CELEX ID: 32022R0869

--- ENGLISH ---

Document:
3.6.2022
EN
Official Journal of the European Union
L 152/45
REGULATION (EU) 2022/869 OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL
of 30 May 2022
on guidelines for trans-European energy infrastructure, amending Regulations (EC) No 715/2009, (EU) 2019/942 and (EU) 2019/943 and Directives 2009/73/EC and (EU) 2019/944, and repealing Regulation (EU) No 347/2013
THE EUROPEAN PARLIAMENT AND THE COUNCIL OF THE EUROPEAN UNION,
Having regard to the Treaty on the Functioning of the European Union, and in particular Article 172 thereof,
Having regard to the proposal from the European Commission,
After transmission of the draft legislative act to the national parliaments,
Having regard to the opinion of the European Economic and Social Committee 
(
1
)
,
Having regard to the opinion of the Committee of the Regions 
(
2
)
,
Acting in accordance with the ordinary legislative procedure 
(
3
)
,
Whereas:
(1)
The Commission, in its communication of 11 December 2019 entitled ‘The European Green Deal’ (the ‘European Green Deal’), set out a new growth strategy that aims to transform the Union into a fair and prosperous society, with a modern, resource-efficient and competitive economy, where the climate neutrality objective is met by 2050 at the latest and where economic growth is decoupled from resource use. In its communication of 17 September 2020 entitled ‘Stepping up Europe’s 2030 climate ambition – Investing in a climate-neutral future for the benefit of our people’, the Commission proposed to increase the greenhouse gas emissions reduction target to at least 55 % by 2030. That ambition was endorsed by the European Council on 11 December 2020 and the impact assessment accompanying that communication confirms that the energy mix of the future will be very different from the one of today and underpins the necessity to review and if necessary to revise the energy legislation. The current energy infrastructure investments are clearly insufficient to transform and build the energy infrastructure of the future. That also means infrastructure needs to be in place to support the European energy transition, including rapid electrification, scaling up of renewable and fossil fuel free electricity generation, the increased use of renewable and low-carbon gases, energy system integration and a higher uptake of innovative solutions.
(2)
The current binding Union level target for renewable energy for 2030 of at least 32 % of final energy consumption and a headline Union level target for energy efficiency of at least 32,5 % will be revised as part of the Union’s enhanced ambition enshrined in the Regulation (EU) 2021/1119 of the European Parliament and the Council 
(
4
)
 and the European Green Deal.
(3)
The Paris Agreement adopted under the United Nations Framework Convention on Climate Change 
(
5
)
 (the ‘Paris Agreement’) sets out a long-term goal to hold the increase in the global average temperature to well below 2 °C above pre-industrial levels and to pursue efforts to limit the temperature increase to 1,5 °C above pre-industrial levels, and stresses the importance of adapting to the adverse impacts of climate change and making finance flows consistent with a pathway towards low greenhouse gas emissions and climate-resilient development. On 12 December 2019, the European Council endorsed the objective of achieving a climate-neutral European Union by 2050, in line with the objectives of the Paris Agreement.
(4)
Regulation (EU) No 347/2013 of the European Parliament and of the Council 
(
6
)
 lays down guidelines for the timely development and interoperability of priority corridors and areas of trans-European energy infrastructure in order to achieve the energy policy objectives of the Treaty on the Functioning of the European Union (TFEU) to ensure the functioning of the internal energy market, security of supply and competitive energy markets in the Union, to promote energy efficiency and energy saving and the development of new and renewable forms of energy, and to promote the interconnection of energy networks. Regulation (EU) No 347/2013 puts in place a framework for Member States and relevant stakeholders to work together in a regional setting to develop better-connected energy networks with the aim to connect regions currently isolated from European energy markets, strengthen existing and promote new cross-border interconnections, and help integrate renewable energy. By pursuing those objectives, Regulation (EU) No 347/2013 contributes to smart, sustainable and inclusive growth and brings benefits to the entire Union in terms of competitiveness and economic, social and territorial cohesion.
(5)
The evaluation of Regulation (EU) No 347/2013 has clearly shown that the framework has effectively improved the integration of Member States’ networks, stimulated energy trade and hence contributed to the competitiveness of the Union. Projects of common interest in electricity and gas have strongly contributed to security of supply. For gas, the infrastructure is now better connected and supply resilience has improved substantially since 2013. Regional cooperation in regional groups and through cross-border cost allocation is an important enabler for project implementation. However, in many cases the cross-border cost allocation did not result in reducing the financing gap of the projects, as intended. While the majority of permitting procedures have been shortened, in some cases the process is still long. The financial assistance from the Connecting Europe Facility, established by Regulation (EU) No 1316/2013 of the European Parliament and of the Council 
(
7
)
, has been an important factor as grants for studies have helped projects to reduce risks in the early stages of development, while grants for works have supported projects addressing key bottlenecks that market finance could not sufficiently address.
(6)
In its resolution of 10 July 2020 on the revision of the guidelines for trans-European energy infrastructure 
(
8
)
, the European Parliament called for a revision of Regulation (EU) No 347/2013, taking into account, in particular, the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objectives and the energy efficiency first principle.
(7)
The trans-European energy networks policy is a central instrument in the development of an internal energy market and necessary to achieve the objectives of the European Green Deal. To achieve higher levels of greenhouse gas emission reductions by 2030 and climate neutrality by 2050 at the latest, Europe will need a more integrated energy system, relying on higher levels of electrification based on additional renewable and low-carbon sources and the decarbonisation of the gas sector. The trans-European energy networks policy can ensure that the Union energy infrastructure development supports the required energy transition to climate neutrality in line with the energy efficiency first principle and technological neutrality while considering the potential for emission reduction in the end use. It can also ensure interconnections, energy security, market and system integration, and competition that benefits all Member States, as well as energy at an affordable price for households and undertakings.
(8)
While the objectives of Regulation (EU) No 347/2013 remain largely valid, the current trans-European energy networks framework does not yet fully reflect the expected changes to the energy system that will result from the new political context and in particular the upgraded Union 2030 targets for energy and climate and the 2050 climate neutrality objective under the European Green Deal. Therefore, among other aspects, both climate mitigation and climate adaptation objectives need to be adequately reflected in the revised trans-European energy networks framework. Besides the new political context and objectives, technological development has been rapid in the past decade. That development should be taken into account in the energy infrastructure categories covered by this Regulation, the selection criteria for projects of common interest as well as the priority corridors and areas. At the same time, the provisions of this Regulation should not affect a Member State’s right to determine the conditions for exploiting its energy resources, its choice between different energy sources and the general structure of its energy supply, in accordance with Article 194 TFEU.
(9)
Directives 2009/73/EC 
(
9
)
 and (EU) 2019/944 
(
10
)
 of the European Parliament and of the Council provide for an internal market for energy. While there has been very significant progress in the completion of that market, there is still room for improvement by better utilising existing energy infrastructure, integrating the increasing amounts of renewable energy, and system integration.
(10)
The Union’s energy infrastructure should be upgraded in order to prevent technical failure and to increase its resilience against such failure, natural or man-made disasters, adverse effects of climate change and threats to its security, in particular as regards European critical infrastructures pursuant to Council Directive 2008/114/EC 
(
11
)
.
(11)
The Union’s energy infrastructure should be resilient to the unavoidable impacts that climate change is expected to create in Europe in spite of the mitigation efforts. Hence, strengthening the efforts on climate adaptation and mitigation, resilience building, disaster prevention and preparedness is crucial.
(12)
The development of trans-European energy infrastructure should take into account, where technically possible and most efficient, the possibility of repurposing existing infrastructure and equipment.
(13)
Security of supply, as a main driver behind the adoption of Regulation (EU) No 347/2013, has been significantly improved through projects of common interest. Moreover, the Commission’s impact assessment accompanying the Commission communication of 17 September 2020 entitled ‘Stepping up Europe’s 2030 climate ambition –Investing in a climate-neutral future for the benefit of our people’ expects the consumption of natural gas to be reduced significantly because its non-abated use is not compatible with carbon neutrality. On the other hand, the consumption of biogas, renewable and low-carbon hydrogen and synthetic gaseous fuels is expected to increase significantly towards 2050. For gas, the infrastructure is now better connected and supply resilience has improved substantially since 2013. The planning of energy infrastructure should reflect this changing gas landscape. However, not all Member States are yet connected sufficiently to the European gas network and island Member States in particular continue to face significant challenges in terms of security of supply and energy isolation. Although 78 % of gas projects that are projects of common interest are expected to be commissioned by the end of 2025, a number of them are experiencing significant delays, including due to permitting problems. This Regulation should therefore not negatively affect projects of common interest that have not yet been completed on the date of its entry into force. Therefore, projects of common interest included in the fifth Union list of projects of common interest established pursuant to Regulation (EU) No 347/2013, for which an application file has been accepted for examination by the competent authority should be able to maintain their rights and obligations as regards permitting for a period of four years after the date of entry into force of this Regulation.
(14)
The importance of smart electricity grids, which do not always include the crossing of a physical border, in achieving the Union’s energy and climate policy objectives was acknowledged in the Commission communication of 8 July 2020 entitled ‘Powering a climate-neutral economy: An EU Strategy for Energy System Integration’ (the ‘EU Strategy for Energy System Integration’). The criteria for that category should be simplified, should include technological developments regarding innovation and digital aspects and should enable energy system integration. Furthermore, the role of projects promoters should be clarified. Given the expected significant increase in power demand from the transport sector, in particular for electric vehicles along highways and in urban areas, smart grid technologies should also help to improve energy network related support for cross-border, high-capacity recharging to support the decarbonisation of the transport sector.
(15)
The EU Strategy for Energy System Integration also underlined the need for integrated energy infrastructure planning across energy carriers, infrastructures, and consumption sectors. Such system integration starts from the point of departure of applying the energy efficiency first principle and taking a holistic approach in policy and beyond individual sectors. It also addresses the decarbonisation needs of the hard to abate sectors, such as parts of industry or certain modes of transport, where direct electrification is, currently, technically or economically challenging. Such investments include hydrogen and electrolysers, which are progressing towards commercial large-scale deployment. The Commission communication of 8 July 2020 entitled ‘A hydrogen strategy for a climate-neutral Europe’ (the ‘Hydrogen Strategy’) gives priority to hydrogen production from renewable electricity, which is the cleanest solution and is most compatible with the Union’s climate neutrality objective. In a transitional phase however, other forms of low-carbon hydrogen are needed to more rapidly decarbonise existing hydrogen production, focusing on a diverse range of clean technologies, and to kick-start an economy of scale.
(16)
Moreover, in its Hydrogen Strategy the Commission concluded that, for the required deployment of hydrogen, a large-scale infrastructure network is an important element that only the Union and the internal market can offer. There is currently very limited dedicated infrastructure in place to transport and trade hydrogen across borders or to create hydrogen valleys. Such infrastructure should consist of a significant extent of assets converted from natural gas assets, complemented by new assets dedicated to hydrogen. Furthermore, the Hydrogen Strategy set a strategic goal to increase installed electrolyser capacity to 40 Gigawatts (GW) by 2030 in order to scale up the production of renewable hydrogen and facilitate the decarbonisation of fossil-fuel dependent sectors, such as industry or transport. Therefore, the trans-European energy networks policy should include new and repurposed hydrogen transmission infrastructure and storage as well as electrolyser facilities. Hydrogen transmission and storage infrastructure should also be included in the Union-wide ten-year network development plan so as to allow a comprehensive and consistent assessment of their costs and benefits for the energy system, including their contribution to sector integration and decarbonisation, with the aim of creating a hydrogen backbone for the Union.
(17)
Moreover, a new infrastructure category should be created for smart gas grids to support investments which integrate a plurality of low-carbon and particularly renewable gases such as biogas, biomethane, and hydrogen, in the gas network and help manage a resulting more complex system, building on innovative digital technologies.
(18)
Achieving climate neutrality by 2050 at the latest assumes that there will still be industrial processes that emit carbon dioxide. Such carbon dioxide is considered to be unavoidable when its production cannot be avoided despite optimisation, for example through energy efficiency or electrification integrating renewables. The development of carbon dioxide infrastructure should lead to a significant net reduction of otherwise unavoidable emissions in the absence of reasonable alternatives. Carbon dioxide capture is covered by Directive 2010/75/EU of the European Parliament and of the Council 
(
12
)
 for the purpose of carbon dioxide streams originating from the installations covered by that Directive, and for the purpose of geological storage pursuant to Directive 2009/31/EC of the European Parliament and of the Council 
(
13
)
.
(19)
Regulation (EU) No 347/2013 required a candidate project of common interest to prove a significant contribution to at least one criterion from a set of criteria in the process for the elaboration of the Union list of projects of common interest, which could have, but did not need to, include sustainability. That requirement, in line with the specific needs of the internal energy market at the time, enabled development of projects of common interest which addressed only security of supply risks even if they did not demonstrate benefits in terms of sustainability. However, given the evolution of the Union’s infrastructure needs, the decarbonisation goals and the European Council conclusions adopted on 21 July 2020, according to which Union expenditure should be consistent with Paris Agreement objectives and the ‘do no harm’ principle of the European Green Deal, sustainability in terms of the integration of renewable energy sources into the grid or the reduction of greenhouse gas emissions, as relevant, should be assessed in order to ensure that trans-European energy networks policy is coherent with the Union’s targets for energy and climate and 2050 climate neutrality objectives, taking into account the specificities of each Member State in reaching the climate neutrality objective. The sustainability of carbon dioxide transport networks is addressed by total expected project life-cycle greenhouse gas reductions and the absence of alternative technological solutions to achieve the same level of carbon dioxide reduction.
(20)
The Union should facilitate infrastructure projects linking the Union’s networks with third-country networks that are mutually beneficial and necessary for the energy transition and the achievement of the climate targets, and which also meet the specific criteria of the relevant infrastructure categories pursuant to this Regulation, in particular with neighbouring countries and with countries with which the Union has established specific energy cooperation. Therefore, this Regulation should include in its scope projects of mutual interest where they are sustainable and able to demonstrate significant net socioeconomic benefits at Union level and at least one third country. Such projects should be eligible for inclusion in the Union list of projects of common interest and projects of mutual interest (the ‘Union list’) provided that the policy framework has a high level of convergence and is supported by enforcement mechanisms, and should demonstrate a contribution to the Union’s and the third countries’ overall energy and climate policy objectives in terms of security of supply and decarbonisation.
A high level of convergence of the policy framework should be presumed for the European Economic Area or Energy Community Contracting Parties or can be demonstrated in the case of other third countries through bilateral agreements that include relevant provisions on climate and energy policy objectives on decarbonisation and further assessed by the appropriate regional group with the support of the Commission. In addition, the third country with which the Union cooperates in the development of projects of mutual interest should facilitate a similar timeline for accelerated implementation and other policy support measures, as provided for in this Regulation. Therefore, projects of mutual interest should be treated in the same manner as projects of common interest, with all provisions relative to projects of common interest applying also to projects of mutual interest, unless otherwise specified. Significant net socioeconomic benefits at Union level should be understood as improving interoperability and the functioning of the internal market, going beyond one Member State. As regards projects for storage of carbon dioxide, only projects necessary to allow the cross-border transport and storage of carbon dioxide should be eligible, provided that standards and safeguards preventing any leaks and concerning climate, human health and ecosystems as regards the safety and effectiveness of the permanent storage of carbon dioxide are at least at the same level as in the Union. It should be presumed that the European Economic Area meets those standards and safeguards.
(21)
Projects of mutual interest should be considered to be an additional tool to expand the scope of this Regulation to third countries beyond those projects of common interest that contribute to implementing an energy infrastructure priority corridor or area as set out in Annex I. Therefore, where a project with a third country contributes to implementing an energy infrastructure priority corridor or area, it should be eligible to apply for the status of a project of common interest under this Regulation. By the same principle, electricity interconnection projects with third countries that had attained the status of project of common interest under Regulation (EU) No 347/2013 may be selected as projects of common interest, provided that they undergo the selection process and that they fulfil the criteria for projects of common interest.
(22)
Furthermore, to achieve the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective, the Union needs to significantly scale up renewable electricity generation. The existing energy infrastructure categories for electricity transmission and storage are crucial for the integration of the significant increase in renewable electricity generation in the power grid. In addition, that requires stepping up investment in offshore renewable energy with the aim of reaching at least 300 GW of offshore wind generation installed in line with the Commission’s offshore renewable energy strategy set out in the Commission communication of 19 November 2020 entitled ‘An EU Strategy to harness the potential of offshore renewable energy for a climate neutral future’. That strategy includes radial links connecting new offshore wind capacities, as well as hybrid integrated projects. Coordinating long-term planning and development of offshore and onshore electricity grids should also be addressed. In particular, offshore infrastructure planning should move away from the project-by-project approach towards a coordinated comprehensive approach ensuring the sustainable development of integrated offshore grids in line with the offshore renewable potential of each sea basin, environmental protection and other uses of the sea. There should be an approach based on voluntary cooperation between Member States. Member States should remain responsible for approving the projects of common interest which are related to their territory and the related costs.
(23)
Relevant Member States should be able to assess the benefits and costs of the priority offshore grid corridors for renewable energy and carry out a preliminary cost-sharing analysis at priority offshore grid corridor level to underpin joint political commitments for offshore renewable energy development. The Commission, together with the Member States and the relevant transmission system operators (TSOs) and national regulatory authorities, should develop guidance for a specific cost-benefit and cost-sharing for the deployment of the integrated offshore network development plans which should enable Member States to carry out an adequate assessment.
(24)
The Union-wide ten-year network development plan process as basis for the identification of projects of common interest in the categories of electricity and gas has proven to be effective. However, while the European Network of Transmission System Operators for Electricity (the ‘ENTSO for Electricity’), the European Network of Transmission System Operators for Gas (the ‘ENTSO for Gas’) and TSOs have an important role to play in the process, more scrutiny is required, in particular as regards defining the scenarios for the future, identifying long-term infrastructure gaps and bottlenecks and assessing individual projects, to enhance trust in the process. Therefore, due to the need for independent validation, the Agency for the Cooperation of Energy Regulators (the ‘Agency’) and the Commission should have an increased role in the process, including in the process for drawing up the Union-wide ten-year network development plans pursuant to Regulations (EC) No 715/2009 
(
14
)
 and (EU) 2019/943 
(
15
)
 of the European Parliament and of the Council. The Union-wide ten-year network development plan process should benefit from the objective, science-based input from an independent scientific body such as the European Scientific Advisory Board on Climate Change and should be organised in the most effective manner.
(25)
In carrying out their tasks preceding the adoption of the Union-wide ten-year network development plans, the ENTSO for Electricity and ENTSO for Gas should conduct an extensive consultation process involving all relevant stakeholders. The consultation should be open and transparent and should be organised in a timely manner to allow for stakeholders’ feedback in the preparation of key phases of the Union-wide ten-year network development plans, such as the scenario development, infrastructure gaps identification and the cost-benefit analysis methodology for project assessment. The ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas should give due consideration to the input received from stakeholders during consultations and should explain how they took that input into account.
(26)
In line with the conclusions of the 2020 Energy Infrastructure Forum, it is necessary to ensure that all relevant sectors, such as gas, electricity, and transport, are considered in an integrated perspective in the planning processes of all onshore and offshore, transmission and distribution infrastructure. In order to comply with the Paris Agreement and to achieve the Union’s 2030 climate objectives, the 2040 offshore energy development objectives, and in line with the Union’s objective to achieve climate neutrality by 2050 at the latest, trans-European energy networks framework should rely on a smarter, more integrated, long-term and optimised ‘one energy system’ view through deployment of a framework that enables greater coordination of infrastructure planning across various sectors and creates an opportunity to optimally integrate various coupling solutions involving various network elements between various infrastructures. This should be secured by developing a progressively integrated model that enables consistency between single-sector methodologies based on common assumptions and reflects interdependencies.
(27)
It is important to ensure that only infrastructure projects for which no reasonable alternative solutions exist may receive the status of project of common interest. To that end, the energy efficiency first principle should be taken into account in the infrastructure gaps identification report developed in line with this Regulation and the work of the regional groups in establishing the regional lists of proposed projects. In line with the energy efficiency first principle, all relevant alternatives to new infrastructure for ensuring future infrastructure needs, that could contribute to addressing the infrastructure gap identification, should be considered.
The regional groups, assisted by the national regulatory authorities, should consider the assumptions and outcomes of the infrastructure gaps assessment developed in line with this Regulation and ensure that the energy efficiency first principle is fully reflected in the selection process for projects of common interest. In addition, during project implementation, project promoters should report on the compliance with environmental legislation and demonstrate that projects do ‘no significant harm’ to the environment within the meaning of Article 17 of Regulation (EU) 2020/852 of the European Parliament and of the Council 
(
16
)
. For existing projects of common interest having reached sufficient maturity, this will be taken into account during project selection for subsequent Union list by the regional groups.
(28)
To ensure voltage and frequency stability, particular attention should be given to the stability of the European electricity network under the changing conditions, especially in view of the growing share of flexibility options, such as sustainable energy storage, and renewable electricity. Efforts to maintain and ensure a satisfactory level of planned low-carbon energy production, in order to ensure security of supply for citizens and businesses, should be given particular priority.
(29)
Following close consultations with all Member States and stakeholders, the Commission has identified 14 trans-European energy infrastructure priorities, the implementation of which is essential for the achievement of the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective. Those priorities cover various geographic regions or thematic areas in the field of electricity transmission and storage, offshore grids for renewable energy, hydrogen transmission and storage, electrolysers, smart gas grids, smart electricity grids, and the transport and storage of carbon dioxide.
(30)
Projects of common interest should comply with common, transparent and objective criteria in view of their contribution to the energy policy objectives. In order to be eligible for inclusion in the Union lists, electricity, and hydrogen projects should be part of the latest available Union-wide ten-year network development plan. As hydrogen infrastructure is not currently included in the Union-wide ten-year network development plan, that requirement for hydrogen projects should apply only from 1 January 2024 for the purposes of the second Union list that will be established pursuant to this Regulation.
(31)
Regional groups should be established for the purpose of proposing and reviewing projects of common interest, leading to the establishment of regional lists of projects of common interest. In order to ensure broad consensus, those regional groups should ensure close cooperation between Member States, national regulatory authorities, project promoters and relevant stakeholders. In the context of that cooperation, national regulatory authorities should, where necessary, advise the regional groups, inter alia, on the feasibility of the regulatory aspects of proposed projects and on the feasibility of the proposed timetable for regulatory approval.
(32)
In order to increase the efficiency of the process, cooperation between the regional groups should be strengthened and further encouraged. It is necessary that the Commission play an important role in facilitating that cooperation with a view to addressing the possible impact of projects on other regional groups.
(33)
A new Union list should be established every two years. Projects of common interest that have been completed or that no longer fulfil the relevant criteria and requirements as set out in this Regulation should not appear on the following Union list. For that reason, existing projects of common interest that are to be included in the following Union list should be subject to the same selection process for the establishment of regional lists and for the establishment of the Union list applied to proposed projects. However, the administrative burden should be reduced to the extent possible, for example by using information submitted previously and by taking account of the annual reports of the project promoters. To that end, existing projects of common interest that have made significant progress should benefit from a streamlined inclusion process in the Union-wide ten-year network development plan.
(34)
Projects of common interest should be implemented as quickly as possible and should be closely monitored and evaluated, while duly observing the requirements for stakeholder participation and environmental legislation and keeping the administrative burden for project promoters to a minimum. The Commission should nominate European coordinators for projects facing particular difficulties or delays. The progress in the implementation of the specific projects as well as the fulfilment of the obligations pertaining to this Regulation should be taken into account in the selection process for subsequent Union lists for those projects.
(35)
The permit granting process should neither lead to administrative burdens which are disproportionate to the size or complexity of a project, nor create barriers to the development of the trans-European networks and market access.
(36)
The planning and implementation of Union projects of common interest in the areas of energy, transport and telecommunication infrastructure should be coordinated to generate synergies where it is feasible from an overall economic, technical, environmental, climate or spatial planning point of view and with due regard to the relevant safety aspects. Thus, during the planning of the various European networks, it should be possible to give preference to integrating transport, communication and energy networks in order to ensure that as little land as possible is taken up. A common vision of the networks is necessary for energy system integration in the various sectors, whilst ensuring, where possible, that existing or disused routes are reused, in order to reduce to a minimum any negative social, economic, environmental, climate and financial impact.
(37)
Projects of common interest should be given priority status at national level to ensure rapid administrative treatment and urgent treatment in all judicial and dispute resolution procedures relating to them. They should be considered by competent authorities as being in the public interest. For reasons of overriding public interest, projects which have an adverse impact on the environment should be authorised where all the conditions set out in Directive 2000/60/EC of the European Parliament and of the Council 
(
17
)
 and Council Directive 92/43/EEC 
(
18
)
 are met.
(38)
It is essential that stakeholders, including civil society, be provided with information and be consulted, in order to ensure the success of projects and to limit objections to them.
(39)
In order to reduce complexity, increase efficiency and transparency, and help enhance cooperation among Member States, there should be a competent authority or authorities integrating or coordinating all permit granting processes.
(40)
In order to simplify and expedite the permit granting process for offshore grids for renewable energy, unique points of contact should be designated for cross-border offshore projects on the Union list reducing administrative burden for project developers. The unique points of contact should reduce complexity, increase efficiency and speed up the permit granting process for offshore transmission assets often crossing many jurisdictions.
(41)
Despite the existence of established standards ensuring the participation of the public in environmental decision-making procedures, which apply fully to projects of common interest, additional measures are still required under this Regulation to ensure the highest possible standards of transparency and public participation in all relevant issues in the permit granting process for projects of common interest. Where already covered by national rules under the same or higher standards as in this Regulation, the pre-consultation ahead of the permitting procedure should become optional and avoid duplication of legal requirements.
(42)
The correct and coordinated implementation of Directives 2001/42/EC 
(
19
)
 and 2011/92/EU 
(
20
)
 of the European Parliament and of the Council and where applicable, of the United Nations Economic Commission for Europe Convention on access to information, public participation in decision-making and access to justice in environmental matters 
(
21
)
, signed in Aarhus on 25 June 1998 (the ‘Aarhus Convention’), and of the Convention on environmental impact assessment in a transboundary context 
(
22
)
, signed in Espoo on 25 February 1991 (the ‘Espoo Convention’), should ensure the harmonisation of the main principles for the assessment of environmental and climate effects, including in a cross-border context. The Commission has issued guidance to support Member States in defining adequate legislative and non-legislative measures to streamline the environmental assessment procedures for energy infrastructure and to ensure the coherent application of environmental assessment procedures required under Union law for projects of common interest. Member States should coordinate their assessments of projects of common interest, and provide for joint assessments, where possible. Member States should be encouraged to exchange best practice and administrative capacity-building in the permit granting processes.
(43)
It is important to streamline and improve the permit granting process, while respecting, to the extent possible and with due regard to the principle of subsidiarity, national competences and procedures for the construction of new energy infrastructure. Given the urgency of developing energy infrastructures, the simplification of the permit granting process should set a clear time limit for the decision of the relevant authorities regarding the construction of the project. That time limit should stimulate a more efficient definition and handling of procedures, and should under no circumstances compromise the high standards for the protection of the environment in line with environmental legislation and public participation. This Regulation should establish maximum time limits. However, Member States can strive to achieve shorter time limits where feasible and, in particular, as regards projects such as smart grids, which may not require as complex a permitting process as that for transmission infrastructure. The competent authorities should be responsible for ensuring compliance with the time limits.
(44)
Member States should be able to include in comprehensive decisions, where appropriate, decisions taken in the context of negotiations with individual landowners to grant access to, ownership of, or a right to occupy, property in the context of spatial planning, which determines the general land use of a defined region, including other developments such as highways, railways, buildings and nature protection areas and which is not undertaken for the specific purpose of the planned project and granting of operational permits. In the context of the permit granting process, a project of common interest should be able to include related infrastructure to the extent that it is essential for the construction or functioning of the project. This Regulation, in particular the provisions on permit granting, public participation and the implementation of projects of common interest, should apply without prejudice to Union and international law, including provisions to protect the environment and human health, and provisions adopted under the Common Fisheries Policy and Integrated Maritime Policy, in particular Directive 2014/89/EU of the European Parliament and of the Council 
(
23
)
.
(45)
The costs of the development, construction, operation and maintenance of projects of common interest should in general be borne fully by the users of the infrastructure. The cost allocation should ensure that end-users are not disproportionately burdened, especially if that could lead to energy poverty. Projects of common interest should be eligible for cross-border cost allocation where an assessment of market demand, or of the expected effects on tariffs, indicates that costs cannot be expected to be recovered by the tariffs paid by the infrastructure users.
(46)
The discussion of the appropriate allocation of costs should be based on the analysis of the costs and benefits of an infrastructure project carried out on the basis of a harmonised methodology for energy-system-wide analysis, using all relevant scenarios established in the framework of the Union-wide ten-year network development plans prepared pursuant to Regulations (EC) No 715/2009 and (EU) 2019/943, and reviewed by the Agency and additional scenarios for network development planning, allowing a robust analysis of the contribution of the project of common interest to the Union energy policy of decarbonisation, market integration, competition, sustainability and security of supply. That analysis can take into consideration indicators and corresponding reference values for the comparison of unit investment costs. Where additional scenarios are used, those should be consistent with the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective and should be subject to a comprehensive consultation and scrutiny process.
(47)
In an increasingly integrated internal energy market, clear and transparent rules for cost allocation across borders are necessary in order to accelerate investment in cross-border infrastructure and in projects with a cross-border impact. It is essential to ensure a stable financing framework for the development of projects of common interest while minimising the need for financial support, and at the same time to encourage interested investors, with appropriate incentives and financial mechanisms. In deciding on cross-border cost allocation, national regulatory authorities should allocate efficiently incurred investment costs, as relevant in view of their national approaches and methodologies for similar infrastructure, across borders in their entirety and include them in the national tariffs, and, afterwards, if relevant, determine whether their impact on national tariffs could represent a disproportionate burden for consumers in their respective Member States. The national regulatory authorities should avoid the risks of double support for projects by taking into account actual or estimated charges and revenues. Those charges and revenues should be taken into account only in so far as they relate to the projects, and are designed to cover the costs concerned.
(48)
There is a need for cross-border projects that have a positive effect on the Union’s power grid, such as smart electricity grids or electrolysers, without involving a physical common border.
(49)
The internal energy market legislation requires that tariffs for access to networks provide appropriate incentives for investment. However, several types of projects of common interest are likely to have externalities that might not be fully captured in, and recovered through, the regular tariff system. In applying the internal energy market legislation, national regulatory authorities should ensure a stable and predictable regulatory and financial framework with incentives for projects of common interest, including long-term incentives, that are commensurate with the level of specific risk of the project. That framework should apply in particular to cross-border projects, innovative transmission technologies for electricity allowing for the large scale integration of renewable energy, of distributed energy resources or of demand response in interconnected networks, and energy technology and digitalisation projects, which are either likely to incur higher risks than similar projects located within one Member State or which promise higher benefits for the Union. Moreover, projects with high operational expenditure should also have access to appropriate incentives for investment. In particular, offshore grids for renewable energy, which serve the dual functionality of electricity interconnectors and connecting renewable offshore generation projects, are likely to incur higher risks than comparable onshore infrastructure projects, due to their intrinsic connection to generation assets which brings regulatory risks, financing risks such as the need for anticipatory investments, market risks and risks pertaining to the use of new innovative technologies.
(50)
This Regulation should apply only to the granting of permits for projects of common interest, public participation therein and their regulatory treatment. Member States should nevertheless be able to adopt national provisions to apply the same or similar rules to other projects that do not have the status of projects of common interest within the scope of this Regulation. As regards the regulatory incentives, Member States should be able to adopt national provisions to apply the same or similar rules to projects of common interest falling under the category of electricity storage.
(51)
Member States that currently do not attribute the highest possible national significance to energy infrastructure projects as regards the process of permit granting, should be encouraged to consider introducing such a high national significance, in particular by evaluating whether that would lead to a quicker permit granting process.
(52)
Member States that do not currently have in place accelerated or urgent judicial procedures applicable to energy infrastructure projects should be encouraged to consider introducing such procedures, in particular by evaluating whether that would lead to the quicker implementation of such projects.
(53)
Regulation (EU) No 347/2013 has demonstrated the added value of leveraging private funding through significant Union financial assistance to allow the implementation of projects of European significance. In the light of the economic and financial situation and budgetary constraints, targeted support, through grants and financial instruments, should continue under the multiannual financial framework, in order to maximise the benefits to Union citizens and to attract new investors into the energy infrastructure priority corridors and areas set out in an annex to this Regulation, while keeping the budgetary contribution of the Union to a minimum.
(54)
Projects of common interest should be eligible for Union financial assistance for studies and, under certain conditions, for works pursuant to Regulation (EU) 2021/1153 of the European Parliament and of the Council 
(
24
)
 in the form of grants or in the form of innovative financial instruments to ensure that tailor-made support can be provided to those projects of common interest which are not viable under the existing regulatory framework and market conditions. It is important to avoid any distortion of competition, in particular between projects contributing to the achievement of the same Union priority corridor. Such financial assistance should ensure the necessary synergies with the Structural Funds, in order to finance smart energy distribution networks, and with the Union renewable energy financing mechanism established by Commission Implementing Regulation (EU) 2020/1294 
(
25
)
, pursuant to Article 33(1) of Regulation (EU) 2018/1999 of the European Parliament and of the Council 
(
26
)
.
A three-step logic should apply to investments in projects of common interest. First, the market should have the priority to invest. Second, if investments are not made by the market, regulatory solutions should be explored, the relevant regulatory framework should be adjusted if necessary, and the correct application of the relevant regulatory framework should be ensured. Third, where the first two steps are not sufficient to deliver the necessary investments in projects of common interest, it should be possible to grant Union financial assistance where the project of common interest fulfils the applicable eligibility criteria. Projects of common interest may also be eligible under the InvestEU programme, which is complementary to grant financing.
(55)
The Union should facilitate energy projects in disadvantaged, less connected, peripheral, outermost or isolated regions so as to enable access to the trans-European energy networks in order to accelerate the decarbonisation process and reduce dependency on fossil fuels.
(56)
Where there is no TSO in a Member State, the references to TSOs throughout this Regulation should apply mutatis mutandis to distribution system operators (DSO).
(57)
Grants for works related to projects of mutual interest should be available under the same conditions as for other categories where they contribute to the Union’s overall energy and climate policy objectives and where the decarbonisation objectives of the third country are consistent with the Paris Agreement.
(58)
Regulations (EC) No 715/2009, (EU) 2019/942 
(
27
)
, and (EU) 2019/943 of the European Parliament and of the Council and Directives 2009/73/EC and (EU) 2019/944 should therefore be amended accordingly.
(59)
Whereas the repurposing of the natural gas infrastructure aims to decarbonise the gas networks, allowing the dedicated use of pure hydrogen, a transitional period could allow for the transport or storage of a predefined blend of hydrogen with natural gas or biomethane. The blending of hydrogen with natural gas or biomethane could be used in the scaling up of the hydrogen production capacity and facilitating the transport of hydrogen. To ensure the transition to hydrogen, the project promoter should demonstrate, including through commercial contracts, how, by the end of the transitional period, the natural gas assets will become dedicated hydrogen assets and how the use of hydrogen will be enhanced during the transitional period. In the context of the monitoring exercise, the Agency should verify the timely transition of the project to a dedicated hydrogen asset. Any financing of those projects pursuant to Regulation (EU) 2021/1153 during the transitional period should be subject to a condition in the grant agreement to repay the financing in the case of a delay of the timely transition of the project to a dedicated hydrogen asset, and to adequate provisions allowing for the enforcement of that condition.
(60)
In line with the European Council conclusions of 4 February 2011 that no Member State should remain isolated from the European gas and electricity networks after 2015 or see its energy security jeopardised by lack of the appropriate connections, this Regulation aims to ensure access to the trans-European energy networks by ending the energy isolation of Cyprus and Malta, that are still not interconnected to the trans-European gas network. That objective should be attained by allowing projects under development or planning that have been granted the status of project of common interest under Regulation (EU) No 347/2013 to maintain their status until Cyprus and Malta are interconnected to the trans-European gas network. Apart from contributing to the development of the renewable energy market, the flexibility and resilience of the energy system, and the security of supply, those projects will ensure access to future energy markets, including hydrogen, and contribute to achieving the Union’s overall energy and climate policy objectives.
(61)
Projects of common interest should not be eligible for Union financial assistance where the project promoters, operators or investors are in one of the situations of exclusion referred to in Article 136 of Regulation (EU, Euratom) 2018/1046 of the European Parliament and of the Council 
(
28
)
, such as in cases of a conviction for fraud, corruption or conduct related to a criminal organisation. It should be possible to remove a project of common interest from the Union list if its inclusion in that list was based on incorrect information which was a determining factor for that inclusion, or if the project does not comply with Union law. For a project of common interest located in the Member States benefiting from a derogation under this Regulation, those Member States should ensure, when supporting any applications for financing pursuant to Regulation (EU) 2021/1153 for such projects, that the projects do not benefit directly or indirectly persons or entities that are in one of the situation of exclusion as referred to in Article 136 of Regulation (EU, Euratom) 2018/1046.
(62)
In order to ensure the timely development of essential energy infrastructure projects for the Union, the fifth Union list of projects of common interest should remain in force until the first Union list of projects of common interest and projects of mutual interest established pursuant to this Regulation enters into force. Moreover, to enable the development, monitoring and financing of the projects of common interest on the fifth Union list, certain provisions of Regulation (EU) No 347/2013 should also remain in force and produce effects until the entry into force of the first Union list of projects of common interest and projects of mutual interest established pursuant to this Regulation.
(63)
Regulation (EU) No 347/2013 should therefore be repealed.
(64)
In order to ensure that the Union list is limited to projects which contribute the most to the implementation of the strategic energy infrastructure priority corridors and areas set out in an annex to this Regulation, the power to adopt acts in accordance with Article 290 TFEU should be delegated to the Commission to amend the annexes to this Regulation so as to establish and review the Union list, while respecting the right of the Member States to approve projects on the Union list related to their territories. It is of particular importance that the Commission carry out appropriate consultations during its preparatory work, including at expert level, and that those consultations be conducted in accordance with the principles laid down in the Interinstitutional Agreement of 13 April 2016 on Better Law-Making 
(
29
)
. The Commission, when preparing and drawing up delegated acts, should ensure the simultaneous, timely and appropriate transmission of relevant documents to the European Parliament and to the Council. Where they consider this necessary, the European Parliament and the Council may each send experts to meetings of the Commission expert groups dealing with the preparation of delegated acts to which Member States’ experts are invited.
The discussions in the regional groups are instrumental for the Commission to adopt the delegated acts establishing the Union lists. Therefore, it is appropriate, to the extent possible and compatible with the framework of this Regulation, that the European Parliament and the Council be informed about, and may send experts to, the meetings of regional groups in accordance with the Interinstitutional Agreement of 13 April 2016 on Better Law-Making. Taking into account the need to ensure the achievement of the objectives of this Regulation and, in view of the number of projects on Union lists so far, the total number of projects on the Union list should remain manageable, and therefore should not significantly exceed 220.
(65)
Since the objectives of this Regulation, namely the development and interoperability of trans-European energy networks and connection to such networks that contribute to ensuring climate change mitigation, in particular achieving the Union’s 2030 targets for energy and climate and its climate neutrality objective by2050 at the latest, and to ensuring interconnections, energy security, market and system integration, competition that benefits all Member States, and affordable energy prices, cannot be sufficiently achieved by the Member States but can rather, by reason of the scale and effects of the proposed action, be better achieved at Union level, the Union may adopt measures, in accordance with the principle of subsidiarity as set out in Article 5 of the Treaty on European Union. In accordance with the principle of proportionality, as set out in that Article, this Regulation does not go beyond what is necessary in order to achieve those objectives,
HAVE ADOPTED THIS REGULATION:
CHAPTER I
General provisions
Article 1
Subject matter, objectives and scope
1.   This Regulation lays down guidelines for the timely development and interoperability of the priority corridors and areas of trans-European energy infrastructure (energy infrastructure priority corridors and areas) set out in Annex I that contribute to ensuring climate change mitigation, in particular achieving the Union’s 2030 targets for energy and climate and its climate neutrality objective by 2050 at the latest, and to ensuring interconnections, energy security, market and system integration and competition that benefits all Member States, as well as affordability of energy prices.
2.   In particular, this Regulation:
(a)
provides for the identification of projects on the Union list of projects of common interest and of projects of mutual interest established pursuant to Article 3 (Union list);
(b)
facilitates the timely implementation of projects on the Union list by streamlining, coordinating more closely and accelerating permit granting processes, and by enhancing transparency and public participation;
(c)
provides rules for the cross-border allocation of costs and risk-related incentives for projects on the Union list;
(d)
determines the conditions for eligibility of projects on the Union list for Union financial assistance.
Article 2
Definitions
For the purposes of this Regulation, in addition to the definitions in Regulations (EC) No 715/2009, (EU) 2018/1999, (EU) 2019/942 and (EU) 2019/943 and in Directives 2009/73/EC, (EU) 2018/2001 
(
30
)
 and (EU) 2019/944, the following definitions apply:
(1)
‘energy infrastructure’ means any physical equipment or facility falling under the energy infrastructure categories which is located within the Union, or linking the Union and one or more third countries;
(2)
‘energy infrastructure bottleneck’ means limitation of physical flows in an energy system due to insufficient transmission capacity, which includes, inter alia, the absence of infrastructure;
(3)
‘comprehensive decision’ means the decision or set of decisions taken by a Member State authority or authorities not including courts or tribunals, that determines whether or not a project promoter is authorised to build the energy infrastructure to realise a project of common interest or a project of mutual interest by having the possibility to start, or procure and start, the necessary construction works (ready-to-build phase) without prejudice to any decision taken in the context of an administrative appeal procedure;
(4)
‘project’ means one or several lines, pipelines, facilities, equipment or installations falling under the energy infrastructure categories set out in Annex II;
(5)
‘project of common interest’ means a project necessary to implement the energy infrastructure priority corridors and areas set out in Annex I and which is on the Union list;
(6)
‘project of mutual interest’ means a project promoted by the Union in cooperation with third countries pursuant to letters of support from the governments of the directly affected countries or other non-binding agreements, which falls under one of the energy infrastructure categories set out in point 1(a) or (f), point 3(a), or point 5(a) or (c) of Annex II, which contributes to the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective and which is on the Union list;
(7)
‘competing projects’ means projects that fully or partially address the same identified infrastructure gap or regional infrastructure need;
(8)
‘project promoter’ means one of the following:
(a)
a transmission system operator (TSO), a distribution system operator (DSO) or another operator or investor developing a project on the Union list;
(b)
in the case of more than one such TSO, DSO, other operator or investor, or any group thereof, the entity with legal personality under the applicable national law which has been designated by contractual arrangement between them and which has the capacity to undertake legal obligations and assume financial liability on behalf of the parties to the contractual arrangement;
(9)
‘smart electricity grid’ means an electricity network, including on islands that are not interconnected or not sufficiently connected to the trans-European energy networks, that enables cost-efficient integration and active control of the behaviour and actions of all users connected to it, including generators, consumers and prosumers, in order to ensure an economically efficient and sustainable power system with low losses and a high level of integration of renewable sources, of security of supply and of safety, and in which the grid operator can digitally monitor the actions of the users connected to it, and information and communication technologies for communicating with related grid operators, generators, energy storage facilities, and consumers or prosumers, with a view to transmitting and distributing electricity in a sustainable, cost-efficient and secure way;
(10)
‘smart gas grid’ means a gas network that makes use of innovative and digital solutions to integrate in a cost-efficient manner a plurality of low-carbon and particularly renewable gas sources in accordance with consumers’ needs and gas quality requirements in order to reduce the carbon footprint of the related gas consumption, enable an increased share of renewable and low-carbon gases, and create links with other energy carriers and sectors, including the related physical upgrades if they are indispensable to the functioning of the equipment and installations for integration of low-carbon and particularly renewable gases;
(11)
‘authority concerned’ means an authority that, under national law, is competent to issue various permits and authorisations related to the planning, design and construction of immovable assets, including energy infrastructure;
(12)
‘national regulatory authority’ means a national regulatory authority designated in accordance with Article 39(1) of Directive 2009/73/EC or a regulatory authority at national level designated in accordance with Article 57 of Directive (EU) 2019/944;
(13)
‘relevant national regulatory authority’ means the national regulatory authority in the Member States hosting the projects and in Member States to which the project provides a significant positive impact;
(14)
‘works’ means the purchase, supply and deployment of components, systems and services including software, the carrying out of development, repurposing and construction and installation activities relating to a project, the acceptance of installations and the launching of a project;
(15)
‘studies’ means activities needed to prepare project implementation, such as preparatory, feasibility, evaluation, testing and validation studies, including software, and any other technical support measure including prior action to define and develop a project and decide on its financing, such as reconnaissance of the sites concerned and preparation of the financial package;
(16)
‘commissioning’ means the process of bringing a project into operation once it has been constructed;
(17)
‘dedicated hydrogen assets’ means infrastructure ready to accommodate pure hydrogen without further adaptation works, including pipeline networks or storage facilities that are newly constructed, repurposed from natural gas assets, or both;
(18)
‘repurposing’ means the technical upgrading or modification of existing natural gas infrastructure in order to ensure that it is dedicated for the use of pure hydrogen;
(19)
‘climate adaptation’ means a process that ensures that resilience to the potential adverse impacts of climate change of energy infrastructure is achieved through a climate vulnerability and risk assessment, including through relevant adaptation measures.
CHAPTER II
Projects of common interest and projects of mutual interest
Article 3
Union list of projects of common interest and projects of mutual interest
1.   Regional groups (Groups) shall be established in accordance with the process set out in Section 1 of Annex III. The membership of each Group shall be based on each priority corridor and area and their respective geographical coverage as set out in Annex I. Decision-making power in the Groups shall be restricted to Member States and the Commission (decision-making body), and based on consensus.
2.   Each Group shall adopt its own rules of procedure, having regard to the provisions set out in Annex III.
3.   The decision-making body of each Group shall adopt a regional list of projects drawn up in accordance with the process set out in Section 2 of Annex III, the contribution of each project to implementing the energy infrastructure priority corridors and areas set out in Annex I and their fulfilment of the criteria set out in Article 4.
Where a Group draws up its regional list:
(a)
each individual proposal for a project shall require the approval of the Member States to whose territory the project relates; where a Member State does not give its approval, it shall present its substantiated reasons for doing so to the Group concerned;
(b)
it shall take into account the advice from the Commission with the aim of having a manageable total number of projects on the Union list.
4.   The Commission is empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 20 of this Regulation in order to establish the Union list, subject to the second paragraph of Article 172 TFEU.
In exercising its power, the Commission shall ensure that the Union list is established every two years, on the basis of the regional lists adopted by the decision-making bodies of the Groups established pursuant to Section 1, point (1), of Annex III, following the procedure set out in paragraph 3 of this Article.
The Commission shall adopt the delegated act establishing the first Union list pursuant to this Regulation by 30 November 2023.
If a delegated act adopted by the Commission pursuant to this paragraph cannot enter into force due to an objection expressed either by the European Parliament or the Council pursuant to Article 20(6), the Commission shall immediately convene the Groups in order to draw up new regional lists taking into account the reasons for the objection. The Commission shall adopt a new delegated act establishing the Union list as soon as possible.
5.   When establishing the Union list by combining the regional lists referred to in paragraph 3, the Commission shall, taking due account of the deliberations of the Groups:
(a)
ensure that only projects that fulfil the criteria referred to in Article 4 are included;
(b)
ensure cross-regional consistency, taking into account the opinion of the Agency as referred to in Section 2, point (14), of Annex III;
(c)
take into account the opinions of Member States referred to in Section 2, point (10), of Annex III;
(d)
aim to ensure a manageable total number of projects on the Union list.
6.   Projects of common interest that fall under the energy infrastructure categories set out in point (1)(a), (b), (c), (d) and (f) of Annex II to this Regulation shall become an integral part of the relevant regional investment plans under Article 34 of Regulation (EU) 2019/943 and of the relevant national ten-year network development plans under Article 51 of Directive (EU) 2019/944 and other national infrastructure plans, as appropriate. Those projects of common interest shall be conferred the highest possible priority within each of those plans. This paragraph shall not apply to competing projects, projects that have not reached a sufficient degree of maturity to provide a project-specific cost-benefit analysis as referred to in Section 2, point (1)(d), of Annex III or projects of mutual interest.
7.   Projects of common interest that fall under the energy infrastructure categories set out in point (1)(a), (b), (c), (d) and (f) of Annex II and that are competing projects or projects that have not reached a sufficient degree of maturity to provide a project-specific cost-benefit analysis as referred to in Section 2, point (1)(d), of Annex III may be included in the relevant regional investment plans, the national ten-year network development plans and other national infrastructure plans, as appropriate, as projects under consideration.
Article 4
Criteria for the assessment of projects by the Groups
1.   A project of common interest shall meet the following general criteria:
(a)
the project is necessary for at least one of the energy infrastructure priority corridors and areas set out in Annex I;
(b)
the potential overall benefits of the project, assessed in accordance with the relevant specific criteria in paragraph 3, outweigh its costs, including in the longer term;
(c)
the project meets any of the following criteria:
(i)
it involves at least two Member States by directly or indirectly, via interconnection with a third country, crossing the border of two or more Member States;
(ii)
it is located on the territory of one Member State, either inland or offshore, including islands, and has a significant cross-border impact as set out in point (1) of Annex IV.
2.   A project of mutual interest shall meet the following general criteria:
(a)
the project contributes significantly to the objectives referred to in Article 1(1), and those of the third country, in particular by not hindering the capacity of the third country to phase out fossil fuel generation assets for its domestic consumption, and to sustainability, including through the integration of renewable energy into the grid and the transmission and distribution of renewable generation to major consumption centres and storage sites;
(b)
the potential overall benefits of the project at Union level, assessed in accordance with the relevant specific criteria in paragraph 3, outweigh its costs within the Union, including in the longer term;
(c)
the project is located on the territory of at least one Member State and on the territory of at least one third country and has a significant cross-border impact as set out in point (2) of Annex IV;
(d)
for the part located on Member State territory, the project is in line with Directives 2009/73/EC and (EU) 2019/944 where it falls within the infrastructure categories set out in points (1) and (3) of Annex II to this Regulation;
(e)
there is a high level of convergence of the policy framework of the third country or countries involved and legal enforcement mechanisms to support the policy objectives of the Union are demonstrated, in particular to ensure:
(i)
a well-functioning internal energy market;
(ii)
security of supply based, inter alia, on diverse sources, cooperation and solidarity;
(iii)
an energy system, including production, transmission and distribution, moving towards the objective of climate neutrality, in line with the Paris Agreement and the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective, in particular, avoiding carbon leakage;
(f)
the third country or countries involved support the priority status of the project, as set out in Article 7, and commit to complying with a similar timeline for accelerated implementation and other policy and regulatory support measures as applies to projects of common interest in the Union.
As regards projects for the storage of carbon dioxide falling under the energy infrastructure category set out in point (5)(c) of Annex II, the project shall be necessary to allow the cross-border transport and storage of carbon dioxide and the third country where the project is located shall have an adequate legal framework based on demonstrated effective enforcement mechanisms to ensure that standards and safeguards apply to the project, preventing any carbon dioxide leaks, and concerning climate, human health and ecosystems as regards the safety and effectiveness of the permanent storage of carbon-dioxide, which are at least at the same level as those provided by Union law.
3.   The following specific criteria shall apply to projects of common interest falling within specific energy infrastructure categories:
(a)
for electricity transmission, distribution and storage projects falling under the energy infrastructure categories set out in point (1)(a), (b), (c), (d) and (f) of Annex II, the project contributes significantly to sustainability through the integration of renewable energy into the grid, the transmission or distribution of renewable generation to major consumption centres and storage sites, and to reducing energy curtailment, where applicable, and contributes to at least one of the following specific criteria:
(i)
market integration, including through lifting the energy isolation of at least one Member State and reducing energy infrastructure bottlenecks, competition, interoperability and system flexibility;
(ii)
security of supply, including through interoperability, system flexibility, cybersecurity, appropriate connections and secure and reliable system operation;
(b)
for smart electricity grid projects falling under the energy infrastructure category set out in point (1)(e) of Annex II, the project contributes significantly to sustainability through the integration of renewable energy into the grid, and contributes to at least two of the following specific criteria:
(i)
security of supply, including through efficiency and interoperability of electricity transmission and distribution in day-to-day network operation, avoidance of congestion, and integration and involvement of network users;
(ii)
market integration, including through efficient system operation and use of interconnectors;
(iii)
network security, flexibility and quality of supply, including through higher uptake of innovation in balancing, flexibility markets, cybersecurity, monitoring, system control and error correction;
(iv)
smart sector integration, either in the energy system through linking various energy carriers and sectors, or in a wider way, favouring synergies and coordination between the energy, transport and telecommunication sectors;
(c)
for carbon dioxide transport and storage projects falling under the energy infrastructure categories set out in point (5) of Annex II, the project contributes significantly to sustainability through the reduction of carbon dioxide emissions in the connected industrial installations and contributes to all of the following specific criteria:
(i)
avoiding carbon dioxide emissions while maintaining security of supply;
(ii)
increasing the resilience and security of transport and storage of carbon dioxide;
(iii)
the efficient use of resources, by enabling the connection of multiple carbon dioxide sources and storage sites via common infrastructure and minimising environmental burden and risks;
(d)
for hydrogen projects falling under the energy infrastructure categories set out in point (3) of Annex II, the project contributes significantly to sustainability, including by reducing greenhouse gas emissions, by enhancing the deployment of renewable or low carbon hydrogen, with an emphasis on hydrogen from renewable sources in particular in end-use applications, such as hard-to-abate sectors, in which more energy efficient solutions are not feasible, and supporting variable renewable power generation by offering flexibility, storage solutions, or both, and the project contributes significantly to at least one of the following specific criteria:
(i)
market integration, including by connecting existing or emerging hydrogen networks of Member States, or otherwise contributing to the emergence of an Union-wide network for the transport and storage of hydrogen, and ensuring interoperability of connected systems;
(ii)
security of supply and flexibility, including through appropriate connections and facilitating secure and reliable system operation;
(iii)
competition, including by allowing access to multiple supply sources and network users on a transparent and non-discriminatory basis;
(e)
for electrolysers falling under the energy infrastructure category set out in point (4) of Annex II, the project contributes significantly to all of the following specific criteria:
(i)
sustainability, including by reducing greenhouse gas emissions and enhancing the deployment of renewable or low-carbon hydrogen in particular from renewable sources, as well as synthetic fuels of those origins;
(ii)
security of supply, including by contributing to secure, efficient and reliable system operation, or by offering storage, flexibility solutions, or both, such as demand side response and balancing services;
(iii)
enabling flexibility services such as demand response and storage by facilitating smart energy sector integration through the creation of links to other energy carriers and sectors;
(f)
for smart gas grid projects falling under the energy infrastructure category set out in point (2) of Annex II, the project contributes significantly to sustainability by ensuring the integration of a plurality of low-carbon and particularly renewable gases, including where they are locally sourced, such as biomethane or renewable hydrogen, into the gas transmission, distribution or storage systems in order to reduce greenhouse gas emissions, and that project contributes significantly to at least one of the following specific criteria:
(i)
network security and quality of supply by improving the efficiency and interoperability of gas transmission, distribution or storage systems in day-to-day network operation by, inter alia, addressing challenges arising from the injection of gases of various qualities;
(ii)
market functioning and customer services;
(iii)
facilitating smart energy sector integration through the creation of links to other energy carriers and sectors and enabling demand response.
4.   For projects falling under the energy infrastructure categories set out in Annex II, the criteria set out in paragraph 3 of this Article shall be assessed in accordance with the indicators set out in points (3) to (8) of Annex IV.
5.   In order to facilitate the assessment of all projects that could be eligible as projects of common interest and that could be included in a regional list, each Group shall assess each project’s contribution to the implementation of the same energy infrastructure priority corridor or area in a transparent and objective manner. Each Group shall determine its assessment method on the basis of the aggregated contribution to the criteria referred to in paragraph 3. That assessment shall lead to a ranking of projects for internal use of the Group. Neither the regional list nor the Union list shall contain any ranking, nor shall the ranking be used for any subsequent purpose except as described in Section 2, point (16), of Annex III.
In assessing projects, in order to ensure a consistent assessment approach among the Groups, each Group shall give due consideration to:
(a)
the urgency and the contribution of each proposed project in order to meet the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective, market integration, competition, sustainability, and security of supply;
(b)
the complementarity of each proposed project with other proposed projects, including competing or potentially competing projects;
(c)
possible synergies with priority corridors and thematic areas identified under trans-European networks for transport and telecommunications;
(d)
for proposed projects that are, at the time of the assessment, projects on the Union list, the progress of their implementation and their compliance with the reporting and transparency obligations.
As regards smart electricity grids and smart gas grids projects falling under the energy infrastructure categories set out in point (1)(e) and point (2) of Annex II, ranking shall be carried out for those projects that affect the same two Member States, and due consideration shall also be given to the number of users affected by the project, the annual energy consumption and the share of generation from non-dispatchable resources in the area covered by those users.
Article 5
Implementation and monitoring of projects on the Union list
1.   Project promoters shall draw up an implementation plan for projects on the Union list, including a timetable for each of the following:
(a)
feasibility and design studies including, as regards, climate adaptation and compliance with environmental legislation and with the doing ‘no significant harm’ principle;
(b)
approval by the national regulatory authority or by any other authority concerned;
(c)
construction and commissioning;
(d)
the permit granting process referred to in Article 10(6), point (b).
2.   TSOs, DSOs and other operators shall cooperate with each other in order to facilitate the development of projects on the Union list in their area.
3.   The Agency and the Groups concerned shall monitor the progress achieved in implementing the projects on the Union list and, where necessary, make recommendations to facilitate their implementation. The Groups may request additional information in accordance with paragraphs 4, 5 and 6, convene meetings with the relevant parties and invite the Commission to verify the information provided on site.
4.   By 31 December of each year following the year of the inclusion of a project on the Union list, project promoters shall submit an annual report, for each project falling under the energy infrastructure categories set out in Annex II, to the national competent authority referred to in Article 8(1).
That report shall include details of:
(a)
the progress achieved in the development, construction and commissioning of the project, in particular with regard to the permit granting process and the consultation procedure, as well as compliance with environmental legislation, with the principle that the project does ‘no significant harm’ to the environment, and climate adaptation measures taken;
(b)
where relevant, delays compared to the implementation plan, the reasons for such delays and other difficulties encountered;
(c)
where relevant, a revised plan aiming to overcome the delays.
5.   By 28 of February of each year following the year in which the project promoter has to submit the report referred to in paragraph 4 of this Article, the competent authorities referred to in Article 8(1) shall submit to the Agency and to the relevant Group the report referred to in paragraph 4 of this Article supplemented with information on the progress and, where relevant, on delays in the implementation of projects on the Union list located on their respective territory with regard to the permit granting processes, and on the reasons for such delays. The contribution of the competent authorities to the report shall be clearly marked as such and drafted without modifying the text introduced by the project promoters.
6.   By 30 April of each year in which a new Union list should be adopted, the Agency shall submit to the Groups a consolidated report for the projects on the Union list that are subject to the competence of national regulatory authorities, evaluating the progress achieved and expected changes in project costs, and, where appropriate, make recommendations on how to overcome the delays and difficulties encountered. That consolidated report shall also evaluate, in accordance with Article 11, point (b), of Regulation (EU) 2019/942, the consistent implementation of the Union-wide network development plans with regard to the energy infrastructure priority corridors and areas set out in Annex I.
In duly justified cases, the Agency may request additional information necessary for carrying out its tasks set out in this paragraph.
7.   Where the commissioning of a project on the Union list is delayed when compared to the implementation plan, other than for overriding reasons beyond the control of the project promoter, the following measures shall apply:
(a)
in so far as measures referred to in Article 22(7), point (a), (b) or (c) of Directive 2009/73/EC and Article 51(7), point (a), (b) or (c) of Directive (EU) 2019/944 are applicable in accordance with respective national law, national regulatory authorities shall ensure that the investment is carried out;
(b)
if the measures of national regulatory authorities pursuant to point (a) are not applicable, the project promoter shall, within 24 months of the date of commissioning set out in the implementation plan, choose a third party to finance or construct all or part of the project;
(c)
if a third party is not chosen in accordance with point (b), the Member State or, when the Member State has so provided, the national regulatory authority may, within two months of the expiry of the period referred to in point (b), designate a third party to finance or construct the project which the project promoter shall accept;
