique dans tous les États membres de l’UE, un marché européen ouvert et concurrentiel, caractérisé par un commerce transfrontalier sans entrave, présente des avantages importants sur le plan de la concurrence, du caractère abordable et de la sécurité de l’approvisionnement. Elle insiste en outre sur le fait que la transition vers un marché liquide avec un commerce de l’hydrogène fondé sur les produits de base faciliterait l’entrée de nouveaux producteurs et serait bénéfique pour une meilleure intégration avec d’autres vecteurs énergétiques. Cela créerait des signaux de prix viables pour les investissements et les décisions opérationnelles. Les règles fixées par le présent règlement devraient, dès lors, être propices à l'émergence de marchés de l'hydrogène et d'un commerce de l’hydrogène fondé sur les produits de base et à la licoiquidité des plateformes d'échange, et les États membres devraient éliminer toute barrière injustifiée à cet égard. Tout en reconnaissant les différences intrinsèques, il y a lieu d'envisager un marché de l’hydrogène reprenant des règles existantes ayant permis de développer le fonctionnement commercial efficace des marchés de l’électricité et du gaz et des échanges d'électricité et de gaz. 🡻 715/2009 considérant 2 La directive 2003/55/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel et le règlement (CE) nº 1775/2005 du Parlement européen et du Conseil du 28 septembre 2005 concernant les conditions d'accès aux réseaux de transport de gaz naturel ont contribué pour beaucoup à la création d'un tel marché intérieur du gaz naturel. 🡻 715/2009 considérant 3 L'expérience acquise dans la mise en œuvre et le suivi d'un premier ensemble de lignes directrices en matière de bonnes pratiques, adopté en 2002 par le Forum européen de régulation du gaz («le Forum de Madrid»), montre que, afin d'assurer la mise en œuvre intégrale dans tous les États membres des règles définies dans ces lignes directrices et afin de fournir une garantie minimale quant à des conditions d'accès au marché uniformes dans la pratique, il convient de rendre ces règles juridiquement exécutoires. 🡻 715/2019 considérant 4 Un second ensemble de règles communes, intitulé les «deuxièmes lignes directrices en matière de bonnes pratiques», a été approuvé lors de la réunion que le Forum de Madrid a tenue les 24 et 25 septembre 2003, et l'objectif du présent règlement est de définir, sur la base de ces lignes directrices, des règles et principes fondamentaux concernant l'accès au réseau et les services d'accès des tiers, la gestion de la congestion, la transparence, l'équilibrage et les échanges de droits à capacité. 🡻 715/2009 considérant 5 (adapté) (6)⌦ [Refonte de la directive sur le gaz proposée dans le document COM(2021) xxx] ⌫ La directive 2009/73/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel permet de faire appel à un gestionnaire de réseau combiné de transport et de distribution. Par conséquent, les dispositions du présent règlement n'exigent pas la modification de l'organisation des systèmes nationaux de transport et de distribution lorsque ceux-ci sont conformes aux dispositions pertinentes de ladite directive. 🡻 715/2019 considérant 6 Les gazoducs à haute pression reliant des distributeurs locaux au réseau gazier et qui ne sont pas utilisés principalement pour la distribution du gaz au niveau local sont inclus dans le champ d'application du présent règlement. 🡻 715/2009 considérant 7 ⇨ nouveau (7)Il convient de préciser les critères en fonction desquels les tarifs d'accès au réseau sont déterminés, afin de garantir qu'ils respectent totalement le principe de non-discrimination et les exigences de bon fonctionnement du marché intérieur, qu'ils tiennent pleinement compte de la nécessaire intégrité du système et qu'ils reflètent les coûts réels supportés, dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau efficace et ayant une structure comparable et sont transparents, tout en comprenant un rendement approprié des investissements ⇨ et en permettant l'intégration des gaz renouvelables et bas carbone ⇦ et en prenant en considération, le cas échéant, les analyses comparatives des tarifs réalisées par les autorités de régulation. ⇨ En matière de tarifs d'accès au réseau, les règles fixées par le présent règlement sont complétées par d'autres règles, qui figurent dans les codes de réseau et les lignes directrices adoptés en vertu du présent règlement, [le règlement RTE-E proposé dans le document COM(2020) 824 final], [le règlement sur le méthane proposé dans le document COM(2021) xxx], la directive (UE) 2018/2001 et [la directive sur l'efficacité énergétique proposée dans le document COM(2021) 558 final]. ⇦