(d)
where the delay compared to the date of commissioning in the implementation plan exceeds 26 months, the Commission, subject to the agreement and with the full cooperation of the Member States concerned, may launch a call for proposals open to any third party capable of becoming a project promoter to build the project in accordance with an agreed timetable;
(e)
where measures referred to in point (c) or (d) are applied, the system operator in whose area the investment is located shall provide the implementing operators or investors or third party with all the information needed to realise the investment, shall connect new assets to the transmission network or, where applicable, the distribution network and shall generally make its best efforts to facilitate the implementation of the investment and the secure, reliable and efficient operation and maintenance of the project on the Union list.
8.   A project on the Union list may be removed from the Union list in accordance with the procedure set out in Article 3(4) if its inclusion in that list was based on incorrect information which was a determining factor for that inclusion, or the project does not comply with Union law.
9.   Projects which are no longer on the Union list shall lose all rights and obligations linked to the status of project of common interest or project of mutual interest provided for in this Regulation.
However, a project which is no longer on the Union list but for which an application file has been accepted for examination by the competent authority shall maintain the rights and obligations laid down in Chapter III, except where the project has been removed from the Union list for the reasons set out in paragraph 8 of this Article.
10.   This Article shall be without prejudice to any Union financial assistance granted to any project on the Union list prior to its removal from the Union list.
Article 6
European coordinators
1.   Where a project of common interest encounters significant implementation difficulties, the Commission may designate, in agreement with the Member States concerned, a European coordinator for a period of up to one year, renewable twice.
2.   The European coordinator shall:
(a)
promote the projects, for which he or she has been designated as a European coordinator and the cross-border dialogue between the project promoters and all stakeholders concerned;
(b)
assist all parties as necessary in consulting the stakeholders concerned, discussing alternative routing, where appropriate, and obtaining necessary permits for the projects;
(c)
where appropriate, advise project promoters on the financing of the project;
(d)
ensure that appropriate support and strategic direction by the Member States concerned are provided for the preparation and implementation of the projects;
(e)
submit every year, and, where appropriate, upon completion of their mandate, a report to the Commission on the progress of the projects and on any difficulties and obstacles which are likely to significantly delay the commissioning date of the projects.
The Commission shall transmit the report of the European coordinator referred to in point (e) to the European Parliament and the Groups concerned.
3.   The European coordinator shall be chosen following an open, non-discriminatory and transparent process and on the basis of a candidate’s experience with regard to the specific tasks assigned to him or her for the projects concerned.
4.   The decision designating the European coordinator shall specify the terms of reference, detailing the duration of the mandate, the specific tasks and corresponding deadlines, and the methodology to be followed. The coordination effort shall be proportionate to the complexity and estimated costs of the projects.
5.   The Member States concerned shall fully cooperate with the European coordinator in the execution of the tasks referred to in paragraphs 2 and 4.
CHAPTER III
Permit granting and public participation
Article 7
Priority status of projects on the Union list
1.   The adoption of the Union list shall establish, for the purposes of any decisions issued in the permit granting process, the necessity of projects on the Union list from an energy policy and climate perspective, without prejudice to the exact location, routing or technology of the project.
This paragraph shall not apply to competing projects or to projects that have not reached a sufficient degree of maturity to provide a project specific cost-benefit analysis as referred to in Section 2, point (1)(d), of Annex III.
2.   For the purpose of ensuring efficient administrative processing of the application files related to projects on the Union list, project promoters and all authorities concerned shall ensure that those files are treated in the most rapid way possible in accordance with Union and national law.
3.   Without prejudice to obligations provided for in Union law, projects on the Union list shall be granted the status of the highest national significance possible, where such a status exists in national law, and be appropriately treated in the permit granting processes and, if national law so provides, in spatial planning, including those processes relating to environmental assessments, in the manner such treatment is provided for in national law applicable to the corresponding type of energy infrastructure.
4.   All dispute resolution procedures, litigation, appeals and judicial remedies related to projects on the Union list in front of any national courts, tribunals, panels, including mediation or arbitration, where they exist in national law, shall be treated as urgent, if and to the extent to which national law provides for such urgency procedures.
5.   Member States shall assess, taking due account of the existing guidance issued by the Commission on streamlining the environmental assessment procedures for projects on the Union list, which legislative and non-legislative measures are necessary to streamline the environmental assessment procedures and to ensure their coherent application and shall inform the Commission of the result of that assessment.
6.   By 24 March 2023, Member States shall take the non-legislative measures that they have identified under paragraph 5.
7.   By 24 June 2023, Member States shall take the legislative measures that they have identified under paragraph 5. Those legislative measures shall be without prejudice to obligations provided for in Union law.
8.   With regard to the environmental impacts addressed in Article 6(4) of Directive 92/43/EEC and Article 4(7) of Directive 2000/60/EC, provided that all the conditions set out in those Directives are fulfilled, projects on the Union list shall be considered as being of public interest from an energy policy perspective, and may be considered as having an overriding public interest.
Where the opinion of the Commission is required in accordance with Directive 92/43/EEC, the Commission and the national competent authority referred to in Article 9 of this Regulation shall ensure that the decision with regard to the overriding public interest of a project is taken within the time limits set in Article 10(1) and (2) of this Regulation.
This paragraph shall not apply to competing projects or to projects that have not reached a sufficient degree of maturity to provide a project specific cost-benefit analysis as referred to in Section 2, point (1)(d), of Annex III.
Article 8
Organisation of the permit granting process
1.   By 23 June 2022, each Member State shall update, where necessary, the designation of one national competent authority which shall be responsible for facilitating and coordinating the permit granting process for projects on the Union list.
2.   The responsibilities of the national competent authority referred to in paragraph 1 or the tasks related to it may be delegated to, or carried out by, another authority, per project on the Union list or per particular category of projects on the Union list, provided that:
(a)
the national competent authority notifies the Commission of that delegation and the information therein is published by either the national competent authority or the project promoter on the website referred to in Article 9(7);
(b)
only one authority is responsible per project on the Union list, and it is the sole point of contact for the project promoter in the process leading to the comprehensive decision for a given project on the Union list, and coordinates the submission of all relevant documents and information.
The national competent authority may retain the responsibility to establish time limits, without prejudice to the time limits set in Article 10(1) and (2).
3.   Without prejudice to relevant requirements under Union and international law and, to the extent it does not contradict them, national law, the national competent authority shall facilitate the issuing of the comprehensive decision. The comprehensive decision shall be issued within the time limits set in Article 10(1) and (2) and in accordance with one of the following schemes:
(a)
integrated scheme:
the comprehensive decision shall be issued by the national competent authority and shall be the sole legally binding decision arising from the statutory permit granting procedure. Where other authorities are concerned by the project, they may, in accordance with national law, give their opinion as input to the procedure, which shall be taken into account by the national competent authority;
(b)
coordinated scheme:
the comprehensive decision comprises multiple individual legally binding decisions issued by several authorities concerned, which shall be coordinated by the national competent authority. The national competent authority may establish a working group where all concerned authorities are represented in order to draw up a detailed schedule for the permit granting process in accordance with Article 10(6), point (b), and to monitor and coordinate its implementation. The national competent authority shall, after consulting the other authorities concerned, where applicable in accordance with national law, and without prejudice to time limits set in Article 10(1) and (2), establish on a case-by-case basis a reasonable time limit within which the individual decisions shall be issued. The national competent authority may take an individual decision on behalf of another national authority concerned, where the decision by that authority is not delivered within the time limit and where the delay cannot be adequately justified; or, where provided under national law, and to the extent that this is compatible with Union law, the national competent authority may consider that another national authority concerned has either given its approval or refusal for the project where the decision by that authority is not delivered within the time limit. Where provided under national law, the national competent authority may disregard an individual decision of another national authority concerned if it considers that the decision is not sufficiently substantiated with regard to the underlying evidence presented by the national authority concerned; in doing so, the national competent authority shall ensure that the relevant requirements under Union and international law are respected and shall provide reasons for its decision;
(c)
collaborative scheme:
the comprehensive decision shall be coordinated by the national competent authority. The national competent authority shall, after consulting the other authorities concerned, where applicable in accordance with national law, and without prejudice to time limits set in Article 10(1) and (2), establish on a case-by-case basis a reasonable time limit within which the individual decisions shall be issued. It shall monitor compliance with the time limits by the authorities concerned.
Member States shall implement the schemes in a manner which, according to national law, contributes to the most efficient and timely issuing of the comprehensive decision.
The competence of the authorities concerned can either be incorporated into the competence of the national competent authority designated in accordance with paragraph 1 or the authorities concerned can maintain, to a certain extent, their independent competence in line with the respective permitting scheme chosen by the Member State in accordance with this paragraph to facilitate the issuing of the comprehensive decision and cooperate with the national competent authority accordingly.
Where an authority concerned does not expect to deliver an individual decision within the set time limit, that authority shall immediately inform the national competent authority, providing reasons for the delay. Subsequently, the national competent authority shall set another time limit within which that individual decision shall be issued, in compliance with the overall time limits set in Article 10(1) and (2).
Member States shall choose among the three schemes referred to in points (a), (b) and (c) of the first subparagraph to facilitate and coordinate their procedures and shall implement the scheme which is most effective for them in light of national specificities in their planning and permit granting processes. Where a Member State chooses the collaborative scheme, it shall inform the Commission of its reasons.
4.   Member States may apply the schemes set out in paragraph 3 to onshore and offshore projects on the Union list.
5.   Where a project on the Union list requires decisions to be taken in two or more Member States, the relevant national competent authorities shall take all necessary steps for efficient and effective cooperation and communication among themselves, including the steps referred to in Article 10(6). Member States shall endeavour to provide joint procedures, particularly with regard to the assessment of environmental impacts.
6.   The relevant national competent authorities of the Member States involved in a project on the Union list belonging to one of the priority offshore grid corridors set out in Section 2 of Annex I shall jointly designate among themselves a unique point of contact for project promoters per project, which shall be responsible for facilitating the exchange of information between the national competent authorities on the permit granting process of the project, with the aim of facilitating that process as well as the issuance of decisions by the relevant national competent authorities. The unique points of contact may act as a repository aggregating the existing documents pertaining to the projects.
Article 9
Transparency and public participation
1.   By 24 October 2023, the Member State or national competent authority shall, where applicable, in collaboration with other authorities concerned, publish an updated manual of procedures for the permit granting process applicable to projects on the Union list to include at least the information specified in point (1) of Annex VI. The manual shall not be legally binding, but it shall refer to or quote relevant legal provisions. The national competent authorities shall, where relevant, cooperate and find synergies with the authorities of neighbouring countries with a view to exchanging good practices and facilitating the permit granting process, in particular for the development of the manual of procedures.
2.   Without prejudice to environmental law and any requirements under the Aarhus Convention, the Espoo Convention and relevant Union law, all parties involved in the permit granting process shall follow the principles for public participation set out in point (3) of Annex VI.
3.   The project promoter shall, within an indicative period of three months following the start of the permit granting process pursuant to Article 10(3), draw up and submit a concept for public participation to the national competent authority, following the process outlined in the manual referred to in paragraph 1 of this Article and in line with the guidelines set out in Annex VI. The national competent authority shall request modifications or approve the concept for public participation within three months of receipt of the concept, taking into consideration any form of public participation and consultation that took place before the start of the permit granting process, to the extent that such public participation and consultation has fulfilled the requirements of this Article.
Where the project promoter intends to make significant changes to an approved concept for public participation, it shall inform the national competent authority thereof. In that case the national competent authority may request modifications.
4.   Where it is not already required under national law at the same or higher standards, the project promoter or, where required by national law, the national competent authority shall carry out at least one public consultation, before the project promoter submits the final and complete application file to the national competent authority pursuant to Article 10(7). That public consultation shall be without prejudice to any public consultation to be carried out after submission of the request for development consent pursuant to Article 6(2) of Directive 2011/92/EU. The public consultation shall inform the stakeholders referred to in point (3)(a) of Annex VI about the project at an early stage and shall help to identify the most suitable location, trajectory or technology, including, where relevant, in view of adequate climate adaptation considerations for the project, all impacts relevant under Union and national law, and the relevant issues to be addressed in the application file. The public consultation shall comply with the minimum requirements set out in point (5) of Annex VI. Without prejudice to the procedural and transparency rules in Member States, the project promoter shall publish on the website referred to in paragraph 7 of this Article a report explaining how the opinions expressed in the public consultations were taken into account by showing the amendments made in the location, trajectory and design of the project, or by providing reasons why such opinions have not been taken into account.
The project promoter shall prepare a report summarising the results of activities related to the participation of the public prior to the submission of the application file, including those activities that took place before the start of the permit granting process.
The project promoter shall submit the reports referred to in the first and second subparagraphs together with the application file to the national competent authority. The comprehensive decision shall take due account of the results of these reports.
5.   For cross-border projects involving two or more Member States, the public consultations carried out pursuant to paragraph 4 in each of the Member States concerned shall take place within a period of no more than two months from the date on which the first public consultation started.
6.   For projects likely to have a significant transboundary impact in one or more neighbouring Member States, to which Article 7 of Directive 2011/92/EU and the Espoo Convention are applicable, the relevant information shall be made available to the national competent authorities of the neighbouring Member States concerned. The national competent authorities of the neighbouring Member States concerned shall indicate, in the notification process where appropriate, whether they, or any other authority concerned, wishes to participate in the relevant public consultation procedures.
7.   The project promoter shall establish and regularly update a dedicated project website with relevant information about the project of common interest, which shall be linked to the Commission website and the transparency platform referred to in Article 23 and which shall meet the requirements specified in point (6) of Annex VI. Commercially sensitive information shall be kept confidential.
Project promoters shall also publish relevant information by other appropriate information means open to the public.
Article 10
Duration and implementation of the permit granting process
1.   The permit granting process shall consist of two procedures:
(a)
the pre-application procedure, covering the period between the start of the permit granting process and the acceptance of the submitted application file by the national competent authority, which shall take place within an indicative period of 24 months; and
(b)
the statutory permit granting procedure, covering the period from the date of acceptance of the submitted application file until the taking of the comprehensive decision, which shall not exceed 18 months.
With regard to point (b) of the first subparagraph, where appropriate, Member States may provide for a statutory permit granting procedure that is shorter than 18 months.
2.   The national competent authority shall ensure that the combined duration of the two procedures referred to in paragraph 1 does not exceed a period of 42 months.
However, where the national competent authority considers that one or both of the procedures will not be completed within the time limits set in paragraph 1, it may extend one or both of those time limits before their expiry and on a case-by-case basis. The national competent authority shall not extend the combined duration of the two procedures for more than nine months other than in exceptional circumstances.
Where the national competent authority extends the time limits, it shall inform the Group concerned and present it with the measures taken, or to be taken, for the conclusion of the permit granting process, with the least possible delay. The Group may request that the national competent authority reports regularly on progress achieved in that regard and reasons for any delays.
3.   For the purpose of establishing the start of the permit granting process, the project promoters shall notify the project to the national competent authority of each Member State concerned in written form and shall include a reasonably detailed outline of the project.
Within three months of receipt of the notification, the national competent authority shall acknowledge or, if it considers the project not to be mature enough to enter the permit granting process, reject the notification, in writing, including on behalf of other authorities concerned. In the event of a rejection, the national competent authority shall provide reasons for its decision, including on behalf of other authorities concerned. The date of signature of the acknowledgement of the notification by the national competent authority shall mark the start of the permit granting process. Where two or more Member States are concerned, the date of the acceptance of the last notification by the national competent authority concerned shall mark the start of the permit granting process.
The national competent authorities shall ensure that the permit granting process is accelerated in line with this Chapter for each category of projects of common interest. To that end, the national competent authorities shall adapt their requirements for the start of the permit granting process and for the acceptance of the submitted application file, to make them fit for projects that due to their nature, dimension or lack of requirement for environmental assessment under national law, may require less authorisations and approvals for reaching the ready-to-build phase. Member States may decide that the pre-application procedure referred to in paragraphs 1 and 6 of this Article is not required for the projects referred to in this subparagraph.
4.   The national competent authorities shall take into consideration in the permit granting process any valid studies conducted and permits or authorisations issued for a given project on the Union list before the project entered the permit granting process in accordance with this Article, and shall not require duplicate studies and permits or authorisations.
5.   In Member States where the determination of a route or location undertaken solely for the specific purpose of a planned project, including the planning of specific corridors for grid infrastructures, cannot be included in the process leading to the comprehensive decision, the corresponding decision shall be taken within a separate period of six months, starting on the date of submission of the final and complete application documents by the promoter.
In the circumstances described in the first subparagraph of this paragraph, the extension referred to in paragraph 2, second subparagraph, shall be reduced to six months, other than in exceptional circumstances, including for the procedure referred to in this paragraph.
6.   The pre-application procedure shall comprise the following steps:
(a)
as soon as possible and no later than 6 months of the notification pursuant to first subparagraph of paragraph 3, the national competent authority shall determine, on the basis of the checklist referred to in point (1)(e) of Annex VI, and in close cooperation with the other authorities concerned, and where appropriate on the basis of a proposal by the project promoter, the scope of the reports and documents and the level of detail of information to be submitted by the project promoter, as part of the application file, to apply for the comprehensive decision;
(b)
the national competent authority shall draw up, in close cooperation with the project promoter and other authorities concerned and taking into account the results of the activities carried out under point (a) of this paragraph, a detailed schedule for the permit granting process in line with the guidelines set out in point (2) of Annex VI;
(c)
upon receipt of the draft application file, the national competent authority shall, where necessary, on its own behalf or on behalf of other authorities concerned, request the project promoter to submit missing information relating to the requested elements referred to in point (a).
The pre-application procedure shall include the preparation of any environmental reports by the project promoters, as necessary, including the climate adaptation documentation.
Within three months of submission of the missing information referred to in point (c) of the first subparagraph, the competent authority shall accept for examination the application in written form or on digital platforms, starting the statutory permit granting procedure referred to in paragraph 1, point (b). Requests for additional information may be made, but only where they are justified by new circumstances.
7.   The project promoter shall ensure that the application file is complete and adequate and seek the national competent authority’s opinion on that matter as early as possible during the permit granting process. The project promoter shall cooperate fully with the national competent authority in order to comply with the time limits set in this Regulation.
8.   Member States shall endeavour to ensure that any amendments to the national law do not lead to prolonging any permit granting process started before the entry into force of those amendments. With a view of maintaining an accelerated permit granting process for projects on the Union list, national competent authorities shall adequately adapt the schedule established in line with paragraph 6, point (b), of this Article to ensure, to the extent possible, that the time limits for the permit granting process set in this Article are not exceeded.
9.   The time limits set in this Article shall be without prejudice to obligations arising from Union and international law, and without prejudice to administrative appeal procedures and judicial remedies before a court or tribunal.
The time limits set in this Article for any of the permit granting procedures shall be without prejudice to any shorter time limits set by Member States.
CHAPTER IV
Cross-sectoral infrastructure planning
Article 11
Energy system wide cost-benefit analysis
1.   The ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall draft consistent single sector draft methodologies, including the energy network and market model referred to in paragraph 10 of this Article, for a harmonised energy system-wide cost-benefit analysis at Union level for projects on the Union list falling under the energy infrastructure categories set out in point (1)(a), (b), (d) and (f) and point (3) of Annex II.
The methodologies referred to in the first subparagraph of this paragraph shall be drawn up in line with the principles laid down in Annex V, be based on common assumptions allowing for project comparison, and be consistent with the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective, as well as with the rules and indicators set out in Annex IV.
The methodologies referred to in the first subparagraph of this paragraph shall be applied for the preparation of each subsequent Union-wide ten-year network development plans developed by the ENTSO for Electricity pursuant to Article 30 of Regulation (EU) 2019/943 or the ENTSO for Gas pursuant to Article 8 of Regulation (EC) No 715/2009.
By 24 April 2023, the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall publish and submit to Member States, the Commission and the Agency their respective consistent single sector draft methodologies after having gathered input from the relevant stakeholders during the consultation process referred to in paragraph 2.
2.   Prior to submitting their respective draft methodologies to the Member States, the Commission and the Agency in accordance with paragraph 1, the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall publish preliminary draft methodologies and conduct an extensive consultation process and seek recommendations from Member States and, at least, the organisations representing all relevant stakeholders, including the entity of distribution system operators in the Union established pursuant to Article 52 of Regulation (EU) 2019/943 (EU DSO entity), associations involved in electricity, gas and hydrogen markets, heating and cooling, carbon capture and storage and carbon capture and utilisation stakeholders, independent aggregators, demand-response operators, organisations involved in energy efficiency solutions, energy consumer associations, civil society representatives and, where it is deemed appropriate the national regulatory authorities and other national authorities.
Within three months of publication of the preliminary draft methodologies under the first subparagraph, any stakeholder referred to in that subparagraph may submit a recommendation.
The European Scientific Advisory Board on Climate Change established under Article 10a of Regulation (EC) No 401/2009 of the European Parliament and of the Council 
(
31
)
 may, on its own initiative, submit an opinion to the draft methodologies.
Where applicable, Member States, and stakeholders referred to in the first subparagraph shall submit and make publicly available their recommendations and the European Scientific Advisory Board on Climate Change shall submit and make publicly available its opinion to the Agency and, as applicable, to the ENTSO for Electricity or the ENTSO for Gas.
The consultation process shall be open, timely and transparent. The ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall prepare and make public a report on the consultation process.
The ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall provide reasons where they have not, or have only partly, taken into account the recommendations from Member States or the stakeholders, as well as from national authorities, or the opinion of the European Scientific Advisory Board on Climate Change.
3.   Within three months of receipt of the draft methodologies together with the input received in the consultation process and the report on the consultation, the Agency shall provide an opinion to the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas. The Agency shall notify its opinion to the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas, the Member States, and the Commission and publish it on its website.
4.   Within three months of receipt of the draft methodologies, Member States may deliver their opinions to the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas and the Commission. To facilitate the consultation, the Commission may organise specific meetings of the Groups to discuss the draft methodologies.
5.   Within three months of receipt of the opinions of the Agency and Member States, as referred to in paragraphs 3 and 4, the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall amend their respective methodologies to fully take into account the opinions of the Agency and the Member States and submit them together with the opinion of the Agency to the Commission for its approval. The Commission shall issue its decision within three months of submission of the methodologies by the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas, respectively.
6.   Within two weeks of the approval by the Commission in accordance with paragraph 5, the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall publish their respective methodologies on their websites. They shall publish the corresponding input data and other relevant network, load flow and market data in a sufficiently accurate form subject to restrictions under national law and relevant confidentiality agreements. The Commission and the Agency shall ensure the confidential treatment of the data received by them and by any party that carries out analytical work on the basis of those data on their behalf.
7.   The methodologies shall be updated and improved regularly following the procedure described in paragraphs 1 to 6. In particular, they shall be amended after submission of the energy network and market model referred to in paragraph 10. The Agency, on its own initiative, or upon a duly reasoned request by national regulatory authorities or stakeholders, and after formally consulting the organisations representing all relevant stakeholders referred to in paragraph 2, first subparagraph, and the Commission, may request such updates and improvements, providing reasons and a timetable. The Agency shall publish the requests by national regulatory authorities or stakeholders and all relevant non-commercially sensitive documents leading to a request from the Agency for an update or improvement.
8.   For projects falling under the energy infrastructure categories set out in point (1)(c) and (e) and in points (2), (4) and (5) of Annex II, the Commission shall ensure the development of methodologies for a harmonised energy system-wide cost-benefit analysis at Union level. Those methodologies shall be compatible in terms of benefits and costs with the methodologies developed by the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas. The Agency, with the support of national regulatory authorities, shall promote the consistency of those methodologies with the methodologies elaborated by ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas. The methodologies shall be developed in a transparent manner, including extensive consultation of Member States and of all relevant stakeholders.
9.   Every three years, the Agency shall establish and publish a set of indicators and corresponding reference values for the comparison of unit investment costs for comparable projects of the energy infrastructure categories included in Annex II. Project promoters shall provide the requested data to the national regulatory authorities and to the Agency.
The Agency shall publish the first indicators for the infrastructure categories set out in points (1), (2) and (3) of Annex II by 24 April 2023, to the extent that data is available to calculate robust indicators and reference values. Those reference values may be used by the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas for the cost-benefit analyses carried out for subsequent Union-wide ten-year network development plans.
The Agency shall publish the first indicators for the energy infrastructure categories set out in points (4) and (5) of Annex II, by 24 April 2025.
10.   By 24 June 2025, following an extensive consultation process of stakeholders referred to in paragraph 2, first subparagraph, the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall jointly submit to the Commission and the Agency a consistent and progressively integrated model that will provide consistency between single sector methodologies based on common assumptions including electricity, gas and hydrogen transmission infrastructure as well as storage facilities, liquefied natural gas and electrolysers, covering the energy infrastructure priority corridors and areas set out in Annex I drawn up in line with the principles laid down in Annex V.
11.   The model referred to in paragraph 10, shall cover at least the relevant sectors’ interlinkages at all stages of infrastructure planning, specifically scenarios, technologies and spatial resolution, infrastructure gaps identification in particular with respect to cross-border capacities, and projects assessment.
12.   After approval of the model referred to in paragraph 10 by the Commission in accordance with the procedure set out in paragraphs 1 to 5, it shall be included in the methodologies referred to in paragraph 1, that shall be amended accordingly.
13.   At least every five years, starting from its approval in accordance with paragraph 10, and more frequently where necessary, the model and the consistent single sector cost-benefit methodologies shall be updated in accordance with the procedure referred to in paragraph 7.
Article 12
Scenarios for the ten-year network development plans
1.   By 24 January 2023, the Agency, after having conducted an extensive consultation process involving the Commission, the Member States, the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas, the EU DSO entity and at least the organisations representing associations involved in electricity, gas and hydrogen markets, heating and cooling, carbon capture and storage and carbon capture and utilisation stakeholders, independent aggregators, demand-response operators, organisations involved in energy efficiency solutions, energy consumer associations and civil society representatives, shall publish the framework guidelines for the joint scenarios to be developed by ENTSO for Electricity and ENTSO for Gas. Those guidelines shall be regularly updated as found necessary.
The guidelines shall establish criteria for a transparent, non-discriminatory and robust development of scenarios taking into account best practices in the field of infrastructures assessment and network development planning. The guidelines shall also aim to ensure that the underlying ENTSO for Electricity and ENTSO for Gas scenarios are fully in line with the energy efficiency first principle and with the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective and shall take into account the latest available Commission scenarios, as well as, when relevant, the national energy and climate plans.
The European Scientific Advisory Board on Climate Change may, on its own initiative, provide input on how to ensure compliance of scenarios with the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective. The Agency shall take duly into account that input in the framework guidelines referred in the first subparagraph.
The Agency shall provide reasons where it has not, or has only partly, taken into account the recommendations from Member States, stakeholders and the European Scientific Advisory Board on Climate Change.
2.   The ENTSO for Electricity and ENTSO for Gas shall follow the Agency’s framework guidelines when developing the joint scenarios to be used for the Union-wide ten-year network development plans.
The joint scenarios shall also include a long-term perspective until 2050 and include intermediary steps as appropriate.
3.   The ENTSO for Electricity and ENTSO for Gas shall invite the organisations representing all relevant stakeholders, including the EU DSO entity, associations involved in electricity, gas and hydrogen markets, heating and cooling, carbon capture and storage and carbon capture and utilisation stakeholders, independent aggregators, demand-response operators, organisations involved in energy efficiency solutions, energy consumer associations, civil society representatives, to participate in the scenarios development process, in particular on key elements such as assumptions and how they are reflected in the scenarios data.
4.   The ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall publish and submit the draft joint scenarios report to the Agency, the Member States and the Commission for their opinion.
The European Scientific Advisory Board on Climate Change may, on its own initiative, provide an opinion on the joint scenarios report.
5.   Within three months of receipt of the draft joint scenarios report together with the input received in the consultation process and a report on how it was taken into account, the Agency shall submit its opinion on compliance of the scenarios with the framework guidelines referred to in paragraph 1, first subparagraph, including possible recommendations for amendments, to the ENTSO for Electricity, ENTSO for gas, Member States and the Commission.
Within the same time limit, the European Scientific Advisory Board on Climate Change may, on its own initiative, provide an opinion on the compatibility of scenarios with the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective.
6.   Within three months of receipt of the opinion referred to in paragraph 5, the Commission taking into account the opinions of the Agency and Member States shall approve the draft joint scenarios report or request the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas to amend it.
The ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall provide reasons explaining how any request for amendments from the Commission has been addressed.
In the event the Commission does not approve the joint scenarios report, it shall provide a reasoned opinion to the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas.
7.   Within two weeks of the approval of the joint scenarios report in accordance with paragraph 6, the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall publish it on their websites. They shall also publish the corresponding input and output data in a sufficiently clear and accurate form for a third party to reproduce the results, taking due account of the national law and relevant confidentiality agreements and sensitive information.
Article 13
Infrastructure Gaps Identification
1.   Within six months of approval of the joint scenarios report pursuant to Article 12(6) and every two years thereafter, the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall publish the infrastructure gaps reports developed within the framework of the Union-wide ten-year network development plans.
When assessing the infrastructure gaps the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall base their analysis on the scenarios established under Article 12, implement the energy efficiency first principle and consider with priority all relevant alternatives to new infrastructure. When considering new infrastructures solutions, the infrastructures gaps assessment shall take into account all relevant costs, including network reinforcements.
The infrastructures gaps assessment shall, in particular, focus on those infrastructure gaps potentially affecting the fulfilment of the Union’s 2030 climate and energy targets and its 2050 climate neutrality objective.
Prior to publishing their respective reports, the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall conduct an extensive consultation process involving all relevant stakeholders, including the EU DSO entity, associations involved in electricity, gas and hydrogen markets, heating and cooling, carbon capture and storage and carbon capture and utilisation stakeholders, independent aggregators, demand-response operators, organisations involved in energy efficiency solutions and, energy consumer associations, civil society representatives, the Agency and all the Member States’ representatives that are part of the relevant energy infrastructure priority corridors that are set out in Annex I.
2.   The ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall submit their respective draft infrastructure gaps report to the Agency and the Commission and Member States for their opinion.
3.   Within three months of receipt of the infrastructure gaps report together with the input received in the consultation process and a report on how it was taken into account, the Agency shall submit its opinion to the ENTSO for Electricity or ENTSO for Gas, the Commission and Member States and make it publicly available.
4.   Within three months of receipt of the Agency’s opinion referred to in paragraph 3, the Commission shall, taking the Agency’s opinion into account and with input from the Member States, draft its opinion and submit it to the ENTSO for Electricity or the ENTSO for Gas.
5.   The ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall adapt their infrastructure gaps reports taking due account of the Agency’s opinion and in line with the Commission’s and the Member States’ opinions and make them publicly available.
CHAPTER V
Offshore grids for renewable integration
Article 14
Offshore grid planning
1.   By 24 January 2023, Member States, with the support of the Commission, within their specific priority offshore grid corridors, set out in Section 2 of Annex I, taking into account the specificities and development in each region, shall conclude a non-binding agreement to cooperate on goals for offshore renewable generation to be deployed within each sea basin by 2050, with intermediate steps in 2030 and 2040, in line with their national energy and climate plans, and the offshore renewable potential of each sea basin.
That non-binding agreement shall be made in writing as regards each sea basin linked to the territory of the Member States, and shall be without prejudice to the right of Member States to develop projects on their territorial sea and exclusive economic zone. The Commission shall provide guidance for the work in the Groups.
2.   By 24 January 2024, and as part of each ten-year network development plan thereafter, the ENTSO for Electricity, with the involvement of the relevant TSOs, the national regulatory authorities, the Member States and the Commission, and in line with the non-binding agreement referred to in paragraph 1 of this Article, shall develop and publish, as a separate report which is part of the Union-wide ten-year network development plan, high-level strategic integrated offshore network development plans for each sea-basin, in line with the priority offshore grid corridors referred to in Annex I, taking into account environmental protection and other uses of the sea.
In the development of the high-level strategic integrated offshore network development plans within the timeline provided for in paragraph 1, the ENTSO for Electricity shall consider the non-binding agreements referred to in paragraph 1 for the development of the Union-wide ten-year network development plan scenarios.
The high-level strategic integrated offshore network development plans shall provide a high-level outlook on offshore generation capacities potential and resulting offshore grid needs, including the potential needs for interconnectors, hybrid projects, radial connections, reinforcements, and hydrogen infrastructure.
3.   The high-level strategic integrated offshore network development plans shall be consistent with regional investment plans published pursuant to Article 34(1) of Regulation (EU) 2019/943 and integrated within the Union-wide ten-year network development plans in order to ensure coherent development of onshore and offshore grid planning and the necessary reinforcements.
4.   By 24 December 2024 and every two years thereafter, the Member States, shall update their non-binding agreements referred to in paragraph 1 of this Article, including in view of the results of the application of the cost-benefit and cost-sharing to the priority offshore grid corridors, when those results become available.
5.   After each update of the non-binding agreements in accordance with paragraph 4, for each sea basin, the ENTSO for Electricity shall update the high level strategic integrated offshore network development plans within the next Union-wide ten-year network development plan as referred to in paragraph 2.
Article 15
Offshore grids for renewable energy cross-border cost sharing
1.   By 24 June 2024, the Commission shall, with the involvement of the Member States, relevant TSOs, the Agency and the national regulatory authorities, develop guidance for a specific cost-benefit and cost-sharing for the deployment of the sea-basin integrated offshore network development plans referred to in Article 14(2) in accordance with the non-binding agreements referred to in Article 14(1). This guidance shall be compatible with Article 16(1). The Commission shall update its guidance when appropriate, taking into account the results of its implementation.
2.   By 24 June 2025, the ENTSO for Electricity, with the involvement of the relevant TSOs, the Agency, the national regulatory authorities and the Commission, shall present the results of the application of the cost-benefit and cost-sharing to the priority offshore grid corridors.
CHAPTER VI
Regulatory framework
Article 16
Enabling investments with a cross-border impact
1.   The efficiently incurred investment costs, which exclude maintenance costs, related to a project of common interest falling under the energy infrastructure categories set out in point (1)(a), (b), (c), (d) and (f) of Annex II, and projects of common interest falling under the energy infrastructure category set out in point (3) of Annex II, where they fall under the competence of national regulatory authorities in each Member State concerned, shall be borne by the relevant TSO or the project promoters of the transmission infrastructure of the Member States to which the project provides a net positive impact, and, to the extent not covered by congestion rents or other charges, be paid for by network users through tariffs for network access in that or those Member States.
2.   The provisions of this Article shall apply to a project of common interest falling under the energy infrastructure categories set out in point (1)(a), (b), (c), (d), (f) and point (3) of Annex II, where at least one project promoter requests the relevant national authorities their application for the costs of the project.
Projects falling under the energy infrastructure category set out in point (1)(e) and point (2) of Annex II may benefit from the provisions of this Article where at least one project promoter requests its application from the relevant national authorities.
Where a project has several project promoters, the relevant national regulatory authorities shall without delay request all project promoters to submit the investment request jointly in accordance with paragraph 4.
3.   For a project of common interest to which paragraph 1 applies, the project promoters shall keep all relevant national regulatory authorities regularly informed, at least once per year, and until the project is commissioned, of the progress of that project and the identification of costs and the impact associated with it.
4.   As soon as such a project of common interest has reached sufficient maturity, and is estimated to be ready to start the construction phase within the next 36 months, the project promoters, after having consulted the TSOs from the Member States which receive a significant net positive impact from it, shall submit an investment request. That investment request shall include a request for a cross-border cost allocation and shall be submitted to all the relevant national regulatory authorities concerned, accompanied by all of the following:
(a)
up-to-date project-specific cost-benefit analysis consistent with the methodology drawn up pursuant to Article 11 and taking into account benefits beyond the borders of the Member States on the territory of which the project is located by considering at least the joint scenarios established for network development planning referred to in Article 12. Where additional scenarios are used, those shall be consistent with the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective and be subject to the same level of consultation and scrutiny as the process provided for in Article 12. The Agency shall be responsible for assessing any additional scenarios and ensuring their compliance with this paragraph;
(b)
a business plan evaluating the financial viability of the project, including the chosen financing solution, and, for a project of common interest falling under the energy infrastructure category referred to in point (3) of Annex II, the results of market testing;
(c)
where the project promoters agree, a substantiated proposal for a cross-border cost allocation.
Where a project is promoted by several project promoters, they shall submit their investment request jointly.
The relevant national regulatory authorities shall, upon receipt, transmit to the Agency, without delay, a copy of each investment request, for information purposes.
The relevant national regulatory authorities and the Agency shall preserve the confidentiality of commercially sensitive information.
5.   Within six months of the date on which the investment request is received by the last of the relevant national regulatory authorities, those authorities shall, after consulting the project promoters concerned, take joint coordinated decisions on the allocation of efficiently incurred investment costs to be borne by each system operator for the project, as well as their inclusion in tariffs, or on the rejection of the investment request, in whole or in part, if the common analysis of the relevant national regulatory authorities concludes that the project or a part of it fails to provide a significant net benefit in any of the Member States of the relevant national regulatory authorities. The relevant national regulatory authorities shall include the relevant efficiently incurred investment costs in tariffs, as defined in the recommendation referred to in paragraph 11, in line with the allocation of investment costs to be borne by each system operator for the project. For projects in the territories of their respective Member State, the relevant national regulatory authorities, shall thereafter assess, where appropriate, whether any affordability issues might arise due to the inclusion of the investment costs in tariffs.
In allocating the costs, the relevant national regulatory authorities shall take into account actual or estimated:
(a)
congestion rents or other charges;
(b)
revenues stemming from the inter-transmission system operator compensation mechanism established under Article 49 of Regulation (EU) 2019/943.
The allocation of costs across borders shall take into account, the economic, social and environmental costs and benefits of the projects in the Member States concerned and the need to ensure a stable financing framework for the development of projects of common interest while minimising the need for financial support.
In allocating costs across borders, the relevant national regulatory authorities, after consulting the TSOs concerned, shall seek a mutual agreement based on, but not limited to, the information specified in paragraphs 4, first subparagraph, points (a) and (b), of this Article. Their assessment shall consider all the relevant scenarios referred to in Article 12 and other scenarios for network development planning, allowing a robust analysis of the contribution of the project of common interest to the Union energy policy of decarbonisation, market integration, competition, sustainability and security of supply. Where additional scenarios are used, they shall be consistent with the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective and be subject to the same level of consultation and scrutiny as the process provided for in Article 12.
Where a project of common interest mitigates negative externalities, such as loop flows, and that project of common interest is implemented in the Member State at the origin of the negative externality, such mitigation shall not be regarded as a cross-border benefit and shall therefore not constitute a basis for allocating costs to the TSO of the Member States affected by those negative externalities.
6.   The relevant national regulatory authorities shall, on the basis of the cross-border cost allocation referred to in paragraph 5 of this Article, take into account actual costs incurred by a TSO or other project promoter as a result of the investments when fixing or approving tariffs in accordance with Article 41(1), point (a), of Directive 2009/73/EC and Article 59(1), point (a), of Directive (EU) 2019/944, insofar as those costs correspond to those of an efficient and structurally comparable operator.
The relevant national regulatory authorities shall notify the cost allocation decision to the Agency, without delay, together with all the relevant information with respect to that decision. In particular, the cost allocation decision shall set out detailed reasons for the allocation of costs among Member States, including the following:
(a)
an evaluation of the identified impact on each of the concerned Member States, including those concerning network tariffs;
(b)
an evaluation of the business plan referred to in paragraph 4, first subparagraph, point (b);
(c)
regional or Union-wide positive externalities, such as security of supply, system flexibility, solidarity or innovation, which the project would generate;
(d)
the result of the consultation of the project promoters concerned.
The cost allocation decision shall be published.
7.   Where the relevant national regulatory authorities have not reached an agreement on the investment request within six months of the date on which the request was received by the last of the relevant national regulatory authorities, they shall inform the Agency without delay.
In that case, or upon a joint request from the relevant national regulatory authorities, the decision on the investment request including cross-border cost allocation referred to in paragraph 5 shall be taken by the Agency within three months of the date of referral to the Agency.
Before taking such a decision, the Agency shall consult the relevant national regulatory authorities and the project promoters. The three-month period referred to in the second subparagraph may be extended by an additional period of two months where further information is sought by the Agency. That additional period shall begin on the day following receipt of the complete information.
The assessment of the Agency shall consider all relevant scenarios established under Article 12 and other scenarios for network development planning, allowing a robust analysis of the contribution of the project of common interest to the Union energy policy targets of decarbonisation, market integration, competition, sustainability and security of supply. Where additional scenarios are used, they shall be consistent with the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective and be subject to the same level of consultation and scrutiny as the process provided for in Article 12.
The Agency, in its decision on the investment request including cross-border cost allocation, shall leave the determination of the way the investment costs are included in the tariffs in line with the cross-border cost allocation prescribed, to the relevant national authorities at the time of the implementation of that decision in accordance with national law.
The decision on the investment request including cross-border cost allocation shall be published. Article 25(3) and Articles 28 and 29 of Regulation (EU) 2019/942 shall apply.
8.   A copy of all cost allocation decisions, together with all the relevant information with respect to each decision, shall be notified, without delay, by the Agency to the Commission. That information may be submitted in aggregate form. The Commission shall preserve the confidentiality of commercially sensitive information.
9.   Cost allocation decisions shall not affect the right of TSOs to apply and of national regulatory authorities to approve charges for access to networks in accordance with Article 13 of Regulation (EC) No 715/2009, Article 18(1) and Article 18(3) to (6) of Regulation (EU) 2019/943, Article 32 of Directive 2009/73/EC and Article 6 of Directive (EU) 2019/944.
10.   This Article shall not apply to projects of common interest which have received an exemption from:
(a)
Articles 32, 33 and 34 and Article 41(6), (8) and (10) of Directive 2009/73/EC, pursuant to Article 36 of that Directive;
(b)
Article 19(2) and (3) of Regulation (EU) 2019/943 or Article 6, Article 59(7) and Article 60(1) of Directive (EU) 2019/944, pursuant to Article 63 of Regulation (EU) 2019/943;
(c)
unbundling or third party access rules, pursuant to Article 17 of Regulation (EC) No 714/2009 of the European Parliament and of the Council 
(
32
)
 or to Article 64 of Regulation (EU) 2019/943 and Article 66 of Directive (EU) 2019/944.
11.   By 24 June 2023, the Agency shall adopt a recommendation for identifying good practices for the treatment of investment requests for projects of common interest. That recommendation shall be regularly updated as necessary, in particular to ensure consistency with the principles on the offshore grids for renewable energy cross-border cost sharing as referred to in Article 15(1). In adopting or amending the recommendation, the Agency shall carry out an extensive consultation process, involving all relevant stakeholders.
12.   This Article shall apply mutatis mutandis to projects of mutual interest.
Article 17
Regulatory incentives
1.   Where a project promoter incurs higher risks for the development, construction, operation or maintenance of a project of common interest falling under the competence of national regulatory authorities, when compared to the risks normally incurred by a comparable infrastructure project, Member States and national regulatory authorities may grant appropriate incentives to that project in accordance with Article 13 of Regulation (EC) No 715/2009, Article 18(1) and Article 18(3) to (6) of Regulation (EU) 2019/943, Article 41(8) of Directive 2009/73/EC and Article 58, point (f), of Directive (EU) 2019/944.
The first subparagraph shall not apply where the project of common interest has received an exemption:
(a)
from Articles 32, 33, and 34 and from Article 41(6), (8) and (10) of Directive 2009/73/EC, pursuant to Article 36 of that Directive;
(b)
from Article 19(2) and (3) of Regulation (EU) 2019/943 or from Article 6, Article 59(7) and Article 60(1) of Directive (EU) 2019/944 pursuant to Article 63 of Regulation (EU) 2019/943;
(c)
pursuant to Article 36 of Directive 2009/73/EC;
(d)
pursuant to Article 17 of Regulation (EC) No 714/2009.
2.   In the case of a decision to grant the incentives referred to in paragraph 1 of this Article, national regulatory authorities shall consider the results of the cost-benefit analysis consistent with the methodology drawn up pursuant to Article 11 and in particular the regional or Union-wide positive externalities generated by the project. The national regulatory authorities shall further analyse the specific risks incurred by the project promoters, the risk mitigation measures taken and the reasons for the risk profile in view of the net positive impact provided by the project, when compared to a lower-risk alternative. Eligible risks shall in particular include risks related to new transmission technologies, both onshore and offshore, risks related to under-recovery of costs and development risks.
3.   The decision to grant the incentives shall take into account the specific nature of the risk incurred and may grant incentives covering, inter alia, one or more of the following measures:
(a)
the rules for anticipatory investment;
(b)
the rules for recognition of efficiently incurred costs before commissioning of the project;
(c)
the rules for providing additional return on the capital invested for the project;
(d)
any other measure deemed necessary and appropriate.
4.   By 24 January 2023, each national regulatory authority shall submit to the Agency its methodology and the criteria used to evaluate investments in energy infrastructure projects and the higher risks incurred by those projects, updated in view of latest legislative, policy, technological and market developments. Such methodology and criteria shall also expressly address the specific risks incurred by offshore grids for renewable energy referred to in point (1)(f) of Annex II and by projects, which, while having low capital expenditure, incur significant operating expenditure.
5.   By 24 June 2023, taking due account of the information received pursuant to paragraph 4 of this Article, the Agency shall facilitate the sharing of good practices and make recommendations in accordance with Article 6(2) of Regulation (EU) 2019/942 regarding both of the following:
(a)
the incentives referred to in paragraph 1 on the basis of a benchmarking of best practice by national regulatory authorities;
(b)
a common methodology to evaluate the incurred higher risks of investments in energy infrastructure projects.
6.   By 24 September 2023, each national regulatory authority shall publish its methodology and the criteria used to evaluate investments in energy infrastructure projects and the higher risks incurred by them.
7.   Where the measures referred to in paragraphs 5 and 6 are not sufficient to ensure the timely implementation of projects of common interest, the Commission may issue guidelines regarding the incentives laid down in this Article.
CHAPTER VII
Financing
Article 18
Eligibility of projects for Union financial assistance under Regulation (EU) 2021/1153
1.   Projects of common interest falling under the energy infrastructure categories set out in Article 24 and Annex II shall be eligible for Union financial assistance in the form of grants for studies and financial instruments.
2.   Projects of common interest falling under the energy infrastructure categories set out in Article 24 and in point (1)(a), (b), (c), (d) and (f) of Annex II and point (3) of Annex II shall also be eligible for Union financial assistance in the form of grants for works where they fulfil all of the following criteria:
(a)
the project specific cost-benefit analysis drawn up pursuant to Article 16(4), point (a), provides evidence concerning the existence of significant positive externalities, such as security of supply, system flexibility, solidarity or innovation;
(b)
the project has received a cross-border cost allocation decision pursuant to Article 16 or, as regards projects of common interest falling under the energy infrastructure category set out in point (3) of Annex II, where they do not fall under the competence of national regulatory authorities and therefore they do not receive a cross-border cost allocation decision, the project aims to provide services across borders, brings technological innovation and ensures the safety of cross-border grid operation;
(c)
the project cannot be financed by the market or through the regulatory framework in accordance with the business plan and other assessments, in particular those carried out by potential investors, creditors or the national regulatory authority, taking into account any decision on incentives and reasons referred to in Article 17(2) when assessing the project’s need for Union financial assistance.
3.   Projects of common interest carried out in accordance with the procedure referred to in Article 5(7), point (d), shall also be eligible for Union financial assistance in the form of grants for works where they fulfil the criteria set out in paragraph 2 of this Article.
4.   Projects of common interest falling under the energy infrastructure categories set out in point (1)(e) and points (2) and (5) of Annex II shall also be eligible for Union financial assistance in the form of grants for works, where the concerned project promoters, in an evaluation carried out by the relevant national authority or, where applicable, the national regulatory authority, can clearly demonstrate significant positive externalities, such as security of supply, system flexibility, solidarity or innovation, generated by the projects and provide clear evidence of their lack of commercial viability, in accordance with the cost-benefit analysis, the business plan and assessments carried out, in particular by potential investors or creditors or, where applicable, a national regulatory authority.
5.   This Article shall apply mutatis mutandis to projects of mutual interest.
Projects of mutual interest shall be eligible for Union financial assistance under conditions set out in Article 5(2) of Regulation (EU) 2021/1153. With regard to grants for works, projects of mutual interest shall be eligible for Union financial assistance provided that they fulfil the criteria set out in paragraph 2 of this Article and where the project contributes to the Union’s overall energy and climate policy objectives.
Article 19
Guidance for the award criteria of Union financial assistance
The specific criteria set out in Article 4(3) of this Regulation and the parameters set out in Article 4(5) of this Regulation shall apply for the purpose of establishing award criteria for Union financial assistance in Regulation (EU) 2021/1153. For projects of common interest falling under Article 24 of this Regulation, the criteria of market integration, security of supply, competition and sustainability shall apply.
CHAPTER VIII
Final provisions
Article 20
Exercise of the delegation
1.   The power to adopt delegated acts is conferred on the Commission subject to the conditions laid down in this Article.
2.   The power to adopt delegated acts referred to in Article 3(4) shall be conferred on the Commission for a period of seven years from 23 June 2022. The Commission shall draw up a report in respect of the delegation of power not later than nine months before the end of the seven-year period. The delegation of power shall be tacitly extended for periods of an identical duration, unless the European Parliament or the Council opposes such extension not later than three months before the end of each period.
3.   The delegation of power referred to in Article 3(4) may be revoked at any time by the European Parliament or by the Council. A decision to revoke shall put an end to the delegation of the power specified in that decision. It shall take effect the day following the publication of the decision in the 
Official Journal of the European Union
 or at a later date specified therein. It shall not affect the validity of any delegated acts already in force.
4.   Before adopting a delegated act, the Commission shall consult experts designated by each Member State in accordance with the principles laid down in the Interinstitutional Agreement of 13 April 2016 on Better Law-Making.
5.   As soon as it adopts a delegated act, the Commission shall notify it simultaneously to the European Parliament and to the Council.
6.   A delegated act adopted pursuant to Article 3(4) shall enter into force only if no objection has been expressed either by the European Parliament or the Council within a period of two months of notification of that act to the European Parliament and the Council or if, before the expiry of that period, the European Parliament and the Council have both informed the Commission that they will not object. That period shall be extended by two months at the initiative of the European Parliament or of the Council.
Article 21
Reporting and evaluation
By 30 June 2027, the Commission shall publish a report on the implementation of projects on the Union list, and submit it to the European Parliament and the Council. That report shall provide an evaluation of:
(a)
the progress achieved in the planning, development, construction and commissioning of projects on the Union list, and, where relevant, delays in implementation and other difficulties encountered;
(b)
the funds engaged and disbursed by the Union for projects on the Union list, compared to the total value of funded projects on the Union list;
(c)
the progress achieved in terms of integration of renewable energy sources, including offshore renewable energy sources, and reduced greenhouse gas emissions through the planning, development, construction and commissioning of projects on the Union list;
(d)
for the electricity and renewable or low-carbon gases including hydrogen sectors, the evolution of the interconnection level between Member States, the corresponding evolution of energy prices, as well as the number of network system failure events, their causes and related economic cost;
(e)
the permit granting process and public participation, in particular:
(i)
the average and maximum total duration of the permit granting process for projects on the Union list, including the duration of each step of the pre-application procedure, compared to the timing foreseen by the initial major milestones referred to in Article 10(6);
(ii)
the level of opposition faced by projects on the Union list, in particular the number of written objections during the public consultation process and the number of legal recourse actions;
(iii)
best and innovative practices with regard to stakeholder involvement;
(iv)
best and innovative practices with regard to mitigation of environmental impacts, including climate adaptation, during permit granting processes and project implementation;
(v)
the effectiveness of the schemes provided for in Article 8(3) regarding compliance with the time limits set in Article 10(1) and (2);
(f)
regulatory treatment, in particular:
(i)
the number of projects of common interest having been granted a cross-border cost allocation decision pursuant to Article 16;
(ii)
the number and type of projects of common interest which received specific incentives pursuant to Article 17;
(g)
the effectiveness of this Regulation in contributing to the Union’s 2030 targets for energy and climate and the achievement of climate neutrality by 2050 at the latest.
Article 22
Review
By 30 June 2027, the Commission shall carry out a review of this Regulation, on the basis of the results of the reporting and evaluation provided for in Article 21 of this Regulation, as well as the monitoring, reporting and evaluation carried out pursuant to Articles 22 and 23 of Regulation (EU) 2021/1153.
Article 23
Information and publicity
The Commission shall establish and maintain a transparency platform easily accessible to the general public through the internet. The platform shall be regularly updated with information from the reports referred to in Article 5(4) and the website referred to in Article 9(7). The platform shall contain the following information:
(a)
general, updated information, including geographic information, for each project on the Union list;
(b)
the implementation plan as set out in Article 5(1) for each project on the Union list, presented in a manner that allows the assessment of the progress in implementation at any time;
(c)
the main expected benefits and contribution to the objectives referred to in Article 1(1) and the costs of the projects except for any commercially sensitive information;
(d)
the Union list;
(e)
the funds allocated and disbursed by the Union for each project on the Union list;
(f)
the links to the national manual of procedures referred to in Article 9;
(g)
existing sea basin studies and plans for each priority offshore grid corridor, without infringing any intellectual property rights.
Article 24
Derogation for interconnections for Cyprus and Malta
1.   In the case of Cyprus and Malta, which are not interconnected to the trans-European gas network, a derogation from Article 3, Article 4(1), points (a) and (b), Article 4(5), Article 16(4), point (a), and Annexes I, II and III shall apply, without prejudice to Article 32(2). One interconnection for each of those Member States shall maintain its status of project of common interest under this Regulation with all relevant rights and obligations, where that interconnection:
(a)
is under development or planning on 23 June 2022;
(b)
has been granted the status of project of common interest under Regulation (EU) No 347/2013; and
(c)
is necessary to secure permanent interconnection of those Member States to the trans-European gas network.
Those projects shall ensure the future ability to access new energy markets, including hydrogen.
2.   The project promoters shall provide sufficient evidence of how the interconnections referred to in paragraph 1 will allow access to new energy markets, including hydrogen, in line with the Union’s overall energy and climate policy objectives. Such evidence shall include an assessment of the supply and demand for renewable or low-carbon hydrogen as well as a calculation of the greenhouse gas emissions reduction enabled by the project.
The Commission shall regularly verify that assessment and that calculation, as well as the timely implementation of the project.
3.   In addition to the specific criteria set out in Article 19 for Union financial assistance, the interconnections referred to in paragraph 1 of this Article shall be designed in view of ensuring access to future energy markets, including hydrogen, shall not lead to a prolongation of the lifetime of natural gas assets and shall ensure the interoperability of neighbouring networks across borders. Any eligibility for Union financial assistance under Article 18 shall end on 31 December 2027.
4.   Any request for Union financial assistance for works shall clearly demonstrate the aim to convert the asset into a dedicated hydrogen asset by 2036 if market conditions allow, by means of a roadmap with a precise timeline.
5.   The derogation set out in paragraph 1 shall apply until Cyprus or Malta, respectively, is directly interconnected to the trans-European gas network or until 31 December 2029, whichever is the earlier.
Article 25
Amendment to Regulation (EC) No 715/2009
In Article 8(10) of Regulation (EC) No 715/2009, the first subparagraph is replaced by the following:
‘10.   The ENTSO for Gas shall adopt and publish a Community-wide network development plan referred to in paragraph 3, point (b), every two years. The Community-wide network development plan shall include the modelling of the integrated network, including hydrogen networks, scenario development, a European supply adequacy outlook and an assessment of the resilience of the system.’.
Article 26
Amendment to Regulation (EU) 2019/942
In Article 11 of Regulation (EU) 2019/942, points (c) and (d) are replaced by the following:
‘(c)
carry out the obligations laid out in Article 5, Article 11(3), Article 11(6) to (9), Articles 12, 13 and 17 and in Section 2, point (12), of Annex III to Regulation (EU) 2022/869 of the European Parliament and the Council
 (
*1
)
;
(d)
take decisions on investment requests including cross-border cost allocation pursuant to Article 16(7) of Regulation (EU) 2022/869.
Article 27
Amendment to Regulation (EU) 2019/943
In Article 48(1) of Regulation (EU) 2019/943, the first subparagraph is replaced by the following:
‘1.   The Union-wide network development plan referred to under Article 30(1), point (b), shall include the modelling of the integrated network, including scenario development and an assessment of the resilience of the system. Relevant input parameters for the modelling such as assumptions on fuel and carbon prices or installation of renewables shall be fully consistent with the European resource adequacy assessment developed pursuant to Article 23.’.
Article 28
Amendment to Directive 2009/73/EC
In Article 41(1) of Directive 2009/73/EC, the following point is added:
‘(v)
carrying out the obligations laid out in Article 3, Article 5(7) and Articles 14 to 17 of Regulation (EU) 2022/869 of the European Parliament and the Council
 (
*2
)
.
Article 29
Amendment to Directive (EU) 2019/944
In Article 59(1) of Directive (EU) 2019/944, the following point is added:
‘(aa)
carrying out the obligations laid out in Article 3, Article 5(7) and Articles 14 to 17 of Regulation (EU) 2022/869 of the European Parliament and the Council
 (
*3
)
.
Article 30
Transitional provisions
This Regulation shall not affect the granting, continuation or modification of financial assistance awarded by the Commission pursuant to Regulation (EU) No 1316/2013 of the European Parliament and of the Council 
(
33
)
.
Chapter III shall not apply to projects of common interest that have entered in the permit granting process and for which a project promoter has submitted an application file before 16 November 2013.
Article 31
Transitional period
1.   During a transitional period ending on 31 December 2029, dedicated hydrogen assets converted from natural gas assets falling under the energy infrastructure category set out in point (3) of Annex II may be used for transport or storage of a predefined blend of hydrogen with natural gas or biomethane.
2.   During the transitional period referred to in paragraph 1, the project promoters shall closely cooperate on project design and implementation in order to ensure interoperability of neighbouring networks.
3.   The project promoter shall provide sufficient evidence, including through commercial contracts, how, by the end of the transitional period, the assets referred to in paragraph 1 of this Article will cease to be natural gas assets and become dedicated hydrogen assets, as set out in point (3) of Annex II, and how the increased use of hydrogen will be enabled during the transitional period. Such evidence shall include an assessment of the supply and demand for renewable or low-carbon hydrogen as well as a calculation of the greenhouse gas emissions reduction enabled by the project. In the context of the monitoring of progress achieved in implementing the projects of common interest, the Agency shall verify the timely transition of the project to a dedicated hydrogen asset as set out in point (3) of Annex II.
4.   Eligibility of projects referred to in paragraph 1 of this Article for Union financial assistance under Article 18 shall end on 31 December 2027.
Article 32
Repeal
1.   Regulation (EU) No 347/2013 is repealed from 23 June 2022. No rights shall arise under this Regulation for projects listed in the Annexes to Regulation (EU) No 347/2013.
2.   Notwithstanding paragraph 1 of this Article, Annex VII to Regulation (EU) No 347/2013, as amended by Commission Delegated Regulation (EU) 2022/564 
(
34
)
, containing the fifth Union list of projects of common interest as well as Articles 2 to 10, Articles 12, 13 and 14, and Annexes I to IV and Annex VI to Regulation (EU) No 347/2013, shall remain in force and produce effects as regards the projects of common interest included on the fifth Union list until the entry into force of the first Union list of projects of common interest and projects of mutual interest established pursuant to this Regulation.
3.   Notwithstanding paragraph 2 of this Article, projects that were included in the fifth Union list of projects of common interest established pursuant to Regulation (EU) No 347/2013 and for which an application file has been accepted for examination by the competent authority shall benefit from the rights and obligations arising from Chapter III of this Regulation for a period of four years from the entry into force of this Regulation.
Article 33
Entry into force
This Regulation shall enter into force on the twentieth day following that of its publication in the 
Official Journal of the European Union
.
This Regulation shall be binding in its entirety and directly applicable in all Member States.
Done at Brussels, 30 May 2022.
For the European Parliament
The President
R. METSOLA
For the Council
The President
B. LE MAIRE
(
1
)
  
            
OJ C 220, 9.6.2021, p. 51
.
(
2
)
  
            
OJ C 440, 29.10.2021, p. 105
.
(
3
)
  Position of the European Parliament 5 April 2022 (not yet published in the Official Journal) and Council Decision of 16 May 2022.
(
4
)
  Regulation (EU) 2021/1119 of the European Parliament and of the Council of 30 June 2021 establishing the framework for achieving climate neutrality and amending Regulations (EC) No 401/2009 and (EU) 2018/1999 (‘European Climate Law’) (
OJ L 243, 9.7.2021, p. 1
).
(
5
)
  
            
OJ L 282, 19.10.2016, p. 4
.
(
6
)
  Regulation (EU) No 347/2013 of the European Parliament and of the Council of 17 April 2013 on guidelines for trans-European energy infrastructure and repealing Decision No 1364/2006/EC and amending Regulations (EC) No 713/2009, (EC) No 714/2009 and (EC) No 715/2009 (
OJ L 115, 25.4.2013, p. 39
).
(
7
)
  Regulation (EU) No 1316/2013 of the European Parliament and of the Council of 11 December 2013 establishing the Connecting Europe Facility, amending Regulation (EU) No 913/2010 and repealing Regulations (EC) No 680/2007 and (EC) No 67/2010 (
OJ L 348, 20.12.2013, p. 129
).
(
8
)
  
            
OJ C 371, 15.9.2021, p. 68
.
(
9
)
  Directive 2009/73/EC of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 concerning common rules for the internal market in natural gas and repealing Directive 2003/55/EC (
OJ L 211, 14.8.2009, p. 94
).
(
10
)
  Directive (EU) 2019/944 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 on common rules for the internal market for electricity and amending Directive 2012/27/EU (
OJ L 158, 14.6.2019, p. 125
).
(
11
)
  Council Directive 2008/114/EC of 8 December 2008 on the identification and designation of European critical infrastructures and the assessment of the need to improve their protection (
OJ L 345, 23.12.2008, p. 75
).
(
12
)
  Directive 2010/75/EU of the European Parliament and of the Council of 24 November 2010 on industrial emissions (integrated pollution prevention and control) (
OJ L 334, 17.12.2010, p. 17
).
(
13
)
  Directive 2009/31/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the geological storage of carbon dioxide and amending Council Directive 85/337/EEC, European Parliament and Council Directives 2000/60/EC, 2001/80/EC, 2004/35/EC, 2006/12/EC, 2008/1/EC and Regulation (EC) No 1013/2006 (
OJ L 140, 5.6.2009, p. 114
).
(
14
)
  Regulation (EC) No 715/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 on conditions for access to the natural gas transmission networks and repealing Regulation (EC) No 1775/2005 (
OJ L 211, 14.8.2009, p. 36
).
(
15
)
  Regulation (EU) 2019/943 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 on the internal market for electricity (
OJ L 158, 14.6.2019, p. 54
).
(
16
)
  Regulation (EU) 2020/852 of the European Parliament and of the Council of 18 June 2020 on the establishment of a framework to facilitate sustainable investment, and amending Regulation (EU) 2019/2088 (
OJ L 198, 22.6.2020, p. 13
).
(
17
)
  Directive 2000/60/EC of the European Parliament and of the Council of 23 October 2000 establishing a framework for Community action in the field of water policy (
OJ L 327, 22.12.2000, p. 1
).
(
18
)
  Council Directive 92/43/EEC of 21 May 1992 on the conservation of natural habitats and of wild fauna and flora (
OJ L 206, 22.7.1992, p. 7
).
(
19
)
  Directive 2001/42/EC of the European Parliament and of the Council of 27 June 2001 on the assessment of the effects of certain plans and programmes on the environment (
OJ L 197, 21.7.2001, p. 30
).
(
20
)
  Directive 2011/92/EU of the European Parliament and of the Council of 13 December 2011 on the assessment of the effects of certain public and private projects on the environment (
OJ L 26, 28.1.2012, p. 1
).
(
21
)
  
            
OJ L 124, 17.5.2005, p. 4
.
(
22
)
  
            
OJ C 104, 24.4.1992, p. 7
.
(
23
)
  Directive 2014/89/EU of the European Parliament and of the Council of 23 July 2014 establishing a framework for maritime spatial planning (
OJ L 257, 28.8.2014, p. 135
).
(
24
)
  Regulation (EU) 2021/1153 of the European Parliament and of the Council of 7 July 2021 establishing the Connecting Europe Facility and repealing Regulations (EU) No 1316/2013 and (EU) No 283/2014 (
OJ L 249, 14.7.2021, p. 38
).
(
25
)
  Commission Implementing Regulation (EU) 2020/1294 of 15 September 2020 on the Union renewable energy financing mechanism (
OJ L 303, 17.9.2020, p. 1
).
(
26
)
  Regulation (EU) 2018/1999 of the European Parliament and of the Council of 11 December 2018 on the Governance of the Energy Union and Climate Action, amending Regulations (EC) No 663/2009 and (EC) No 715/2009 of the European Parliament and of the Council, Directives 94/22/EC, 98/70/EC, 2009/31/EC, 2009/73/EC, 2010/31/EU, 2012/27/EU and 2013/30/EU of the European Parliament and of the Council, Council Directives 2009/119/EC and (EU) 2015/652 and repealing Regulation (EU) No 525/2013 of the European Parliament and of the Council (
OJ L 328, 21.12.2018, p. 1
).
(
27
)
  Regulation (EU) 2019/942 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 establishing a European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators (
OJ L 158, 14.6.2019, p. 22
).
(
28
)
  Regulation (EU, Euratom) 2018/1046 of the European Parliament and of the Council of 18 July 2018 on the financial rules applicable to the general budget of the Union, amending Regulations (EU) No 1296/2013, (EU) No 1301/2013, (EU) No 1303/2013, (EU) No 1304/2013, (EU) No 1309/2013, (EU) No 1316/2013, (EU) No 223/2014, (EU) No 283/2014, and Decision No 541/2014/EU and repealing Regulation (EU, Euratom) No 966/2012 (
OJ L 193, 30.7.2018, p. 1
).
(
29
)
  