⇩ nouveau (8)D'une manière générale, l'efficience exige de financer les infrastuctures par les recettes provenant des utilisateurs de ces infrastructures et d'éviter les subventions croisées. De plus, dans le cas des actifs réglementés, ces subventions croisées seraient incompatibles avec le principe général d'une tarification qui reflète les coûts. Néanmoins, dans des cas exceptionnels, ces subventions croisées pourraient apporter des avantages sociétaux, notamment lors des premières phases de développement des réseaux, lorsque la capacité réservée est faible par rapport à la capacité technique et qu'il est très difficile de prédire à quel moment la future demande de capacité se matérialisera. Les subventions croisées pourraient, dès lors, contribuer à instaurer des tarifs raisonnables et prévisibles pour les premiers utilisateurs d’un réseau et réduire les risques liés aux investissements pour les gestionnaires de réseau. Les subventions croisées pourraient ainsi contribuer à installer un climat d'investissement favorable aux objectifs de décarbonation de l'Union. Les subventions croisées ne devraient pas être financées par les utilisateurs du réseau dans d'autres États membres, que ce soit directement ou indirectement. Il convient, dès lors, d'assurer le financement des subventions croisées uniquement à partir des points de sortie vers les clients finaux au sein du même État membre. De plus, les subventions croisées étant exceptionnelles, il convient de veiller à ce qu'elles soient proportionnelles, transparentes, limitées dans le temps et qu'elles fassent l'objet d'une surveillance réglementaire. 🡻 715/2009 considérant 8 Dans le calcul des tarifs d'accès aux réseaux, il est important de tenir compte des coûts réels supportés, dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau efficace et ayant une structure comparable, et où ils sont transparents, ainsi que de la nécessité d'offrir un rendement approprié des investissements et des incitations pour construire de nouvelles infrastructures, notamment une réglementation spécifique réservée aux nouveaux investissements, telle qu'elle est prévue dans la directive 2009/73/CE. À cet égard, et notamment en présence d'une concurrence réelle entre gazoducs, l'analyse comparative des tarifs par les autorités de régulation représente un élément de réflexion important. 🡻 715/2009 considérant 9 (adapté) ⇨ nouveau (9)Le recours à des modalités faisant appel au marché, telles que les enchères, afin d'établir les tarifs doit être compatible avec les dispositions de la ⌦ refonte de la directive sur le gaz proposée dans le document COM(2021) xxx ⌫ directive 2009/73/CE ⇨ et du règlement (UE) 2017/459 de la Commission ⇦. 🡻 715/2009 considérant 10 (adapté) (10)Un ensemble minimal commun de services d'accès des tiers est nécessaire pour établir une norme minimale commune régissant les conditions pratiques d'accès dans toute la Communauté ⌦ l'Union ⌫, pour garantir une compatibilité suffisante des services d'accès des tiers et pour permettre d'exploiter les avantages qu'offre un bon fonctionnement du marché intérieur du gaz naturel. 🡻 715/2009 considérant 11 (adapté) À l'heure actuelle, il existe des obstacles à la vente du gaz dans des conditions identiques et sans discrimination ni désavantages dans la Communauté. Notamment, il reste à assurer un accès non discriminatoire au réseau et un niveau comparable de surveillance réglementaire dans chaque État membre, et des marchés isolés subsistent. ⇩ nouveau (11)Les modalités d'accès des tiers devraient être fondées sur les principes établis dans le présent règlement. Dès octobre 2013, le XXIVe forum de Madrid avait accueilli favorablement l'organisation de systèmes entrée-sortie, qui permettent une libre allocation du gaz en capacité ferme. Il convient, par conséquent, d'arrêter une définition du système entrée-sortie et d'intégrer le niveau du réseau de distribution dans la zone d'équilibrage, de manière à favoriser la création de conditions de concurrence équitables pour les gaz renouvelables et bas carbone reliés soit au niveau du réseau de transport, soit au niveau du réseau de distribution. La tarification des gestionnaires de réseau de distribution et l'organisation de l'attribution des capacités entre le réseau de transport et le réseau de distribution devraient être de la responsabilité des autorités de régulation sur la base des principes inscrits dans la [refonte de la directive telle que proposée dans le document COM(2021) xxx].