            
OJ L 123, 12.5.2016, p. 1
.
(
30
)
  Directive (EU) 2018/2001 of the European Parliament and of the Council of 11 December 2018 on the promotion of the use of energy from renewable sources (
OJ L 328, 21.12.2018, p. 82
).
(
31
)
  Regulation (EC) No 401/2009 of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the European Environment Agency and the European Environment Information and Observation Network (
OJ L 126, 21.5.2009, p. 13
).
(
32
)
  Regulation (EC) No 714/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity and repealing Regulation (EC) No 1228/2003 (
OJ L 211, 14.8.2009, p. 15
).
(
33
)
  Regulation (EU) No 1316/2013 of the European Parliament and of the Council of 11 December 2013 establishing the Connecting Europe Facility, amending Regulation (EU) No 913/2010 and repealing Regulations (EC) No 680/2007 and (EC) No 67/2010 (
OJ L 348, 20.12.2013, p. 129
).
(
34
)
  Commission Delegated Regulation (EU) 2022/564 of 19 November 2021 amending Regulation (EU) No 347/2013 of the European Parliament and of the Council as regards the Union list of projects of common interest (
OJ L 109, 8.4.2022, p. 14
).
ANNEX I
ENERGY INFRASTRUCTURE PRIORITY CORRIDORS AND AREAS
(as referred to in Article 1(1))
This Regulation shall apply to the following trans-European energy infrastructure priority corridors and areas:
1.   PRIORITY ELECTRICITY CORRIDORS
(1)
North-South electricity interconnections in Western Europe (NSI West Electricity): interconnections between Member States of the region and with the Mediterranean area including the Iberian peninsula, in particular to integrate electricity from renewable energy sources, reinforce internal grid infrastructures to foster market integration in the region and to end isolation of Ireland, and to ensure the necessary onshore prolongations of offshore grids for renewable energy and the domestic grid reinforcements necessary to ensure an adequate and reliable transmission grid and to supply electricity generated offshore to landlocked Member States.
Member States concerned: Belgium, Denmark, Germany, Ireland, Spain, France, Italy, Luxembourg, Malta, Netherlands, Austria and Portugal.
(2)
North-South electricity interconnections in Central Eastern and South Eastern Europe (NSI East Electricity): interconnections and internal lines in North-South and East-West directions to complete the internal market, integrate generation from renewable energy sources to end the isolation of Cyprus, and to ensure the necessary onshore prolongations of offshore grids for renewable energy and the domestic grid reinforcements necessary to ensure an adequate and reliable transmission grid and to supply electricity generated offshore to landlocked Member States.
Member States concerned: Bulgaria, Czechia, Germany, Croatia, Greece, Cyprus, Italy, Hungary, Austria, Poland, Romania, Slovenia and Slovakia.
(3)
Baltic Energy Market Interconnection Plan in electricity (BEMIP Electricity): interconnections between Member States and internal lines in the Baltic region, to foster market integration while integrating growing shares of renewable energy in the region.
Member States concerned: Denmark, Germany, Estonia, Latvia, Lithuania, Poland, Finland and Sweden.
2.   PRIORITY OFFSHORE GRID CORRIDORS
(4)
Northern Seas offshore grids (NSOG): offshore electricity grid development, integrated offshore electricity, as well as, where appropriate, hydrogen grid development and the related interconnectors in the North Sea, the Irish Sea, the Celtic Sea, the English Channel and neighbouring waters to transport electricity or, where appropriate, hydrogen from renewable offshore energy sources to centres of consumption and storage or to increase cross-border renewable energy exchange.
Member States concerned: Belgium, Denmark, Germany, Ireland, France, Luxembourg, Netherlands and Sweden.
(5)
Baltic Energy Market Interconnection Plan offshore grids (BEMIP offshore): offshore electricity grid development, integrated offshore electricity, as well as, where appropriate, hydrogen grid development and the related interconnectors in the Baltic Sea and neighbouring waters to transport electricity or, where appropriate, hydrogen from renewable offshore energy sources to centres of consumption and storage or to increase cross-border renewable energy exchange.
Member States concerned: Denmark, Germany, Estonia, Latvia, Lithuania, Poland, Finland and Sweden.
(6)
South and West offshore grids (SW offshore): offshore electricity grid development, integrated offshore electricity, as well as, where appropriate, hydrogen grid development and the related interconnectors in the Mediterranean Sea, including the Cadiz Gulf, and neighbouring waters to transport electricity or, where appropriate, hydrogen from renewable offshore energy sources to centres of consumption and storage or to increase cross-border renewable energy exchange.
Member States concerned: Greece, Spain, France, Italy, Malta and Portugal.
(7)
South and East offshore grids (SE offshore): offshore electricity grid development, integrated offshore electricity, as well as, where appropriate, hydrogen grid development and the related interconnectors in the Mediterranean Sea, Black Sea and neighbouring waters to transport electricity or, where appropriate, hydrogen from renewable offshore energy sources to centres of consumption and storage or to increase cross-border renewable energy exchange.
Member States concerned: Bulgaria, Croatia, Greece, Italy, Cyprus, Romania and Slovenia.
(8)
Atlantic offshore grids: offshore electricity grid development, integrated offshore electricity grid development and the related interconnectors in the North Atlantic Ocean waters to transport electricity from renewable offshore energy sources to centres of consumption and storage and to increase cross-border electricity exchange.
Member States concerned: Ireland, Spain, France and Portugal.
3.   PRIORITY CORRIDORS FOR HYDROGEN AND ELECTROLYSERS
(9)
Hydrogen interconnections in Western Europe (HI West): hydrogen infrastructure and the repurposing of gas infrastructure, enabling the emergence of an integrated hydrogen backbone, directly or indirectly (via interconnection with a third country), connecting the countries of the region and addressing their specific infrastructure needs for hydrogen supporting the emergence of an Union-wide network for hydrogen transport, and, in addition, as regards islands and island systems, decreasing energy isolation, supporting innovative and other solutions involving at least two Member States with a significant positive impact on the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective, and contributing significantly to the sustainability of the island energy system and that of the Union.
Electrolysers: supporting the deployment of power-to-gas applications aiming to enable greenhouse gas reductions and contributing to secure, efficient and reliable system operation and smart energy system integration and, in addition, as regards islands and island systems, supporting innovative and other solutions involving at least two Member States with a significant positive impact on the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective, and contributing significantly to the sustainability of the island energy system and that of the Union.
Member States concerned: Belgium, Czechia, Denmark, Germany, Ireland. Spain, France, Italy, Luxembourg, Malta, Netherlands, Austria and Portugal.
(10)
Hydrogen interconnections in Central Eastern and South Eastern Europe (HI East): hydrogen infrastructure and the repurposing of gas infrastructure, enabling the emergence of an integrated hydrogen backbone, directly or indirectly (via interconnection with a third country), connecting the countries of the region and addressing their specific infrastructure needs for hydrogen supporting the emergence of an Union-wide network for hydrogen transport and, in addition, as regards islands and island systems, decreasing energy isolation, supporting innovative and other solutions involving at least two Member States with a significant positive impact on the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective, and contributing significantly to the sustainability of the island energy system and that of the Union.
Electrolysers: supporting the deployment of power-to-gas applications aiming to enable greenhouse gas reductions and contributing to secure, efficient and reliable system operation and smart energy system integration and, in addition, as regards islands and island systems, supporting innovative and other solutions involving at least two Member States with a significant positive impact on the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective, and contributing significantly to the sustainability of the island energy system and that of the Union.
Member States concerned: Bulgaria, Czechia, Germany, Greece, Croatia, Italy, Cyprus, Hungary, Austria, Poland, Romania, Slovenia and Slovakia.
(11)
Baltic Energy Market Interconnection Plan in hydrogen (BEMIP Hydrogen): hydrogen infrastructure and the repurposing of gas infrastructure, enabling the emergence of an integrated hydrogen backbone, directly or indirectly (via interconnection with a third country), connecting the countries of the region and addressing their specific infrastructure needs for hydrogen supporting the emergence of an Union-wide network for hydrogen transport and, in addition, as regards islands and island systems, decreasing energy isolation, supporting innovative and other solutions involving at least two Member States with a significant positive impact on the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective, and contributing significantly to the sustainability of the island energy system and that of the Union.
Electrolysers: supporting the deployment of power-to-gas applications aiming to enable greenhouse gas reductions and contributing to secure, efficient and reliable system operation and smart energy system integration and, in addition, as regards islands and island systems, supporting innovative and other solutions involving at least two Member States with a significant positive impact on the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective, and contributing significantly to the sustainability of the island energy system and that of the Union.
Member States concerned: Denmark, Germany, Estonia, Latvia, Lithuania, Poland, Finland and Sweden.
4.   PRIORITY THEMATIC AREAS
(12)
Smart electricity grids deployment: adopting smart grid technologies across the Union to efficiently integrate the behaviour and actions of all users connected to the electricity network, in particular the generation of large amounts of electricity from renewable or distributed energy sources and demand response by consumers, energy storage, electric vehicles and other flexibility sources and, in addition, as regards islands and island systems, decreasing energy isolation, supporting innovative and other solutions involving at least two Member States with a significant positive impact on the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective, and contributing significantly to the sustainability of the island energy system and that of the Union.
Member States concerned: all.
(13)
Cross-border carbon dioxide network: development of infrastructure for transport and storage of carbon dioxide between Member States and with neighbouring third countries of carbon dioxide capture and storage captured from industrial installations for the purpose of permanent geological storage as well as carbon dioxide utilisation for synthetic fuel gases leading to the permanent neutralization of carbon dioxide.
Member States concerned: all.
(14)
Smart gas grids: adoption of smart gas grid technologies across the Union to efficiently integrate a plurality of low-carbon and particularly renewable gas sources into the gas network, support the uptake of innovative and digital solutions for network management and facilitating smart energy sector integration and demand response, including the related physical upgrades if indispensable to the functioning of the equipment and installations for integration of low-carbon and particularly renewable gases.
Member States concerned: all.
ANNEX II
ENERGY INFRASTRUCTURE CATEGORIES
The energy infrastructure categories to be developed in order to implement the energy infrastructure priorities set out in Annex I shall be the following:
(1)
concerning electricity:
(a)
high and extra-high voltage overhead transmission lines, crossing a border or within a Member State territory including the exclusive economic zone, if they have been designed for a voltage of 220 kV or more, and underground and submarine transmission cables, if they have been designed for a voltage of 150 kV or more. For Member States and small isolated systems with a lower voltage overall transmission system, those voltage thresholds are equal to the highest voltage level in their respective electricity systems;
(b)
any equipment or installation falling under energy infrastructure category referred to in point (a) enabling transmission of offshore renewable electricity from the offshore generation sites (energy infrastructure for offshore renewable electricity);
(c)
energy storage facilities, in individual or aggregated form, used for storing energy on a permanent or temporary basis in above-ground or underground infrastructure or geological sites, provided they are directly connected to high-voltage transmission lines and distribution lines designed for a voltage of 110 kV or more. For Member States and small isolated systems with a lower voltage overall transmission system, those voltage thresholds are equal to the highest voltage level in their respective electricity systems;
(d)
any equipment or installation essential for the systems referred to in points (a), (b) and (c) to operate safely, securely and efficiently, including protection, monitoring and control systems at all voltage levels and substations;
(e)
smart electricity grids: any equipment or installation, digital systems and components integrating information and communication technologies (ICT), through operational digital platforms, control systems and sensor technologies both at transmission and medium and high voltage distribution level, aiming to ensure a more efficient and intelligent electricity transmission and distribution network, increased capacity to integrate new forms of generation, energy storage and consumption and facilitating new business models and market structures, including investments in islands and island systems to decrease energy isolation, to support innovative and other solutions involving at least two Member States with a significant positive impact on the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective, and to contribute significantly to the sustainability of the island energy system and that of the Union;
(f)
any equipment or installation falling under energy infrastructure category referred to in point (a) having dual functionality: interconnection and offshore grid connection system from the offshore renewable generation sites to two or more Member States and third countries participating in projects on the Union list, including the onshore prolongation of this equipment up to the first substation in the onshore transmission system, as well as any offshore adjacent equipment or installation essential to operate safely, securely and efficiently, including protection, monitoring and control systems, and necessary substations if they also ensure technology interoperability, inter alia, interface compatibility between various technologies (offshore grids for renewable energy);
(2)
concerning smart gas grids: any of the following equipment or installation aiming to enable and facilitate the integration of a plurality of low-carbon and particularly renewable gases, including biomethane or hydrogen, into the gas network: digital systems and components integrating ICT, control systems and sensor technologies to enable the interactive and intelligent monitoring, metering, quality control and management of gas production, transmission, distribution, storage and consumption within a gas network. Furthermore, such projects may also include equipment to enable reverse flows from the distribution to the transmission level, including the related physical upgrades if indispensable to the functioning of the equipment and installations for integration of low-carbon and particularly renewable gases;
(3)
concerning hydrogen:
(a)
pipelines for the transport, mainly at high pressure, of hydrogen, including repurposed natural gas infrastructure, giving access to multiple network users on a transparent and non-discriminatory basis;
(b)
storage facilities connected to the high-pressure hydrogen pipelines referred to in point (a);
(c)
reception, storage and regasification or decompression facilities for liquefied hydrogen or hydrogen embedded in other chemical substances with the objective of injecting the hydrogen, where applicable, into the grid;
(d)
any equipment or installation essential for the hydrogen system to operate safely, securely and efficiently or to enable bi-directional capacity, including compressor stations;
(e)
any equipment or installation allowing for hydrogen or hydrogen-derived fuels use in the transport sector within the TEN-T core network identified in accordance with Chapter III of Regulation (EU) No 1315/2013 of the European Parliament and of the Council 
(
1
)
.
Any of the assets listed in points (a) to (d) may be newly constructed or repurposed from natural gas to hydrogen, or a combination of the two;
(4)
concerning electrolyser facilities:
(a)
electrolysers that:
(i)
have at least 50 MW capacity, provided by a single electrolyser or by a set of electrolysers that form a single, coordinated project;
(ii)
the production complies with the life cycle greenhouse gas emissions savings requirement of 70 % relative to a fossil fuel comparator of 94 g CO
2
eq/MJ as set out in Article 25(2) and Annex V to Directive (EU) 2018/2001. Life cycle greenhouse gas emissions savings are calculated using the methodology referred to in Article 28(5) of Directive (EU) 2018/2001 or, alternatively, using ISO 14067 or ISO 14064-1. The life-cycle greenhouse gas emissions must include indirect emissions. Quantified life-cycle greenhouse gas emission savings are verified in line with Article 30 of Directive (EU) 2018/2001 where applicable, or by an independent third party; and
(iii)
have a network-related function, particularly with a view to overall system flexibility and overall system efficiency of electricity and hydrogen networks;
(b)
related equipment, including pipeline connection to the network;
(5)
concerning carbon dioxide:
(a)
dedicated pipelines, other than upstream pipeline network, used to transport carbon dioxide from more than one source, for the purpose of permanent geological storage of carbon dioxide pursuant to Directive 2009/31/EC;
(b)
fixed facilities for liquefaction, buffer storage and converters of carbon dioxide in view of its further transportation through pipelines and in dedicated modes of transport such as ship, barge, truck, and train;
(c)
without prejudice to any prohibition of geological storage of carbon dioxide in a Member State, surface and injection facilities associated with infrastructure within a geological formation that is used, in accordance with Directive 2009/31/EC, for the permanent geological storage of carbon dioxide, where they do not involve the use of carbon dioxide for the enhanced recovery of hydrocarbons and are necessary to allow the cross-border transport and storage of carbon dioxide;
(d)
any equipment or installation essential for the system in question to operate properly, securely and efficiently, including protection, monitoring and control systems.
(
1
)
  Regulation (EU) No 1315/2013 of the European Parliament and of the Council of 11 December 2013 on Union guidelines for the development of the trans-European transport network and repealing Decision No 661/2010/EU (
OJ L 348, 20.12.2013, p. 1
).
ANNEX III
REGIONAL LISTS OF PROJECTS
1.   RULES FOR GROUPS
(1)
With regard to energy infrastructure falling under the competence of national regulatory authorities, each Group shall be composed of representatives of the Member States, national regulatory authorities, TSOs, as well as the Commission, the Agency, the EU DSO entity and either the ENTSO for Electricity or the ENTSO for Gas.
For the other energy infrastructure categories, each Group shall be composed of the Commission and the representatives of the Member States, project promoters concerned by each of the relevant priorities set out in Annex I.
(2)
Depending on the number of candidate projects for the Union list, regional infrastructure gaps and market developments, the Groups and the decision-making bodies of the Groups may split, merge or meet in different configurations, as necessary, to discuss matters common to all Groups or pertaining solely to particular regions. Such matters may include issues relevant to cross-regional consistency or the number of proposed projects included on the draft regional lists at risk of becoming unmanageable.
(3)
Each Group shall organise its work in line with regional cooperation efforts pursuant to Article 12 of Regulation (EC) No 715/2009, Article 34 of Regulation (EU) 2019/943, Article 7 of Directive 2009/73/EC and Article 61 of Directive (EU) 2019/944, and other existing regional cooperation structures.
(4)
Each Group shall invite, as appropriate for the purpose of implementing the relevant energy infrastructure priority corridors and areas designated in Annex I, promoters of a project potentially eligible for selection as a project of common interest as well as representatives of national administrations, of regulatory authorities, of civil society and TSOs from third countries. The decision to invite third-country representatives shall be made by consensus.
(5)
For the energy infrastructure priority corridors set out in Section 2 of Annex I, each Group shall invite, as appropriate, representatives of the landlocked Member States, competent authorities, national regulatory authorities and TSOs.
(6)
Each Group shall invite, as appropriate, the organisations representing relevant stakeholders, including representatives from third countries, and, where deemed to be appropriate, directly the stakeholders, including producers, DSOs, suppliers, consumers, local populations and Union-based organisations for environmental protection, to express their specific expertise. Each Group shall organise hearings or consultations where relevant for the accomplishments of its tasks.
(7)
As regards the meetings of the Groups, the Commission shall publish, on a platform accessible to stakeholders, the internal rules, an updated list of member organisations, regularly updated information on the progress of work, meeting agendas, as well as meeting minutes, where available. The deliberations of the decision-making bodies of the Groups and the project ranking in accordance with Article 4(5) shall be confidential. All decisions concerning to the functioning and work of the regional groups shall be made by consensus between the Member States and the Commission.
(8)
The Commission, the Agency and the Groups shall strive for consistency between the Groups. For that purpose, the Commission and the Agency shall ensure, when relevant, the exchange of information on all work representing an interregional interest between the Groups concerned.
(9)
The participation of national regulatory authorities and the Agency in the Groups shall not jeopardise the fulfilment of their objectives and duties under this Regulation or under Regulation (EU) 2019/942, Articles 40 and 41 of Directive 2009/73/EC and Articles 58, 59 and 60 of Directive (EU) 2019/944.
2.   PROCESS FOR ESTABLISHING REGIONAL LISTS
(1)
Promoters of a project potentially eligible for selection as a project on the Union list wanting to obtain that status shall submit an application for selection as a project on the Union list to the Group that includes:
(a)
an assessment of their projects with regard to their contribution to implementing the priorities set out in Annex I;
(b)
an indication of the relevant project category set out in Annex II;
(c)
an analysis of the fulfilment of the relevant criteria laid down in Article 4;
(d)
for projects having reached a sufficient degree of maturity, a project-specific cost-benefit analysis consistent with the methodologies drawn up pursuant to Article 11;
(e)
for projects of mutual interest, the letters of support from the governments of the directly affected countries expressing their support for the project or other non-binding agreements;
(f)
any other relevant information for the evaluation of the project.
(2)
All recipients shall ensure the confidentiality of commercially sensitive information.
(3)
The proposed electricity transmission and storage projects of common interest falling under the energy infrastructure categories set out in point (1)(a), (b), (c), (d) and (f) of Annex II to this Regulation shall be part of the latest available Union-wide ten-year network development plan for electricity, developed by the ENTSO for Electricity pursuant Article 30 of Regulation (EU) 2019/943. The proposed electricity transmission projects of common interest falling under the energy infrastructure categories set out in point (1)(b) and (f) of Annex II to this Regulation shall derive from and be consistent with the integrated offshore network development and grid reinforcements referred to in Article 14(2) of this Regulation.
(4)
From 1 January 2024, the proposed hydrogen projects of common interest falling under the energy infrastructure categories set out in point (3) of Annex II to this Regulation are projects that are part of the latest available Community-wide ten-year network development plan for gas, developed by the ENTSO for Gas pursuant Article 8 of Regulation (EC) No 715/2009.
(5)
By 30 June 2022 and subsequently for every Union-wide ten-year network development plan, the ENTSO for Electricity and ENTSO for Gas shall issue updated guidelines for inclusion of projects in their respective Union-wide ten-year network development plan, as referred to in points (3) and (4), in order to ensure equal treatment and the transparency of the process. For all the projects on the Union list in force at the time, the guidelines shall establish a simplified process of inclusion in the Union-wide ten-year network development plans taking into account the documentation and data already submitted during the previous Union-wide ten-year network development plan processes, provided that the documentation and data already submitted remains valid.
The ENTSO for Electricity and ENTSO for Gas shall consult the Commission and the Agency about their respective draft guidelines for inclusion of projects in the Union-wide ten-year network development plans and take due account of the Commission’s and the Agency’s recommendations before the publication of the final guidelines.
(6)
Proposed carbon dioxide transport and storage projects falling under the energy infrastructure category set out in point (5) of Annex II shall be presented as part of a plan, developed by at least two Member States, for the development of cross-border carbon dioxide transport and storage infrastructure, to be presented by the Member States concerned or entities designated by those Member States to the Commission.
(7)
The ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall provide information to the Groups as to how they applied the guidelines to evaluate inclusion in the Union-wide ten-year network development plans.
(8)
For projects falling under their competence, the national regulatory authorities and, where necessary, the Agency shall, where possible in the context of regional cooperation pursuant to Article 7 of Directive 2009/73/EC and Article 61 of Directive (EU) 2019/944, check the consistent application of the criteria and of the cost-benefit analysis methodology and evaluate their cross-border relevance. They shall present their assessment to the Group. The Commission shall ensure that criteria and methodologies referred to in Article 4 of this Regulation and Annex IV are applied in a harmonised way to ensure consistency across the regional groups.
(9)
For all projects not covered in point (8) of this Annex, the Commission shall evaluate the application of the criteria set out in Article 4 of this Regulation. The Commission shall also take into account the potential for future extension to include additional Member States. The Commission shall present its assessment to the Group. For projects applying for the status of project of mutual interest, third-country representatives and regulatory authorities shall be invited to the presentation of the assessment.
(10)
Each Member State to whose territory a proposed project does not relate, but on which the proposed project may have a potential net positive impact or a potential significant effect, such as on the environment or on the operation of the energy infrastructure on its territory, may present an opinion to the Group specifying its concerns.
(11)
The Group shall examine, at the request of a Member State of the Group, the substantiated reasons presented by a Member State pursuant to Article 3(3) for not approving a project related to its territory.
(12)
The Group shall consider whether the energy efficiency first principle is applied as regards the establishment of the regional infrastructure needs and as regards each of the candidate projects. The Group shall, in particular, consider solutions such as demand-side management, market arrangement solutions, implementation of digital solutions, and renovation of buildings as priority solutions where they are judged more cost-efficient on a system wide perspective than the construction of new supply side infrastructure.
(13)
The Group shall meet to examine and rank the proposed projects based on a transparent assessment of the projects and using the criteria set out in Article 4 taking into account the assessment of the regulators, or the assessment of the Commission for projects not falling within the competence of national regulatory authorities.
(14)
The draft regional lists of proposed projects falling under the competence of national regulatory authorities drawn up by the Groups, together with any opinions as specified in point (10) of this Section, shall be submitted to the Agency six months before the adoption date of the Union list. The draft regional lists and the accompanying opinions shall be assessed by the Agency within three months of the date of receipt. The Agency shall provide an opinion on the draft regional lists, in particular on the consistent application of the criteria and the cost-benefit analysis across regions. The opinion of the Agency shall be adopted in accordance with the procedure referred to in Article 22(5) of Regulation (EU) 2019/942.
(15)
Within one month of the date of receipt of the Agency’s opinion, the decision-making body of each Group shall adopt its final regional list of proposed projects, respecting the provisions set out in Article 3(3), on the basis of the Groups’ proposal and taking into account the opinion of the Agency and the assessment of the national regulatory authorities submitted in accordance with point (8), or the assessment of the Commission for projects not falling within the competence of national regulatory authorities proposed in accordance with point (9), and the advice from the Commission that aims to ensure a manageable total number of projects on the Union list, especially at borders related to competing or potentially competing projects. The decision-making bodies of the Groups shall submit the final regional lists to the Commission, together with any opinions as specified in point (10).
(16)
Where, on the basis of the draft regional lists, and after having taken into account the Agency opinion, the total number of proposed projects on the Union list would exceed a manageable number, the Commission shall advise each Group concerned, not to include in the regional list projects that were ranked lowest by the Group concerned in accordance with the ranking established pursuant to Article 4(5).
ANNEX IV
RULES AND INDICATORS CONCERNING CRITERIA FOR PROJECTS
(1)
A project of common interest with a significant cross-border impact shall be a project on the territory of a Member State and shall fulfil the following conditions:
(a)
for electricity transmission, the project increases the grid transfer capacity, or the capacity available for commercial flows, at the border of that Member State with one or several other Member States, having the effect of increasing the cross-border grid transfer capacity at the border of that Member State with one or several other Member States, by at least 500 Megawatts (MW) compared to the situation without commissioning of the project, or the project decreases energy isolation of non-interconnected systems in one or more Member States and increases the cross-border grid transfer capacity at the border between two Member States by at least 200 MW;
(b)
for electricity storage, the project provides at least 225 MW installed capacity and has a storage capacity that allows a net annual electricity generation of 250 GW-hours/year;
(c)
for smart electricity grids, the project is designed for equipment and installations at high-voltage and medium-voltage level, and involves TSOs, TSOs and DSOs, or DSOs from at least two Member States. The project may involve only DSOs provided that they are from at least two Member States and provided that interoperability is ensured. The project shall satisfy at least two of the following criteria: it involves 50 000 users, generators, consumers or prosumers of electricity, it captures a consumption area of at least 300 GW hours/year, at least 20 % of the electricity consumption linked to the project originates from variable renewable resources, or it decreases energy isolation of non-interconnected systems in one or more Member States. The project does not need to involve a physical common border. For projects related to small isolated systems as defined in Article 2, point (42), of Directive (EU) 2019/944, including islands, those voltage levels shall be equal to the highest voltage level in the relevant electricity system;
(d)
for hydrogen transmission, the project enables the transmission of hydrogen across the borders of the Member States concerned, or increases existing cross-border hydrogen transport capacity at a border between two Member States by at least 10 % compared to the situation prior to the commissioning of the project, and the project sufficiently demonstrates that it is an essential part of a planned cross-border hydrogen network and provides sufficient proof of existing plans and cooperation with neighbouring countries and network operators or, for projects decreasing energy isolation of non-interconnected systems in one or more Member States, the project aims to supply, directly or indirectly, at least two Member States;
(e)
for hydrogen storage or hydrogen reception facilities referred to in point (3) of Annex II, the project aims to supply, directly or indirectly, at least two Member States;
(f)
for electrolysers, the project provides at least 50 MW installed capacity provided by a single electrolyser or by a set of electrolysers that form a single, coordinated project and brings benefits directly or indirectly to at least two Member States, and, specifically, as regards projects on islands and island systems, supports innovative and other solutions involving at least two Member States with a significant positive impact on the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective, and contributes significantly to the sustainability of the island energy system and that of the Union;
(g)
for smart gas grids, a project involves TSOs, TSOs and DOS or DSOs from at least two Member States. DSOs may be involved, but only with the support of the TSOs of at least two Member States that are closely associated to the project and ensure interoperability;
(h)
for offshore renewable electricity transmission, the project is designed to transfer electricity from offshore generation sites with capacity of at least 500 MW and allows for electricity transmission to onshore grid of a specific Member State, increasing the volume of renewable electricity available on the internal market. The project shall be developed in the areas with low penetration of offshore renewable electricity and shall demonstrate a significant positive impact on the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective and shall contribute significantly to the sustainability of the energy system and market integration while not hindering the cross-border capacities and flows;
(i)
for carbon dioxide projects, the project is used to transport and, where applicable, store anthropogenic carbon dioxide originating from at least two Member States.
(2)
A project of mutual interest with significant cross-border impact shall be a project and shall fulfil the following conditions:
(a)
for projects of mutual interest in the category set out in point (1)(a) and (f) of Annex II, the project increases the grid transfer capacity, or the capacity available for commercial flows, at the border of that Member State with one or more third countries and brings significant benefits, either directly or indirectly (via interconnection with a third country), under the specific criteria listed in in Article 4(3), at Union level. The calculation of the benefits for the Member States shall be performed and published by the ENTSO for Electricity in the frame of Union-wide ten-year network development plan;
(b)
for projects of mutual interest in the category set out in point (3) of Annex II, the hydrogen project enables the transmission of hydrogen across at the border of a Member State with one or more third countries and proves bringing significant benefits, either directly or indirectly (via interconnection with a third country) under the specific criteria listed in Article 4(3), at Union level. The calculation of the benefits for the Member States shall be performed and published by the ENTSO for Gas in the frame of Union-wide ten-year network development plan;
(c)
for projects of mutual interest in the category set out in point (5) of Annex II, the project can be used to transport and store anthropogenic carbon dioxide by at least two Member States and a third country.
(3)
Concerning projects falling under the energy infrastructure categories set out in point (1)(a), (b), (c), (d) and (f) of Annex II, the criteria listed in Article 4 shall be evaluated as follows:
(a)
transmission of renewable energy generation to major consumption centres and storage sites, measured in line with the analysis made in the latest available Union-wide ten-year network development plan in electricity, in particular by:
(i)
for electricity transmission, estimating the amount of generation capacity from renewable energy sources (by technology, in MW), which is connected and transmitted due to the project, compared to the amount of planned total generation capacity from those types of renewable energy sources in the Member State concerned in 2030 according to the National Energy and Climate Plans submitted by Member States in accordance with Regulation (EU) 2018/1999;
(ii)
or energy storage, comparing new capacity provided by the project with total existing capacity for the same storage technology in the area of analysis as set out in Annex V;
(b)
market integration, competition and system flexibility, measured in line with the analysis made in the latest available Union-wide ten-year network development plan in electricity, in particular by:
(i)
calculating, for cross-border projects, including reinvestment projects, the impact on the grid transfer capability in both power flow directions, measured in terms of amount of power (in MW), and their contribution to reaching the minimum 15 % interconnection target, and for projects with significant cross-border impact, the impact on grid transfer capability at borders between relevant Member States, between relevant Member States and third countries or within relevant Member States and on demand-supply balancing and network operations in relevant Member States;
(ii)
assessing the impact, for the area of analysis as set out in Annex V, in terms of energy system-wide generation and transmission costs and evolution and convergence of market prices provided by a project under various planning scenarios, in particular taking into account the variations induced on the merit order;
(c)
security of supply, interoperability and secure system operation, measured in line with the analysis made in the latest available Union-wide ten-year network development plan in electricity, in particular by assessing the impact of the project on the loss of load expectation for the area of analysis as set out in Annex V in terms of generation and transmission adequacy for a set of characteristic load periods, taking into account expected changes in climate-related extreme weather events and their impact on infrastructure resilience. Where applicable, the impact of the project on independent and reliable control of system operation and services shall be measured.
(4)
Concerning projects falling under the energy infrastructure category set out in point (1)(e) of Annex II, the criteria listed in Article 4 shall be evaluated as follows:
(a)
the level of sustainability, measured by assessing the extent of the ability of the grids to connect and transport variable renewable energy;
(b)
security of supply, measured by assessing the level of losses in distribution, transmission networks, or both, the percentage utilisation (i.e. average loading) of electricity network components, the availability of network components (related to planned and unplanned maintenance) and its impact on network performances, and on the duration and frequency of interruptions, including climate related disruptions;
(c)
market integration, measured by assessing the innovative uptake in system operation, the decrease of energy isolation and interconnection, as well as the level of integrating other sectors and facilitating new business models and market structures;
(d)
network security, flexibility and quality of supply, measured by assessing the innovative approach to system flexibility, cybersecurity, efficient operability between TSO and DSO level, the capacity to include demand response, storage, energy efficiency measures, the cost-efficient use of digital tools and ICT for monitoring and control purposes, the stability of the electricity system and the voltage quality performance.
(5)
Concerning hydrogen falling under the energy infrastructure category set out in point (3) of Annex II, the criteria listed in Article 4 shall be evaluated as follows:
(a)
sustainability, measured as the contribution of a project to greenhouse gas emission reductions in various end-use applications in hard-to-abate sectors, such as industry or transport; flexibility and seasonal storage options for renewable electricity generation; or the integration of renewable and low-carbon hydrogen with a view to consider market needs and promote renewable hydrogen;
(b)
market integration and interoperability, measured by calculating the additional value of the project to the integration of market areas and price convergence to the overall flexibility of the system;
(c)
security of supply and flexibility, measured by calculating the additional value of the project to the resilience, diversity and flexibility of hydrogen supply;
(d)
competition, measured by assessing the project’s contribution to supply diversification, including the facilitation of access to indigenous sources of hydrogen supply.
(6)
Concerning smart gas grid projects falling under the energy infrastructure category set out in point (2) of Annex II, the criteria listed in Article 4 shall be evaluated as follows:
(a)
level of sustainability, measured by assessing the share of renewable and low-carbon gases integrated into the gas network, the related greenhouse gas emission savings towards total system decarbonisation and the adequate detection of leakage;
(b)
quality and security of supply, measured by assessing the ratio of reliably available gas supply and peak demand, the share of imports replaced by local renewable and low-carbon gases, the stability of system operation, the duration and frequency of interruptions per customer;
(c)
enabling flexibility services such as demand response and storage by facilitation of smart energy sector integration through the creation of links to other energy carriers and sectors, measured by assessing the cost savings enabled in connected energy sectors and systems, such as the heat and power system, transport and industry.
(7)
Concerning electrolyser projects falling under the energy infrastructure category set out in point (4) of Annex II the criteria listed in Article 4 shall be evaluated as follows:
(a)
sustainability, measured by assessing the share of renewable hydrogen or low-carbon hydrogen, in particular from renewable sources meeting the criteria defined in point (4)(a)(ii) of Annex II integrated into the network or estimating the amount of deployment of synthetic fuels of those origins and the related greenhouse gas emission savings;
(b)
security of supply, measured by assessing its contribution to the safety, stability and efficiency of network operation, including through the assessment of avoided curtailment of renewable electricity generation;
(c)
enabling flexibility services such as demand response and storage by the facilitation of smart energy sector integration through the creation of links to other energy carriers and sectors, measured by assessing the cost savings enabled in connected energy sectors and systems, such as the gas, hydrogen, power and heat networks, the transport and industry sectors.
(8)
Concerning carbon dioxide infrastructure falling under the energy infrastructure categories set out in point (5) of Annex II the criteria listed in Article 4 shall be evaluated as follows:
(a)
sustainability, measured by assessing the total expected project life-cycle greenhouse gas reductions and the absence of alternative technological solutions such as, but not limited to, energy efficiency, electrification integrating renewable sources, to achieve the same level of greenhouse gas reductions as the amount of carbon dioxide to be captured at connected industrial installations at a comparable cost within a comparable timeline taking into account the greenhouse gas emissions from the energy necessary to capture, transport and store the carbon dioxide, as applicable, considering the infrastructure including, where applicable, other potential future uses;
(b)
resilience and security, measured by assessing the security of the infrastructure;
(c)
the mitigation of environmental burden and risk via the permanent neutralisation of carbon dioxide.
ANNEX V
ENERGY SYSTEM-WIDE COST-BENEFIT ANALYSIS
The methodologies for cost-benefit analyses developed by the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall be consistent with each other, taking into account sectorial specificities. The methodologies for a harmonised and transparent energy system-wide cost-benefit analysis for projects on the Union list shall be uniform for all infrastructure categories, unless specific divergences are justified. They shall address costs in the broader sense, including externalities, in view of the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective and shall comply with the following principles:
(1)
the area for the analysis of an individual project shall cover all Member States and third countries, on whose territory the project is located, all directly neighbouring Member States and all other Member States in which the project has a significant impact. For this purpose, ENTSO for Electricity and ENTSO for Gas shall cooperate with all the relevant system operators in the relevant third countries. In the case of projects falling under the energy infrastructure category set out at point (3) of Annex II, the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall cooperate with the project promoter, including where it is not a system operator;
(2)
each cost-benefit analysis shall include sensitivity analyses concerning the input data set, including the cost of generation and greenhouse gases as well as the expected development of demand and supply, including with regard to renewable energy sources, and including the flexibility of both, and the availability of storage, the commissioning date of various projects in the same area of analysis, climate impacts and other relevant parameters;
(3)
they shall establish the analysis to be carried out, based on the relevant multi-sectorial input data set by determining the impact with and without each project and shall include the relevant interdependencies with other projects;
(4)
they shall give guidance for the development and use of energy network and market modelling necessary for the cost-benefit analysis. The modelling shall allow for a full assessment of economic benefits, including market integration, security of supply and competition, as well as lifting energy isolation, social and environmental and climate impacts, including the cross-sectorial impacts. The methodology shall be fully transparent including details on why, what and how each of the benefits and costs are calculated;
(5)
they shall include an explanation on how the energy efficiency first principle is implemented in all the steps of the Union-wide ten-year network development plans;
(6)
they shall explain that the development and deployment of renewable energy will not be hampered by the project;
(7)
they shall ensure that the Member States on which the project has a net positive impact, the beneficiaries, the Member States on which the project has a net negative impact, and the cost bearers, which may be Members States other than those on which territory the infrastructure is constructed, are identified;
(8)
they shall take into account, at least, the capital expenditure, operational and maintenance expenditure costs, as well as the costs induced for the related system over the technical lifecycle of the project as a whole, such as decommissioning and waste management costs, including external costs. The methodologies shall give guidance on discount rates, technical lifetime and residual value to be used for the cost- benefit calculations. They shall furthermore include a mandatory methodology to calculate benefit-to-cost ratio and the net present value, as well as a differentiation of benefits in accordance with the level of reliability of their estimation methods. Methods to calculate the climate and environmental impacts of the projects and the contribution to Union energy targets, such as renewable penetrations, energy efficiency and interconnection targets shall also be taken into account;
(9)
they shall ensure that the climate adaptation measures taken for each project are assessed and reflect the cost of greenhouse gas emissions and that the assessment is robust and consistent with other Union policies in order to enable comparison with other solutions which do not require new infrastructures.
ANNEX VI
GUIDELINES FOR TRANSPARENCY AND PUBLIC PARTICIPATION
(1)
The manual of procedures referred to in Article 9(1) shall contain at least:
(a)
specifications of the relevant pieces of legislation upon which decisions and opinions are based for the various types of relevant projects of common interest, including environmental law;
(b)
the list of relevant decisions and opinions to be obtained;
(c)
the names and contact details of the competent authority, other authorities concerned and major stakeholders concerned;
(d)
the work flow, outlining each stage in the process, including an indicative timeline and a concise overview of the decision-making process for the various types of relevant projects of common interest;
(e)
information about the scope, structure and level of detail of documents to be submitted with the application for decisions, including a checklist;
(f)
the stages and means for the general public to participate in the process;
(g)
the manner in which the competent authority, other authorities concerned and the project promoter shall demonstrate that the opinions expressed in the public consultation were taken into account, for example by showing what amendments were done in the location and design of the project or by providing reasons why such opinions have not been taken into account;
(h)
to the extent possible, translations of its content in all languages of the neighbouring Member States to be realised in coordination with the relevant neighbouring Member States.
(2)
The detailed schedule referred to in Article 10(6), point (b), shall at least specify the following:
(a)
the decisions and opinions to be obtained;
(b)
the authorities, stakeholders, and the public likely to be concerned;
(c)
the individual stages of the procedure and their duration;
(d)
major milestones to be accomplished and their deadlines in view of the comprehensive decision to be taken;
(e)
the resources planned by the authorities and possible additional resource needs.
(3)
Without prejudice to the requirements for public consultations under environmental law, to increase public participation in the permit granting process and ensure in advance information and dialogue with the public, the following principles shall be applied:
(a)
the stakeholders affected by a project of common interest, including relevant national, regional and local authorities, landowners and citizens living in the vicinity of the project, the general public and their associations, organisations or groups, shall be extensively informed and consulted at an early stage, in an inclusive manner, when potential concerns by the public can still be taken into account and in an open and transparent manner. Where relevant, the competent authority shall actively support the activities undertaken by the project promoter;
(b)
competent authorities shall ensure that public consultation procedures for projects of common interest are grouped together where possible including public consultations already required under national law. Each public consultation shall cover all subject matters relevant to the particular stage of the procedure, and one subject matter relevant to the particular stage of the procedure shall not be addressed in more than one public consultation; however, one public consultation may take place in more than one geographical location. The subject matters addressed by a public consultation shall be clearly indicated in the notification of the public consultation;
(c)
comments and objections shall be admissible only from the beginning of the public consultation until the expiry of the deadline;
(d)
the project promoters shall ensure that consultations take place during a period that allows for open and inclusive public participation.
(4)
The concept for public participation shall at least include information about:
(a)
the stakeholders concerned and addressed;
(b)
the measures envisaged, including proposed general locations and dates of dedicated meetings;
(c)
the timeline;
(d)
the human resources allocated to various tasks.
(5)
In the context of the public consultation to be carried out before submission of the application file, the relevant parties shall at least:
(a)
publish in electronic and, where relevant, printed form, an information leaflet of no more than 15 pages, giving, in a clear and concise manner, an overview of the description, purpose and preliminary timetable of the development steps of the project, the national grid development plan, alternative routes considered, types and characteristics of the potential impact, including of cross-border or transboundary nature, and possible mitigation measures, such information leaflet is to be published prior to the start of the consultation and to list the web addresses of the website of the project of common interest referred to in Article 9(7), the transparency platform referred to in Article 23 and the manual of procedures referred to in point (1) of this Annex;
(b)
publish the information on the consultation on the website of the project of common interest referred to in Article 9(7), on the bulletin boards of the offices of local administrations, and, at least, in one or, if applicable, two local media outlets;
(c)
invite, in written or electronic form, the relevant affected stakeholders, associations, organisations and groups to dedicated meetings, during which concerns shall be discussed.
(6)
The project website referred to in Article 9(7) shall at least publish the following information:
(a)
the date when the project website was last updated;
(b)
translations of its content in all languages of the Member States concerned by the project or on which the project has a significant cross-border impact in accordance with point (1) of Annex IV;
(c)
the information leaflet referred to in point (5) updated with the latest data on the project;
(d)
a non-technical and regularly updated summary reflecting the current status of the project, including geographic information, and clearly indicating, in case of updates, changes to previous versions;
(e)
the implementation plan as set out in Article 5(1) updated with the latest data on the project;
(f)
the funds allocated and disbursed by the Union for the project;
(g)
the project and public consultation planning, clearly indicating dates and locations for public consultations and hearings and the envisaged subject matters relevant for those hearings;
(h)
contact details in view of obtaining additional information or documents;
(i)
contact details in view of conveying comments and objections during public consultations.

Summary:
Guidelines for trans-European energy infrastructure
SUMMARY OF:
Regulation (EU) 2022/869 on guidelines for trans-European energy infrastructure
WHAT IS THE AIM OF THE REGULATION?
Regulation (EU) 2022/869 sets out new guidelines for the development and interoperability of 
European Union
 (EU)-wide energy infrastructure corridors and priority areas, bringing them in line with the 
European Green Deal
. The guidelines contribute to:
ensuring 
mitigation of climate change
, in particular to achieve the EU’s 
2030 energy and climate objectives
 and its objective of 
climate neutrality by 2050
; and
ensuring interconnections, energy security, market and system integration, competition that benefits all EU 
Member States
 and affordable energy prices.
KEY POINTS
Trans-European networks for energy
The trans-European networks for energy (TEN-E) link the energy infrastructures of Member States.
The TEN-E include a number of 
priority corridors and areas
 and 
priority thematic areas
 such as smart electricity grid deployment.
The 
regulation
 revises the rules for the TEN-E, including the rules for identifying 
projects of common interest
 and 
projects of mutual interest
 (projects promoted by the Member States in cooperation with non-EU countries).
Objectives
The revised rules are designed to achieve a number of goals, including the following.
Encouraging investment in hydrogen and carbon dioxide networks and the development of offshore networks.
Ending support for new natural gas and oil projects and introducing mandatory sustainability criteria for all projects.
Simplifying and speeding up 
permit and authorisation procedures
, including the creation of a single contact point per project for permits and authorisations.
Allowing, during a 
transitional period
 until 
31 December 2029
, the use of hydrogen assets converted from natural gas assets for transport or storage of a predefined mixture of hydrogen with natural gas or biomethane.
For 
Cyprus and Malta
, allowing projects that have the status of projects of common interest to maintain their status until Cyprus and Malta are interconnected to the trans-European gas network, as these Member States are not interconnected to that network. This derogation will apply to each of these Member States until it is directly interconnected to the trans-European gas network or until 
31 December 2029
.
Highlighting the role of energy from renewable sources in relation to all assets, including smart gas grids.
Creating a non-binding cooperation possibility in the field of offshore grid planning.
Strengthening the TEN-E governance process by enhancing the role of relevant stakeholders – the consultation must be open, transparent and organised to allow for feedback in preparing the key phases of the EU-wide 
10-year network development plans
. The 
European Networks of Transmission Systems Operators
 for electricity and for gas must take into consideration the input received from stakeholders during consultations and should explain how they took that input into account.
The regulation amends Regulations (EU) 
2019/943
 (see 
summary
) and 
2019/942
 (see 
summary
) and Directive (EU) 
2019/944
 (see 
summary
), and repeals Regulation (EU) 
No 
347/2013
.
FROM WHEN DOES THE REGULATION APPLY?
It has applied since 
23 June 2022
.
BACKGROUND
For further information, see:
Trans-European networks for energy
 (European Commission).
MAIN DOCUMENT
Regulation (EU) 
2022/869
 of the European Parliament and of the Council of 
30 May 2022
 on guidelines for trans-European energy infrastructure, amending Regulations (EC) 
No 715/2009
, (EU) 2019/942 and (EU) 2019/943 and Directives 2009/73/EC and (EU) 2019/944, and repealing Regulation (EU) 
No 347/2013
 (OJ L 152, 
3.6.2022
, 
pp. 45–102
).
Successive amendments to Regulation (EU) 2022/869 have been incorporated into the original text. This 
consolidated version
 is of documentary value only.
RELATED DOCUMENTS
Regulation (EU) 
2019/943
 of the European Parliament and of the Council of 
5 June 2019
 on the internal market for electricity (recast) (OJ L 158, 
14.6.2019
, 
pp. 54–124
).
See 
consolidated version
.
Regulation (EU) 
2019/942
 of the European Parliament and of the Council of 
5 June 2019
 establishing a European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators (recast) (OJ L 158, 
14.6.2019
, 
pp. 22–53
).
See 
consolidated version
.
Regulation (EC) 
No 
715/2009
 of the European Parliament and of the Council of 
13 July 2009
 on conditions for access to the natural gas transmission networks and repealing Regulation (EC) 
No 1775/2005
 (OJ L 211, 
14.8.2009
, 
pp. 36–54
).
See 
consolidated version
.
Directive (EU) 
2019/944
 of the European Parliament and of the Council of 
5 June 2019
 on common rules for the internal market for electricity and amending Directive 2012/27/EU (OJ L 158, 
14.6.2019
, 
pp. 125–199
).
See 
consolidated version
.
Directive 
2009/73/EC
 of the European Parliament and of the Council of 
13 July 2009
 concerning common rules for the internal market in natural gas and repealing Directive 2003/55/EC (OJ L 211, 
14.8.2009
, 
pp. 94–136
).
See 
consolidated version
.
last update 
9.9.2024

--- DANISH ---

Document:
3.6.2022
DA
Den Europæiske Unions Tidende
L 152/45
EUROPA-PARLAMENTETS OG RÅDETS FORORDNING (EU) 2022/869
af 30. maj 2022
om retningslinjer for den transeuropæiske energiinfrastruktur, om ændring af forordning (EF) nr. 715/2009, (EU) 2019/942 og (EU) 2019/943 og af direktiv 2009/73/EF og (EU) 2019/944 og om ophævelse af forordning (EU) nr. 347/2013
EUROPA-PARLAMENTET OG RÅDET FOR DEN EUROPÆISKE UNION HAR —
under henvisning til traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde, særlig artikel 172,
under henvisning til forslag fra Europa-Kommissionen,
efter fremsendelse af udkast til lovgivningsmæssig retsakt til de nationale parlamenter,
under henvisning til udtalelse fra Det Europæiske Økonomiske og Sociale Udvalg 
(
1
)
,
under henvisning til udtalelse fra Regionsudvalget 
(
2
)
,
efter den almindelige lovgivningsprocedure 
(
3
)
, og
ud fra følgende betragtninger:
(1)
Kommissionen har i sin meddelelse af 11. december 2019 med titlen »Den europæiske grønne pagt« (»den europæiske grønne pagt«) fastsat en ny vækststrategi, der sigter mod at omstille Unionen til et retfærdigt og velstående samfund med en moderne, ressourceeffektiv og konkurrencedygtig økonomi, hvor målet om klimaneutralitet er nået senest i 2050, og hvor den økonomiske vækst er afkoblet fra ressourceanvendelsen. I sin meddelelse af 17. september 2020 med titlen »Styrkelse af Europas klimaambitioner for 2030 — Investering i en klimaneutral fremtid til gavn for borgerne« foreslog Kommissionen at øge målet for reduktion af drivhusgasemissioner til mindst 55 % inden 2030. Denne ambition blev godkendt af Det Europæiske Råd den 11. december 2020, og den konsekvensanalyse, der ledsager nævnte meddelelse, bekræfter, at fremtidens energimiks vil være meget forskelligt fra nutidens, og understreger nødvendigheden af at gennemgå og om nødvendigt revidere energilovgivningen. De nuværende investeringer i energiinfrastruktur er klart utilstrækkelige til at omstille til og opbygge fremtidens energiinfrastruktur. Det betyder også, at der skal være infrastruktur på plads, som kan understøtte den europæiske energiomstilling, herunder hurtig elektrificering, opskalering af elproduktion, baseret på vedvarende energikilder og uden fossile brændstoffer, øget anvendelse af vedvarende og kulstoffattige gasser, integration af energisystemet og en større udbredelse af innovative løsninger.
(2)
Det nuværende bindende mål på EU-plan for vedvarende energi for 2030 på mindst 32 % af det endelige energiforbrug og et overordnet mål på EU-plan for energieffektivitet på mindst 32,5 % vil blive revideret som led i Unionens højere ambitioner, som er nedfældet i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2021/1119 
(
4
)
 og i den europæiske grønne pagt.
(3)
I Parisaftalen, som blev vedtaget under De Forenede Nationers rammekonvention om klimaændringer 
(
5
)
 (»Parisaftalen«), fastsatte man et langsigtet mål om at holde stigningen i den globale gennemsnitstemperatur et godt stykke under 2 °C over det førindustrielle niveau og at fortsætte bestræbelserne på at begrænse temperaturstigningen til 1,5 °C over det førindustrielle niveau, og understregede man betydningen af at tilpasse sig de skadelige virkninger af klimaændringer og lede finansielle strømme i retning af lave drivhusgasemissioner og en klimarobust udvikling. Den 12. december 2019 godkendte Det Europæiske Råd målet om at opnå en klimaneutral Union senest i 2050 i overensstemmelse med målene i Parisaftalen.
(4)
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 347/2013 
(
6
)
 fastlægger retningslinjer for den rettidige udvikling og interoperabilitet af de prioriterede transeuropæiske energiinfrastrukturkorridorer og -områder med henblik på at nå de energipolitiske mål i traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde (TEUF) om at sikre et velfungerende indre energimarked, forsyningssikkerheden og konkurrencedygtige energimarkeder i Unionen, fremme energieffektivitet, energibesparelser og udvikling af nye og vedvarende energikilder samt fremme sammenkobling af energinet. Forordning (EU) nr. 347/2013 fastlægger en ramme for, at medlemsstaterne og de relevante interessenter kan samarbejde på regionalt plan om at udvikle bedre forbundne energinet med det formål at forbinde regioner, der i øjeblikket er isolerede fra de europæiske energimarkeder, styrke eksisterende og fremme nye grænseoverskridende sammenkoblinger og bidrage til at integrere vedvarende energi. Ved at forfølge disse mål bidrager forordning (EU) nr. 347/2013 til en intelligent, bæredygtig og inklusiv vækst, ligesom den medfører positive virkninger for hele Unionen for så vidt angår konkurrenceevne og økonomisk, social og territorial samhørighed.
(5)
Evalueringen af forordning (EU) nr. 347/2013 har klart vist, at rammen effektivt har forbedret integrationen af medlemsstaternes net og stimuleret handelen med energi og dermed bidraget til Unionens konkurrenceevne. Projekter af fælles interesse på el- og gasområdet har i høj grad bidraget til forsyningssikkerheden. For gas hænger infrastrukturen nu bedre sammen, og forsyningssoliditeten er forbedret væsentligt siden 2013. Regionalt samarbejde i regionale grupper og gennem grænseoverskridende omkostningsfordeling er en vigtig katalysator for projektgennemførelse. Den grænseoverskridende omkostningsfordeling har imidlertid i mange tilfælde ikke ført til en mindskelse af projekternes finansieringskløft, som tiltænkt. Selv om de fleste godkendelsesprocedurer er blevet forkortet, er de i nogle tilfælde fortsat lange. Den finansielle støtte fra Connecting Europe-faciliteten, oprettet ved Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 1316/2013 
(
7
)
 har været en vigtig faktor, da tilskud til undersøgelser har været med til at reducere risici i projekters tidlige udviklingsfaser, mens tilskud til anlægsarbejder har støttet projekter, der tager fat på vigtige flaskehalse, som markedsbaseret finansiering ikke i tilstrækkelig grad har været i stand til at afhjælpe.
(6)
I sin beslutning af 10. juli 2020 om revision af retningslinjerne for den transeuropæiske energiinfrastruktur 
(
8
)
 efterlyste Europa-Parlamentet en revision af forordning (EU) nr. 347/2013, hvorved der navnlig skulle tages hensyn til Unionens 2030-mål for energi og klima, Unionens mål om klimaneutralitet i 2050 og princippet om energieffektivitet først.
(7)
Politikken for de transeuropæiske energinet er et centralt instrument i udviklingen af et indre energimarked og nødvendig for at nå målene i den europæiske grønne pagt. For at opnå større reduktioner af drivhusgasemissionerne senest i 2030 og energineutralitet senest i 2050, skal Europa have et mere integreret energisystem, der beror på en højere grad af elektrificering baseret på yderligere vedvarende og kulstoffattige energikilder og dekarbonisering af gassektoren. Politikken for de transeuropæiske energinet kan sikre, at udviklingen af Unionens energiinfrastruktur støtter den påkrævede energiomstilling til klimaneutralitet i overensstemmelse med principperne om energieffektivitet først og teknologineutralitet, samtidig med at potentialet til emissionsreduktion i slutanvendelsen tages i betragtning. Den kan også sikre sammenkoblinger, energisikkerhed, markeds- og systemintegration og konkurrence, der gavner alle medlemsstater samt energi til en overkommelig pris for husholdninger og virksomheder.
(8)
Selv om målene i forordning (EU) nr. 347/2013 fortsat stort set er relevante, afspejler den nuværende ramme for transeuropæiske energinet endnu ikke fuldt ud de forventede ændringer af energisystemet, som vil følge af den nye politiske kontekst og navnlig Unionens opgraderede 2030-mål for klima og energi og 2050-målet om klimaneutralitet under den europæiske grønne pagt. Blandt andet derfor er målene for både modvirkning af klimaændringer og klimatilpasning nødt til at blive afspejlet på passende vis i den reviderede ramme for de transeuropæiske energinet. Ud over de nye politiske forhold og mål er den teknologiske udvikling gået stærkt i det seneste årti. Denne udvikling bør tages i betragtning i de energiinfrastrukturkategorier, der er omfattet af denne forordning, i udvælgelseskriterierne for projekter af fælles interesse samt i de prioriterede korridorer og områder. Samtidig bør bestemmelserne i denne forordning ikke berøre en medlemsstats ret til at fastsætte betingelserne for udnyttelsen af dens energiressourcer, dens valg mellem forskellige energikilder og den generelle sammensætning af dens energiforsyning, jf. artikel 194 i TEUF.
(9)
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/73/EF 
(
9
)
 og (EU) 2019/944 
(
10
)
 indeholder bestemmelser om et indre marked for energi. Selv om der er gjort betydelige fremskridt med gennemførelsen af dette marked, er der stadig plads til forbedringer gennem bedre udnyttelse af den eksisterende energiinfrastruktur, integration af de stigende mængder vedvarende energi og systemintegration.
(10)
Unionens energiinfrastruktur bør opgraderes for at forebygge tekniske sammenbrud og øge dens modstandsdygtighed over for sådanne sammenbrud, naturkatastrofer, menneskeskabte katastrofer, de negative virkninger af klimaændringerne og trusler mod dens sikkerhed, navnlig for så vidt angår europæisk kritisk infrastruktur i henhold til Rådets direktiv 2008/114/EF 
(
11
)
.
(11)
Unionens energiinfrastruktur bør være modstandsdygtig over for de uundgåelige virkninger, som klimaændringerne forventes at medføre i Europa trods afbødningsindsatsen. Det er derfor afgørende at styrke indsatsen inden for klimatilpasning og -afbødning, opbygning af modstandsdygtighed samt katastrofeforebyggelse og -beredskab.
(12)
Udviklingen af den transeuropæiske energiinfrastruktur bør, hvor det er teknisk muligt og mest effektivt, tage hensyn til muligheden for at omstille eksisterende infrastruktur og udstyr.
(13)
Forsyningssikkerheden, som er en af hoveddrivkræfterne bag vedtagelsen af forordning (EU) nr. 347/2013, er blevet væsentligt forbedret gennem projekter af fælles interesse. Desuden forventes det i Kommissionens konsekvensanalyse, der ledsager Kommissionens meddelelse af 17. september 2020 med titlen »Styrkelse af Europas klimaambitioner for 2030 — Investering i en klimaneutral fremtid til gavn for borgerne«, at forbruget af naturgas vil blive reduceret betydeligt, fordi ikkeafdæmpet anvendelse ikke er forenelig med kulstofneutralitet. På den anden side forventes forbruget af biogas, vedvarende og kulstoffattig brint og syntetiske gasformige brændstoffer at stige betydeligt frem mod 2050. For så vidt angår gas er infrastrukturen nu bedre sammenkoblet, og forsyningsmodstandsdygtigheden er forbedret væsentligt siden 2013. Planlægningen af energiinfrastrukturen bør afspejle dette ændrede gaslandskab. Imidlertid er det endnu ikke alle medlemsstater, der er koblet på det europæiske gasnetværk i tilstrækkelig grad, og især ømedlemsstater står stadig over for store udfordringer med hensyn til forsyningssikkerhed og energiisolation. Selv om 78 % af de gasprojekter, som er projekter af fælles interesse, forventes at være sat i gang senest ved udgangen af 2025, er mange af dem ramt af betydelige forsinkelser, også på grund af problemer med at få tilladelser. Denne forordning bør derfor ikke have en negativ indvirkning på projekter af fælles interesse, der endnu ikke er afsluttet på datoen for dens ikrafttræden. Derfor bør projekter af fælles interesse, der er opført på den femte EU-liste over projekter af fælles interesse, der er udarbejdet i henhold til forordning (EU) nr. 347/2013, og for hvilke den kompetente myndighed har godkendt en ansøgning til behandling, kunne opretholde deres rettigheder og forpligtelser med hensyn til tilladelser i en periode på fire år efter datoen for nærværende forordnings ikrafttræden.
(14)
Betydningen af intelligente elnet, som ikke altid går på tværs af en fysisk grænse, for opnåelsen af Unionens energi- og klimapolitiske mål blev anerkendt i Kommissionens meddelelse af 8. juli 2020 med titlen »Styrkelse af en klimaneutral økonomi: En EU-strategi for integration af energisystemet« (»EU-strategien for integration af energisystemet«). Kriterierne for denne kategori bør forenkles
,
 bør omfatte den teknologiske udvikling med hensyn til innovation og digitale aspekter og bør give mulighed for integration af energisystemet. Desuden bør projektiværksætternes rolle præciseres. I betragtning af den forventede betydelige stigning i transportsektorens efterspørgsel efter elektricitet, navnlig til elektriske køretøjer langs hovedveje og i byområder, bør teknologier til intelligente net også bidrage til at forbedre energinetrelateret støtte til grænseoverskridende elopladning med høj kapacitet for at fremme dekarboniseringen af transportsektoren.
(15)
I EU-strategien for integration af energisystemet fremhæves også behovet for planlægning af integreret energiinfrastruktur på tværs af energibærere, infrastrukturer og forbrugssektorer. En sådan systemintegration tager udgangspunkt i at anvende princippet om energieffektivitet først og anlægge en holistisk politisk tilgang dels i politikkerne, dels der rækker ud over de enkelte sektorer. Den tager også fat på dekarboniseringsbehovene i sektorer, hvor det er vanskeligt at nedbringe emissionerne, såsom dele af industrien eller visse transportformer, hvor direkte elektrificering på nuværende tidspunkt er teknisk eller økonomisk udfordrende. Sådanne investeringer omfatter brint og elektrolyseanlæg, som er ved at udvikle sig i retning af kommerciel udbredelse i stor skala. Kommissionens meddelelse af 8. juli 2020 med titlen »En strategi for brint med henblik på et klimaneutralt Europa« (»brintstrategien«) prioriterer brintproduktion fra vedvarende elektricitet, hvilket er den reneste løsning og bedst foreneligt med Unionens mål om klimaneutralitet. I en overgangsfase er der imidlertid behov for andre former for kulstoffattig brint for hurtigere at dekarbonisere den nuværende brintproduktion, i hvilken forbindelse der skal fokuseres på en bred vifte af rene teknologier, og for at kickstarte stordriftsfordele.
(16)
Desuden konkluderede Kommissionen i sin brintstrategi, at med henblik på den nødvendige udbygning af brint er et storstilet infrastrukturnet et vigtigt element, som kun Unionen og det indre marked kan tilbyde. Der findes i øjeblikket meget begrænset dedikeret infrastruktur til transport og handel med brint på tværs af grænserne eller til etablering af »brint-valleys«. Denne infrastruktur bør i betydeligt omfang bestå af aktiver, der er konverteret fra anvendelse til naturgas, suppleret med nye aktiver bygget specifikt til brug med brint. Desuden er der i brintstrategien fastsat et strategisk mål om at øge den installerede elektrolysekapacitet til 40 gigawatt (GW) senest i 2030 for at øge produktionen af vedvarende brint og lette dekarboniseringen af sektorer, der er afhængige af fossile brændstoffer, såsom industrien og transportsektoren. Politikken for transeuropæiske energinet bør derfor omfatte såvel nye infrastrukturer til transport og oplagring af brint som eksisterende infrastrukturer, der konverteres til brug med brint, samt elektrolyseanlæg. Infrastrukturer til transport og oplagring af brint bør også medtages i den tiårige EU-dækkende netudviklingsplan for at muliggøre en omfattende og konsekvent vurdering af deres omkostninger og fordele for energisystemet, herunder deres bidrag til sektorintegration og dekarbonisering, med det formål at skabe en basisinfrastruktur for brint i Unionen.
(17)
Desuden bør der oprettes en ny infrastrukturkategori for intelligente gasnet for at støtte investeringer, der integrerer en flerhed af kulstoffattige og især vedvarende gasser såsom biogas, biometan og brint i gasnettet og bidrager til forvaltningen af et deraf følgende mere komplekst system ved at bygge videre på innovative digitale teknologier.
(18)
Bag opnåelse af klimaneutralitet senest i 2050 ligger også den antagelse, at der stadig vil være industrielle processer, der udleder kuldioxid. En sådan kuldioxid anses for at være uundgåelig, når produktionen heraf ikke kan undgås på trods af optimering, f.eks. gennem energieffektivitet eller elektrificering, der integrerer vedvarende energi. Udviklingen af kuldioxidinfrastruktur bør føre til en betydelig nettoreduktion af ellers uundgåelige emissioner, hvor der ikke findes rimelige alternativer. Kuldioxidopsamling er omfattet af Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2010/75/EU 
(
12
)
 med henblik på kuldioxidstrømme fra de anlæg, der er omfattet af nævnte direktiv, og med henblik på geologisk lagring i henhold til Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/31/EF 
(
13
)
.
(19)
I henhold til forordning (EU) nr. 347/2013 skulle et kandidatprojekt af fælles interesse dokumentere et væsentligt bidrag til mindst ét kriterium ud af et sæt kriterier i processen for udarbejdelse af EU-listen over projekter af fælles interesse, som kunne, men ikke skulle omfatte bæredygtighed. Dette krav gjorde det i overensstemmelse med det indre energimarkeds særlige behov på daværende tidspunkt muligt at udvikle projekter af fælles interesse, som kun vedrørte forsyningssikkerhedsrisici, selv om de ikke kunne demonstrere fordele med hensyn til bæredygtighed. I betragtning af udviklingen i Unionens infrastrukturbehov, dekarboniseringsmålene og konklusionerne fra Det Europæiske Råds møde den 21. juli 2020, ifølge hvilke Unionens udgifter bør være i overensstemmelse med Parisaftalens mål og princippet i den europæiske grønne pagt om »ikke at gøre skade«, bør bæredygtigheden med hensyn til integration af vedvarende energikilder i nettet eller reduktionen af drivhusgasemissioner, alt efter hvad der er relevant, vurderes for at sikre, at politikken for transeuropæiske energinet er i overensstemmelse med Unionens energi- og klimapolitiske mål og dens mål om klimaneutralitet i 2050, samtidig med at der tages hensyn til hver enkelt medlemsstats særlige forhold af betydning for opnåelsen af målet om klimaneutralitet. Kuldioxidtransportnettenes bæredygtighed betragtes under hensyntagen til de samlede forventede reduktioner af drivhusgasemissioner i hele projektets livscyklus og manglen på alternative teknologiske løsninger til at opnå samme niveau for reduktion af kuldioxid.
(20)
Unionen bør lette infrastrukturprojekter, der forbinder Unionens net med tredjelandes net, og som er gensidigt fordelagtige og nødvendige for energiomstillingen og opfyldelsen af klimamålene, og som også opfylder de specifikke kriterier for de relevante infrastrukturkategorier i henhold til denne forordning, navnlig med nabolande og med lande, med hvilke Unionen har etableret et specifikt energisamarbejde. Derfor bør denne forordnings anvendelsesområde omfatte projekter af gensidig interesse, som er bæredygtige og i stand til at påvise betydelige socioøkonomiske nettofordele på EU-plan og for mindst ét tredjeland. Sådanne projekter bør kunne optages på EU-listen over projekter af fælles interesse og projekter af gensidig interesse (EU-listen) på betingelse af, at den lovgivningsmæssige ramme viser en høj grad af konvergens og understøttes af håndhævelsesmekanismer, og af dem bør det fremgå, at de yder et bidrag til Unionens og tredjelandenes overordnede energi- og klimapolitiske mål med hensyn til forsyningssikkerhed og dekarbonisering.
En høj grad af konvergens i den lovgivningsmæssige ramme bør antages for de kontraherende parter i Det Europæiske Økonomiske Samarbejdsområde og i Energifællesskabet eller kan påvises i tilfælde af andre tredjelande gennem bilaterale aftaler, der indeholder relevante bestemmelser om klima- og energipolitiske mål om dekarbonisering og yderligere vurderes af en passende regional gruppe med støtte fra Kommissionen. Desuden bør det tredjeland, som Unionen samarbejder med om udvikling af projekter af gensidig interesse, lette en lignende tidsplan for fremskyndet gennemførelse og andre politiske støtteforanstaltninger som fastsat i denne forordning. Derfor bør projekter af gensidig interesse behandles på samme måde som projekter af fælles interesse, således at alle bestemmelser vedrørende projekter af fælles interesse også finder anvendelse på projekter af gensidig interesse, medmindre andet er angivet. Væsentlige socioøkonomiske nettofordele på EU-plan bør forstås således, at der sker en forbedring af interoperabiliteten og det indre markeds funktion, der rækker ud over én medlemsstat. For så vidt angår projekter vedrørende lagring af kuldioxid bør kun projekter, der er nødvendige for at muliggøre grænseoverskridende transport og lagring af kuldioxid, være berettigede, og det forudsat at standarder og sikkerhedsforanstaltninger, der forebygger lækager og vedrører klimaet, menneskers sundhed og økosystemer for så vidt angår sikkerheden og effektiviteten i forbindelse med permanent lagring af kuldioxid, mindst er på samme niveau som i Unionen. Det bør formodes, at Det Europæiske Økonomiske Samarbejdsområde opfylder disse standarder og sikkerhedsforanstaltninger.
(21)
Projekter af gensidig interesse bør betragtes som et ekstra værktøj til at udvide nærværende forordnings anvendelsesområde til også at omfatte tredjelande i tilfælde, der går videre end de projekter af fælles interesse, der bidrager til at gennemføre de prioriterede energiinfrastrukturkorridorer og -områder, som er anført i bilag I. Derfor bør et projekt, der gennemføres sammen med et tredjeland og bidrager til at gennemføre en prioriteret energiinfrastrukturkorridor eller et prioriteret energiinfrastrukturområde, være berettiget til at anmode om status som et projekt af fælles interesse inden for rammerne af nærværende forordning. Efter samme princip kan elsammenkoblingsprojekter med tredjelande, der har opnået status som projekter af fælles interesse i henhold til forordning (EU) nr. 347/2013, udvælges som projekter af fælles interesse, forudsat at de underkastes udvælgelsesprocessen og at de opfylder kriterierne for projekter af fælles interesse.
(22)
For at opfylde Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet er Unionen desuden nødt til at øge produktionen af elektricitet fra vedvarende energikilder betydeligt. De eksisterende energiinfrastrukturkategorier for transmission og lagring af elektricitet er afgørende for integrationen af den betydelige stigning i produktionen af elektricitet fra vedvarende energikilder i elnettet. Dette kræver desuden øgede investeringer i offshore vedvarende energi med det formål at nå op på mindst 300 GW offshorevindkraftanlæg installeret i overensstemmelse med Kommissionens strategi for offshore vedvarende energi som fastsat i Kommissionens meddelelse af 19. november 2020 med titlen »En EU-strategi for udnyttelse af potentialet i offshore vedvarende energi med en klimaneutral fremtid for øje«. Den strategi omfatter radiale forbindelser mellem nye offshorevindkraftanlæg såvel som hybride integrerede projekter. Koordinering af langsigtet planlægning og udvikling af offshore- og onshore-elnet bør også tages op. Navnlig bør planlægning af offshoreinfrastruktur bevæge sig væk fra den projektbaserede tilgang og hen imod en koordineret, samlet tilgang, der sikrer bæredygtig udvikling af integrerede offshorenet i overensstemmelse med potentialet for offshore vedvarende energi i hvert havområde, miljøbeskyttelse og andre anvendelser af havet. Der bør være en tilgang baseret på frivilligt samarbejde mellem medlemsstaterne. Medlemsstaterne bør fortsat være ansvarlige for at godkende projekter af fælles interesse, som vedrører deres område, og de dermed forbundne omkostninger.
(23)
De relevante medlemsstater bør være i stand til at vurdere fordele og omkostninger ved de prioriterede offshorenetkorridorer til vedvarende energi og foretage en foreløbig analyse af omkostningsdelingen for hver prioriteret offshorenetkorridor for at understøtte fælles politiske tilsagn om udvikling af offshore vedvarende energi. Kommissionen bør sammen med medlemsstaterne og de relevante transmissionssystemoperatører (TSO'er) og nationale regulerende myndigheder udvikle en vejledning vedrørende en specifik cost-benefit- og omkostningsdeling i forbindelse med udførelse af planerne for udvikling af integrerede offshorenet, som bør gøre det muligt for medlemsstaterne at foretage en passende vurdering.
(24)
Processen for udarbejdelse af den tiårige EU-dækkende netudviklingsplan har vist sig at være effektiv som grundlag for udpegning af projekter af fælles interesse inden for kategorierne elektricitet og gas. Selv om det europæiske net af transmissionssystemoperatører for elektricitet (»ENTSO for elektricitet«) og det europæiske net af transmissionssystemoperatører for gas (»ENTSO for gas«) og TSO'erne spiller en vigtig rolle i processen, er der imidlertid behov for mere kontrol, navnlig med hensyn til at fastlægge scenarier for fremtiden, identificere langsigtede infrastrukturhuller og flaskehalse og vurdere individuelle projekter, for at øge tilliden til processen. På grund af behovet for uafhængig validering bør Agenturet for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (»agenturet«) og Kommissionen derfor spille en større rolle i processen, herunder i processen til udarbejdelse af den tiårige EU-dækkende netudviklingsplan i henhold til Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 715/2009 
(
14
)
 og Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2019/943 
(
15
)
. Processen med den tiårige EU-dækkende netudviklingsplan bør drage fordel af objektivt, videnskabeligt baseret input fra et uafhængigt videnskabeligt organ såsom det europæiske videnskabelige rådgivende organ om klimaændringer og bør tilrettelægges på den mest effektive måde.
(25)
Under udførelsen af deres opgaver forud for vedtagelsen af de tiårige EU-dækkende netudviklingsplaner bør ENTSO for elektricitet og ENTSO for gas gennemføre en omfattende høringsproces, der inddrager alle relevante interessenter. Høringen bør være åben og gennemsigtig og bør tilrettelægges i god nok tid til at muliggøre, at interessenternes feedback kan indgå i udarbejdelsen af centrale faser af de tiårige EU-dækkende netudviklingsplaner, f.eks. scenarieudvikling, identificering af infrastrukturhuller og cost-benefit-analysemetoden til projektvurdering. ENTSO for elektricitet og ENTSO for gas bør tage behørigt hensyn til input, som modtages fra interessenterne under høringerne, og forklare, hvordan de har taget hensyn til disse input.
(26)
I overensstemmelse med konklusionerne fra energiinfrastrukturforummet i 2020 er det nødvendigt at sikre, at alle relevante sektorer såsom gas-, elektricitets- og transportsektorerne tages i betragtning i et integreret perspektiv i planlægningsprocesserne for al onshore- og offshore-, transmissions- og distributionsinfrastruktur. For at overholde Parisaftalen og nå Unionens klimamål for 2030, udviklingsmålene for offshoreenergi for 2040 og være i overensstemmelse med Unionens mål om at opnå klimaneutralitet senest i 2050 bør rammen for transeuropæiske energinet være baseret på en mere intelligent, mere integreret, langsigtet og optimeret vision om »ét energisystem« gennem indførelse af en ramme, der muliggør bedre koordinering af infrastrukturplanlægning på tværs af forskellige sektorer og skaber mulighed for på optimal vis at integrere forskellige sammenkoblingsløsninger, der involverer forskellige netelementer mellem forskellige infrastrukturer. Dette bør sikres ved at udvikle en mere og mere integreret model, der gør det muligt at skabe sammenhæng mellem enkeltsektorbaserede metoder baseret på fælles antagelser, og der afspejler indbyrdes afhængighed.
(27)
Det er vigtigt at sikre, at kun infrastrukturprojekter, for hvilke der ikke findes rimelige alternative løsninger, får status som projekter af fælles interesse. Med henblik herpå bør princippet om energieffektivitet først tages i betragtning i rapporten om identificering af infrastrukturhuller, der udarbejdes i overensstemmelse med denne forordning, og i de regionale gruppers arbejde med at opstille de regionale lister over foreslåede projekter på EU-listen. I overensstemmelse med princippet om energieffektivitet først, bør man overveje alle de relevante alternativer til ny infrastruktur, som kan sikre fremtidige infrastrukturbehov, og som kan bidrage til arbejdet med at identificere infrastrukturhuller.
De regionale grupper bør med bistand fra de nationale regulerende myndigheder tage hensyn til antagelserne og resultaterne af vurderingen af infrastrukturhuller, der er udviklet i overensstemmelse med denne forordning, og sikre, at princippet om energieffektivitet først afspejles fuldt ud i udvælgelsesprocessen for projekter af fælles interesse. Desuden bør projektiværksætterne under projektgennemførelsen rapportere om overholdelsen af miljølovgivningen og påvise, at projekterne ikke gør »væsentlig skade« på miljøet i den forstand, der fremgår af artikel 17 i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2020/852 
(
16
)
. For eksisterende projekter af fælles interesse, der har nået en tilstrækkelig modenhed, vil der blive taget hensyn hertil, når de regionale grupper udvælger projekter til efterfølgende EU-lister.
(28)
For at sikre spændings- og frekvensstabilitet bør der lægges særlig vægt på det europæiske elnets stabilitet under de skiftende forhold, navnlig i betragtning af den stigende andel af fleksibilitetsmuligheder, f.eks. lagring af bæredygtig energi, og elektricitet, som stammer fra vedvarende energikilder. Bestræbelser, der går ud på at bevare og sikre et tilfredsstillende niveau af planlagt kulstoffattig energiproduktion med henblik på at sikre forsyningssikkerheden for borgere og virksomheder, bør gives særlig prioritet.
(29)
Kommissionen har efter tæt samråd med alle medlemsstaterne og interessenter fastlagt 14 prioriteter for den transeuropæiske energiinfrastruktur, hvis gennemførelse er afgørende for at nå Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet. Disse prioriteter dækker forskellige geografiske regioner eller tematiske områder inden for eltransmission og -oplagring, offshorenet til vedvarende energi, transport og lagring af brint, elektrolyseanlæg, intelligente gasnet, intelligente elnet og transport og lagring af kuldioxid.
(30)
Projekter af fælles interesse bør opfylde fælles, gennemsigtige og objektive kriterier i betragtning af deres bidrag til de energipolitiske mål. For at være berettiget til optagelse på EU-listerne bør elektricitets- og brintprojekter indgå i den seneste tilgængelige tiårige EU-dækkende netudviklingsplan. Da brintinfrastruktur på nuværende tidspunkt ikke er omfattet af den tiårige EU-dækkende netudviklingsplan, bør dette krav for brintprojekter først finde anvendelse fra den 1. januar 2024 med henblik på den anden EU-liste, der vil blive udarbejdet i henhold til denne forordning.
(31)
Der bør oprettes regionale grupper, som foreslår og gennemgår projekter af fælles interesse, hvilket så fører til opstilling af regionale lister over projekter af fælles interesse. For at sikre bred konsensus bør disse regionale grupper sikre et tæt samarbejde mellem medlemsstaterne, de nationale regulerende myndigheder, projektiværksættere og relevante interessenter. I forbindelse med dette samarbejde bør de nationale regulerende myndigheder, hvor det er nødvendigt, rådgive de regionale grupper, blandt andet om gennemførligheden af de reguleringsmæssige aspekter af de foreslåede projekter og om gennemførligheden af den foreslåede tidsplan for myndighedernes godkendelsen.
(32)
For at øge processens effektivitet bør samarbejdet mellem de regionale grupper styrkes og fremmes yderligere. Det er nødvendigt, at Kommissionen spiller en vigtig rolle med hensyn til at lette dette samarbejde med henblik på at tage hånd om projekternes mulige indvirkning på andre regionale grupper.
(33)
Der bør opstilles en ny EU-liste hvert andet år. Projekter af fælles interesse, der er blevet færdiggjort eller ikke længere opfylder de relevante kriterier og krav som fastsat i denne forordning, bør ikke fremgå af den efterfølgende EU-liste. Af denne grund bør igangværende projekter af fælles interesse, som skal opføres på den efterfølgende EU-liste, underlægges den samme udvælgelsesproces for opstilling af regionale lister og for opstilling af EU-listen, som foreslåede projekter underlægges. Den deraf følgende administrative byrde bør dog begrænses i videst muligt omfang, f.eks. ved at anvende tidligere indsendte oplysninger og ved at tage de årlige rapporter fra projektiværksætterne i betragtning. Med henblik herpå bør eksisterende projekter af fælles interesse, som har gjort betydelige fremskridt, drage fordel af en strømlinet proces til medtagelse i den tiårige EU-dækkende netudviklingsplan.
(34)
Projekter af fælles interesse bør gennemføres så hurtigt som muligt og omhyggeligt overvåges og evalueres under behørig overholdelse af krav om interessenters deltagelse og af miljølovgivning, og samtidig med at den administrative byrde for projektiværksættere holdes på et minimum. Kommissionen bør udpege EU-koordinatorer for projekter, som står over for særlige vanskeligheder eller forsinkelser. Fremskridtene i gennemførelsen af de specifikke projekter samt opfyldelsen af forpligtelserne i henhold til denne forordning bør tages i betragtning ved udvælgelsesprocessen med henblik på efterfølgende EU-lister for disse projekter.
(35)
Tilladelsesprocessen bør hverken føre til administrative byrder, som er uforholdsmæssigt store i forhold til et projekts størrelse eller kompleksitet, eller skabe hindringer for udviklingen af de transeuropæiske net og markedsadgangen.
(36)
Planlægningen og gennemførelsen af EU-projekter af fælles interesse inden for energi-, transport- og telekommunikationsinfrastruktur bør samordnes for at skabe synergier, hvor det er muligt ud fra et overordnet hensyn til den økonomiske, tekniske, miljømæssige, klimamæssige eller fysiske planlægning og under behørig hensyntagen til de relevante sikkerhedsaspekter. I forbindelse med planlægningen af de forskellige europæiske net bør det derfor være muligt at prioritere integration af transport-, kommunikations- og energinet for at sikre, at de optager så lille et areal som muligt. Det er nødvendigt at have en fælles vision for nettene for at sikre integration af energisystemet i de forskellige sektorer, samtidig med at det så vidt muligt sikres, at eksisterende eller nedlagte ruter genbruges, således at eventuelle negative sociale, økonomiske, miljømæssige, klimamæssige og finansielle virkninger begrænses mest muligt.
(37)
Projekter af fælles interesse bør tillægges prioriteret status på nationalt plan for at sikre en hurtig administrativ behandling og hastebehandling i alle retslige procedurer og tvistbilæggelsesprocedurer, der vedrører dem. De kompetente myndigheder bør betragte dem som værende i offentlighedens interesse. På grund af bydende nødvendigt hensyn til væsentlige samfundsinteresser bør projekter, der har en negativ indvirkning på miljøet, godkendes, hvis alle betingelserne i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2000/60/EF 
(
17
)
 og i Rådets direktiv 92/43/EØF 
(
18
)
 er opfyldt.
(38)
Det er vigtigt, at interessenter, herunder civilsamfundet, informeres og høres for at sikre, at projekterne bliver vellykkede, og for at begrænse indsigelser mod dem.
(39)
For at mindske kompleksiteten, øge effektiviteten og gennemsigtigheden og bidrage til at styrke samarbejdet mellem medlemsstaterne bør der være en eller flere kompetente myndigheder, der integrerer eller koordinerer alle tilladelsesprocesser.
(40)
For at forenkle og fremskynde tilladelsesprocessen for offshorenet til vedvarende energi bør der udpeges unikke kontaktpunkter for grænseoverskridende offshoreprojekter på EU-listen, hvilket mindsker den administrative byrde for projektudviklere. De unikke kontaktpunkter bør mindske kompleksiteten, øge effektiviteten og fremskynde tilladelsesprocessen for offshore-transmissionsaktiver, der ofte krydser mange jurisdiktioner.
(41)
Selv om der findes etablerede standarder for offentlighedens deltagelse i beslutningsprocedurer på miljøområdet, som fuldt ud finder anvendelse på projekter af fælles interesse, er der stadig behov for yderligere foranstaltninger inden for rammerne af denne forordning for at sikre de højest mulige standarder for gennemsigtighed og offentlig deltagelse i alle relevante spørgsmål i tilladelsesprocessen for projekter af fælles interesse. Hvis den forudgående høring forud for tilladelsesproceduren allerede er omfattet af nationale regler med samme eller højere standarder som i denne forordning, bør denne høring gøres frivillig, og overlappende retlige krav undgås.
(42)
En korrekt og koordineret gennemførelse af Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2001/42/EF 
(
19
)
 og 2011/92/EU 
(
20
)
 og, hvor det er relevant, af FN's Økonomiske Kommission for Europas konvention om adgang til oplysninger, offentlig deltagelse i beslutningsprocesser samt adgang til klage og domstolsprøvelse på miljøområdet 
(
21
)
, undertegnet i Århus den 25. juni 1998, (»Århuskonventionen«) og af konventionen om vurdering af virkningerne på miljøet på tværs af landegrænserne 
(
22
)
, undertegnet i Esbo den 25. februar 1991, (»Esbokonventionen«) bør sikre harmonisering af hovedprincipperne for vurdering af miljø- og klimavirkninger, herunder i en grænseoverskridende sammenhæng. Kommissionen har udstedt en vejledning til støtte for medlemsstaterne i deres indkredsning af tilstrækkelige lovgivningsmæssige og ikkelovgivningsmæssige foranstaltninger til effektivisering af miljøvurderingsprocedurerne for energiinfrastrukturer og til at sikre en sammenhængende gennemførelse af miljøvurderingsprocedurerne som krævet i EU-retten for projekter af fælles interesse. Medlemsstaterne bør samordne deres vurderinger af projekter af fælles interesse og gennemføre fælles vurderinger, hvor det er muligt. Medlemsstaterne bør tilskyndes til udveksling af bedste praksis og administrativ kapacitetsopbygning i tilladelsesprocesserne.
(43)
Det er vigtigt at få strømlinet og forbedret tilladelsesprocessen, samtidig med at nationale kompetencer og procedurer for etablering af ny infrastruktur respekteres i videst muligt omfang og med behørig hensyntagen til nærhedsprincippet. I betragtning af hvor meget det haster at få udviklet energiinfrastrukturer, må en forenkling af tilladelsesprocessen ledsages af fastsættelse af en klar frist for de relevante myndigheders afgørelse om projektets opførelse. Denne frist bør fremme en mere effektiv fastlæggelse og håndtering af procedurer og bør under ingen omstændigheder svække de høje standarder for miljøbeskyttelse i overensstemmelse med miljølovgivningen og offentlighedens deltagelse. Denne forordning bør fastsætte maksimale tidsfrister. Medlemsstaterne kan dog bestræbe sig på at opnå kortere frister, hvor det er muligt, og navnlig for så vidt angår projekter såsom intelligente net, der ikke kræver en lige så kompleks tilladelsesproces, som transmissionsinfrastruktur gør. De kompetente myndigheder bør være ansvarlige for at sikre, at fristerne overholdes.
(44)
Medlemsstaterne bør, hvor de anser det for hensigtsmæssigt, kunne lade deres samlede afgørelser omfatte beslutninger, der er truffet i forbindelse med forhandlinger med individuelle jordejere om adgang til, ejerskab af eller råderet over fast ejendom i forbindelse med fysisk planlægning, der fastsætter den overordnede arealanvendelse i en afgrænset region, herunder anden udvikling såsom landeveje, jernbaner, bygninger og naturbeskyttelsesområder, og som ikke iværksættes specifikt til det planlagte projekts formål, samt udstedelse af driftstilladelser. Inden for rammerne af tilladelsesproceduren bør et projekt af fælles interesse kunne omfatte tilhørende infrastruktur i den udstrækning, den er af afgørende betydning for opførelsen eller driften af projektet. Denne forordning, navnlig bestemmelserne om tilladelsesprocessen, offentlighedens deltagelse og gennemførelse af projekter af fælles interesse, bør gælde med forbehold af EU-retten og international ret, herunder bestemmelser vedrørende beskyttelse af miljøet og menneskers sundhed og bestemmelser, som er vedtaget i henhold til den fælles fiskeripolitik og den integrerede havpolitik, i særdeleshed Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2014/89/EU 
(
23
)
.
(45)
Udgifterne til udvikling, anlægsarbejder, drift og vedligeholdelse af projekter af fælles interesse bør som hovedregel afholdes fuldt ud af brugerne af infrastrukturen. Omkostningsfordelingen bør sikre, at slutbrugerne ikke bærer en uforholdsmæssig stor byrde, især hvis det kan føre til energifattigdom. Projekter af fælles interesse bør være berettigede til grænseoverskridende omkostningsfordeling, hvis en vurdering af markedsefterspørgslen eller af den forventede indvirkning på tarifferne indikerer, at udgifterne ikke kan forventes at blive dækket af indtægterne fra de tariffer, der betales af brugerne af infrastrukturen.
(46)
Drøftelsen af en passende fordeling af omkostningerne bør baseres på en analyse af omkostninger og fordele ved et infrastrukturprojekt, der foretages på grundlag af en harmoniseret metode til analyse af energisystemet som helhed under anvendelse af alle relevante scenarier, som er etableret inden for rammerne af de tiårige EU-dækkende netudviklingsplaner, der er udarbejdet i henhold til forordning (EF) nr. 715/2009 og (EU) 2019/943 og revideret af agenturet, såvel som yderligere scenarier for netudviklingsplanlægning, hvilket muliggør en robust analyse af det bidrag, som projektet af fælles interesse vil yde til Unionens energipolitik om dekarbonisering, markedsintegration, konkurrence, bæredygtighed og forsyningssikkerhed. Denne analyse kan tage indikatorerne og de hertil knyttede referenceværdier for sammenligning af investeringsomkostninger pr. enhed med i betragtning. Hvis der anvendes yderligere scenarier, bør disse være i overensstemmelse med Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet og bør underkastes en omfattende hørings- og kontrolproces.
(47)
I et stadig mere integreret indre marked for energi er der brug for klare og gennemsigtige regler for grænseoverskridende omkostningsfordeling for at fremskynde investeringer i grænseoverskridende infrastruktur og i projekter med en grænseoverskridende indvirkning. Det er vigtigt at sikre en stabil finansieringsramme for udviklingen af projekter af fælles interesse og samtidig minimere behovet for finansiel støtte, og det samtidig med at interesserede investorer tilskyndes med passende incitamenter og finansielle mekanismer. Når de nationale regulerende myndigheder træffer afgørelse om grænseoverskridende omkostningsfordeling, bør de fordele effektivt afholdte investeringsomkostninger, sådan som det er relevant i betragtning af deres nationale tilgange og metoder ved lignende infrastruktur, på tværs af grænserne i deres helhed og medtage dem i de nationale tariffer og derefter, hvis det er relevant, afgøre, om deres indvirkning på nationale tariffer kan udgøre en uforholdsmæssig stor byrde for forbrugerne i deres respektive medlemsstat. De nationale regulerende myndigheder bør også forebygge risikoen for dobbelt støtte til projekter, ved at de tager de faktiske eller anslåede udgifter og indtægter i betragtning. Disse udgifter og indtægter bør kun tages i betragtning, hvis de vedrører projekterne og er beregnet til at dække de pågældende omkostninger.
(48)
Der er behov for grænseoverskridende projekter, der har en positiv indvirkning på Unionens elnet, såsom intelligente elnet eller elektrolyseanlæg, uden der er en fysisk fælles grænse involveret.
(49)
Lovgivningen om det indre energimarked kræver, at tarifferne for adgang til net giver passende incitamenter til investeringer. Flere typer projekter af fælles interesse vil dog sandsynligvis have eksternaliteter, som muligvis ikke fuldt ud kan opfanges af og inddrives gennem det almindelige tarifsystem. Ved anvendelsen af lovgivningen for det indre energimarked bør de nationale regulerende myndigheder sikre en stabil og forudsigelig reguleringsmæssig og finansiel ramme med incitamenter til projekter af fælles interesse, herunder langsigtede incitamenter, der står i et rimeligt forhold til projektets specifikke risici. Denne ramme bør navnlig gælde for grænseoverskridende projekter, innovative transmissionsteknologier for elektricitet, der muliggør omfattende integration af vedvarende energi, af distribuerede energiressourcer eller af efterspørgselsreaktioner i sammenkoblede net, og energiteknologi- og digitaliseringsprojekter, som sandsynligvis vil indebære større risici end lignende projekter, der befinder sig i en enkelt medlemsstat, eller vil give Unionen større fordele. Desuden bør projekter med høje driftsudgifter også have adgang til passende incitamenter til investeringer. Navnlig vil offshorenet til vedvarende energi med en dobbelt funktion som elsammenkoblinger og forbindelse mellem projekter til produktion af offshore vedvarende energi sandsynligvis indebære større risici end sammenlignelige onshoreinfrastrukturprojekter på grund af deres iboende forbindelse til produktionsaktiver, som medfører lovgivningsmæssige risici, finansieringsrisici såsom behovet for foregribende investeringer, markedsrisici og risici i forbindelse med anvendelsen af nye innovative teknologier.
(50)
Denne forordning bør kun finde anvendelse på udstedelse af tilladelser til projekter af fælles interesse, offentlig deltagelse heri og den reguleringsmæssige behandling heraf. Medlemsstaterne bør ikke desto mindre kunne vedtage nationale bestemmelser om at anvende de samme eller lignende regler på andre projekter, der ikke har status som projekter af fælles interesse inden for denne forordnings anvendelsesområde. For så vidt angår de lovgivningsmæssige incitamenter bør medlemsstaterne kunne vedtage nationale bestemmelser om anvendelse af de samme eller lignende regler på projekter af fælles interesse, der hører til i kategorien oplagring af elektricitet.
(51)
Medlemsstater, der på nuværende tidspunkt ikke tillægger energiinfrastrukturprojekter den størst mulige nationale betydning i forhold til tilladelsesprocessen, bør tilskyndes til at overveje at indføre en sådan stor national betydning, navnlig ved at vurdere, om dette vil føre til en hurtigere tilladelsesproces.
(52)
Medlemsstater, der ikke på nuværende tidspunkt har fremskyndede eller hurtige retlige procedurer for energiinfrastrukturprojekter, bør tilskyndes til at overveje at indføre sådanne procedurer, navnlig ved at vurdere, om dette vil føre til en hurtigere gennemførelse af sådanne projekter.
(53)
Forordning (EU) nr. 347/2013 har vist merværdien ved at mobilisere privat finansiering gennem betydelig finansiel støtte fra Unionen for at muliggøre gennemførelsen af projekter af europæisk betydning. I betragtning af den økonomiske og finansielle situation og de budgetmæssige begrænsninger bør målrettet støtte gennem tilskud og finansielle instrumenter fortsætte under den flerårige finansielle ramme for at maksimere fordelene for unionsborgerne og for at tiltrække nye investorer til prioriterede energiinfrastrukturkorridorer og -områder, som er anført i bilaget til denne forordning, samtidig med at Unionens budgetmæssige bidrag holdes på et minimum.
(54)
Projekter af fælles interesse bør være berettigede til finansiel støtte fra Unionen til undersøgelser og på visse betingelser til anlægsarbejder i henhold til Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2021/1153 
(
24
)
 i form af tilskud eller i form af innovative finansielle instrumenter for at sikre, at der kan ydes skræddersyet støtte til projekter af fælles interesse, som ikke er levedygtige under de eksisterende lovgivningsmæssige rammer og markedsvilkår. Det er vigtigt at undgå konkurrenceforvridning, navnlig mellem projekter, som bidrager til opnåelsen af samme EU-prioriterede korridor. En sådan finansiel støtte bør sikre de nødvendige synergier med strukturfondene med henblik på at finansiere intelligente energidistributionsnet og med Unionens finansieringsmekanisme for vedvarende energi i henhold til Kommissionens gennemførelsesforordning (EU) 2020/1294 
(
25
)
, jf. artikel 33, stk. 1, i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2018/1999 
(
26
)
.
Der bør gælde en tretrinsmodel for investeringer i projekter af fælles interesse. For det første bør markedet have prioritet til at investere. For det andet, hvis investeringerne ikke foretages af markedet, bør reguleringsmæssige løsninger forsøges anvendt, de relevante reguleringsmæssige rammer bør om nødvendigt justeres, og den korrekte anvendelse af de relevante reguleringsmæssige rammer bør sikres. For det tredje bør der, hvis de to første trin ikke er i stand til at udløse de fornødne investeringer i projekter af fælles interesse, kunne ydes finansiel støtte fra Unionen, hvis projektet af fælles interesse opfylder de gældende kriterier for støtteberettigelse. Projekter af fælles interesse kan også være støtteberettigede under InvestEU-programmet, som supplerer tilskudsfinansiering.
(55)
Unionen bør lette energiprojekter i regioner, der er ugunstigt stillede, mindre sammenkoblede, perifere, beliggende i den yderste periferi eller isolerede, for at muliggøre adgang til de transeuropæiske energinet med henblik på at fremskynde dekarboniseringsprocessen og mindske afhængigheden af fossile brændstoffer.
(56)
Hvis der ikke er nogen TSO i en medlemsstat, bør henvisninger til TSO'er i denne forordning finde tilsvarende anvendelse på distributionssystemoperatører (DSO'er).
(57)
Tilskud til anlægsarbejder vedrørende projekter af gensidig interesse bør være tilgængelige på samme betingelser som for andre kategorier, hvis de bidrager til Unionens overordnede energi- og klimapolitiske mål, og hvis tredjelandets dekarboniseringsmål er i overensstemmelse med Parisaftalen.
(58)
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 715/2009, (EU) 2019/942 
(
27
)
 og (EU) 2019/943 og Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/73/EF og (EU) 2019/944 bør derfor ændres i overensstemmelse hermed.
(59)
Idet omstillingen af naturgasinfrastrukturen har til formål at dekarbonisere gasnettene og muliggøre dedikeret anvendelse af ren brint, kunne man ikke desto mindre i en overgangsperiode give mulighed for transport eller lagring af en foruddefineret blanding af brint med naturgas eller biometan. Blanding af brint med naturgas eller biometan kan anvendes til at opskalere brintproduktionskapaciteten og lette transport af brint. For at sikre overgangen til brint bør projektiværksætteren påvise, herunder gennem kommercielle kontrakter, hvordan naturgasaktiverne ved overgangsperiodens udløb vil blive dedikerede brintaktiver, og hvordan anvendelsen af brint vil blive styrket i overgangsperioden. I forbindelse med overvågningen bør agenturet kontrollere, at projektet overgår rettidigt til et dedikeret brintaktiv. Enhver finansiering af disse projekter i henhold til forordning (EU) 2021/1153 i overgangsperioden bør være underlagt dels en betingelse i tilskudsaftalen om tilbagebetaling af finansieringen i tilfælde af en forsinkelse af projektets rettidige overgang til et dedikeret brintaktiv, dels passende bestemmelser, der gør det muligt at håndhæve denne betingelse.
(60)
I overensstemmelse med Det Europæiske Råds konklusioner af 4. februar 2011 om, at ingen medlemsstat bør forblive isoleret fra de europæiske gas- og elnet efter 2015 eller se sin energisikkerhed blive bragt i fare på grund af manglen på passende sammenkoblinger, har denne forordning til formål at sikre adgang til de transeuropæiske energinet ved at bringe Cyperns og Maltas energiisolation til ophør, eftersom de stadig ikke er sammenkoblet med det transeuropæiske gasnet. Dette formål bør blive opfyldt ved at tillade projekter under udvikling eller planlægning, der har fået status som projekt af fælles interesse i henhold til forordning (EU) nr. 347/2013, at bevare deres status, indtil Cypern og Malta er sammenkoblet med det transeuropæiske gasnet. Ud over at bidrage til udviklingen af markedet for vedvarende energi, energisystemets fleksibilitet og modstandsdygtighed samt forsyningssikkerheden vil disse projekter sikre adgang til fremtidige energimarkeder, herunder for brint, og bidrage til at nå Unionens overordnede energi- og klimapolitiske mål.
(61)
Projekter af fælles interesse bør ikke være berettigede til finansiel støtte fra Unionen, hvis projektiværksættere, -operatører eller -investorer befinder sig i en af de udelukkelsessituationer, der er omhandlet i artikel 136 i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU, Euratom) 2018/1046 
(
28
)
, f.eks. i tilfælde af en dom for svig, korruption eller adfærd i forbindelse med en kriminel organisation. Det bør være muligt at fjerne et projekt af fælles interesse fra EU-listen, hvis optagelsen af det på listen skete på grundlag af forkerte oplysninger, som var afgørende for optagelsen, eller hvis projektet ikke er i overensstemmelse med EU-retten. For et projekt af fælles interesse i de medlemsstater, der er omfattet af en undtagelse i henhold til denne forordning, bør disse medlemsstater, når de støtter eventuelle ansøgninger om finansiering i henhold til forordning (EU) 2021/1153 til sådanne projekter, sikre, at projekterne ikke direkte eller indirekte gavner personer eller enheder, der befinder sig i en af de udelukkelsessituationer, der er omhandlet i artikel 136 i forordning (EU, Euratom) 2018/1046.
(62)
For at sikre rettidig udvikling af vigtige energiinfrastrukturprojekter for Unionen bør den femte EU-liste over projekter af fælles interesse forblive i kraft, indtil den første EU-liste over projekter af fælles interesse og projekter af gensidig interesse, der er opstillet i henhold til denne forordning, træder i kraft. For at gøre det muligt at udvikle, overvåge og finansiere projekterne af fælles interesse på den femte EU-liste bør visse bestemmelser i forordning (EU) nr. 347/2013 desuden forblive i kraft og have virkning, indtil den første EU-liste over projekter af fælles interesse og projekter af gensidig interesse, der er opstillet i henhold til denne forordning, træder i kraft.
(63)
Forordning (EU) nr. 347/2013 bør derfor ophæves.
(64)
For at sikre, at EU-listen begrænses til de projekter, der bidrager mest til gennemførelsen af de prioriterede strategiske energiinfrastrukturkorridorer og -områder, der er fastsat i et bilag til denne forordning, bør beføjelsen til at vedtage retsakter delegeres til Kommissionen i overensstemmelse med artikel 290 i TEUF for så vidt angår ændring af bilagene til denne forordning med henblik på at oprette og revidere EU-listen, samtidig med at medlemsstaternes ret til at godkende projekter på EU-listen, der vedrører deres områder, respekteres. Det er navnlig vigtigt, at Kommissionen gennemfører relevante høringer under sit forberedende arbejde, herunder på ekspertniveau, og at disse høringer gennemføres i overensstemmelse med principperne i den interinstitutionelle aftale af 13. april 2016 om bedre lovgivning 
(
29
)
. Kommissionen bør i forbindelse med forberedelsen og udarbejdelsen af delegerede retsakter sørge for samtidig, rettidig og hensigtsmæssig fremsendelse af de relevante dokumenter til Europa-Parlamentet og Rådet. Europa-Parlamentet og Rådet kan, hvis de anser det for nødvendigt, hver især sende eksperter til møder i Kommissionens ekspertgrupper, som beskæftiger sig med forberedelse af delegerede retsakter, og som medlemsstaternes eksperter indbydes til.
Drøftelserne i de regionale grupper er afgørende for, at Kommissionen kan vedtage de delegerede retsakter, hvorved EU-listerne opstilles. Det er derfor hensigtsmæssigt, i det omfang det er muligt og foreneligt med rammerne for denne forordning, at Europa-Parlamentet og Rådet underrettes om og kan sende eksperter til møderne i de regionale grupper i overensstemmelse med den interinstitutionelle aftale af 13. april 2016 om bedre lovgivning. Under hensyntagen til behovet for at sikre, at målene i denne forordning nås, og i betragtning af antallet af projekter på EU-listerne indtil videre bør det samlede antal projekter af fælles interesse forblive håndterbart, og det bør derfor ikke væsentligt overstige 220.
(65)
Målene for denne forordning, nemlig udvikling af og interoperabilitet mellem transeuropæiske energinet og tilslutning til sådanne net, som bidrager til at sikre modvirkning af klimaændringer, navnlig at nå Unionens 2030-mål for klima og energi og dens mål om klimaneutralitet senest i 2050, og at sikre sammenkoblinger, energisikkerhed, markeds- og systemintegration, konkurrence, der gavner alle medlemsstater og overkommelige energipriser, kan ikke i tilstrækkelig grad opfyldes af medlemsstaterne, men kan på grund af den foreslåede handlings omfang og virkninger bedre nås på EU-plan; Unionen kan derfor vedtage foranstaltninger i overensstemmelse med nærhedsprincippet, jf. artikel 5 i traktaten om Den Europæiske Union. I overensstemmelse med proportionalitetsprincippet, jf. nævnte artikel, går denne forordning ikke videre, end hvad der er nødvendigt for at nå disse mål —