(12)L'accès au système entrée-sortie devrait en principe se fonder sur la capacité ferme. Les gestionnaires de réseau devraient être tenus de coopérer de manière à maximiser l'offre de capacité ferme, permettant par là même aux utilisateurs du réseau d'attribuer librement le gaz entrant ou sortant en capacité ferme à tout point d'entrée ou de sortie du même système entrée-sortie. (13)Les capacités conditionnelles ne devraient être proposées que si les gestionnaires de réseau ne sont pas en mesure de proposer de capacité ferme. Les gestionnaires de réseau devraient définir les conditions applicables aux capacités conditionnelles sur la base de contraintes opérationnelles d'une manière transparente et claire. L'autorité de régulation devrait veiller à ce que le nombre de produits de capacités conditionnelles soit limité afin d'éviter une fragmentation du marché et d'assurer le respect du principe consistant à assurer un accès des tiers efficient. 🡻 715/2009 considérant 12 (14)Il convient d'atteindre un niveau suffisant de capacité d'interconnexion transfrontalière pour le gaz et de promouvoir l'intégration du marché afin d'assurer l'achèvement du marché intérieur du gaz naturel. 🡻 715/2009 considérant 13 Dans sa communication du 10 janvier 2007 intitulée «Une politique de l'énergie pour l'Europe», la Commission a insisté sur l'importance que revêtent la réalisation du marché intérieur du gaz naturel et la création de conditions de concurrence équitables pour toutes les entreprises de gaz naturel de la Communauté. Les communications de la Commission du 10 janvier 2007 intitulées «Les perspectives du marché intérieur du gaz et de l'électricité» et «Enquête menée en vertu de l'article 17 du règlement (CE) nº 1/2003 sur les secteurs européens du gaz et de l'électricité (rapport final)» ont montré que les règles et les mesures en vigueur n'offrent pas l'encadrement ni n'assurent la création des capacités d'interconnexion nécessaires pour permettre la réalisation de l'objectif que constituent le bon fonctionnement, l'efficacité et l'ouverture du marché intérieur. 🡻 715/2009 considérant 14 En plus de la mise en œuvre intégrale du cadre réglementaire existant, le cadre réglementaire du marché intérieur du gaz naturel prévu par le règlement (CE) nº 1775/2005 devrait être adapté conformément à ces communications. 🡻 715/2009 considérant 15 (adapté) ⇨ nouveau (15)Il est notamment nécessaire de renforcer la coopération et la coordination entre les gestionnaires de réseau de transport ⇨ et, le cas échéant, entre les gestionnaires de réseau de distribution ⇦ 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 ⇨gaz naturel⇦ dans la Communauté ⌦ 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. Les codes de réseau devraient se conformer aux orientations-cadres, qui sont par nature non contraignantes (orientations-cadres) et qui sont élaborées par l'agence ⌦ de l'Union européenne pour la ⌫ de coopération des régulateurs de l'énergie instituée par le règlement ⌦ (UE) 2019/942 ⌫ (CE) nº 713/2009 du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 instituant une agence de coopération des régulateurs de l'énergie («l'agence»). L'⌦ ACER ⌫ agence devrait jouer un rôle dans le réexamen, fondé sur les faits, des projets de codes de réseau, y compris leur respect des orientations-cadres, et elle devrait pouvoir en recommander l'adoption par la Commission. L'⌦ ACER ⌫ agence devrait évaluer les propositions de modifications à apporter aux codes de réseau et pouvoir en recommander l'adoption par la Commission. Les gestionnaires de réseau de transport devraient exploiter leurs réseaux conformément à ces codes de réseau. 🡻 715/2009 considérant 16 (adapté) (16)Afin d'assurer une gestion optimale du réseau de transport de gaz dans la Communauté ⌦ l'Union ⌫, il y a lieu de ⌦ prévoir ⌫ créer un réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour le gaz (le REGRT pour le gaz). Les tâches du REGRT pour le gaz devraient être exécutées dans le respect des règles communautaires ⌦ de l'Union ⌫ en matière de concurrence, qui restent ⌦ sont ⌫ applicables aux décisions du REGRT pour le gaz. Les tâches du REGRT pour le gaz devraient être clairement définies et ses méthodes de travail devraient être de nature à garantir l'efficacité, la transparence et la représentativité du REGRT pour le gaz. Les codes de réseau élaborés par le REGRT pour le gaz ne sont pas destinés à remplacer les codes de réseau nationaux nécessaires pour ce qui concerne les questions non transfrontalières. L'échelon régional permettant de progresser de manière plus efficace, les gestionnaires de réseau de transport devraient mettre en place des structures régionales au sein de la structure de coopération globale tout en veillant à ce que les résultats obtenus à l'échelon régional soient compatibles avec les codes de réseau et les plans décennaux non contraignants de développement du réseau dans l'ensemble de ⌦ l'Union ⌫ la Communauté. La coopération au sein de ces structures régionales présuppose un découplage effectif entre les activités de réseau et les activités de production et de fourniture. En l'absence d'un tel découplage, la coopération régionale entre les gestionnaires de réseau de transport donne lieu à un risque de comportement anticoncurrentiel. Les États membres devraient promouvoir la coopération et surveiller l'efficacité du fonctionnement du réseau au niveau régional. La coopération au niveau régional devrait être compatible avec la mise en place d'un marché intérieur du ⌦ des ⌫ gaz concurrentiel et efficace. 🡻 715/2009 considérant 17 (nouveau)

Tous les acteurs du marché sont concernés par le travail qu'il est prévu de confier au REGRT pour le gaz. Il est donc essentiel de prévoir un véritable processus de consultation, et les structures existantes créées pour faciliter et rationaliser ce processus, telles que l'Association européenne pour la rationalisation des échanges d'énergie-gaz, les régulateurs nationaux ou l'agence, devraient jouer un rôle important. 🡻 715/2009 considérant 18 (adapté) ⇨ nouveau (17)Afin d'assurer une plus grande transparence dans le développement du réseau de transport de gaz dans la Communauté ⌦ l'Union ⌫, le REGRT pour le gaz devrait concevoir, publier et mettre à jour régulièrement un plan décennal non contraignant de développement du réseau dans l'ensemble de la Communauté ⌦ l'Union ⌫ ⇨ sur la base d'un scénario commun et du modèle interconnecté ⇦ (le plan de développement du réseau dans l'ensemble de la Communauté ⌦ l'Union ⌫). Ce plan de développement du réseau devrait comporter des réseaux viables de transport de gaz et les interconnexions régionales nécessaires qui se justifient du point de vue commercial et sous l'aspect de la sécurité d'approvisionnement. 🡻 715/2009 considérant 19 ⇨ nouveau (18)Afin d'accroître la concurrence par la création des marchés de gros liquides pour le gaz, il est indispensable que les échanges puissent se négocier indépendamment de la localisation du gaz dans le réseau. La seule façon d'y parvenir est d'assurer aux utilisateurs du réseau la liberté de comptabiliser réserver indépendamment la capacité d'entrée et de sortie, de manière à organiser le transport du gaz par zones plutôt que sous la forme de flux contractuels. ⇨ La liberté de comptabiliser indépendamment la capacité aux points d'entrée et de sortie suppose donc que les tarifs fixés pour un point d'entrée ne soient pas liés au tarif fixé pour un point de sortie, et inversement, c'est-à-dire que l'offre soit séparée pour ces points, et la tarification ne devrait pas regrouper la redevance d'entrée et de sortie dans un prix unique. ⇦ Lors du 6ème Forum de Madrid, tenu les 30 et 31 octobre 2002, la plupart des parties concernées avaient déjà exprimé leur préférence pour un régime d'entrées-sorties afin de favoriser l'essor de la concurrence. Les tarifs ne devraient pas dépendre de l'itinéraire. Les tarifs fixés pour un ou plusieurs points d'entrée ne devraient donc pas être liés aux tarifs fixés pour un ou plusieurs points de sortie, et vice versa. ⇩ nouveau (19)Si le règlement (UE) 312/2014 de la Commission relatif à l’établissement d’un code de réseau sur l’équilibrage des réseaux de transport