VEDTAGET DENNE FORORDNING:
KAPITEL I
Almindelige bestemmelser
Artikel 1
Genstand, mål og anvendelsesområde
1.   Denne forordning fastlægger retningslinjer for rettidig udvikling af og interoperabilitet for de prioriterede korridorer og områder i den transeuropæiske energiinfrastruktur (prioriterede energiinfrastrukturkorridorer og -områder), der er anført i bilag I, og som bidrager til at sikre modvirkning af klimaændringer, navnlig at nå Unionens 2030-mål for energi og klima og dens mål om klimaneutralitet senest i 2050, og at sikre sammenkoblinger, energisikkerhed, markeds- og systemintegration, konkurrence, der gavner alle medlemsstater, samt overkommelige energipriser.
2.   Denne forordning vedrører navnlig:
a)
udpegelsen af projekter til EU-listen over projekter af fælles interesse og projekter af gensidig interesse, der opstilles i henhold til artikel 3 (EU-listen)
b)
lettelse af den rettidige gennemførelse af projekter på EU-listen ved at strømline, tættere samordne og fremskynde tilladelsesprocessen og styrke gennemsigtigheden og offentlighedens deltagelse
c)
fastlæggelse af regler for den grænseoverskridende fordeling af omkostninger og risikorelaterede incitamenter for projekter på EU-listen
d)
fastlæggelse af betingelserne for, hvornår projekter på EU-listen kan opnå finansiel støtte fra Unionen.
Artikel 2
Definitioner
Ud over definitionerne i forordning (EF) nr. 715/2009, (EU) 2018/1999, (EU) 2019/942, og (EU) 2019/943 og i direktiv 2009/73/EF, (EU) 2018/2001 
(
30
)
 og (EU) 2019/944 forstås i nærværende forordning ved:
1)
»energiinfrastruktur«: fysisk udstyr eller anlæg henhørende under energiinfrastrukturkategorierne, som er beliggende inden for Unionen eller forbinder Unionen og et eller flere tredjelande
2)
»energiinfrastruktur-flaskehals«: begrænsning af de fysiske strømme i et energisystem forårsaget af utilstrækkelig transmissionskapacitet, hvilket bl.a. omfatter fraværet af infrastruktur
3)
»samlet afgørelse«: den afgørelse eller samling af afgørelser truffet af en medlemsstats myndighed eller myndigheder med undtagelse af domstole, der fastslår, hvorvidt en projektiværksætter gives tilladelse til at bygge den til realiseringen af et projekt af fælles interesse eller et projekt af gensidig interesse nødvendige energiinfrastruktur ved at have mulighed for at påbegynde eller anskaffe og påbegynde det nødvendige bygge- og anlægsarbejde (byggeklar fase), med forbehold af eventuelle afgørelser, som træffes i forbindelse med en administrativ klageprocedure
4)
»projekt«: en/et eller flere ledninger, rørledninger, faciliteter, udstyr eller anlæg henhørende under energiinfrastrukturkategorierne, der er anført i bilag II
5)
»projekt af fælles interesse«: et projekt, som er nødvendigt for at gennemføre de prioriterede energiinfrastrukturkorridorer og -områder, der er anført i bilag I, og som er på EU-listen
6)
»projekt af gensidig interesse«: et projekt, som fremmes af Unionen i samarbejde med tredjelande i henhold til støttebreve fra regeringerne i de direkte berørte lande eller andre ikkebindende aftaler, som falder ind under en af energiinfrastrukturkategorierne i bilag II, punkt 1, litra a) eller f), punkt 3, litra a), eller punkt 5, litra a) eller c), som bidrager til Unionens 2030-mål for klima og energi og dens 2050-mål om klimaneutralitet, og som er på EU-listen
7)
»konkurrerende projekter«: projekter, der helt eller delvist behandler de samme identificerede infrastrukturhuller eller regionale infrastrukturbehov
8)
»projektiværksætter«: en af følgende:
a)
en transmissionssystemoperatør (TSO), distributionssystemoperatør (DSO) eller en anden operatør eller investor, som udvikler et projekt på EU-listen
b)
hvis der er flere end en sådanne TSO'er, DSO'er, andre operatører, investorer eller en sammenslutning deraf, den enhed med status som juridisk person i henhold til gældende national ret, som er udpeget ved en kontraktlig aftale, der er indgået mellem parterne, og som er beføjet til at indgå retlige forpligtelser og påtage sig det økonomiske ansvar på kontraktparternes vegne
9)
»intelligent elnet«: et elnet, herunder på øer, der ikke er sammenkoblede eller ikke tilstrækkeligt forbundne med de transeuropæiske energinet, der muliggør omkostningseffektiv integration af og aktiv kontrol med adfærden og handlingerne hos alle de brugere, der er tilsluttet det, herunder producenter, forbrugere og producent-forbrugere, med henblik på at sikre et økonomisk effektivt og bæredygtigt elsystem med lave tab og et højt niveau af integration af vedvarende energikilder, af forsyningssikkerhed og af sikkerhed, og hvor netoperatøren digitalt kan overvåge de tilsluttede brugeres handlinger, og informations- og kommunikationsteknologier til kommunikation med tilknyttede netoperatører, producenter, energilagringsanlæg og forbrugere eller producent-forbrugere med henblik på at overføre og distribuere elektricitet på en bæredygtig, omkostningseffektiv og sikker måde
10)
»intelligent gasnet«: et gasnet, hvori innovative og digitale løsninger udnyttes til på en omkostningseffektiv måde at integrere flere forskellige kulstoffattige og navnlig vedvarende gaskilder alt efter forbrugernes behov og kravene til gaskvalitet med henblik på at reducere kulstofaftrykket fra det pågældende gasforbrug, muliggøre en øget andel af vedvarende og kulstoffattige gasser og skabe forbindelser til andre energibærere og -sektorer, herunder de hermed forbundne fysiske opgraderinger, som måtte være nødvendige for, at udstyr og anlæg til integration af kulstoffattige og navnlig vedvarende gasser kan fungere
11)
»berørt myndighed«: myndighed, der i henhold til national ret er kompetent til at udstede forskellige tilladelser og godkendelser vedrørende planlægning, udformning og anlæg af fast ejendom, herunder energiinfrastruktur
12)
»national regulerende myndighed«: en national regulerende myndighed, der er udpeget i henhold til artikel 39, stk. 1, i direktiv 2009/73/EF eller en regulerende myndighed på nationalt plan, der er udpeget i henhold til artikel 57, i direktiv (EU) 2019/944
13)
»relevant national regulerende myndighed«: den nationale regulerende myndighed i de medlemsstater, der er vært for et projekt, og i medlemsstater, hvor projektet har en betydelig positiv virkning
14)
»anlægsarbejde«: indkøb, levering og anvendelse af komponenter, systemer og tjenesteydelser, herunder software, udførelse af udviklings-, omstillings-, bygge- og anlægsaktiviteter vedrørende et projekt, overtagelsen af anlægget og iværksættelsen af et projekt
15)
»undersøgelser«: de aktiviteter, der er nødvendige for at forberede projektets gennemførelse, såsom forberedende samt gennemførligheds-, evaluerings-, afprøvnings- og valideringsmæssige undersøgelser, herunder software, og alle andre tekniske hjælpeforanstaltninger, inklusive forudgående skridt til at definere og udvikle et projekt og træffe beslutning om finansieringen heraf, f.eks. rekognoscering af de pågældende lokaliteter og udarbejdelse af en finansieringspakke
16)
»ibrugtagning«: processen, hvor et projekt sættes i drift, når det er blevet bygget
17)
»dedikerede brintaktiver«: infrastruktur, der er klar til at tage imod ren brint uden yderligere tilpasningsarbejder, herunder rørledningsnet eller lagre, som er nyetablerede, omstillet fra transmission eller lagring af naturgasaktiver eller begge dele
18)
»omstilling«: teknisk opgradering eller ændring af eksisterende naturgasinfrastruktur med henblik på at sikre, at den er dedikeret til brug af ren brint
19)
»klimatilpasning«: en proces, hvormed det sikres, at energiinfrastrukturen opnår modstandsdygtighed over for de potentielle negative virkninger af klimaændringer gennem en vurdering af klimasårbarhed og -risici, herunder gennem relevante tilpasningsforanstaltninger.
KAPITEL II
Projekter af fælles interesse og projekter af gensidig interesse
Artikel 3
EU-liste over projekter af fælles interesse og projekter af gensidig interesse
1.   Der oprettes regionale grupper (grupper) efter processen i bilag III, afsnit 1. Medlemskab af hver gruppe skal være baseret på de enkelte prioriterede korridorer og områder og deres respektive geografiske dækning, jf. bilag I. Beslutningskompetencen inden for grupperne skal være begrænset til medlemsstaterne og Kommissionen (det beslutningstagende organ) og baseret på konsensus.
2.   Hver gruppe vedtager sin egen forretningsorden under hensyntagen til bestemmelserne fastsat i bilag III.
3.   Hver gruppes beslutningstagende organ vedtager en regional liste over projekter udarbejdet i overensstemmelse med den proces, der er beskrevet i bilag III, afsnit 2, idet hvert projekts bidrag til gennemførelsen af de prioriterede energiinfrastrukturkorridorer og -områder, der er anført i bilag I, og deres opfyldelse af kriterierne er beskrevet i artikel 4.
I forbindelse med en gruppes udarbejdelse af sin regionale liste:
a)
skal hvert enkelt projektforslag godkendes af de medlemsstater, hvis territorium projektet vedrører; hvis en medlemsstat ikke giver sin godkendelse, skal den begrunde dette over for den pågældende gruppe
b)
skal den tage hensyn til rådgivning fra Kommissionen med henblik på at nå frem til et håndterbart samlet antal projekter på EU-listen.
4.   Kommissionen tillægges beføjelser til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 20 i denne forordning med henblik på opstilling af EU-listen, jf. dog artikel 172, stk. 2, i TEUF.
Kommissionen sikrer i forbindelse med udøvelsen af sine beføjelser, at EU-listen opstilles hvert andet år på grundlag af de regionale lister, der er fastlagt af de beslutningstagende organer i de grupper, som er oprettet i henhold til bilag III, afsnit 1, punkt 1, efter den i stk. 3 i nærværende artikel fastsatte procedure.
Kommissionen vedtager den delegerede retsakt om opstilling af den første EU-liste i henhold til denne forordning senest den 30. november 2023.
Hvis en delegeret retsakt vedtaget af Kommissionen i henhold til dette stykke ikke kan træde i kraft på grund af en indsigelse fra enten Europa-Parlamentet eller Rådet i medfør af artikel 20, stk. 6, indkalder Kommissionen straks de grupper med henblik på at udarbejde nye regionale lister under hensyntagen til begrundelsen for indsigelsen. Kommissionen vedtager hurtigst muligt en ny delegeret retsakt om fastsættelse af EU-listen.
5.   Når Kommissionen opstiller EU-listen ved at kombinere de regionale lister, der er omhandlet i stk. 3, skal den under behørig hensyntagen til gruppernes drøftelser:
a)
sikre, at kun projekter, der opfylder kriterierne omhandlet i artikel 4, optages på listen
b)
sikre tværregional sammenhæng under hensyntagen til udtalelsen fra agenturet, jf. bilag III, afsnit 2, punkt 14
c)
tage medlemsstaternes udtalelser, jf. bilag III, afsnit 2, punkt 10, i betragtning
d)
bestræbe sig på at tilsikre et håndterbart samlet antal projekter på EU-listen.
6.   Projekter af fælles interesse, der falder ind under de energiinfrastrukturkategorier, som er fastsat i denne forordnings bilag II, punkt 1, litra a), b), c), d) og f), integreres i de relevante regionale investeringsplaner, jf. artikel 34 i forordning (EU) 2019/943, og i de relevante nationale tiårige netudviklingsplaner, jf. artikel 51 i direktiv (EU) 2019/944, samt i givet fald i andre berørte nationale infrastrukturplaner. Sådanne projekter af fælles interesse skal have den højest mulige prioritering i hver af disse planer. Nærværende stykke finder ikke anvendelse på konkurrerende projekter, på projekter, der ikke er tilstrækkeligt modne til at være genstand for en projektspecifik cost-benefit-analyse, jf. bilag III, afsnit 2, punkt 1, litra d), eller på projekter af gensidig interesse.
7.   Projekter af fælles interesse, der falder ind under energiinfrastrukturkategorierne i bilag II, punkt 1, litra a), b), c), d) og f), og som er konkurrerende projekter eller projekter, der ikke er tilstrækkeligt modne til at være genstand for en projektspecifik cost-benefit-analyse som omhandlet i bilag III, afsnit 2, punkt 1, litra d), kan medtages i de relevante regionale investeringsplaner, de nationale tiårige netudviklingsplaner og andre nationale infrastrukturplaner, alt efter hvad der er relevant, som projekter under overvejelse.
Artikel 4
Kriterier for gruppernes vurdering af projekter
1.   Et projekt af fælles interesse skal opfylde følgende generelle kriterier:
a)
projektet er nødvendigt for mindst én/ét af de prioriterede energiinfrastrukturkorridorer og -områder, der er anført i bilag I
b)
de potentielle samlede fordele ved projektet vurderet i henhold til de respektive specifikke kriterier i stk. 3 overstiger omkostningerne, herunder på lang sigt
c)
projektet opfylder ét eller flere af følgende kriterier:
i)
det involverer mindst to medlemsstater ved direkte eller indirekte (via sammenkobling med et tredjeland) at overskride grænsen mellem to eller flere medlemsstater
ii)
det er placeret på en medlemsstats område, enten inde i landet eller offshore, herunder øer, og har en betydelig grænseoverskridende virkning, jf. bilag IV, punkt 1.
2.   Et projekt af gensidig interesse skal opfylde følgende generelle kriterier:
a)
projektet bidrager væsentligt til de i artikel 1, stk. 1, omhandlede mål og til tredjelandets mål, navnlig ved ikke at stå i vejen for tredjelandets kapacitet til at udfase energiproduktionsaktiver baseret på fossile brændstoffer til sit indenlandske forbrug, og til bæredygtighed, herunder gennem integration af vedvarende energi i nettet og transmission og distribution af energi produceret fra vedvarende energikilder til større forbrugscentre og oplagringssteder
b)
de potentielle samlede fordele ved projektet på EU-plan vurderet i henhold til de respektive specifikke kriterier i stk. 3 overstiger omkostningerne inden for Unionen, herunder på lang sigt
c)
projektet er placeret på mindst én medlemsstats og mindst ét tredjelands område og har en betydelig grænseoverskridende virkning, jf. punkt 2 i bilag IV
d)
for så vidt angår den del, der er placeret på medlemsstatens område, er projektet i overensstemmelse med direktiv 2009/73/EF og (EU) 2019/944, hvis det falder ind under de infrastrukturkategorier, der er anført i punkt 1 og 3 i denne forordnings bilag II
e)
der er en høj grad af konvergens i den lovgivningsmæssige ramme i det eller de involverede tredjelande og de retlige håndhævelsesmekanismer til støtte for Unionens politikmål er påvist, navnlig for at sikre:
i)
et velfungerende indre energimarked
ii)
forsyningssikkerhed baseret på bl.a. diversificering af kilder, samarbejde og solidaritet
iii)
et energisystem, herunder produktion, transmission og distribution, der støtter målet om klimaneutralitet i overensstemmelse med Parisaftalen og Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet, og som navnlig indebærer, at der undgås kulstoflækage
f)
det eller de involverede tredjelande støtter projektets prioriterede status, jf. artikel 7, og forpligter sig til at overholde en lignende tidsplan for fremskyndet gennemførelse og andre politik- og reguleringsmæssige støtteforanstaltninger for så vidt angår projekter af fælles interesse i Unionen.
Med hensyn til projekter vedrørende lagring af CO
2
, der falder ind under energiinfrastrukturkategorien i punkt 5), litra c), i bilag II, skal projektet være nødvendigt for at muliggøre grænseoverskridende transport og lagring af CO
2
, og det tredjeland, hvor projektet er placeret, skal have en passende retlig ramme baseret på dokumenterede effektive håndhævelsesmekanismer til at sikre, at der i tilknytning til projektet er standarder og sikkerhedsforanstaltninger, som mindst er på samme niveau som dem, der er fastsat i EU-retten, for så vidt angår forebyggelse af CO
2
-lækage og sikkerheden og effektiviteten af den permanente lagring af CO
2
 med hensyn til klimaet, menneskers sundhed og økosystemerne.
3.   Følgende specifikke kriterier finder anvendelse på projekter af fælles interesse, der er omfattet af specifikke energiinfrastrukturkategorier:
a)
For så vidt angår projekter vedrørende eltransmission, distribution og -oplagring, der er omfattet af de energiinfrastrukturkategorier, som er fastsat i bilag II, punkt 1, litra a), b), c), d) og f), skal projektet bidrage væsentligt til bæredygtighed gennem integration af vedvarende energi i nettet og transmission eller distribution af energi produceret fra vedvarende energikilder til store forbrugscentre og oplagringssteder og til at reducere energiindskrænkningen, hvor det er relevant, og bidrage til mindst ét af følgende specifikke kriterier:
i)
markedsintegration, bl.a. ved at ophæve energiisolationen for mindst én medlemsstat og ved at reducere energiinfrastruktur-flaskehalse, konkurrence, interoperabilitet og systemfleksibilitet
ii)
forsyningssikkerhed, bl.a. gennem interoperabilitet, systemfleksibilitet, cybersikkerhed, hensigtsmæssige forbindelser og sikker og pålidelig systemdrift.
b)
For så vidt angår projekter vedrørende intelligente elnet, der er omfattet af energiinfrastrukturkategorien i bilag II, punkt 1, litra e), skal projektet bidrage væsentligt til bæredygtighed gennem integration af vedvarende energi i nettet samt mindst to af følgende specifikke kriterier:
i)
forsyningssikkerhed, bl.a. gennem effektivitet og interoperabilitet af eltransmissionen og -distributionen i den daglige drift af nettet, undgåelse af overbelastning og integration og inddragelse af netbrugerne
ii)
markedsintegration, bl.a. gennem effektiv systemdrift og brug af sammenkoblinger
iii)
netsikkerhed, fleksibilitet og forsyningskvalitet, bl.a. gennem øget anvendelse af innovation inden for balancering, fleksibilitetsmarkeder, cybersikkerhed, overvågning, systemkontrol og fejlkorrektion
iv)
intelligent sektorintegration, enten i energisystemet gennem forbindelse af forskellige energibærere og -sektorer, eller på en bredere måde, der favoriserer synergier og koordinering mellem energi-, transport- og telekommunikationssektorerne.
c)
For så vidt angår projekter om transport og lagring af kuldioxid, der er omfattet af energiinfrastrukturkategorierne i bilag II, punkt 5, bidrager projektet væsentligt til bæredygtighed gennem nedbringelse af kuldioxidemissioner i forbundne industriinstallationer og bidrager til samtlige følgende specifikke kriterier:
i)
undgåelse af kuldioxidemissioner og samtidig opretholdelse af forsyningssikkerheden
ii)
styrkelse af kuldioxidtransports og -lagrings modstandsdygtighed og sikkerhed
iii)
effektiv anvendelse af ressourcerne ved at muliggøre sammenkobling af flere kuldioxidkilder og -lagringssteder via fælles infrastruktur og minimering af miljøbelastningen og risici.
d)
For så vidt angår brintprojekter, der er omfattet af de energiinfrastrukturkategorier, som er fastsat i bilag II, punkt 3, bidrager projektet væsentligt til bæredygtighed, bl.a. ved at reducere drivhusgasemissioner, fremme udbredelsen af vedvarende eller kulstoffattig brint med fokus på brint fra vedvarende energikilder, navnlig slutanvendelsesapplikationer såsom sektorer, hvor det er vanskeligt at nedbringe emissionerne, og hvor mere energieffektive løsninger ikke er gennemførlige, og støtte variabel elproduktion fra vedvarende energikilder ved at tilbyde fleksibilitet og/eller lagringsløsninger og projektet bidrager væsentligt til mindst ét af følgende specifikke kriterier:
i)
markedsintegration, bl.a. ved at forbinde eksisterende eller nye brintnet i medlemsstaterne eller på anden måde bidrage til etableringen af et EU-dækkende net til transport og lagring af brint, og sikring af interoperabilitet mellem forbundne systemer
ii)
forsyningssikkerhed og fleksibilitet, bl.a. gennem hensigtsmæssige forbindelser og fremme af sikker og pålidelig systemdrift
iii)
konkurrence, bl.a. ved at give adgang til flere forsyningskilder og netbrugere på et gennemsigtigt og ikke-diskriminerende grundlag.
e)
For elektrolyseanlæg, der er omfattet af energiinfrastrukturkategorien i bilag II, punkt 4, bidrager projektet væsentligt til alle følgende specifikke kriterier:
i)
bæredygtighed, bl.a. ved at reducere drivhusgasemissioner og fremme udbredelsen af vedvarende eller kulstoffattig brint, navnlig fra vedvarende kilder, såvel som syntetiske brændstoffer fra disse kilder
ii)
forsyningssikkerhed, bl.a. ved at bidrage til sikker, effektiv og pålidelig systemdrift eller ved at tilbyde lagring, fleksibilitetsløsninger eller begge dele såsom prisfleksibelt elforbrug og balanceringstjenester
iii)
fremme af fleksibilitetsydelser såsom fleksibelt elforbrug og lagring ved at fremme intelligent integration af energisektoren gennem etablering af forbindelser til andre energibærere og -sektorer.
f)
For så vidt angår projekter vedrørende intelligente gasnet, der er omfattet af energiinfrastrukturkategorien i bilag II, punkt 2, bidrager projektet væsentligt til bæredygtighed ved at sikre integrationen af flere forskellige og navnlig vedvarende, herunder lokale, kulstoffattige gasser såsom biometan eller vedvarende brint i gastransmission, -distribution eller lagringssystemer, og dette projekt bidrager væsentligt til mindst ét af følgende specifikke kriterier:
i)
netsikkerhed og forsyningskvalitet ved at forbedre effektiviteten og interoperabiliteten af gastransmission, distribution eller lagringssystemer i den daglige drift af nettet ved bl.a. at imødegå udfordringer, der opstår som følge af injektion af gasser af forskellig kvalitet
ii)
markedets funktion og kundeservice
iii)
fremme af intelligent integration af energisektoren gennem etablering af forbindelser til andre energibærere og -sektorer og mulighed for efterspørgselsreaktion.
4.   For så vidt angår projekter, der er omfattet af energiinfrastrukturkategorierne i bilag II, vurderes bidraget til kriterierne i stk. 3 i denne artikel i overensstemmelse med de indikatorer, der er anført i bilag IV, punkt 3-8.
5.   Med henblik på at lette vurderingen af alle projekter, der vil kunne udvælges som projekter af fælles interesse, og som vil kunne optages på en regional liste, vurderer hver gruppe projektets bidrag til gennemførelsen af samme prioriterede energiinfrastrukturkorridor eller område på gennemsigtig og objektiv vis. Hver gruppe skal fastlægge sin vurderingsmetode på grundlag af det akkumulerede bidrag til kriterierne omhandlet i stk. 3. Denne vurdering skal munde ud i en rangordning af projekterne til gruppens interne brug. Hverken den regionale liste eller EU-listen skal omfatte nogen rangorden, ej heller skal rangordenen anvendes til noget efterfølgende formål andet end som fastsat i bilag III, afsnit 2, punkt 16.
I forbindelse med vurderingen af projekterne skal hver gruppe, for at sikre en ensartet vurderingsmetode blandt grupperne, endvidere tage behørigt hensyn til:
a)
hvor hastende det enkelte foreslåede projekt er, og hvad det bidrager med, med sigte på opfyldelsen af Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet og mål om markedsintegration, konkurrence, bæredygtighed og forsyningssikkerhed
b)
hvert foreslået projekts komplementaritet med andre foreslåede projekter, herunder konkurrerende eller potentielt konkurrerende projekter
c)
mulige synergier med prioriterede korridorer og tematiske områder identificeret inden for rammerne af tværeuropæiske transport- og telekommunikationsnet
d)
for foreslåede projekter, der på tidspunktet for evalueringen er projekter på EU-listen, fremskridtene med gennemførelsen og deres overholdelse af rapporterings- og gennemsigtighedsforpligtelserne.
For så vidt angår projekter vedrørende intelligente elnet og intelligente gasnet, der er omfattet af energiinfrastrukturkategorierne i bilag II, punkt 1, litra e), og punkt 2, rangordnes de projekter, der påvirker de samme to medlemsstater, ligesom der også tages behørigt hensyn til antallet af brugere, som berøres af projektet, det årlige energiforbrug og andelen af produktion fra ikke-regulerbare ressourcer i det område, hvor disse brugere befinder sig.
Artikel 5
Gennemførelse og overvågning af projekter på EU-listen
1.   Projektiværksættere udarbejder en gennemførelsesplan for projekter på EU-listen, hvori bl.a. indgår en tidsplan for:
a)
gennemførligheds- og projekteringsundersøgelser, herunder for så vidt angår klimatilpasning og overholdelse af miljølovgivningen og princippet om »ikke at gøre væsentlig skade«
b)
godkendelse fra nationale regulerende myndigheder eller enhver anden berørt myndighed
c)
anlægsarbejder og ibrugtagning
d)
tilladelsesprocessen, der er omhandlet i artikel 10, stk. 6, litra b).
2.   TSO'er, DSO'er og andre operatører samarbejder med hinanden med det formål at lette udviklingen af projekter på EU-listen inden for deres område.
3.   Agenturet og de berørte grupper overvåger, hvilke fremskridt der gøres med gennemførelsen af projekter på EU-listen, og fremsætter de nødvendige anbefalinger til foranstaltninger beregnet til at lette deres gennemførelse. Grupperne kan anmode om yderligere oplysninger i overensstemmelse med stk. 4, 5 og 6, indkalde til møder med relevante parter og opfordre Kommissionen til at kontrollere de fremsendte oplysninger på stedet.
4.   Senest den 31. december i året efter det år, hvor et projekt optages på EU-listen, fremsender projektiværksætteren en årsrapport for hvert projekt, der er omfattet af kategorierne i bilag II, til den nationale kompetente myndighed, der er omhandlet i artikel 8, stk. 1.
Rapporten skal indeholde nærmere oplysninger om:
a)
fremskridtene for så vidt angår udvikling, bygning og ibrugtagning af projektet, navnlig med hensyn til tilladelsesprocessen og høringsproceduren, overholdelse af miljølovgivningen og af princippet om, at projektet »ikke gør væsentlig skade« på miljøet, samt de klimatilpasningsforanstaltninger, der er truffet
b)
eventuelle forsinkelser i forhold til gennemførelsesplanen, årsagerne til disse forsinkelser og eventuelle andre vanskeligheder
c)
hvor det er relevant, en revideret plan for afhjælpning af forsinkelser.
5.   De i artikel 8, stk. 1, omhandlede kompetente myndigheder forelægger senest den 28. februar hvert år efter det år, hvor projektiværksætteren skal indsende rapporten som omhandlet i nærværende artikels stk. 4, agenturet og den relevante gruppe den i nærværende artikels stk. 4 omhandlede rapport suppleret med oplysninger om fremskridt og, hvis det er relevant, forsinkelser i gennemførelsen af projekter på EU-listen, som er placeret på deres respektive område, for så vidt angår tilladelsesprocesserne, og om årsagerne til disse forsinkelser. De kompetente myndigheders bidrag til rapporten skal være tydeligt mærket som sådan og udarbejdet uden at ændre den tekst, som projektiværksætteren har fremlagt.
6.   Senest den 30. april hvert år, i hvilket en ny EU-liste skal vedtages, forelægger agenturet grupperne en samlet rapport om de projekter på EU-listen, der henhører under de nationale regulerende myndigheders kompetence, hvori de nåede fremskridt og de forventede ændringer i projektudgifterne evalueres, og hvori der, hvis det er hensigtsmæssigt, fremsættes anbefalinger til afhjælpning af opståede forsinkelser og vanskeligheder. Denne konsoliderede rapport omfatter i overensstemmelse med artikel 11, litra b), i forordning (EU) 2019/942 også en evaluering af den konsekvente gennemførelse af de EU-dækkende netudviklingsplaner for de prioriterede energiinfrastrukturkorridorer og -områder i bilag I.
I behørigt begrundede tilfælde kan agenturet anmode om yderligere oplysninger, der måtte være nødvendige for, at det kan udføre sine opgaver i henhold til nærværende stykke.
7.   Er ibrugtagningen af et projekt på EU-listen forsinket i forhold til gennemførelsesplanen af andre end tungtvejende årsager, der ligger uden for projektiværksætterens kontrol, finder følgende foranstaltninger anvendelse:
a)
For så vidt at de foranstaltninger, der er omhandlet i artikel 22, stk. 7, litra a), b) eller c), i direktiv 2009/73/EF og artikel 51, stk. 7, litra a), b) eller c), i direktiv (EU) 2019/944, finder anvendelse i henhold til den pågældende nationale ret, sikrer de nationale regulerende myndigheder, at investeringen gennemføres.
b)
Hvis foranstaltningerne truffet af de nationale regulerende myndigheder i henhold til litra a) ikke finder anvendelse, vælger projektiværksætteren senest 24 måneder fra datoen for ibrugtagningen i gennemførelsesplanen en tredjepart til at finansiere eller bygge hele eller en del af projektet.
c)
Er der ikke valgt en tredjepart i henhold til litra b), kan medlemsstaten eller den nationale regulerende myndighed, hvis medlemsstaten har truffet bestemmelse herom, senest to måneder efter udløbet af fristen i litra b) udpege en tredjepart til at finansiere eller bygge projektet, som skal accepteres af projektiværksætteren.
d)
Hvis forsinkelsen i forhold til datoen for ibrugtagning i gennemførelsesplanen overstiger 26 måneder, kan Kommissionen på de i aftalen fastsatte betingelser og i fuldt samarbejde med de berørte medlemsstater, iværksætte en indkaldelse af forslag, som er åben for enhver tredjepart, der er i stand til at blive projektiværksætter, med det formål at færdiggøre projektet i henhold til en aftalt tidsplan.
e)
Hvor foranstaltningerne omhandlet i litra c) eller d) finder anvendelse, giver den systemoperatør, i hvis område investeringen er beliggende, de gennemførende operatører eller investorer eller tredjeparter alle de oplysninger, der er nødvendige for at realisere investeringen, tilslutter nye aktiver til transmissionsnettet eller, hvor det er relevant, distributionsnettet, og overordnet set gør sit bedste for at lette gennemførelsen af investeringen og befordre sikker, pålidelig og effektiv drift og vedligeholdelse af projektet på EU-listen.
8.   Et projekt på EU-listen kan fjernes fra EU-listen i henhold til proceduren i artikel 3, stk. 4, hvis optagelsen på listen skete på grundlag af forkerte oplysninger, som var afgørende for optagelsen, eller hvis projektet ikke er i overensstemmelse med EU-retten.
9.   Projekter, der ikke længere er opført på EU-listen, mister alle rettigheder og forpligtelser, der er knyttet til den status som projekt af fælles interesse eller projekt af gensidig interesse, der følger af denne forordning.
Dog gælder, at et projekt, som ikke længere er opført på EU-listen, men for hvilken den kompetente myndighed har godkendt en ansøgning til behandling bibeholder de rettigheder og forpligtelser, der er anført i kapitel III, undtagen i tilfælde hvor projektet er fjernet fra EU-listen af de grunde, der er fastsat i denne artikels stk. 8.
10.   Denne artikel berører ikke eventuel finansiel støtte fra Unionen, der er ydet til et projekt på EU-listen inden dets fjernelse fra EU-listen.
Artikel 6
EU-koordinatorer
1.   Får et projekt af fælles interesse betydelige vanskeligheder med gennemførelsen, kan Kommissionen efter aftale med de pågældende medlemsstater udpege en EU-koordinator for en periode på op til et år, og denne periode kan forlænges to gange.
2.   EU-koordinatoren har til opgave at:
a)
fremme projekter, for hvilke vedkommende er udpeget som EU-koordinator, og fremme den grænseoverskridende dialog mellem projektiværksætterne og alle berørte interessenter
b)
bistå alle parter efter behov i forbindelse med høring af berørte interessenter, i givet fald foreslå og drøfte alternative linjeføringer og fremskaffe de nødvendige tilladelser til projekter
c)
rådgive projektiværksætterne om finansiering af projektet, hvor det er relevant
d)
sikre, at de berørte medlemsstater sørger for passende støtte og strategisk ledelse i forbindelse med forberedelsen og gennemførelsen af projekterne
e)
forelægge Kommissionen en rapport hvert år og, hvor det er relevant, ved udløbet af sit mandat, om de fremskridt, der er gjort med projekterne, og om eventuelle vanskeligheder og hindringer, der sandsynligvis vil føre til en betydelig forsinkelse af ibrugtagningsdatoen for projekterne.
Kommissionen fremsender den i litra e) omhandlede EU-koordinators rapport til Europa-Parlamentet og de berørte grupper.
3.   EU-koordinatoren vælges efter en åben, ikkediskriminerende og gennemsigtig proces og ud fra en kandidats erfaringer med de særlige opgaver, koordinatoren pålægges i forbindelse med de pågældende projekter.
4.   Afgørelsen om udpegelse af en EU-koordinator fastlægger de nærmere betingelser for udpegelsen, herunder dens varighed, de specifikke opgaver med tilhørende frister og hvilke metoder der skal anvendes. Koordineringsindsatsen skal stå i rimeligt forhold til projekternes kompleksitet og anslåede omkostninger.
5.   De berørte medlemsstater samarbejder fuldt ud med EU-koordinatoren under udførelsen af de opgaver, der er omhandlet i stk. 2 og 4.
KAPITEL III
Tilladelsesprocessen og offentlighedens deltagelse
Artikel 7
Prioriteret status for projekter på EU-listen
1.   Vedtagelsen af EU-listen fastslår med henblik på eventuelle beslutninger truffet under tilladelsesprocessen nødvendigheden af projekterne på EU-listen set i et energipolitisk og klimamæssigt perspektiv uden at berøre projektets nøjagtige beliggenhed, rutelægning eller teknologi.
Dette stykke finder ikke anvendelse på konkurrerende projekter eller på projekter, der ikke er tilstrækkeligt modne til at være genstand for en projektspecifik cost-benefit-analyse, jf. bilag III, afsnit 2, punkt 1, litra d), eller på projekter af fælles interesse.
2.   For at sikre en effektiv administrativ behandling af ansøgninger vedrørende projekter på EU-listen sikrer projektiværksætterne og alle berørte myndigheder, at disse sager gives den hurtigst mulige behandling i overensstemmelse med EU-retten og national ret.
3.   I tilfælde, hvor en sådan status eksisterer i national ret, gives projekter på EU-listen status som projekter af størst mulig national betydning og behandles som sådanne i tilladelsesprocessen og, hvis national ret tillader det, i den fysiske planlægning, herunder de processer, der vedrører miljøvurdering, i det omfang og på den måde, det er fastsat i national ret for den pågældende type energiinfrastruktur, uden at det berører de forpligtelser, der hidrører fra EU-retten.
4.   Alle procedurer for tvistbilæggelse, retstvister, behandling af ankesager samt domstolsprøvelser i forbindelse med projekter på EU-listen ved de nationale domstole, retter, paneler, herunder mægling eller voldgift, hvor disse findes i national ret, behandles som presserende, hvis og i det omfang der er fastsat sådanne hasteprocedurer i national ret.
5.   Medlemsstaterne vurderer under behørig hensyntagen til den omhandlede vejledning, der er udstedt af Kommissionen om effektivisering af miljøvurderingsprocedurerne for projekter på EU-listen, hvilke lovgivningsmæssige og ikke-lovgivningsmæssige foranstaltninger, der er påkrævet for at effektivisere miljøvurderingsprocedurerne og sikre en sammenhængende gennemførelse af disse procedurer, og underretter Kommissionen om resultaterne af denne vurdering.
6.   Senest den 24. marts 2023 træffer medlemsstaterne de ikkelovgivningsmæssige foranstaltninger, de har udpeget, jf. stk. 5.
7.   Senest den 24. juni 2023 træffer medlemsstaterne de lovgivningsmæssige foranstaltninger, de har udpeget, jf. stk. 5. Disse lovgivningsmæssige foranstaltninger berører ikke de forpligtelser, der hidrører fra EU-retten.
8.   For så vidt angår de miljøvirkninger, der er omhandlet i artikel 6, stk. 4, i direktiv 92/43/EØF og artikel 4, stk. 7, i direktiv 2000/60/EF, betragtes projekter på EU-listen som værende i den offentlige interesse ud fra et energipolitisk synspunkt og kan anses for at være af væsentlig samfundsinteresse, forudsat at alle betingelserne i de nævnte direktiver er opfyldt.
Hvis der kræves en udtalelse fra Kommissionen i henhold til direktiv 92/43/EØF, sikrer Kommissionen og den nationale kompetente myndighed omhandlet i artikel 9 i denne forordning, at afgørelsen med hensyn til et projekts væsentlige samfundsinteresse træffes inden for de frister, der er fastsat i denne forordnings artikel 10, stk. 1 og 2.
Dette stykke finder ikke anvendelse på konkurrerende projekter eller på projekter, der ikke er tilstrækkeligt modne til at være genstand for en projektspecifik cost-benefit-analyse, jf. bilag III, afsnit 2, punkt 1, litra d), eller på projekter af fælles interesse.
Artikel 8
Tilrettelæggelse af tilladelsesproceduren
1.   Senest den 23. juni 2022 opdaterer hver medlemsstat, om nødvendigt, den nationale kompetente myndighed, der er udpeget til at være ansvarlig for at lette og koordinere tilladelsesprocessen for projekter på EU-listen.
2.   Den nationale kompetente myndigheds ansvar, jf. stk. 1, eller de opgaver, der er knyttet til myndigheden, kan uddelegeres eller udføres af en anden myndighed, enten pr. projekt på EU-listen eller pr. kategori af projekt på EU-listen, forudsat at:
a)
den nationale kompetente myndighed underretter Kommissionen om uddelegeringen og at oplysningerne heri offentliggøres af enten den nationale kompetente myndighed eller projektiværksætteren på det websted, der er omhandlet i artikel 9, stk. 7
b)
kun én myndighed er ansvarlig for hvert projekt på EU-listen, og den fungerer som det eneste kontaktpunkt for projektiværksætteren i forløbet op til, at den samlede afgørelse for et givent projekt på EU-listen træffes, og samordner fremlæggelsen af alle relevante dokumenter og oplysninger.
Med forbehold af de tidsfrister, der er fastsat i artikel 10, stk. 1 og 2, kan den nationale kompetente myndighed bibeholde ansvaret for at fastsætte tidsfrister.
3.   Den nationale kompetente myndighed tager, uden at dette berører de relevante krav i henhold til EU-retten, international ret og, i det omfang den ikke er i modstrid hermed, national ret, skridt til at lette udstedelsen af den samlede afgørelse. Den samlede afgørelse udstedes inden for de frister, der er fastsat i artikel 10, stk. 1 og 2, og i henhold til en af følgende ordninger:
a)
Den integrerede ordning:
Den samlede afgørelse træffes af den nationale kompetente myndighed og er som resultatet af den lovpligtige tilladelsesproces den eneste retligt bindende afgørelse. Berøres andre myndigheder af projektet, kan de i overensstemmelse med national ret fremsætte deres holdninger som input til proceduren, og den nationale kompetente myndighed tager hensyn til dem.
b)
Den koordinerede ordning:
Den samlede afgørelse omfatter en række individuelle retligt bindende afgørelser fra flere berørte myndigheder, som samordnes af den nationale kompetente myndighed. Den nationale kompetente myndighed kan nedsætte en arbejdsgruppe, hvori alle de berørte myndigheder er repræsenterede, med henblik på at udarbejde en detaljeret tidsplan for tilladelsesprocessen i henhold til artikel 10, stk. 6, litra b), og til at overvåge og samordne gennemførelsen heraf. Den nationale kompetente myndighed skal efter høring af de øvrige berørte myndigheder, og i nødvendigt omfang i overensstemmelse med national ret, og uden at det tilsidesætter de i artikel 10, stk. 1 og 2, fastsatte tidsfrister, i hver individuel sag fastsætte en rimelig tidsfrist, inden for hvilken de individuelle afgørelser skal udstedes. Den nationale kompetente myndighed kan træffe en individuel afgørelse på vegne af en anden berørt national myndighed, hvis en afgørelse fra den pågældende myndighed ikke foreligger inden for den fastsatte tidsfrist, og hvis forsinkelsen ikke er behørigt begrundet; eller den nationale kompetente myndighed kan, såfremt der er fastsat bestemmelse herom i national ret, og i det omfang dette er i overensstemmelse med EU-retten, anlægge den betragtning, at en anden national myndighed enten har givet tilladelse til eller afslag på projektet, hvis afgørelsen fra denne myndighed ikke foreligger inden for tidsfristen. Er der fastsat bestemmelse herom i en medlemsstats nationale ret, kan den nationale kompetente myndighed tilsidesætte en individuel afgørelse, der træffes af en anden berørt national myndighed, hvis den finder, at afgørelsen ikke er fyldestgørende begrundet ud fra den tilgrundliggende dokumentation, der forelægges af den pågældende nationale myndighed; den nationale kompetente myndighed påser i forbindelse hermed, at de relevante krav i EU-retten og i international ret overholdes, og angiver grundene for sin afgørelse.
c)
Samarbejdsordning:
Den samlede afgørelse koordineres af den nationale kompetente myndighed. Den nationale kompetente myndighed skal efter høring af de øvrige berørte myndigheder, og i nødvendigt omfang i overensstemmelse med national ret, og uden at det tilsidesætter de i artikel 10, stk. 1 og 2, fastsatte tidsfrister, i hver individuel sag fastsætte en rimelig tidsfrist, inden for hvilken de individuelle afgørelser skal udstedes. Myndigheden fører tilsyn med de berørte myndigheders overholdelse af tidsfristerne.
Medlemsstaterne gennemfører ordningerne på en måde, der i henhold til national ret bidrager til den mest effektive og rettidige udstedelse af den samlede afgørelse.
De berørte myndigheders kompetence kan enten indarbejdes i den udpegede nationale kompetente myndighed, der er udpeget i overensstemmelse med stk. 1, eller de berørte myndigheder kan, i et vist omfang, bevare deres uafhængige kompetence i overensstemmelse med den respektive tilladelsesordning, som medlemsstaten har valgt i overensstemmelse med dette stykke for at lette udstedelsen af den samlede afgørelse og samarbejde med den nationale kompetente myndighed herom.
Forventes den berørte myndigheds individuelle afgørelse ikke truffet inden tidsfristens udløb, skal den pågældende myndighed straks underrette den nationale kompetente myndighed og angive grundene til forsinkelsen. Den nationale kompetente myndighed fastsætter derefter en ny tidsfrist for, hvornår den individuelle afgørelse skal træffes, under overholdelse af de overordnede tidsfrister, der er fastsat i artikel 10, stk. 1 og 2.
Medlemsstaterne vælger blandt de tre ordninger, der er omhandlet i første afsnit, litra a), b) og c), til at lette og samordne deres procedurer og vælger at gennemføre den mest virkningsfulde ordning i lyset af de nationale særtræk ved deres planlægnings- og tilladelsesprocesser. Vælger en medlemsstat samarbejdsordningen, skal den underrette Kommissionen om begrundelsen for sit valg.
4.   Medlemsstaterne kan anvende ordningerne fastsat i stk. 3 til onshore- og offshoreprojekter på EU-listen.
5.   Forudsætter et projekt på EU-listen, at der træffes afgørelser i to eller flere medlemsstater, tager de relevante nationale kompetente myndigheder alle nødvendige skridt til at sikre et effektivt samarbejde og effektiv indbyrdes kommunikation, herunder hvad angår de i artikel 10, stk. 6 omhandlede bestemmelser. Medlemsstaterne bestræber sig på at etablere fælles procedurer, især med hensyn til vurderingen af miljøpåvirkninger.
6.   De relevante nationale kompetente myndigheder i de medlemsstater, der er involveret i et projekt på EU-listen, der tilhører en af de prioriterede offshorenetkorridorer fastsat i bilag I, afsnit 2, udpeger i fællesskab et unikt kontaktpunkt for projektiværksættere for hvert projekt, som skal have ansvaret for at lette udvekslingen af oplysninger mellem de nationale kompetente myndigheder om tilladelsesprocessen for projektet med henblik på at lette denne proces såvel som de relevante nationale kompetente myndigheders udstedelse af afgørelser. De unikke kontaktpunkter kan fungere som en database, der samler eksisterende dokumenter vedrørende projekterne.
Artikel 9
Gennemsigtighed og offentlighedens deltagelse
1.   Senest den 24. oktober 2023 offentliggør medlemsstaten eller den nationale kompetente myndighed, og hvor det er relevant i samarbejde med de andre berørte myndigheder, en ajourført proceduremanual om tilladelsesprocesserne for projekter på EU-listen, der mindst skal omfatte de oplysninger, der er anført i bilag VI, punkt 1. Manualen er ikke juridisk bindende, men skal indeholde henvisning til eller uddrag af relevante juridiske bestemmelser. De nationale kompetente myndigheder skal, hvis det er relevant, samarbejde og finde synergier med myndighederne i de tilstødende lande med henblik på at udveksle gode praksisser og fremme tilladelsesprocessen, især ved udarbejdelsen af deres håndbog om processerne.
2.   Med forbehold af miljølovgivningen og kravene i Århuskonventionen og Esbokonventionen og relevant EU-ret, følger alle parter, der er involveret i tilladelsesprocessen, principperne for offentlighedens deltagelse i bilag VI, punkt 3.
3.   Projektiværksætteren skal inden for en vejledende periode på tre måneder efter påbegyndelsen af tilladelsesprocessen i henhold til artikel 10, stk. 3, udarbejde og forelægge den nationale kompetente myndighed et koncept for offentlighedens deltagelse efter det forløb, der er skitseret i den i stk. 1 i nærværende artikel omhandlede håndbog, og i overensstemmelse med de retningslinjer, der er opstillet i bilag VI. Den nationale kompetente myndighed anmoder om ændringer eller godkender konceptet for offentlighedens deltagelse inden for tre måneder efter modtagelsen af konceptet, idet den tager enhver form for offentlig deltagelse og høring, som fandt sted forud for indledningen på tilladelsesprocessen, i betragtning, i det omfang denne offentlige deltagelse og høring opfylder kravene i nærværende artikel.
I tilfælde af at projektiværksætteren agter at foretage væsentlige ændringer af et godkendt koncept for offentlighedens deltagelse, underretter vedkommende den nationale kompetente myndighed herom. Den nationale kompetente myndighed kan i så fald anmode om modifikation.
4.   Hvis dette ikke allerede er påkrævet i henhold til national ret efter de samme eller højere standarder, gennemfører projektiværksætteren eller, hvis dette er fastsat i national ret, den nationale kompetente myndighed mindst én offentlig høring, før projektiværksætteren indgiver den endelige og fuldstændige ansøgning indgives til den nationale kompetente myndighed, jf. artikel 10, stk. 7. Dette berører ikke en offentlig høring, som skal gennemføres efter indgivelsen af ansøgningen om tilladelse, jf. artikel 6, stk. 2, i direktiv 2011/92/EU. Den offentlige høring har til formål at informere de interessenter, der er omhandlet i bilag VI, punkt 3, litra a), om projektet på et tidligt tidspunkt og bidrage til at fastslå den bedst egnede placering, linjeføring eller teknologi, herunder om nødvendigt, under hensyntagen til overvejelser om tilstrækkelige klimatilpasningsbetragtninger i forbindelse med projektet, alle de virkninger, der er relevante i henhold til EU-ret og national ret, og de relevante spørgsmål, der skal behandles i ansøgningen. Mindstekravene gældende for denne offentlige høring er præciseret i bilag VI, punkt 5. Uden at dette berører proceduremæssige regler og gennemsigtighedsregler i medlemsstaterne offentliggør projektiværksætteren på det websted, der er omhandlet i stk. 7 i nærværende artikel, en rapport, som forklarer, hvordan der er blevet taget hensyn til de udtalelser, der er fremsat under de offentlige høringer, ved at vise, hvilke ændringer der er foretaget med hensyn til projektets placering, linjeføring og udformning, eller ved at angive grundene til, at der ikke er taget hensyn til disse udtalelser.
Projektiværksætteren udarbejder en rapport, som sammenfatter resultaterne af aktiviteter i forbindelse med offentlighedens deltagelse forud for indgivelsen af ansøgningen, herunder de aktiviteter der fandt sted inden indledningen af tilladelsesprocessen.
Projektiværksætteren indgiver rapporten som omhandlet i første og andet afsnit sammen med ansøgningen til den nationale kompetente myndighed. Der tages behørigt hensyn til disse resultater i den samlede afgørelse.
5.   For projekter, der passerer to eller flere medlemsstaters grænser, afholdes de offentlige høringer i henhold til stk. 4 i hver berørt medlemsstat inden for en periode på to måneder fra den dato, hvor den første offentlige høring begyndte.
6.   For projekter, der i en eller flere tilstødende medlemsstater sandsynligvis får en betydelig negativ grænseoverskridende virkning, for hvilke artikel 7 i direktiv 2011/92/EU og Esbokonventionen finder anvendelse, stilles de relevante oplysninger til rådighed for de nationale kompetente myndigheder i de tilstødende medlemsstater. De nationale kompetente myndigheder i de tilstødende medlemsstater meddeler, hvis hensigtsmæssigt i forbindelse med anmeldelsesprocessen, om de eller en anden berørt myndighed ønsker at deltage i de relevante offentlige høringsprocedurer.
7.   Projektiværksætteren opretter og ajourfører regelmæssigt et websted med relevante oplysninger om projektet af fælles interesse, og dette websted skal være knyttet til Kommissionens websted og gennemsigtighedsplatformen, der er omhandlet i artikel 23, og opfylde kravene i bilag VI, punkt 6. Kommercielt følsomme oplysninger skal behandles fortroligt.
Projektiværksættere skal desuden offentliggøre relevante oplysninger via andre passende informationskanaler, som offentligheden har fri adgang til.
Artikel 10
Varighed og gennemførelse af tilladelsesproceduren
1.   Tilladelsesprocessen opdeles i to procedurer:
a)
proceduren før indgivelse af ansøgningen, som finder sted inden for en vejledende periode på 24 måneder, og som dækker perioden mellem datoen for starten af tilladelsesprocessen og datoen for den nationale kompetente myndigheds accept af den indsendte ansøgning, og
b)
den lovpligtige tilladelsesproces, som ikke må vare længere end 18 måneder, og som dækker perioden fra datoen for accept af den indsendte ansøgning, og indtil den kompetente myndighed træffer en samlet afgørelse.
Med hensyn til første afsnit, litra b), kan medlemsstaterne fastsætte en lovpligtig tilladelsesproces, der er kortere end 18 måneder, hvis det anses for hensigtsmæssigt.
2.   Den nationale kompetente myndighed sikrer, at den kombinerede varighed af de to procedurer, der er omhandlet i stk. 1, ikke overstiger 42 måneder.
Finder den nationale kompetente myndighed imidlertid, at den ene eller begge procedurer ikke vil blive færdiggjort inden fristens udløb, jf. stk. 1, kan den inden udløbet og fra sag til sag beslutte at forlænge den ene eller begge frister. Den nationale kompetente myndighed må ikke forlænge den kombinerede varighed af de to procedurer med mere end ni måneder undtagen under særlige omstændigheder.
Hvis den nationale kompetente myndighed forlænger fristerne, skal den informere den berørte gruppe og forelægge gruppen de foranstaltninger, der er truffet, eller skal træffes, med henblik på at færdiggøre tilladelsesprocessen med mindst mulig forsinkelse. Gruppen kan anmode om, at den nationale kompetente myndighed regelmæssigt aflægger rapport om de fremskridt, der er gjort i denne henseende, og om årsagerne til eventuelle forsinkelser.
3.   Med henblik på at fastlægge startdatoen for tilladelsesprocessen anmelder projektiværksætterne skriftligt projektet til den nationale kompetente myndighed i hver berørt medlemsstat og medsender en rimeligt detaljeret beskrivelse af projektet.
Senest tre måneder efter modtagelsen af denne anmeldelse skal den nationale kompetente myndighed, eventuelt på vegne af andre berørte myndigheder, skriftligt anerkende eller, hvis den finder, at projektet ikke er modent nok til at påbegynde tilladelsesprocessen, skriftligt give afslag på anmeldelsen. I tilfælde af afslag skal den nationale kompetente myndighed angive grundene til sin afgørelse, herunder på vegne af andre berørte myndigheder. Datoen for underskrift af den nationale kompetente myndigheds anerkendelse af anmeldelsen gælder som startdatoen for tilladelsesprocessen. Er to eller flere medlemsstater involveret, er det datoen for den nationale kompetente myndigheds accept af den sidste anmeldelse, der gælder som startdatoen for tilladelsesprocessen.
De nationale kompetente myndigheder sikrer, at tilladelsesprocessen fremskyndes i overensstemmelse med dette kapitel for hver kategori af projekt af fælles interesse. Med henblik herpå tilpasser de nationale kompetente myndigheder deres krav til startdatoen for tilladelsesprocessen og datoen for accept af den indsendte ansøgning, så de passer til projekter, der som følge af deres karakter, omfang eller manglende krav til miljøvurdering i henhold til national ret måtte kræve færre beføjelser og tilladelser for at være klar til realiseringsfasen. Medlemsstaterne kan beslutte, at proceduren før indgivelse af ansøgningen, jf. denne artikels stk. 1 og 6, ikke er påkrævet for de projekter, der er omhandlet i nærværende afsnit.
4.   De nationale kompetente myndigheder tager under tilladelsesprocessen hensyn til alle anerkendte undersøgelser, der er gennemført, og tilladelser eller godkendelser, der er udstedt for et givet projekt på EU-listen, inden projektet påbegyndte tilladelsesprocessen i overensstemmelse med denne artikel, og må ikke kræve gentagelse af undersøgelser og tilladelser eller godkendelser.
5.   I medlemsstater, hvor fastlæggelsen af en rute eller beliggenhed, der udelukkende foretages med henblik på et planlagt projekt, herunder planlægningen af specifikke korridorer for netinfrastruktur, ikke kan inkluderes i den proces, der fører frem til den samlede afgørelse, skal den tilsvarende afgørelse træffes inden for en separat periode på seks måneder med begyndelse fra datoen for iværksætterens indgivelse af den endelige og fuldstændige ansøgningsdokumentation.
Under de omstændigheder, der er beskrevet i dette stykkes første afsnit, forkortes den forlængelse, der er omhandlet i stk. 2, andet afsnit, til seks måneder, undtagen under særlige omstændigheder, herunder for den procedure, der er omhandlet i dette stykke.
6.   Proceduren før indgivelse af ansøgningen omfatter følgende trin:
a)
Hurtigst muligt og senest seks måneder efter anmeldelsen, jf. stk. 3, første afsnit, fastlægger den nationale kompetente myndighed, på grundlag af tjeklisten, der er omhandlet i bilag VI, punkt 1, litra e), i nært samarbejde med de øvrige berørte myndigheder, og i hensigtsmæssigt omfang på grundlag af et forslag fra projektiværksætteren, omfanget af den dokumentation og detaljeringsgraden af de oplysninger, som projektiværksætteren skal indgive som en del af ansøgningen med henblik på en samlet afgørelse.
b)
Den nationale kompetente myndighed udarbejder i nært samarbejde med projektiværksætteren og andre berørte myndigheder og under hensyntagen til resultaterne af de aktiviteter, der gennemføres i medfør af dette stykkes litra a), en detaljeret tidsplan for tilladelsesprocessen, i overensstemmelse med retningslinjerne i bilag VI, punkt 2.
c)
Ved modtagelse af sagsakterne til ansøgningsudkastet fremsætter den nationale kompetente myndighed om nødvendigt på egne vegne eller på vegne af andre berørte myndigheder anmodning til projektiværksætteren om at indsende manglende oplysninger vedrørende de anmodede elementer, der er omhandlet i litra a).
Proceduren før indgivelse af ansøgningen omfatter udarbejdelse af miljørapporter, som skal udarbejdes af projektiværksætterne efter behov, herunder klimatilpasningsdokumentationen.
Senest tre måneder efter fremsendelse af de manglende oplysninger, der er omhandlet i første afsnit, litra c), accepterer den kompetente myndighed at behandle ansøgningen skriftligt eller på digitale platforme, idet den indleder den lovpligtige tilladelsesproces, der er omhandlet i stk. 1, litra b). Der kan fremsættes anmodninger om yderligere oplysninger, men kun hvis de er begrundede i nye omstændigheder.
7.   Projektiværksætteren sørger for ansøgningens fuldstændighed og fyldestgørende kvalitet og indhenter den nationale kompetente myndigheds udtalelse om dette så tidligt som muligt i løbet af tilladelsesprocessen. Projektiværksætteren samarbejder fuldt ud med den nationale kompetente myndighed med sigte på at overholde fristerne i denne forordning.
8.   Medlemsstaterne bestræber sig på at sikre, at eventuelle ændringer af den nationale lovgivning ikke fører til forlængelse af tilladelsesprocesser, der er påbegyndt forud for disse ændringers ikrafttræden. Med henblik på at opretholde en fremskyndet tilladelsesproces for projekter på EU-listen tilpasser de nationale kompetente myndigheder på passende vis den tidsplan, der er fastsat i overensstemmelse med denne artikels stk. 6, litra b), for så vidt muligt at sikre, at de frister for tilladelsesprocessen, der er fastsat i denne artikel, ikke overskrides.
9.   De i denne artikel fastsatte frister berører ikke de forpligtelser, der følger af EU-retten og international ret, og heller ikke de administrative appelprocedurer og retslige afhjælpningsmuligheder ved domstolene.
De frister, der er fastsat i denne artikel for en hvilken som helst af tilladelsesprocedurerne, berører ikke eventuelle kortere frister, der fastsættes af medlemsstaterne.
KAPITEL IV
Planlægning af infrastruktur på tværs af sektorer
Artikel 11
Cost-benefit-analyser af energisystemet som helhed
1.   ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas udarbejder sammenhængende udkast til metoder for den enkelte sektor, herunder vedrørende den energinet- og markedsmodel, der er omhandlet i denne artikels stk. 10, for en harmoniseret cost-benefit-analyse af energisystemet som helhed på EU-plan for projekter på EU-listen, der er omfattet af energiinfrastrukturkategorierne i bilag II, punkt 1, litra a), b), d) og f), og punkt 3.
Metoderne omhandlet i dette stykkes første afsnit udarbejdes i overensstemmelse med principperne i bilag V, baseres på fælles antagelser, der giver mulighed for projektsammenligning, og skal stemme overens med Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet samt med de regler og indikatorer, der er fastsat i bilag IV.
Metoderne omhandlet i dette stykkes første afsnit anvendes til udarbejdelsen af hver efterfølgende tiårige netudviklingsplan, som dækker hele Unionen, der udarbejdes af ENTSO'en for elektricitet i henhold til artikel 30 i forordning (EU) 2019/943 og af ENTSO'en for gas i henhold til artikel 8 i forordning (EF) nr. 715/2009.
Senest den 24. april 2023 offentliggør og forelægger ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas medlemsstaterne, Kommissionen og agenturet deres respektive sammenhængende udkast til metoder for den enkelte sektor efter at have indsamlet input fra de relevante interessenter under den høringsproces, der er omhandlet i stk. 2.
2.   Inden de fremsender deres respektive udkast til metoder for medlemsstaterne, Kommissionen og agenturet i overensstemmelse med stk. 1, offentliggør ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas et foreløbigt udkast til metoder og gennemfører en omfattende høringsproces og indhenter henstillinger fra medlemsstaterne og som minimum de organisationer, der repræsenterer alle relevante interessenter, herunder enheden for distributionssystemoperatører i Unionen, der er oprettet i henhold til artikel 52 i forordning (EU) 2019/943 (EU DSO-enhed), sammenslutninger, der er involveret i el-, gas- og brintmarkeder, opvarmning og køling, kulstofopsamling og -lagring samt interessenter inden for CO
2
-opsamling og -udnyttelse, uafhængige forsyningsvirksomheder, operatører inden for prisfleksibelt elforbrug, organisationer, der beskæftiger sig med energieffektivitetsløsninger, energiforbrugersammenslutninger, repræsentanter for civilsamfundet og, hvis det skønnes hensigtsmæssigt, de nationale regulerende myndigheder og andre nationale myndigheder.
Senest tre måneder efter offentliggørelsen af det foreløbige udkast til metoder i henhold til første afsnit kan de interessenter, der er omhandlet i nævnte afsnit, indgive en henstilling.
Det europæiske videnskabelige rådgivende organ om klimaændringer, der er oprettet i henhold til artikel 10a i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 401/2009 
(
31
)
, kan på eget initiativ forelægge udkastet til metoder en udtalelse.
Hvor det er relevant, forelægger og offentliggør medlemsstaterne og de interessenter, der er omhandlet i første afsnit, deres henstillinger, og det europæiske videnskabelige rådgivende organ om klimaændringer forelægger og offentliggør sin udtalelse for agenturet og, hvis det er relevant, ENTSO'en for elektricitet eller ENTSO'en for gas.
Høringsprocessen skal være åben, rettidig og gennemsigtig. ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas udarbejder og offentliggør en rapport om høringsprocessen.
ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas angiver grundene hertil, hvis de ikke eller kun delvis har taget hensyn til henstillingerne fra medlemsstaterne eller interessenterne samt fra de nationale myndigheder eller udtalelsen fra det europæiske videnskabelige rådgivende organ om klimaændringer.
3.   Senest tre måneder efter modtagelse af udkastet til metoderne sammen med de indkomne bidrag i forbindelse med høringen og rapporten om høringen afgiver agenturet en udtalelse til ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas. Agenturet afgiver sin udtalelse til ENTSO'en for elektricitet, ENTSO'en for gas, medlemsstaterne og Kommissionen og offentliggør den på sit websted.
4.   Senest tre måneder efter modtagelse af udkastet til metoderne kan medlemsstaterne afgive deres udtalelser til ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas og Kommissionen. For at lette høringen kan Kommissionen arrangere særlige møder i grupperne for at drøfte udkastet til metoderne.
5.   Senest tre måneder efter modtagelsen af agenturets og medlemsstaternes udtalelser, jf. stk. 3 og 4, ændrer ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas deres respektive metoder for fuldt ud at tage hensyn til agenturets og medlemsstaternes udtalelser og forelægger dem sammen med agenturets udtalelse for Kommissionen til godkendelse. Kommissionen træffer afgørelse senest tre måneder efter forelæggelsen af metoderne af henholdsvis ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas.
6.   Senest to uger efter Kommissionens godkendelse offentliggør ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas deres respektive metoder på deres websteder, jf. stk. 5. De offentliggør de tilhørende inputdatasæt og andre relevante net-, laststrøms- og markedsdata i en tilstrækkelig nøjagtig form, jf. dog restriktionerne i henhold til national ret og relevante aftaler om fortrolighed. Kommissionen og agenturet påser, at de selv og enhver part, der udfører et analytisk arbejde for dem på grundlag af disse data, behandler de modtagne data fortroligt.
7.   Metoderne ajourføres og forbedres jævnligt i overensstemmelse med proceduren i stk. 1-6. De ændres navnlig efter forelæggelse af modellen for energinet og -markeder, der er omhandlet i stk. 10. Agenturet kan på eget initiativ eller på behørigt begrundet anmodning fra nationale regulerende myndigheder eller interessenter anmode om sådanne ajourføringer og forbedringer med grundene og en rimelig frist, efter formelt at have hørt de organisationer, der repræsenterer alle relevante interessenter, jf. stk. 2, første afsnit, og Kommissionen. Agenturet offentliggør de anmodninger fra nationale regulerende myndigheder eller interessenter og alle de relevante ikkekommercielle, følsomme dokumenter, der foranlediger en anmodning fra agenturet om en opdatering eller forbedring.
8.   For projekter, der er omfattet af energiinfrastrukturkategorierne i bilag II, punkt 1, litra c) og e), og i punkt 2, 4 og 5, sikrer Kommissionen udviklingen af metoder til en harmoniseret cost-benefit-analyse af energisystemet som helhed på EU-plan. Disse metoder skal med hensyn til fordele og omkostninger være forenelige med de metoder, der er udviklet af ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas. Agenturet fremmer, med støtte fra nationale regulerende myndigheder, sammenhængen mellem disse metoder og de metoder, som er udarbejdet af ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas. Metoderne udvikles på en gennemsigtig måde, herunder gennem omfattende høring af medlemsstaterne og alle relevante interessenter.
9.   Agenturet opstiller og offentliggør hvert tredje år et sæt indikatorer og tilhørende referenceværdier til sammenligning af investeringsomkostninger pr. enhed for sammenlignelige projekter under de energiinfrastrukturkategorier, der indgår i bilag II. Projektiværksættere forelægger de ønskede data for de nationale regulerende myndigheder og agenturet.
Agenturet offentliggør de første indikatorer for de infrastrukturkategorier, der er fastsat i bilag II, punkt 1, 2 og 3, senest den 24. april 2023, i det omfang der foreligger data til beregning af robuste indikatorer og referenceværdier. Disse referenceværdier kan anvendes af ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas til de cost-benefit-analyser, der foretages for de efterfølgende tiårige netudviklingsplaner, som dækker hele Unionen.
Agenturet offentliggør de første indikatorer for de energiinfrastrukturkategorier, der er fastsat i bilag II, punkt 4 og 5, senest den 24. april 2025.
10.   Senest den 24. juni 2025 forelægger ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas efter en omfattende høring af de interessenter, der er omhandlet i stk. 2, første afsnit, i fællesskab Kommissionen og agenturet en sammenhængende og gradvis integreret model, der sikrer sammenhæng mellem enkeltsektorbaserede metoder baseret på fælles antagelser, som både omfatter el-, gas- og brinttransmissionsinfrastruktur såvel som oplagringsfaciliteter, anlæg til flydende naturgas og elektrolyseanlæg, og som dækker de prioriterede energiinfrastrukturkorridorer og -områder, der er anført i bilag I, og som er udarbejdet i overensstemmelse med principperne i bilag V.
11.   Den i stk. 10 omhandlede model dækker som minimum de relevante sektorers sammenkoblinger på alle trin i infrastrukturplanlægningen, særlig scenarier, teknologier og rumlig opløsning, identifikation af infrastrukturhuller, navnlig med hensyn til grænseoverskridende kapacitet, og projektevaluering.
12.   Efter Kommissionens godkendelse af den i stk. 10 omhandlede model efter proceduren i stk. 1-5, inkluderes modellen i metoderne, som omhandlet i stk. 1, som skal ændres i overensstemmelse hermed.
13.   Mindst hvert femte år, begyndende med godkendelsen i henhold til stk. 10, og oftere, hvis det er nødvendigt, ajourføres modellen og de sammenhængende cost-benefit-metoder for den enkelte sektor efter den i stk. 7 omhandlede procedure.
Artikel 12
Scenarier for de tiårige netudviklingsplaner
1.   Senest den 24. januar 2023 offentliggør agenturet, efter at have gennemført en omfattende høringsproces, der inddrager Kommissionen, medlemsstaterne, ENTSO'en for elektricitet, ENTSO'en for gas, EU DSO-enheden og som minimum de organisationer, som repræsenterer sammenslutninger, der er involveret i el-, gas- og brintmarkeder, opvarmning og køling, kulstofopsamling og -lagring samt interessenter inden for CO
2
-opsamling og -udnyttelse, uafhængige forsyningsvirksomheder, operatører inden for prisfleksibelt elforbrug, organisationer, der beskæftiger sig med energieffektivitetsløsninger, energiforbrugersammenslutninger og repræsentanter for civilsamfundet, overordnede retningslinjer for de fælles scenarier, der skal udvikles af ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas. Disse retningslinjer ajourføres regelmæssigt efter behov.
Retningslinjerne fastlægger kriterier for en gennemsigtig, ikkediskriminerende og robust udarbejdelse af scenarierne, hvor bedste praksisser inden for vurdering af infrastruktur og netudviklingsplanlægning tages i betragtning. Retningslinjerne har også til formål at sikre, at de tilgrundliggende scenarier for ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas er fuldt ud i tråd med princippet om energieffektivitet først og med Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet og tager hensyn til Kommissionens seneste foreliggende scenarier samt, hvor det er relevant, de nationale energi- og klimaplaner.
Det europæiske videnskabelige rådgivende organ om klimaændringer kan på eget initiativ give input til, hvordan man sikrer, at scenarierne opfylder Unionens 2030-mål for energi og klima og dets 2050-mål om klimaneutralitet. Agenturet tager behørigt hensyn til dette input i de overordnede retningslinjer, der er omhandlet i første afsnit.
Agenturet angiver grundene hertil, hvis det ikke eller kun delvis har taget hensyn til henstillingerne fra medlemsstaterne, interessenterne og det europæiske videnskabelige rådgivende organ om klimaændringer.
2.   ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas følger agenturets overordnede retningslinjer i forbindelse med udarbejdelse af fælles scenarier, der skal anvendes til de tiårige netudviklingsplaner, som dækker hele Unionen.
De fælles scenarier skal også omfatte et langsigtet perspektiv frem til 2050 og omfatte mellemliggende trin, hvor det er relevant.
3.   ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas opfordrer de organisationer, som repræsenterer alle relevante interessenter, herunder EU DSO-enheden, sammenslutninger, der er involveret i el-, gas- og brintmarkeder, opvarmning og køling, kulstofopsamling og -lagring samt interessenter inden for CO
2
-opsamling og -udnyttelse, uafhængige forsyningsvirksomheder, operatører inden for prisfleksibelt elforbrug, organisationer, der beskæftiger sig med energieffektivitetsløsninger, energiforbrugersammenslutninger og repræsentanter for civilsamfundet, til at deltage i processen for udvikling af scenarier, navnlig i centrale elementer såsom antagelser, og hvordan de afspejles i data om scenarier.
4.   ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas offentliggør og forelægger agenturet, medlemsstaterne og Kommissionen udkastet til rapporten om fælles scenarier med henblik på deres udtalelse.
Det europæiske videnskabelige rådgivende organ om klimaændringer kan på eget initiativ afgive udtalelse om rapporten om fælles scenarier.
5.   Senest tre måneder efter datoen for modtagelse af udkastet til rapporten om fælles scenarier sammen med de indkomne bidrag i forbindelse med høringen og en rapport over, hvordan der er taget hensyn hertil, forelægger agenturet ENTSO'en for elektricitet, ENTSO'en for gas, medlemsstaterne og Kommissionen sin udtalelse om scenariernes overensstemmelse med de overordnede retningslinjer, der er omhandlet i stk. 1, første afsnit, herunder eventuelle henstillinger om ændringer.
Inden for samme frist kan det europæiske videnskabelige rådgivende organ om klimaændringer på eget initiativ afgive udtalelse om scenariernes forenelighed med Unionens 2030-mål for energi og klima og dets 2050-mål om klimaneutralitet.
6.   Senest tre måneder efter modtagelsen af den i stk. 5 omhandlede udtalelse godkender Kommissionen under hensyntagen til agenturets og medlemsstaternes udtalelser udkastet til rapporten om fælles scenarier eller anmoder ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas om at ændre den.
ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas angiver grunde, der forklarer, hvordan enhver anmodning fra Kommissionen om ændringer er blevet behandlet.
Hvis Kommissionen ikke godkender rapporten om fælles scenarier, forelægger den ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas en begrundet udtalelse.
7.   Senest to uger efter godkendelsen af rapporten om fælles scenarier, jf. stk. 6, offentliggør ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas deres rapport på deres websteder. De offentliggør også de tilhørende input- og outputdata i en form, der er tilstrækkelig klar og nøjagtig til, at en tredjepart kan gengive resultaterne, under behørig hensyntagen til national ret og relevante aftaler om fortrolighed samt følsomme oplysninger.
Artikel 13
Konstatering af infrastrukturhuller
1.   Senest seks måneder efter godkendelse af rapporten om fælles scenarier i henhold til artikel 12, stk. 6, og hvert andet år derefter offentliggør ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas rapporter vedrørende infrastrukturhuller inden for rammerne af de tiårige netudviklingsplaner, som dækker hele Unionen.
Ved vurdering af infrastrukturhullerne baserer ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas deres analyse på de scenarier, der er fastsat i henhold til artikel 12, gennemfører princippet om energieffektivitet først og prioriterer alle relevante alternativer til ny infrastruktur. Når der overvejes nye infrastrukturløsninger, skal alle relevante omkostninger, herunder til netforstærkning, tages i betragtning i forbindelse med vurderingen af infrastrukturhuller.
Vurderingen af infrastrukturhuller skal navnlig fokusere på de infrastrukturhuller, som potentielt kan hæmme opnåelsen af Unionens energi- og klimamål for 2030 og Unionens mål om klimaneutralitet i 2050.
Forud for offentliggørelsen af deres respektive rapporter gennemfører ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas en omfattende høringsproces, der inddrager alle relevante interessenter, herunder EU DSO-enheden, sammenslutninger, der er involveret i el-, gas- og brintmarkeder, opvarmning og køling, kulstofopsamling og -lagring samt interessenter inden for CO
2
-opsamling og -udnyttelse, uafhængige forsyningsvirksomheder, operatører inden for prisfleksibelt elforbrug, organisationer, der beskæftiger sig med energieffektivitetsløsninger, energiforbrugersammenslutninger og repræsentanter for civilsamfundet, agenturet og alle medlemsstaternes repræsentanter, der er en del af de relevante prioriterede energiinfrastrukturkorridorer, der er anført i bilag I.
2.   ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas forelægger agenturet og Kommissionen samt medlemsstaterne deres respektive udkast til rapporten om infrastrukturhuller med henblik på deres udtalelse.
3.   Senest tre måneder efter modtagelse af rapporten om infrastrukturhuller sammen med de indkomne bidrag i forbindelse med høringen og en rapport over, hvordan der er taget hensyn hertil, forelægger Agenturet ENTSO'en for elektricitet eller ENTSO'en for gas og Kommissionen og medlemsstaterne sin udtalelse og gør den offentligt tilgængelig.
4.   Senest tre måneder efter modtagelse af agenturets udtalelse, jf. stk. 3, udarbejder Kommissionen under hensyntagen til agenturets udtalelse og med input fra medlemsstaterne sit udkast til udtalelse og forelægger den for ENTSO'en for elektricitet eller ENTSO'en for gas.
5.   ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas tilpasser deres rapporter om infrastrukturhuller under behørig hensyntagen til agenturets udtalelse og i overensstemmelse med Kommissionens og medlemsstaternes udtalelser og gør dem offentligt tilgængelige.
KAPITEL V
Offshorenet for integration af energi fra vedvarende kilder
Artikel 14
Planlægning af offshorenet
1.   Senest den 24. januar 2023 indgår medlemsstaterne med støtte fra Kommissionen inden for deres specifikke prioriterede offshorenetkorridorer, jf. bilag I, afsnit 2, under hensyntagen til de særlige forhold og udviklingen i hver region en ikkebindende aftale om at samarbejde om målene for offshoreproduktion af vedvarende energi, der skal etableres i hvert havområde senest i 2050, med mellemliggende skridt i 2030 og 2040, i overensstemmelse med deres nationale energi- og klimaplaner og potentialet for offshore vedvarende energi i hvert havområde.
Denne ikkebindende aftale indgås skriftligt for hvert havområde, der er forbundet med medlemsstaternes område, og berører ikke medlemsstaternes ret til at udvikle projekter vedrørende deres søterritorium og eksklusive økonomiske zone. Kommissionen udstikker retningslinjer for arbejdet i grupperne.
2.   Senest den 24. januar 2024 og en del af den tiårige EU-dækkende netudviklingsplan derefter hvert andet år udarbejder og offentliggør ENTSO'en for elektricitet, med inddragelse af de relevante TSO'er, de nationale regulerende myndigheder, medlemsstaterne og Kommissionen, og i overensstemmelse med den ikkebindende aftale, jf. denne artikels stk. 1, som en særskilt rapport, der er en del af den tiårige EU-dækkende netudviklingsplan, strategiske integrerede offshorenetudviklingsplaner på højt niveau for hvert havområde, i overensstemmelse med de prioriterede offshorenetkorridorer, som omhandlet i bilag I, under hensyntagen til miljøbeskyttelse og andre anvendelser af havet.
Ved udarbejdelsen af de strategiske integrerede offshorenetudviklingsplaner på højt plan inden for den frist, der er fastsat i stk. 1, tager ENTSO'en for elektricitet hensyn til de ikkebindende aftaler, der er omhandlet i stk. 1, med henblik på udviklingen af scenarier for den tiårige EU-dækkende netudviklingsplan.
De strategiske integrerede offshorenetudviklingsplaner på højt plan giver et overblik på højt plan over potentielle offshoreproduktionskapaciteter og de heraf følgende offshorenetbehov, herunder potentielt behov for sammenkoblinger, hybridprojekter, radiale forbindelser, forstærkninger og brintinfrastruktur.
3.   De strategiske integrerede offshorenetudviklingsplaner på højt plan skal være i overensstemmelse med de regionale investeringsplaner, der offentliggøres i henhold til artikel 34, stk. 1, i forordning (EU) 2019/943, og integreres i de tiårige EU-dækkende netudviklingsplaner for at sikre en sammenhængende udvikling af planlægningen af onshore- og offshorenet og de nødvendige forstærkninger.
4.   Senest den 24. december 2024 og derefter hvert andet år ajourfører medlemsstaterne deres ikkebindende aftaler, jf. denne artikels stk. 1, herunder i lyset af resultaterne af anvendelsen af cost-benefit- og omkostningsdelingen på de prioriterede offshorenetkorridorer, når disse resultater foreligger.
5.   Efter hver ajourføring af de ikkebindende aftaler i overensstemmelse med stk. 4 ajourfører ENTSO'en for elektricitet for hvert havområde de strategiske integrerede offshorenetudviklingsplaner på højt niveau inden for den næste tiårige EU-dækkende netudviklingsplan, som omhandlet i stk. 2.
Artikel 15
Grænseoverskridende omkostningsdeling for offshorenet for vedvarende energi
1.   Senest den 24. juni 2024 udarbejder Kommissionen med inddragelse af medlemsstaterne, relevante TSO'er, agenturet og de nationale regulerende myndigheder retningslinjer for en specifik cost-benefit- og omkostningsdeling for udrulningen af de integrerede offshorenetudviklingsplaner for havområder jf. artikel 14, stk. 2, i overensstemmelse med de ikkebindende aftaler som omhandlet i artikel 14, stk. 1. Disse retningslinjer skal være kompatible med artikel 16, stk. 1. Kommissionen ajourfører sin vejledning, når det er relevant, under hensyntagen til resultaterne af dens gennemførelse.
2.   Senest den 24. juni 2025 forelægger ENTSO'en for elektricitet, med inddragelse af de relevante TSO'er, agenturet, de nationale regulerende myndigheder og Kommissionen resultaterne af anvendelsen af cost-benefit- og omkostningsdelingsmetoderne på de prioriterede offshorenetkorridorer.
KAPITEL VI
Reguleringsmæssig ramme
Artikel 16
Fremme af investeringer med en grænseoverskridende virkning
1.   De effektivt afholdte investeringsomkostninger, der ekskluderer vedligeholdelsesomkostninger, i forbindelse med et projekt af fælles interesse, som er omfattet af energiinfrastrukturkategorierne i bilag II, punkt 1, litra a), b), c), d) og f), og projekter af fælles interesse, der er omfattet af energiinfrastrukturkategorien i bilag II, punkt 3, hvis de er omfattet af de nationale regulerende myndigheders kompetence i hver af de berørte medlemsstater, afholdes af den relevante TSO eller af transmissionsinfrastrukturens projektiværksættere i de medlemsstater, som projektet giver en positiv nettovirkning og betales af netbrugerne gennem tarifferne for netadgang i disse medlemsstater, for så vidt de ikke er dækket af overbelastningsafgifter eller øvrige afgifter.
2.   For et projekt af fælles interesse, der er omfattet af energiinfrastrukturkategorierne i bilag II, punkt 1, litra a), b), c), d) og f), og punkt 3, finder bestemmelserne i denne artikel anvendelse, hvis mindst én projektiværksætter anmoder de relevante nationale myndigheder om at anvende disse på projektets omkostninger.
Projekter, der er omfattet af energiinfrastrukturkategorien i bilag II, punkt 1, litra e), og punkt 2, kan benytte sig af bestemmelserne i denne artikel, hvis mindst én projektiværksætter anmoder de relevante nationale myndigheder om at anvende denne.
Har projektet flere projektiværksættere, anmoder den relevante nationale regulerende myndighed straks alle projektiværksættere om at indsende den fælles investeringsanmodning i henhold til stk. 4.
3.   For et projekt af fælles interesse, som stk. 1 finder anvendelse på, holder projektiværksætterne alle berørte nationale regulerende myndigheder regelmæssigt underrettet, mindst én gang om året og indtil projektet er taget i brug, om projektets forløb og fastlæggelsen af de dermed forbundne omkostninger og virkninger.
4.   Så snart et projekt af fælles interesse har nået en tilstrækkelig modenhedsgrad og forventes at være klar til påbegyndelse af konstruktionsfasen inden for de næste 36 måneder, indsender projektiværksætterne efter at have hørt TSO'erne fra de medlemsstater, som projektet giver en betydelig positiv nettovirkning, en investeringsanmodning. Denne investeringsanmodning omfatter en anmodning om en grænseoverskridende omkostningsfordeling og skal forelægges alle berørte nationale regulerende myndigheder, ledsaget af alle følgende:
a)
en ajourført projektspecifik cost-benefit-analyse, der er i overensstemmelse med de metoder, der er udarbejdet i henhold til artikel 11, og som tager fordele i betragtning, der ligger uden for de medlemsstaters grænser, på hvis område projektet er placeret, ved mindst at tage hensyn til de fælles scenarier for netudviklingsplanlægning, der er omhandlet i artikel 12. Hvis der anvendes yderligere scenarier, skal disse være i overensstemmelse med Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet og underkastes en høring og kontrol på samme niveau som den i artikel 12 fastlagte proces. Agenturet er ansvarligt for at vurdere eventuelle yderligere scenarier og sikre, at de er i overensstemmelse med dette stykke
b)
en forretningsplan, som evaluerer projektets finansielle bæredygtighed, herunder den valgte finansieringsløsning, og, for et projekt af fælles interesse omfattet af energiinfrastrukturkategorien, der er omhandlet i bilag II, punkt 3, resultaterne af en markedsanalyse
c)
hvis projektiværksætterne er enige, et begrundet forslag til en grænseoverskridende omkostningsfordeling.
Er der flere projektiværksættere, som fremmer et projekt, indgives deres investeringsanmodning i fællesskab.
De relevante nationale regulerende myndigheder fremsender straks efter modtagelsen en kopi af hver investeringsanmodning til agenturet til orientering.
De relevante nationale regulerende myndigheder og agenturet behandler kommercielt følsomme oplysninger fortroligt.
5.   Senest seks måneder efter den dato, på hvilken investeringsanmodningen blev modtaget af den sidste af de relevante nationale regulerende myndigheder, træffer disse myndigheder efter høring af projektiværksætterne fælles koordinerede afgørelser om fordelingen af de effektivt afholdte investeringsomkostninger, der skal afholdes af hver systemoperatør for projektet, og om indregning heraf i tarifferne eller om afslag på investeringsanmodningen som helhed eller på en del af den, hvis det i den fælles analyse af de relevante nationale regulerende myndigheder konkluderes, at projektet som helhed eller en del af det ikke sikrer en betydelig nettofordel i nogen af de relevante nationale regulerende myndigheders medlemsstater. De relevante nationale regulerende myndigheder indregner de relevante effektivt afholdte investeringsomkostninger i tarifferne, som fastlagt i den i stk. 11 omhandlede henstilling, i overensstemmelse med fordelingen af de investeringsomkostninger, der skal afholdes af hver systemoperatør for projektet. For så vidt angår projekter på deres respektive medlemsstaters områder, vurderer de relevante nationale regulerende myndigheder derefter, efter behov, hvorvidt der kan opstå spørgsmål om økonomisk overkommelighed som følge af indregningen af investeringsomkostningerne i tarifferne.
Når de relevante nationale regulerende myndigheder fordeler omkostninger, tager de hensyn til følgende faktiske eller skønnede:
a)
overbelastningsafgifter eller øvrige afgifter
b)
indtægter, der stammer fra den kompensationsordning mellem TSO'erne, der er fastsat i artikel 49 i forordning (EU) 2019/943.
Ved afgørelsen om grænseoverskridende omkostningsfordeling tages der hensyn til de økonomiske, sociale og miljømæssige omkostninger og fordele ved projekterne i de berørte medlemsstater og behovet for at sikre en stabil finansieringsramme for udviklingen af projekter af fælles interesse, samtidig med at behovet for finansiel støtte minimeres.
Ved afgørelsen om grænseoverskridende omkostningsfordeling søger de relevante nationale regulerende myndigheder efter at have hørt de berørte TSO'er at opnå en fælles overenskomst, der er baseret på, men ikke begrænset til de i denne artikels, stk. 4, første afsnit, litra a) og b), specificerede oplysninger. Vurderingen af disse skal omfatte alle relevante scenarier som omhandlet i artikel 12 og andre scenarier for netudviklingsplanlægning og muliggøre en robust analyse af, hvor meget projektet af fælles interesse bidrager til Unionens energipolitiske mål om dekarbonisering, markedsintegration, konkurrence, bæredygtighed og forsyningssikkerhed. Hvis der anvendes yderligere scenarier, skal disse være i overensstemmelse med Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet og bør underkastes høring og kontrol på samme niveau som den i artikel 12 fastlagte proces.
Begrænser et projekt af fælles interesse negative eksternaliteter såsom »loop flows«, og gennemføres dette projekt af fælles interesse i den medlemsstat, hvor den negative eksternalitet har sin oprindelse, betragtes en sådan begrænsning ikke som en grænseoverskridende fordel og danner derfor ikke grundlag for at fordele omkostninger til TSO'en i de medlemsstater, der er berørt af disse negative eksternaliteter.
6.   De relevante nationale regulerende myndigheder skal, på basis af den i stk. 5 i denne artikel omhandlede grænseoverskridende omkostningsfordeling, tage hensyn til de faktiske omkostninger, som en TSO eller andre projektiværksættere påføres som følge af investeringerne, når den fastsætter eller godkender tariffer i overensstemmelse med artikel 41, stk. 1, litra a), i direktiv 2009/73/EF og artikel 59, stk. 1, litra a), i direktiv (EU) 2019/944, i det omfang disse omkostninger svarer til omkostningerne hos en effektiv og strukturelt sammenlignelig operatør.
De relevante regulerende myndigheder underretter straks agenturet om afgørelsen om omkostningsfordeling sammen med alle relevante oplysninger om denne afgørelse. Afgørelsen om omkostningsfordelingen skal navnlig omfatte en detaljeret redegørelse for, på hvilket grundlag omkostningerne blev fordelt mellem medlemsstaterne, herunder f.eks.:
a)
en evaluering af den identificerede indvirkning, herunder vedrørende nettariffer, på hver af de berørte medlemsstater
b)
en evaluering af den forretningsplan, der er omhandlet i stk. 4, første afsnit, litra b)
c)
regionale eller EU-dækkende positive eksternaliteter, såsom forsyningssikkerhed, systemfleksibilitet, solidaritet eller innovation, som projektet vil medføre
d)
resultatet af høringen af de berørte projektiværksættere.
Omkostningsfordelingsafgørelsen offentliggøres.
7.   De relevante nationale regulerende myndigheder underretter straks agenturet, hvis de ikke er nået til enighed om investeringsanmodningen senest seks måneder efter den dato, hvor anmodningen blev modtaget af den sidste af de relevante nationale regulerende myndigheder.
I dette tilfælde eller efter fælles anmodning fra de relevante nationale regulerende myndigheder er det agenturet, som senest tre måneder regnet fra datoen for forelæggelsen for agenturet træffer afgørelsen om investeringsanmodningen, herunder også den grænseoverskridende omkostningsfordeling, der er omhandlet i stk. 5.
Agenturet skal, inden det træffer en sådan afgørelse, rådføre sig med de relevante nationale regulerende myndigheder og projektiværksætterne. Den i andet afsnit omhandlede periode på tre måneder kan forlænges med yderligere to måneder, hvis agenturet ønsker at indhente supplerende oplysninger. Denne efterfølgende periode løber fra dagen efter modtagelsen af de fuldstændige oplysninger.
Agenturets vurdering skal omfatte alle relevante scenarier udarbejdet i henhold til artikel 12 og andre scenarier for netudviklingsplanlægning og i den forbindelse muliggøre en robust analyse af, hvor meget projektet af fælles interesse bidrager til Unionens energipolitiske mål om dekarbonisering, markedsintegration, konkurrence, bæredygtighed og forsyningssikkerhed. Hvis der anvendes yderligere scenarier, skal disse være i overensstemmelse med Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet og underkastes høring og kontrol på samme niveau som den i artikel 12 fastlagte proces.
Agenturet overlader i forbindelse med sin afgørelse om investeringsanmodningen, herunder også den grænseoverskridende omkostningsfordeling, beslutningen om, hvordan investeringsomkostningerne indregnes i tarifferne i overensstemmelse med den foreskrevne grænseoverskridende omkostningsfordeling, til de relevante nationale myndigheder på tidspunktet for gennemførelse af den afgørelse i henhold til national ret.
Afgørelsen om investeringsanmodningen, herunder den grænseoverskridende omkostningsfordeling offentliggøres. Artikel 25, stk. 3, og artikel 28 og 29 i forordning (EU) 2019/942 finder anvendelse.
8.   Agenturet fremsender straks en kopi af alle omkostningsfordelingsafgørelser sammen med alle relevante oplysninger vedrørende hver enkelt afgørelse til Kommissionen. Oplysningerne kan fremsendes i sammenfattet form. Kommissionen behandler forretningsmæssigt følsomme oplysninger fortroligt.
9.   Omkostningsfordelingsafgørelser berører ikke TSO'ers ret til at anvende og nationale regulerende myndigheders ret til at godkende afgifter for netadgang i overensstemmelse med artikel 13 i forordning (EF) nr. 715/2009, artikel 18, stk. 1 og stk. 3-6, i forordning (EU) 2019/943, artikel 32 i direktiv 2009/73/EF og artikel 6 i direktiv (EU) 2019/944.
10.   Denne artikel finder ikke anvendelse på projekter af fælles interesse, der har fået en undtagelse fra:
a)
artikel 32, 33 og 34 og artikel 41, stk. 6, 8 og 10, i direktiv 2009/73/EF i henhold til artikel 36 i nævnte direktiv
b)
artikel 19, stk. 2 og 3, i forordning (EU) 2019/943 eller en undtagelse fra artikel 6, artikel 59, stk. 7, og artikel 60, stk. 1, i direktiv (EU) 2019/944 i henhold til artikel 63 i forordning (EU) 2019/943
c)
regler om adskillelse eller regler om tredjepartsadgang i henhold til artikel 17 i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 714/2009 
(
32
)
 eller artikel 64 i forordning (EU) 2019/943 og artikel 66 i direktiv (EU) 2019/944.
11.   Senest den 24. juni 2023 vedtager agenturet en henstilling med det formål at indkredse gode praksisser for behandling af investeringsanmodninger vedrørende projekter af fælles interesse. Den henstilling ajourføres regelmæssigt efter behov, navnlig for at sikre overensstemmelse med principperne for grænseoverskridende omkostningsdeling for offshorenet for vedvarende energi, jf. artikel 15, stk. 1. Ved vedtagelse eller ændring af henstillingen gennemfører agenturet en omfattende høringsproces med deltagelse af alle relevante interessenter.
12.   Denne artikel finder tilsvarende anvendelse på projekter af gensidig interesse.
Artikel 17
Reguleringsmæssige incitamenter
1.   Pådrager en projektiværksætter sig større risici i forbindelse med udvikling, anlæg, drift eller vedligeholdelse af et projekt af fælles interesse, der er omfattet af de nationale regulerende myndigheders kompetence, sammenlignet med de risici, som normalt forekommer i forbindelse med et sammenligneligt infrastrukturprojekt, kan medlemsstaterne og de nationale regulerende myndigheder give passende incitamenter i forbindelse med det pågældende projekt i overensstemmelse med artikel 13 i forordning (EF) nr. 715/2009, artikel 18, stk. 1 og artikel 18, stk. 3-6, i forordning (EU) 2019/943, artikel 41, stk. 8, i direktiv 2009/73/EF og artikel 58, litra f), i direktiv (EU) 2019/944.
Første afsnit finder ikke anvendelse, hvis projektet af fælles interesse har fået en undtagelse:
a)
fra artikel 32, 33 og 34 og fra artikel 41, stk. 6, 8 og 10, i direktiv 2009/73/EF i henhold til artikel 36 i nævnte direktiv
b)
fra artikel 19, stk. 2 og 3, i forordning (EU) 2019/943 eller fra artikel 6, artikel 59, stk. 7, og artikel 60, stk. 1, i direktiv (EU) 2019/944 i henhold til artikel 63 i forordning (EU) 2019/943
c)
i henhold til artikel 36 i direktiv 2009/73/EF
d)
i henhold til artikel 17 i forordning (EF) nr. 714/2009.
2.   I tilfælde af en afgørelse om at give de i stk. 1 omhandlede incitamenter tager de nationale regulerende myndigheder hensyn til resultaterne af cost-benefit-analysen i overensstemmelse med de metoder, der er udarbejdet i henhold til artikel 11, og navnlig projektets regionale eller EU-dækkende positive eksternaliteter. De nationale regulerende myndigheder skal desuden analysere de særlige risici, som projektiværksætterne pådrager sig, de iværksatte risikobegrænsende foranstaltninger og grundene til denne risikoprofil i lyset af projektets positive nettovirkning, når det sammenlignes med mindre risikofyldte alternativer. Støtteberettigede risici omfatter navnlig risici knyttet til nye transmissionsteknologier, både på land og offshore, risici vedrørende underdækning af omkostninger og udviklingsrisici.
3.   Afgørelsen om at give incitamenter skal tage hensyn til den pådragne risikos specifikke karakter, og de tildelte incitamenter kan bl.a. omfatte en eller flere af følgende foranstaltninger:
a)
reglerne for foregribende investeringer
b)
reglerne for anerkendelse af effektivt afholdte omkostninger, der er påløbet før ibrugtagning af projektet
c)
reglerne om at give yderligere forrentning af den investerede kapital til projektet
d)
enhver anden foranstaltning, der anses for nødvendig og hensigtsmæssig.
4.   Senest den 24. januar 2023 forelægger hver national regulerende myndighed agenturet sine metoder og de kriterier, der er anvendt ved evalueringen af investeringer i energiinfrastrukturprojekter og de større risici i forbindelse med disse projekter, som er ajourført i forhold til den seneste lovgivningsmæssige, politiske, teknologiske og markedsmæssige udvikling. Disse metoder og kriterier skal også udtrykkeligt imødegå de specifikke risici i forbindelse med offshorenet til vedvarende energi som omhandlet i bilag II, punkt 1, litra f), og i forbindelse med projekter, som ganske vist har lave kapitaludgifter, men ikke desto mindre har betydelige driftsomkostninger.
5.   Senest den 24. juni 2023 bistår agenturet under behørig hensyntagen til de oplysninger, der er modtaget i henhold til stk. 4 i nærværende artikel, med at udveksle god praksis og fremsætter henstillinger i overensstemmelse med artikel 6, stk. 2 i forordning (EU) 2019/942 vedrørende begge af følgende:
a)
de i stk. 1 omhandlede incitamenter på grundlag af en benchmarking af de nationale regulerende myndigheders bedste praksis
b)
fælles metoder til at vurdere de større risici i forbindelse med investeringer i energiinfrastrukturprojekter.
6.   Senest den 24. september 2023 offentliggør hver national regulerende myndighed sine metoder og de kriterier, der er anvendt ved evalueringen af investeringer i energiinfrastrukturprojekter og de større risici i forbindelse med dem.
7.   Såfremt de i stk. 5 og 6 omhandlede foranstaltninger ikke er tilstrækkelige til at sikre rettidig gennemførelse af projekter af fælles interesse, kan Kommissionen udstede retningslinjer vedrørende de i denne artikel fastsatte incitamenter.
KAPITEL VII
Finansiering
Artikel 18
Projekter, som er berettiget til finansiel støtte fra Unionen i henhold til forordning (EU) 2021/1153
1.   Projekter af fælles interesse, der er omfattet af energiinfrastrukturkategorierne i artikel 24 og bilag II, kan komme i betragtning til finansiel støtte fra Unionen i form af tilskud til undersøgelser og finansielle instrumenter.
2.   Projekter af fælles interesse, der er omfattet af energiinfrastrukturkategorierne i artikel 24 og i bilag II, punkt 1, litra a), b), c), d) og f), og punkt 3, kan også komme i betragtning til finansiel støtte fra Unionen i form af tilskud til anlægsarbejder, hvis de opfylder samtlige følgende kriterier:
a)
den projektspecifikke cost-benefit-analyse udarbejdet i henhold til artikel 16, stk. 4, litra a), dokumenterer tilstedeværelsen af betydelige positive eksternaliteter såsom forsyningssikkerhed, systemfleksibilitet, solidaritet eller innovation
b)
projektet har modtaget en afgørelse om grænseoverskridende omkostningsfordeling i henhold til artikel 16, eller for projekter af fælles interesse, der er omfattet af energiinfrastrukturkategorien i bilag II, punkt 3, hvis de ikke falder ind under de nationale regulerende myndigheders kompetence, og som derfor ikke modtager en afgørelse om grænseoverskridende omkostningsfordeling, skal projektet have til formål at tilvejebringe tjenester på tværs af grænserne, teknologisk innovation og sikkerhed i netdriften på tværs af grænserne
c)
projektet kan ikke finansieres af markedet eller gennem den reguleringsmæssige ramme i overensstemmelse med forretningsplanen og andre vurderinger, navnlig dem, der er foretaget af mulige investorer, kreditorer eller af den nationale regulerende myndighed, idet der tages hensyn til en eventuel afgørelse om incitamenter og grundene hertil, jf. artikel 17, stk. 2, ved vurderingen af projektets behov for finansiel støtte fra Unionen.
3.   Projekter af fælles interesse, der gennemføres i overensstemmelse med procedurerne, der er omhandlet i artikel 5, stk. 7, litra d), er også berettiget til finansiel støtte fra Unionen i form af tilskud til anlægsarbejder, hvis de opfylder kriterierne i denne artikels stk. 2.
4.   Projekter af fælles interesse, der er omfattet af energiinfrastrukturkategorierne i bilag II, punkt 1, litra e), punkt 2 og punkt 5, er også berettiget til finansiel støtte fra Unionen i form af tilskud til anlægsarbejder, hvis de berørte projektiværksættere i en evaluering gennemført af den relevante nationale myndighed eller den nationale regulerende myndighed, hvor dette er relevant, klart kan påvise projekternes betydelige positive eksternaliteter, såsom forsyningssikkerhed, systemfleksibilitet, solidaritet eller innovation, og deres manglende kommercielle bæredygtighed i henhold til cost-benefit-analysen, forretningsplanen og andre vurderinger, som navnlig er foretaget af mulige investorer eller kreditorer eller, hvis dette er relevant, af en national regulerende myndighed.
5.   Denne artikel finder tilsvarende anvendelse på projekter af gensidig interesse.
Projekter af gensidig interesse er berettiget til finansiel støtte fra Unionen på de betingelser, der er fastsat i artikel 5, stk. 2, i forordning (EU) 2021/1153. For så vidt angår tilskud til anlægsarbejder er projekter af gensidig interesse berettiget til finansiel støtte fra Unionen, forudsat at de opfylder kriterierne i nærværende artikels stk. 2, og at projektet bidrager til Unionens overordnede energi- og klimapolitiske mål.
Artikel 19
Vejledning vedrørende kriterier for tildeling af finansiel støtte fra Unionen
De i denne forordnings artikel 4, stk. 3, anførte specifikke kriterier og de i denne forordnings artikel 4, stk. 5, anførte parametre finder også anvendelse på fastsættelsen af kriterier for tildeling af finansiel støtte fra Unionen i forordning (EU) 2021/1153. Kriterierne om markedsintegration, forsyningssikkerhed, konkurrence og bæredygtighed finder anvendelse på projekter af fælles interesse, der er omfattet af nærværende forordnings artikel 24.
KAPITEL VIII
Afsluttende bestemmelser
Artikel 20
Udøvelse af delegationen
1.   Beføjelsen til at vedtage delegerede retsakter tillægges Kommissionen på de i denne artikel fastlagte betingelser.
2.   Beføjelsen til at vedtage delegerede retsakter, jf. artikel 3, stk. 4, tillægges Kommissionen for en periode på syv år fra den 23. juni 2022. Kommissionen udarbejder en rapport vedrørende delegationen af beføjelser senest ni måneder inden udløbet af syvårsperioden. Delegationen af beføjelser forlænges stiltiende for perioder af samme varighed, medmindre Europa-Parlamentet eller Rådet modsætter sig en sådan forlængelse senest tre måneder inden udløbet af hver periode.
3.   Den i artikel 3, stk. 4, omhandlede delegation af beføjelser kan til enhver tid tilbagekaldes af Europa-Parlamentet eller Rådet. En afgørelse om tilbagekaldelse bringer delegationen af de beføjelser, der er angivet i den pågældende afgørelse, til ophør. Den får virkning dagen efter offentliggørelsen af afgørelsen i 
Den Europæiske Unions Tidende
 eller på et senere tidspunkt, der angives i afgørelsen. Den berører ikke gyldigheden af delegerede retsakter, der allerede er i kraft.
4.   Inden vedtagelsen af en delegeret retsakt hører Kommissionen eksperter, som er udpeget af hver enkelt medlemsstat, i overensstemmelse med principperne i den interinstitutionelle aftale af 13. april 2016 om bedre lovgivning.
5.   Så snart Kommissionen vedtager en delegeret retsakt, giver den samtidigt Europa-Parlamentet og Rådet meddelelse herom.
6.   En delegeret retsakt vedtaget i henhold til artikel 3, stk. 4, træder kun i kraft, hvis hverken Europa-Parlamentet eller Rådet har gjort indsigelse inden for en frist på to måneder fra meddelelsen af den pågældende retsakt til Europa-Parlamentet og Rådet, eller hvis Europa-Parlamentet og Rådet inden udløbet af denne frist begge har underrettet Kommissionen om, at de ikke agter at gøre indsigelse. Fristen forlænges med to måneder på Europa-Parlamentets eller Rådets initiativ.
Artikel 21
Rapportering og evaluering
Senest den 30. juni 2027 offentliggør Kommissionen en rapport om gennemførelsen af projekter på EU-listen og forelægger den for Europa-Parlamentet og Rådet. Denne rapport skal indeholde en evaluering af:
a)
de fremskridt, der er gjort med planlægning, udvikling, konstruktion og ibrugtagning af projekter på EU-listen, og, hvis det er relevant, forsinkelser i gennemførelsen og andre opståede vanskeligheder
b)
forpligtede og udbetalte EU-midler til projekter på EU-listen sammenlignet med den samlede værdi af de støttede projekter på EU-listen
c)
de fremskridt, der er gjort med hensyn til integration af vedvarende energikilder, herunder vedvarende offshoreenergikilder, og reducerede drivhusgasemissioner gennem planlægning, udvikling, konstruktion og ibrugtagning af projekter på EU-listen
d)
for så vidt angår sektorerne for el og vedvarende energi eller kulstoffattige gasser, herunder brint: udviklingen af niveauet for sammenkobling mellem medlemsstaterne, den tilhørende udvikling i energipriserne og antallet af netsystemsvigt, deres årsager og de dermed forbundne økonomiske omkostninger
e)
tilladelsesprocessen og offentlighedens deltagelse, navnlig:
i)
den gennemsnitlige og maksimale samlede varighed af tilladelsesprocesser for projekter på EU-listen, herunder varigheden af hver fase af proceduren før indgivelsen af tilladelsen, sammenlignet med fristerne ifølge de første større milepæle, jf. artikel 10, stk. 6
ii)
niveauet af modstand mod projekter på EU-listen, navnlig antal skriftlige indsigelser under den offentlige høring og antal retssager
iii)
bedste og innovativ praksis med hensyn til involvering af interessenter
iv)
bedste og innovativ praksis med hensyn til modvirkning af miljøpåvirkninger, herunder klimatilpasning, under tilladelsesprocesser og gennemførelse af projekter
v)
effektiviteten af de i artikel 8, stk. 3, fastsatte ordninger med hensyn til overholdelse af tidsfristerne i artikel 10, stk. 1 og 2
f)
regulering, navnlig:
i)
antal projekter af fælles interesse, som har fået en afgørelse om grænseoverskridende omkostningsfordeling i henhold til artikel 16
ii)
antal og type projekter af fælles interesse, der har modtaget særlige incitamenter i henhold til artikel 17
g)
denne forordnings effektivitet med hensyn til at bidrage til Unionens 2030-mål for energi og klima, og til omstillingen til klimaneutralitet senest i 2050.
Artikel 22
Revision
Senest den 30. juni 2027 foretager Kommissionen en revision af denne forordning på grundlag af resultaterne af den rapportering og evaluering, der er omhandlet i denne forordnings artikel 21, såvel som den overvågning, rapportering og evaluering, som er foretaget i henhold til artikel 22 og 23 i forordning (EU) 2021/1153.
Artikel 23
Information og offentlighed
Kommissionen opretter og forvalter en gennemsigtighedsplatform, som er let tilgængelig for offentligheden via internettet. Platformen ajourføres regelmæssigt med oplysninger fra rapporterne som omhandlet i artikel 5, stk. 4, og webstedet som omhandlet i artikel 9, stk. 7. Platformen skal indeholde følgende oplysninger:
a)
generelle, ajourførte oplysninger, herunder geografiske oplysninger, for hvert projekt på EU-listen
b)
den i artikel 5, stk. 1, fastsatte gennemførelsesplan for hvert projekt på EU-listen præsenteret på en måde, som gør det muligt at vurdere de fremskridt, der er gjort i forbindelse med gennemførelse, til enhver tid
c)
de vigtigste forventede fordele og bidraget til de mål, der er omhandlet i artikel 1, stk. 1, og omkostningerne for projekterne, undtagen kommercielt følsomme oplysninger
d)
EU-listen
e)
de midler, som er tildelt og udbetalt af Unionen til hvert enkelt projekt på EU-listen
f)
links til den nationale proceduremanual, der er omhandlet i artikel 9
g)
eksisterende havområdeundersøgelser og planer for hver prioriteret offshorenetkorridor, uden at eventuelle intellektuelle ejendomsrettigheder krænkes.
Artikel 24
Undtagelse for sammenkoblinger for Cypern og Malta
1.   For Cypern og Malta, der ikke er sammenkoblet med det transeuropæiske gasnet, gælder der en undtagelse fra artikel 3, artikel 4, stk. 1, litra a) og b), artikel 4, stk. 5, artikel 16, stk. 4, litra a), og bilag I, II og III, uden at det berører artikel 32, stk. 2. Én sammenkobling for hver af disse medlemsstater bevarer sin status af projekt af fælles interesse i henhold til denne forordning med alle relevante rettigheder og forpligtelser, hvis den pågældende sammenkobling:
a)
er under udvikling eller planlægning den 23. juni 2022
b)
har fået status af projekt af fælles interesse i henhold til forordning (EU) nr. 347/2013 og
c)
er nødvendig for at sikre disse medlemsstater permanent sammenkobling med det transeuropæiske gasnet.
Disse projekter skal sikre evnen til at få adgang til nye energimarkeder i fremtiden, herunder brintmarkedet.
2.   Projektiværksætterne fremlægger tilstrækkelig dokumentation for, hvordan de sammenkoblinger, der er omhandlet i stk. 1, vil give adgang til nye energimarkeder, herunder brintmarkedet, i overensstemmelse med Unionens overordnede energi- og klimapolitiske mål. Den pågældende dokumentation skal omfatte en vurdering af udbuddet af og efterspørgslen efter vedvarende eller kulstoffattig brint samt en beregning af reduktionen af drivhusgasemissioner som følge af projektet.
Kommissionen kontrollerer regelmæssigt denne vurdering og denne beregning samt den rettidige gennemførelse af projektet.
3.   Ud over de specifikke kriterier, der er fastsat i artikel 19 for finansiel bistand fra Unionen, skal de sammenkoblinger, der er omhandlet i nærværende artikels stk. 1, udformes med henblik på at sikre adgang til fremtidige energimarkeder, herunder brintmarkedet, og de må ikke føre til en forlængelse af levetiden for naturgasaktiver og skal sikre interoperabilitet med tilstødende net på tværs af grænserne. Enhver berettigelse til finansiel støtte fra Unionen i henhold til artikel 18 udløber den 31. december 2027.
4.   Enhver anmodning om finansiel støtte fra Unionen til anlægsarbejder skal klart påvise målet om at konvertere aktivet til et dedikeret brintaktiv senest i 2036, hvis markedsvilkårene tillader det, ved hjælp af en køreplan med en præcis tidsplan.
5.   Undtagelsen i stk. 1 finder anvendelse, indtil henholdsvis Cypern og Malta er direkte sammenkoblet med det transeuropæiske gasnet, eller indtil den 31. december 2029, alt efter hvilken dato der kommer først.
Artikel 25
Ændring til forordning (EF) nr. 715/2009
I forordning (EF) nr. 715/2009 affattes artikel 8, stk. 10, første afsnit, således:
»10.   »ENTSO'en for gas vedtager og offentliggør en europæisk netudviklingsplan, jf. stk. 3, litra b), hvert andet år. Den europæiske netudviklingsplan omfatter modellering af det integrerede net, herunder brintnet, udvikling af scenarier, en europæisk prognose om forsyningens tilstrækkelighed og en vurdering af systemets modstandsdygtighed.«
Artikel 26
Ændring til forordning (EU) 2019/942
I forordning (EU) 2019/942 affattes artikel 11, litra c) og d), således:
»c)
opfylde forpligtelserne i artikel 5, artikel 11, stk. 3, artikel 11, stk. 6-9, artikel 12, 13 og 17 og i bilag III til Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2022/869
 (
*1
)
, afsnit 2, punkt 12
d)
træffe beslutninger om investeringsanmodninger inklusiv grænseoverskridende omkostningsfordeling i henhold til artikel 16, stk. 7, i forordning (EU) 2022/869
Artikel 27
Ændring til forordning (EU) 2019/943
I forordning (EU) 2019/943 affattes artikel 48, stk. 1, første afsnit, således:
»1.   Den EU-dækkende netudviklingsplan, der er omhandlet i artikel 30, stk. 1, litra b), omfatter modellering af det integrerede net, herunder udvikling af scenarier og en vurdering af systemets modstandsdygtighed. Relevante inputparametre til modellering såsom antagelser om brændstof- og kulstofpriser eller tilslutning af vedvarende energisystemer skal være i fuld overensstemmelse med den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering, som er udarbejdet i henhold til artikel 23.«
Artikel 28
Ændring til direktiv 2009/73/EF
I artikel 41, stk. 1, i direktiv 2009/73/EF tilføjes følgende litra:
»v)
at opfylde forpligtelserne i artikel 3, artikel 5, stk. 7, og artikel 14-17 i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2022/869
 (
*2
)
Artikel 29
Ændring til direktiv (EU) 2019/944
I artikel 59, stk. 1, i direktiv (EU) 2019/944 tilføjes følgende litra:
»aa)
at opfylde forpligtelserne i artikel 3, artikel 5, stk. 7, og artikel 14-17 i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2022/869
 (
*3
)
.
Artikel 30
Overgangsbestemmelser
Denne forordning berører ikke udstedelse, opretholdelse eller ændring af den finansielle støtte, der ydes af Kommissionen i henhold til Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 1316/2013 
(
33
)
.
Kapitel III finder ikke anvendelse på projekter af fælles interesse, der har påbegyndt tilladelsesprocessen, og for hvilke en projektiværksætter har indgivet en ansøgning inden den 16. november 2013.
Artikel 31
Overgangsperiode
1.   I en overgangsperiode, der udløber den 31. december 2029, kan dedikerede brintaktiver konverteret fra naturgasaktiver, der falder ind under energiinfrastrukturkategorien i bilag II, punkt 3, bruges til transport eller lagring af en foruddefineret blanding af brint og naturgas eller biometan.
2.   I den i stk. 1 omhandlede overgangsperiode arbejder projektiværksætterne tæt sammen om projektudformning og -gennemførelse for at sikre interoperabilitet med tilstødende net.
3.   Projektiværksætteren skal fremlægge tilstrækkelig dokumentation, herunder gennem handelskontrakter, for, hvordan de i stk. 1 omhandlede aktiver ved overgangsperiodens udløb ophører med at være naturgasaktiver og bliver dedikerede brintaktiver, der falder ind under bilag II, punkt 3, og hvordan den øgede brug af brint bliver gjort mulig i overgangsperioden. Den pågældende dokumentation skal omfatte en vurdering af udbuddet af og efterspørgslen efter vedvarende eller kulstoffattig brint samt en beregning af reduktionen af drivhusgasemissioner som følge af projektet. I forbindelse med overvågningen af de fremskridt, der gøres med gennemførelsen af projekter af fælles interesse, kontrollerer agenturet projektets rettidige overgang til et dedikeret brintaktiv, jf. punkt 3 i bilag II.
4.   Berettigelsen for de i stk. 1 omhandlede projekter til finansiel støtte fra Unionen i henhold til artikel 18 udløber den 31. december 2027.
Artikel 32
Ophævelse
1.   Forordning (EU) nr. 347/2013 ophæves med virkning fra den 23. juni 2022. Nærværende forordning medfører ingen rettigheder for de projekter, der er opført i bilagene til forordning (EU) nr. 347/2013.
2.   Uanset stk. 1 forbliver bilag VII til forordning (EU) nr. 347/2013, som ændret ved Kommissionens delegerede forordning (EU) 2022/564 
(
34
)
, der indeholder den femte EU-liste over projekter af fælles interesse, og artikel 2-10, artikel 12, 13 og 14 samt bilag I-IV og bilag VI til forordning (EU) nr. 347/2013 i kraft og har virkning for så vidt angår de projekter af fælles interesse, der er opført på den femte EU-liste, indtil den første EU-liste over projekter af fælles interesse og projekter af gensidig interesse, der er oprettet i henhold til nærværende forordning, træder i kraft.
3.   Uanset denne artikels stk. 2 har projekter, der er opført på den femte EU-liste over projekter af fælles interesse oprettet i henhold til forordning (EU) nr. 347/2013, og for hvilke den kompetente myndighed har godkendt en ansøgning til behandling, de rettigheder og forpligtelser, der følger af nærværende forordnings kapitel III, i en periode på fire år fra datoen for nærværende forordnings ikrafttræden.
Artikel 33
Ikrafttræden
Denne forordning træder i kraft på tyvendedagen efter offentliggørelsen i 
Den Europæiske Unions Tidende
.
Denne forordning er bindende i alle enkeltheder og gælder umiddelbart i hver medlemsstat.
Udfærdiget i Bruxelles, den 30. maj 2022.
På Europa-Parlamentets vegne
R. METSOLA
Formand
På Rådets vegne
B. LE MAIRE
Formand
(
1
)
  