de gaz prévoit les modalités d'établissement des règles techniques qui constituent un régime d'équilibrage, il permet de varier la conception de chaque régime d'équilibrage appliqué dans un système entrée-sortie donné. La combinaison des choix effectués donne lieu à un régime d'équilibrage spécifique applicable dans un système entrée-sortie spécifique, coïncidant actuellement dans la plupart des cas avec le territoire des États membres. (20)Il devrait incomber aux utilisateurs du réseau d'équilibrer leurs entrées par rapport à leurs sorties en s'appuyant sur des plateformes d'échange mises en place pour mieux faciliter les échanges de gaz entre utilisateurs du réseau. Afin de mieux intégrer les gaz renouvelables et bas carbone dans le système entrées-sorties, la zone d'équilibrage devrait englober le niveau du réseau de distribution. Le point d'échange virtuel devrait être utilisé pour échanger du gaz entre les comptes d'équilibrage des utilisateurs du réseau. 🡻 715/2019 considérant 20 (21)La référence aux contrats de transport harmonisés dans le cadre d'un accès non discriminatoire au réseau des gestionnaires de réseau de transport n'implique pas que les modalités et conditions fixées dans les contrats de transport d'un gestionnaire de réseau donné, dans un État membre, doivent être identiques à celles proposées par un autre gestionnaire de réseau de transport dans le même État membre ou dans un autre, sauf si sont imposées des exigences minimales auxquelles tous les contrats de transport sont tenus de satisfaire. 🡻 715/2009 considérant 21 Les réseaux de gaz connaissent une importante congestion contractuelle. En conséquence, les principes de gestion de la congestion et d'attribution des capacités dans le cas de nouveaux contrats ou de contrats nouvellement négociés sont fondés sur la libération des capacités inutilisées, les utilisateurs du réseau étant autorisés à sous-louer ou à revendre leurs capacités contractuelles, et sur l'obligation faite aux gestionnaires de réseau de transport d'offrir la capacité inutilisée sur le marché, au moins sur une base d'arrangement à un jour et interruptible. Compte tenu de l'importante proportion de contrats en vigueur et de la nécessité de créer des conditions de concurrence véritablement équitables entre les utilisateurs de capacités nouvelles et existantes, il convient d'appliquer ces principes à l'ensemble de la capacité contractuelle, y compris aux contrats en vigueur.

🡻 715/2019 considérant 22 Même si, pour l'instant, la congestion physique des réseaux est rarement un problème dans la Communauté, elle pourrait le devenir. Il est donc important d'établir le principe fondamental régissant l'attribution des capacités congestionnées dans de telles circonstances. 🡻 715/2009 considérant 23 La surveillance du marché effectuée ces dernières années par les autorités de régulation nationales et la Commission a montré que les exigences de transparence et les règles d'accès à l'infrastructure en vigueur sont insuffisantes pour garantir un véritable marché intérieur du gaz qui soit performant, ouvert et efficace. 🡻 715/2019 considérant 24 (22)Un accès égal à l'information sur l'état matériel et la performance du réseau est nécessaire pour permettre à l'ensemble des acteurs du marché d'évaluer la situation globale de l'offre et de la demande et de déterminer les raisons des fluctuations des prix de gros. Cela inclut des informations plus précises sur l'offre et la demande, la capacité du réseau, les flux et la maintenance, l'équilibrage et la disponibilité ainsi que l'utilisation des capacités de stockage. Étant donné l'importance de ces informations pour le bon fonctionnement du marché, il y a lieu d'assouplir les restrictions de publication existantes imposées pour des raisons de confidentialité. 🡻 715/2009 considérant 25 (23)Les exigences de confidentialité concernant les informations commercialement sensibles sont toutefois particulièrement importantes lorsqu'il s'agit de données commerciales ayant un caractère stratégique pour l'entreprise, lorsqu'il n'existe qu'un seul utilisateur pour une installation de stockage, ou lorsqu'il s'agit de données relatives aux points de sortie d'un réseau ou sous-réseau qui n'est pas raccordé à un autre réseau de transport ou de distribution mais à un seul client industriel final, lorsque la publication de telles données donnerait lieu à la divulgation d'informations confidentielles concernant le processus de production de ce client. 🡻 715/2009 considérant 26 (24)Pour que les participants aient davantage confiance dans le marché, ils doivent être certains qu'il existe des possibilités de sanctionner les comportements abusifs d'une manière efficace, proportionnée et dissuasive. Il convient de permettre aux autorités compétentes d'enquêter de manière efficace sur les allégations d'abus de marché. Il est nécessaire à cette fin que les autorités compétentes aient accès aux données qui fournissent des informations sur les décisions opérationnelles prises par les entreprises de fourniture. Sur le marché du gaz, toutes ces décisions sont communiquées aux gestionnaires de réseau sous la forme de réservations de capacité, de nominations et de flux réalisés. Les gestionnaires de réseau devraient mettre ces informations à la disposition des autorités compétentes et les rendre aisément accessibles pour celles-ci pendant une période déterminée. Les autorités compétentes devraient, en outre, vérifier périodiquement que les gestionnaires de réseau respectent les règles. 🡻 715/2009 considérant 27 ⇨ nouveau (25)L'accès aux installations de stockage de gaz ⇨ naturel⇦ et aux installations de GNL étant insuffisant dans certains États membres, il convient d'améliorer l'application des règles en vigueur⇨ , y compris sur le plan de la transparence. Cette amélioration devrait tenir compte du potentiel et de la pénétration des gaz renouvelables et bas carbone pour ces installations dans le marché intérieur. ⇦ Il ressort du suivi assuré par le groupe des régulateurs européens dans le domaine de l'électricité et du gaz que les lignes directrices volontaires en matière de bonnes pratiques d'accès de tiers au réseau pour les gestionnaires d'installations de stockage, adoptées par l'ensemble des parties concernées dans le cadre du Forum de Madrid, ne sont pas suffisamment appliquées et qu'il est dès lors nécessaire de les rendre contraignantes. 🡻 715/2019 considérant 28

⇨ nouveau (26)Les systèmes d'équilibrage du gaz ⇨ naturel⇦ non discriminatoires et transparents qui sont utilisés par les gestionnaires de réseau de transport sont des mécanismes importants, notamment pour les nouveaux arrivants sur le marché qui risquent d'avoir plus de difficultés à équilibrer leur portefeuille global de ventes que les entreprises déjà établies sur le marché concerné. Il est donc nécessaire d'établir des règles afin de garantir que les gestionnaires de réseau de transport utilisent ces systèmes de façon compatible avec des conditions d'accès au réseau non discriminatoires, transparentes et effectives. 🡻 715/2009 considérant 29 Les échanges de droits principaux à capacité sont un élément important pour le développement d'un marché concurrentiel et la création de liquidité. Le présent règlement devrait dès lors établir les règles fondamentales relatives à ces échanges. 🡻 715/2019 considérant 30 ⇨ nouveau (27)Les autorités de régulation nationales devraient veiller au respect des règles contenues dans le présent règlement et des ⇨ codes de réseau et ⇦ lignes directrices adoptées en vertu de celui-ci. 🡻 715/2009 considérant 31 (adapté) ⇨ nouveau (28)Dans les lignes directrices annexées au présent règlement, des mesures d'exécution spécifiques ⌦ règles plus ⌫ détaillées sont définies, sur la base des deuxièmes lignes directrices en matière de bonnes pratiques. Le cas échéant, ces modalités évolueront ⇨ règles devraient évoluer ⇦ avec le temps, compte tenu des différences qui existent entre les réseaux gaziers nationaux ⇨ et de leur développement ⇦ . 🡻 715/2009 considérant 32 (29)Avant de proposer des modifications aux lignes directrices annexées au présent règlement, la Commission devrait veiller à consulter l'ensemble des parties pertinentes concerné