            
EUT C 220 af 9.6.2021, s. 51
.
(
2
)
  
            
EUT C 440 af 29.10.2021, s. 105
.
(
3
)
  Europa-Parlamentets holdning af 5.4.2022 (endnu ikke offentliggjort i EUT) og Rådets afgørelse af 16.5.2022.
(
4
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2021/1119 af 30. juni 2021 om fastlæggelse af rammerne for at opnå klimaneutralitet og om ændring af forordning (EF) nr. 401/2009 og (EU) 2018/1999 (»den europæiske klimalov«) (
EUT L 243 af 9.7.2021, s. 1
).
(
5
)
  
            
EUT L 282 af 19.10.2016, s. 4
.
(
6
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 347/2013 af 17. april 2013 om retningslinjer for den transeuropæiske energiinfrastruktur og om ophævelse af beslutning nr. 1364/2006/EF og ændring af forordning (EF) nr. 713/2009, (EF) nr. 714/2009 og (EF) nr. 715/2009 (
EUT L 115 af 25.4.2013, s. 39
).
(
7
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 1316/2013 af 11. december 2013 om oprettelse af Connecting Europe-faciliteten, om ændring af forordning (EU) nr. 913/2010 og om ophævelse af forordning (EF) nr. 680/2007 og (EF) nr. 67/2010 (
EUT L 348 af 20.12.2013, s. 129
).
(
8
)
  
            
EUT C 371 af 15.9.2021, s. 68
.
(
9
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/73/EF af 13. juli 2009 om fælles regler for det indre marked for naturgas og om ophævelse af direktiv 2003/55/EF (
EUT L 211 af 14.8.2009, s. 94
).
(
10
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2019/944 af 5. juni 2019 om fælles regler for det indre marked for elektricitet og om ændring af direktiv 2012/27/EU (
EUT L 158 af 14.6.2019, s. 125
).
(
11
)
  Rådets direktiv 2008/114/EF af 8. december 2008 om indkredsning og udpegning af europæisk kritisk infrastruktur og vurdering af behovet for at beskytte den bedre (
EUT L 345 af 23.12.2008, s. 75
).
(
12
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2010/75/EU af 24. november 2010 om industrielle emissioner (integreret forebyggelse og bekæmpelse af forurening) (
EUT L 334 af 17.12.2010, s. 17
).
(
13
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/31/EF af 23. april 2009 om geologisk lagring af kuldioxid og om ændring af Rådets direktiv 85/337/EØF, Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2000/60/EF, 2001/80/EF, 2004/35/EF, 2006/12/EF, 2008/1/EF og forordning (EF) nr. 1013/2006 (
EUT L 140 af 5.6.2009, s. 114
).
(
14
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 715/2009 af 13. juli 2009 om betingelserne for adgang til naturgastransmissionsnet og om ophævelse af forordning (EF) nr. 1775/2005 (
EUT L 211 af 14.8.2009, s. 36
).
(
15
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2019/943 af 5. juni 2019 om det indre marked for elektricitet (
EUT L 158 af 14.6.2019, s. 54
).
(
16
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2020/852 af 18. juni 2020 om fastlæggelse af en ramme til fremme af bæredygtige investeringer og om ændring af forordning (EU) 2019/2088 (
EUT L 198 af 22.6.2020, s. 13
).
(
17
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2000/60/EF af 23. oktober 2000 om fastlæggelse af en ramme for Fællesskabets vandpolitiske foranstaltninger (
EFT L 327 af 22.12.2000, s. 1
).
(
18
)
  Rådets direktiv 92/43/EØF af 21. maj 1992 om bevaring af naturtyper samt vilde dyr og planter (
EFT L 206 af 22.7.1992, s. 7
).
(
19
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2001/42/EF af 27. juni 2001 om vurdering af bestemte planers og programmers indvirkning på miljøet (
EFT L 197 af 21.7.2001, s. 30
).
(
20
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2011/92/EU af 13. december 2011 om vurdering af visse offentlige og private projekters indvirkning på miljøet (
EUT L 26 af 28.1.2012, s. 1
).
(
21
)
  
            
EUT L 124 af 17.5.2005, s. 4
.
(
22
)
  
            
EUT C 104 af 24.4.1992, s. 7
.
(
23
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2014/89/EU af 23. juli 2014 om rammerne for maritim fysisk planlægning (
EUT L 257 af 28.8.2014, s. 135
).
(
24
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2021/1153 af 7. juli 2021 om oprettelse af Connecting Europe-faciliteten og om ophævelse af forordning (EU) nr. 1316/2013 og (EU) nr. 283/2014 (
EUT L 249 af 14.7.2021, s. 38
).
(
25
)
  Kommissionens gennemførelsesforordning (EU) 2020/1294 af 15. september 2020 om Unionens finansieringsmekanisme for vedvarende energi (
EUT L 303 af 17.9.2020, s. 1
).
(
26
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2018/1999 af 11. december 2018 om forvaltning af energiunionen og klimaindsatsen, om ændring af Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 663/2009 og (EF) nr. 715/2009, Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 94/22/EF, 98/70/EF, 2009/31/EF, 2009/73/EF, 2010/31/EU, 2012/27/EU og 2013/30/EU, Rådets direktiv 2009/119/EF og (EU) 2015/652 og om ophævelse af Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 525/2013 (
EUT L 328 af 21.12.2018, s. 1
).
(
27
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2019/942 af 5. juni 2019 om oprettelse af Den Europæiske Unions Agentur for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (
EUT L 158 af 14.6.2019, s. 22
).
(
28
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU, Euratom) 2018/1046 af 18. juli 2018 om de finansielle regler vedrørende Unionens almindelige budget, om ændring af forordning (EU) nr. 1296/2013, (EU) nr. 1301/2013, (EU) nr. 1303/2013, (EU) nr. 1304/2013, (EU) nr. 1309/2013, (EU) nr. 1316/2013, (EU) nr. 223/2014, (EU) nr. 283/2014 og afgørelse nr. 541/2014/EU og om ophævelse af forordning (EU, Euratom) nr. 966/2012 (
EUT L 193 af 30.7.2018, s. 1
).
(
29
)
  
            
EUT L 123 af 12.5.2016, s. 1
.
(
30
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2018/2001 af 11. december 2018 om fremme af anvendelsen af energi fra vedvarende energikilder (
EUT L 328 af 21.12.2018, s. 82
).
(
31
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 401/2009 af 23. april 2009 om Det Europæiske Miljøagentur og Det Europæiske Miljøoplysnings- og Miljøovervågningsnet (
EUT L 126 af 21.5.2009, s. 13
).
(
32
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 714/2009 af 13. juli 2009 om betingelserne for netadgang i forbindelse med grænseoverskridende elektricitetsudveksling og om ophævelse af forordning (EF) nr. 1228/2003 (
EUT L 211 af 14.8.2009, s. 15
).
(
33
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 1316/2013 af 11. december 2013 om oprettelse af Connecting Europe-faciliteten, om ændring af forordning (EU) nr. 913/2010 og om ophævelse af forordning (EF) nr. 680/2007 og (EF) nr. 67/2010 (
EUT L 348 af 20.12.2013, s. 129
).
(
34
)
  Kommissionens delegerede forordning (EU) 2022/564 af 19. november 2021 om ændring af Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 347/2013 for så vidt angår EU-listen over projekter af fælles interesse (
EUT L 109 af 8.4.2022, s. 14
).
BILAG I
PRIORITEREDE ENERGIINFRASTRUKTURKORRIDORER OG -OMRÅDER
(jf. artikel 1, stk. 1)
Denne forordning gælder for følgende prioriterede transeuropæiske energiinfrastrukturkorridorer og -områder:
1.   PRIORITEREDE ELKORRIDORER
1)
Nord-syd elsammenkoblinger i det vestlige Europa (NSI vest elektricitet): sammenkoblinger mellem medlemsstaterne i regionen og med Middelhavsområdet, herunder Den Iberiske Halvø, navnlig for at integrere elektricitet fra vedvarende energikilder, styrke de interne netinfrastrukturer for at fremme markedsintegration i regionen og bringe Irlands isolation til ophør og sikre de nødvendige forlængelser af offshorenet til vedvarende energi på land og de indenlandske netforstærkninger, der er nødvendige for at sikre et tilstrækkeligt og pålideligt transmissionsnet og for at levere elektricitet, der er produceret offshore, til indlandsmedlemsstater.
Berørte medlemsstater: Belgien, Danmark, Tyskland, Irland, Spanien, Frankrig, Italien, Luxembourg, Malta, Nederlandene, Østrig og Portugal.
2)
Nord-syd elsammenkoblinger i det centrale Øst- og Sydøsteuropa (NSI øst elektricitet): sammenkoblinger og interne linjer i nord-sydgående og øst-vestgående retning for at fuldføre det indre marked og integrere elproduktion fra vedvarende energikilder for at bringe Cyperns isolation til ophør og sikre de nødvendige forlængelser af offshorenet til vedvarende energi på land og de indenlandske netforstærkninger, der er nødvendige for at sikre et tilstrækkeligt og pålideligt transmissionsnet og for at levere elektricitet, der er produceret offshore, til indlandsmedlemsstater.
Berørte medlemsstater: Bulgarien, Tjekkiet, Tyskland, Kroatien, Grækenland, Cypern, Italien, Ungarn, Østrig, Polen, Rumænien, Slovenien og Slovakiet.
3)
Sammenkoblingsplan for det baltiske energimarked (BEMIP elektricitet): sammenkoblinger mellem medlemsstaterne og interne linjer i Østersøområdet for at fremme markedsintegration og samtidig integrere voksende andele af vedvarende energi i regionen.
Berørte medlemsstater: Danmark, Tyskland, Estland, Letland, Litauen, Polen, Finland og Sverige.
2.   PRIORITEREDE KORRIDORER FOR OFFSHOREELNETTET
4)
Offshoreelnettene i de nordlige have (NSOG): udvikling af et offshoreelnet, udvikling af et integreret offshoreelnet såvel som, hvor det er relevant, et integreret offshorebrintnet og de dermed forbundne sammenkoblingslinjer i Nordsøen, Det Irske Hav, Det Keltiske Hav, Den Engelske Kanal og de omkringliggende farvande for at transportere elektricitet eller, hvor det er relevant, brint fra vedvarende offshoreenergikilder til forbrugscentre og lagre eller øge udveksling af vedvarende energi på tværs af landegrænser.
Berørte medlemsstater: Belgien, Danmark, Tyskland, Irland, Frankrig, Luxembourg, Nederlandene og Sverige.
5)
Sammenkoblingsplan for offshorenettene på det baltiske energimarked (BEMIP offshore): udvikling af et offshoreelnet, udvikling af et integreret offshoreelnet, såvel som, hvor det er relevant, et integreret offshorebrintnet, og de dermed forbundne sammenkoblingslinjer i Østersøen og de omkringliggende farvande for at transportere elektricitet eller, hvor det er relevant, brint fra vedvarende offshoreenergikilder til forbrugscentre og lagre eller øge udveksling af vedvarende energi på tværs af landegrænser.
Berørte medlemsstater: Danmark, Tyskland, Estland, Letland, Litauen, Polen, Finland og Sverige.
6)
Offshoreelnettene i syd og vest (SW offshore): udvikling af et offshoreelnet, udvikling af et integreret offshoreelnet, såvel som, hvor det er relevant, et integreret offshorebrintnet, og de dermed forbundne sammenkoblingslinjer i Middelhavet, herunder Cadizbugten, og de omkringliggende farvande for at transportere elektricitet eller, hvor det er relevant, brint fra vedvarende offshoreenergikilder til forbrugscentre og lagre eller øge udveksling af vedvarende energi på tværs af landegrænser.
Berørte medlemsstater: Grækenland, Spanien, Frankrig Italien, Malta og Portugal.
7)
Offshoreelnettene i syd og vest (SE offshore): udvikling af et offshoreelnet, udvikling af et integreret offshoreelnet, såvel som, hvor det er relevant, et integreret offshorebrintnet, og de dermed forbundne sammenkoblingslinjer i Middelhavet, Sortehavet og de omkringliggende farvande for at transportere elektricitet eller, hvor det er relevant, brint fra vedvarende offshoreenergikilder til forbrugscentre og lagre eller øge udveksling af vedvarende energi på tværs af landegrænser.
Berørte medlemsstater: Bulgarien, Kroatien, Grækenland, Italien, Cypern, Rumænien og Slovenien.
8)
Offshoreelnettene i Atlanterhavet: udvikling af et offshoreelnet, udvikling af et integreret offshoreelnet og de dermed forbundne sammenkoblingslinjer i Det Nordlige Atlanterhav for at transportere elektricitet fra vedvarende offshoreenergikilder til forbrugscentre og lagre og øge udveksling af el på tværs af landegrænser.
Berørte medlemsstater: Irland, Spanien, Frankrig og Portugal.
3.   PRIORITEREDE KORRIDORER FOR BRINT OG ELEKTROLYSEANLÆG
9)
Brintsammenkoblinger i Vesteuropa (HI vest): brintinfrastruktur og omstilling af gasinfrastruktur, der skaber de nødvendige forudsætninger for etableringen af en integreret brintrygrad, som direkte eller indirekte (via sammenkobling med et tredjeland) forbinder landene i regionen og imødekommer deres specifikke infrastrukturbehov for brint for at understøtte etableringen af et EU-dækkende brinttransportnet, og derudover for så vidt angår øer og øsystemer reducerer energiisolationen, støtter innovative og andre løsninger, der involverer mindst to medlemsstater, med en betydelig positiv virkning på Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet og bidrager væsentligt til ø-energisystemets og Unionens energisystems bæredygtighed.
Elektrolyseanlæg: støtte til gennemførelse af el-til-gas-applikationer, der sigter mod at nedbringe drivhusgasser og bidrager til sikker, effektiv og pålidelig systemdrift og intelligent integration af energisystemet og derudover for så vidt angår øer og øsystemer støtter innovative og andre løsninger, der involverer mindst to medlemsstater, med en betydelig positiv virkning på Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet og bidrager væsentligt til ø-energisystemets og Unionens energisystems bæredygtighed.
Berørte medlemsstater: Belgien, Tjekkiet, Danmark, Tyskland, Irland, Spanien, Frankrig, Italien, Luxembourg, Malta, Nederlandene, Østrig og Portugal.
10)
Brintsammenkoblinger i det centrale Øst- og Sydøsteuropa (HI øst): brintinfrastruktur og omstilling af gasinfrastruktur, der skaber de nødvendige forudsætninger for etableringen af en integreret brintrygrad, som direkte eller indirekte (via sammenkobling med et tredjeland) forbinder landene i regionen og imødekommer deres specifikke infrastrukturbehov for brint for at understøtte etableringen af et EU-dækkende brinttransportnet og derudover for så vidt angår øer og øsystemer reducerer energiisolationen, støtter innovative og andre løsninger, der involverer mindst to medlemsstater, med en betydelig positiv virkning på Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet og bidrager væsentligt til ø-energisystemets og Unionens energisystems bæredygtighed.
Elektrolyseanlæg: støtte til gennemførelse af el-til-gas-applikationer, der sigter mod at nedbringe drivhusgasser og bidrager til sikker, effektiv og pålidelig systemdrift og intelligent integration af energisystemet og derudover for så vidt angår øer og øsystemer støtter innovative og andre løsninger, der involverer mindst to medlemsstater, med en betydelig positiv virkning på Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet og bidrager væsentligt til ø-energisystemets og Unionens energisystems bæredygtighed.
Berørte medlemsstater: Bulgarien, Tjekkiet, Tyskland, Grækenland, Kroatien, Italien, Cypern, Ungarn, Østrig, Polen, Rumænien, Slovenien og Slovakiet.
11)
Sammenkoblingsplan for brint på det baltiske energimarked (BEMIP elektricitet): brintinfrastruktur og omstilling af gasinfrastruktur, der skaber de nødvendige forudsætninger for etableringen af en integreret brintrygrad, som direkte eller indirekte (via sammenkobling med et tredjeland) forbinder landene i regionen og imødekommer deres specifikke infrastrukturbehov for brint for at understøtte etableringen af et EU-dækkende brinttransportnet og derudover for så vidt angår øer og øsystemer reducerer energiisolationen, støtter innovative og andre løsninger, der involverer mindst to medlemsstater, med en betydelig positiv virkning på Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet og bidrager væsentligt til ø-energisystemets og Unionens energisystems bæredygtighed.
Elektrolyseanlæg: støtte til gennemførelse af el-til-gas-applikationer, der sigter mod at nedbringe drivhusgasser og bidrager til sikker, effektiv og pålidelig systemdrift og intelligent integration af energisystemet og derudover for så vidt angår øer og øsystemer støtter innovative og andre løsninger, der involverer mindst to medlemsstater, med en betydelig positiv virkning på Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet og bidrager væsentligt til ø-energisystemets og Unionens energisystems bæredygtighed.
Berørte medlemsstater: Danmark, Tyskland, Estland, Letland, Litauen, Polen, Finland og Sverige.
4.   PRIORITEREDE TEMATISKE OMRÅDER
12)
Etablering af intelligente elnet: indførelse af intelligente forsyningsnetteknologier i Unionen, der tager sigte på en effektiv integration af alle elnetbrugeres adfærd og handlinger, herunder også produktionen af store mængder elektricitet fra vedvarende energikilder eller distribuerede energiressourcer og brugernes efterspørgselsreaktion, energioplagring, elektriske køretøjer og andre fleksibilitetsmuligheder og derudover for så vidt angår øer og øsystemer reducerer energiisolationen, støtter innovative og andre løsninger, der involverer mindst to medlemsstater, med en betydelig positiv virkning på Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet og bidrager væsentligt til ø-energisystemets og Unionens energisystems bæredygtighed.
Berørte medlemsstater: alle.
13)
Grænseoverskridende kuldioxidnet: udvikling af kuldioxidtransport- og lagringsinfrastruktur mellem medlemsstaterne og med tilgrænsende tredjelande af opsamling og lagring af CO
2
 fra industrianlæg med henblik på permanent geologisk lagring samt CO
2
-udnyttelse til syntetiske gasformige brændstoffer, som fører til permanent neutralisering af kuldioxid.
Berørte medlemsstater: alle.
14)
Intelligente gasnet: indførelse af intelligente gasnetteknologier i hele Unionen med sigte på en effektiv integration af forskellige kulstoffattige og navnlig vedvarende gaskilder i gasnettet, støtte til anvendelsen af innovative og digitale løsninger til netforvaltning og fremme af intelligent integration af energisektoren og efterspørgselsreaktion, herunder de relaterede fysiske opgraderinger, hvis de er nødvendige for, at udstyr og anlæg til integration af kulstoffattige og navnlig vedvarende gasser kan fungere.
Berørte medlemsstater: alle.
BILAG II
ENERGIINFRASTRUKTURKATEGORIER
Følgende energiinfrastrukturkategorier skal udvikles med henblik på at gennemføre de prioriterede energiinfrastrukturer, der er anført i bilag I:
1)
Vedrørende elektricitet:
a)
luftledninger til højspændings- og ultrahøjspændingstransmission på tværs af en grænse eller inden for en medlemsstats område, herunder den eksklusive økonomiske zone, såfremt de er konstrueret til en spænding på mindst 220 kV, og nedgravede og undersøiske transmissionsledninger, såfremt de er konstrueret til en spænding på mindst 150 kV. For medlemsstater og små isolerede systemer med et samlet transmissionssystem med lavere spænding er disse spændingsgrænser lig med det højeste spændingsniveau i deres respektive elsystemer
b)
alt udstyr eller alle anlæg, der falder ind under energiinfrastrukturkategorien som omhandlet i litra a), og som muliggør transmission af elektricitet fra vedvarende offshoreenergikilder fra offshoreproduktionsanlæg (energiinfrastruktur til elektricitet fra vedvarende offshoreenergikilder)
c)
energilagerfaciliteter, i individuel eller aggregeret form, der anvendes til permanent eller midlertidig oplagring af energi i infrastruktur over eller under jorden eller i geologiske formationer, forudsat at der er en direkte forbindelse til højspændingstransmissionslinjer og distributionsledninger konstrueret til en spænding på mindst 110 kV. For medlemsstater og små isolerede systemer med et samlet transmissionssystem med lavere spænding er disse spændingsgrænser lig med det højeste spændingsniveau i deres respektive elsystemer
d)
alt udstyr eller alle anlæg, der er væsentlige for systemer, der er omhandlet i litra a), b) og c), med henblik på sikkerhed, sikring og effektiv drift, herunder beskyttelses-, overvågnings- og kontrolsystemer på alle spændingsniveauer og transformerstationer
e)
intelligente elnet: alt udstyr eller alle anlæg, digitale systemer og komponenter, der integrerer informations- og kommunikationsteknologier (IKT) gennem operationelle digitale platforme, kontrolsystemer og sensorteknologier både på transmissions- og distributionsniveau (mellem- og højspænding), der sigter mod at sikre et mere effektivt og intelligent elnet til transmission og distribution, øget kapacitet til at integrere nye former for produktion, lagring og forbrug af energi og fremme af nye forretningsmodeller og markedsstrukturer, herunder investeringer i øer og øsystemer for at reducere energiisolationen, støtte innovative og andre løsninger, der involverer mindst to medlemsstater, med en betydelig positiv virkning på Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet og bidrage væsentligt til ø-energisystemets og Unionens energisystems bæredygtighed
f)
alt udstyr eller alle anlæg med dobbelt funktion, der falder ind under energiinfrastrukturkategorien som omhandlet i litra a): sammenkobling og offshore-nettilslutningssystem fra anlæg til offshoreproduktion af vedvarende energi til to eller flere medlemsstater og tredjelande, der deltager i projekter på EU-listen, herunder forlængelse af dette udstyr på land op til den første transformerstation i transmissionssystemet på land, samt alt udstyr eller alle anlæg tæt på kysten, der er nødvendige for sikkerhed, sikring og effektiv drift, herunder beskyttelses-, overvågnings- og kontrolsystemer og nødvendige transformerstationer, hvis de også sikrer interoperabilitet mellem teknologier, bl.a. grænsefladekompatibilitet mellem forskellige teknologier (offshorenet til vedvarende energi).
2)
Vedrørende intelligente gasnet: følgende udstyr eller anlæg, der har til formål at skabe de nødvendige forudsætninger for og letter integrationen af en flerhed af kulstoffattige og navnlig vedvarende gasser, herunder biometan eller brint, i gasnettet: digitale systemer og komponenter, der integrerer IKT, kontrolsystemer og sensorteknologier for at skabe de nødvendige forudsætninger for interaktiv og intelligent overvågning, måling, kvalitetskontrol og forvaltning af produktion, transmission, distribution, lagring og forbrug inden for et gasnet. Desuden kan sådanne projekter også omfatte udstyr, der gør det muligt at vende strømmene fra distributions- til transmissionsniveau, herunder foretage de relaterede fysiske opgraderinger, hvis de er nødvendige for, at udstyr og anlæg til integration af kulstoffattige og navnlig vedvarende gasser kan fungere.
3)
Vedrørende brint:
a)
rørledninger til transport af brint, hovedsageligt ved højt tryk, herunder omstillet naturgasinfrastruktur, der giver adgang til flere netbrugere på et gennemsigtigt og ikke-diskriminerende grundlag
b)
oplagringsfaciliteter, som er forbundet med de højtryksrørledninger, der er omhandlet i litra a)
c)
modtagelses-, oplagrings-, forgasnings- eller dekomprimeringsfaciliteter for flydende brint eller brint bundet til andre kemiske stoffer med det formål at tilføre brint til nettet, hvor det er relevant
d)
alt udstyr eller alle anlæg, der er afgørende for brintsystemets sikkerhed, sikring og effektive drift, eller som skaber de nødvendige forudsætninger for tovejskapacitet, herunder kompressorstationer
e)
alt udstyr eller alle anlæg, der muliggør anvendelse af brint eller brintbaserede brændstoffer i transportsektoren inden for TEN-T's hovednet identificeret i overensstemmelse med kapitel III i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 1315/2013 
(
1
)
.
Alle de aktiver, der er anført i litra a)-d), kan være nyopførte aktiver eller aktiver omstillet fra naturgas til brint eller en kombination af de to.
4)
Vedrørende elektrolysatorfaciliteter:
a)
elektrolyseanlæg:
i)
der mindst har en kapacitet på 50 MW og leveres af ét elektrolyseanlæg eller af et sæt elektrolyseanlæg, som indgår i et fælles koordineret projekt
ii)
hvis produktion overholder kravene til besparelser på drivhusgasemissioner i livscyklus på 70 % i forhold til en værdi for fossile brændstoffer på 94 g CO
2
eq/MJ som anført i artikel 25, stk. 2, og bilag V i direktiv (EU) 2018/2001. Besparelser på drivhusgasemissioner i livscyklus beregnes ved hjælp af den metode, der er omhandlet i artikel 28, stk. 5, i direktiv (EU) 2018/2001 eller alternativt ved hjælp af ISO 14067 eller ISO 14064-1. Drivhusgasemissioner i livscyklus skal omfatte indirekte emissioner. Kvantificerede besparelser på drivhusgasemissioner i livscyklus verificeres i overensstemmelse med artikel 30 i direktiv (EU) 2018/2001, hvor det er relevant, eller af en uafhængig tredjepart og
iii)
der også har en netrelateret funktion, navnlig med henblik på fleksibiliteten i systemet som helhed og systemeffektiviteten af el- og brintnet som helhed
b)
tilhørende udstyr, herunder rørledningsforbindelse til nettet
5)
Kuldioxid:
a)
dedikerede rørledninger, dog ikke opstrømsrørledningsnet, der anvendes til transport af kuldioxid fra mere end én kilde, med henblik på permanent geologisk lagring af kuldioxid i overensstemmelse med direktiv 2009/31/EF
b)
faste anlæg til flydendegørelse, bufferlagring og konvertering af kuldioxid med henblik på videre transport gennem rørledninger og med dedikerede transportformer såsom skibe, pramme, lastbiler og toge
c)
uden at dette berører et eventuelt forbud mod geologisk lagring af kuldioxid i en medlemsstat, anlæg på jordoverfladen og injektionsanlæg i tilknytning til infrastruktur i en geologisk formation, der i overensstemmelse med direktiv 2009/31/EF anvendes til permanent geologisk lagring af kuldioxid, når de ikke indebærer anvendelse af kuldioxid til forbedret kulbrinteindvinding og er nødvendige for at muliggøre grænseoverskridende transport og lagring af kuldioxid
d)
alt udstyr eller alle anlæg, der er væsentlige for, at det pågældende system kan fungere tilfredsstillende, sikkert og effektivt, herunder beskyttelses-, overvågnings- og kontrolsystemer.
(
1
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 1315/2013 af 11. december 2013 om Unionens retningslinjer for udvikling af det transeuropæiske transportnet og om ophævelse af afgørelse nr. 661/2010/EU (
EUT L 348 af 20.12.2013, s. 1
).
BILAG III
REGIONALE LISTER OVER PROJEKTER
1.   REGLER FOR GRUPPER
1)
Med hensyn til energiinfrastruktur, der falder ind under de nationale regulerende myndigheders kompetence, skal hver gruppe sammensættes af repræsentanter for medlemsstaterne, de nationale regulerende myndigheder, TSO'er samt Kommissionen, agenturet, EU DSO-enheden og ENTSO'en for elektricitet eller ENTSO'en for gas.
For de andre energiinfrastrukturkategorier skal hver gruppe bestå af Kommissionen, repræsentanter for medlemsstaterne og projektiværksættere, som de relevante prioriteter angivet i bilag I vedrører.
2)
Afhængigt af antallet af projektforslag til EU-listen, huller i den regionale infrastruktur og markedsudviklinger kan grupperne og beslutningstagende organer i gruppen efter behov opdele sig, fusionere eller mødes i forskellige sammensætninger for at drøfte sager, der er fælles for alle grupper eller kun vedrører bestemte regioner. Sådanne forhold kan omfatte emner relevante for tværregional sammenhæng eller antallet af foreslåede projekter, der er medtaget i udkastet til regionale lister, som risikerer at blive uhåndterbar.
3)
Hver gruppe tilrettelægger sit arbejde i overensstemmelse med regionalt samarbejde i henhold til artikel 12 i forordning (EF) nr. 715/2009, artikel 34 i forordning (EU) 2019/943, artikel 7 i direktiv 2009/73/EF og artikel 61 i direktiv (EU) 2019/944 og andre eksisterende regionale samarbejdsstrukturer.
4)
Alt efter hvad der er relevant med henblik på gennemførelse af de i bilag I angivne relevante prioriterede energiinfrastrukturkorridorer og -områder, skal hver gruppe invitere iværksættere af projekter, der potentielt kan komme i betragtning som projekter af fælles interesse, samt repræsentanter for nationale administrationer, regulerende myndigheder, civilsamfundet og TSO'er fra tredjelande. Afgørelsen om at invitere repræsentanter fra tredjelande skal baseres på konsensus.
5)
For de prioriterede energiinfrastrukturkorridorer, der er defineret i bilag I, afsnit 2, indbyder hver gruppe, alt efter hvad der er relevant, repræsentanter for indlandsmedlemsstater, kompetente myndigheder, nationale regulerende myndigheder og TSO'er.
6)
Når det er relevant, skal hver gruppe invitere de organisationer, der repræsenterer relevante interessenter, herunder repræsentanter fra tredjelande, og, hvor det skønnes passende, interessenter, herunder producenter, DSO'er, leverandører, forbrugere, lokale befolkningsgrupper og EU-baserede organisationer til miljøbeskyttelse, direkte, så de kan give udtryk for deres specifikke ekspertise. Hver gruppe iværksætter høringer og konsultationer, hvor det er relevant for at løse dens opgaver.
7)
På en platform, der er tilgængelig for interessenter, skal Kommissionen for så vidt angår gruppemøderne offentliggøre de interne regler, en ajourført liste over medlemsorganisationer, regelmæssigt ajourførte oplysninger om arbejdets fremskridt, dagsordener samt mødereferater, hvor de er tilgængelige. Drøftelserne fra gruppernes beslutningstagende organer og rangordningen af projekter i henhold til artikel 4, stk. 5, er fortrolige. Alle beslutninger vedrørende de regionale gruppers funktion og arbejde træffes ved konsensus mellem medlemsstaterne og Kommissionen.
8)
Kommissionen, agenturet og grupperne bestræber sig på sammenhæng mellem grupperne. Til dette formål sikrer Kommissionen og agenturet, og når det er relevant, udveksling af oplysninger om alt arbejde, der repræsenterer en interregional interesse mellem de respektive grupper.
9)
Deltagelse af nationale regulerende myndigheder og agenturet i grupperne må ikke udgøre en risiko for opfyldelsen af deres mål og forpligtelser i henhold til denne forordning eller i henhold til forordning (EU) 2019/942, artikel 40 og 41 i direktiv 2009/73/EF og artikel 58, 59 og 60 i direktiv (EU) 2019/944.
2.   PROCES FOR OPSTILLING AF REGIONALE LISTER
1)
Iværksættere af projekter, der potentielt kan komme i betragtning som projekter på EU-listen, som ønsker, at deres projekter skal opnå denne status, indgiver en ansøgning om at få udvalgt et projekt som et projekt på EU-listen til gruppen sammen med:
a)
en vurdering af projekterne for så vidt angår bidraget til gennemførelse af prioriteringerne i bilag I
b)
en angivelse af den relevante projektkategori, jf. bilag II
c)
en analyse af, hvorvidt de relevante kriterier i artikel 4 er opfyldt
d)
for projekter, der har nået tilstrækkelig modenhed, en projektspecifik cost-benefit-analyse baseret på de metoder, der er udarbejdet i henhold til artikel 11
e)
for projekter af gensidig interesse, støttebrevene fra regeringerne i de direkte berørte lande, hvori de udtrykker deres støtte til projektet eller andre ikkebindende aftaler
f)
alle andre relevante oplysninger, der er nødvendige for evalueringen af projektet.
2)
Alle modtagere sikrer fortroligheden af kommercielt følsomme oplysninger.
3)
De foreslåede projekter af fælles interesse vedrørende eltransmission og -oplagring, der falder ind under energiinfrastrukturkategorierne i nærværende forordnings bilag II, punkt 1, litra a), b), c), d) og f), er projekter, der er en del af den seneste tilgængelige tiårige EU-dækkende netudviklingsplan for elektricitet, udviklet af ENTSO'en for elektricitet i henhold til artikel 30 i forordning (EU) 2019/943. De foreslåede projekter af fælles interesse vedrørende eltransmission, der falder ind under energiinfrastrukturkategorierne i nærværende forordnings bilag II, punkt 1, litra b) og f), er projekter, der stammer fra og er i overensstemmelse med den integrerede offshorenetudvikling og de netforstærkninger, som er omhandlet i nærværende forordnings artikel 14, stk. 2.
4)
Fra den 1. januar 2024 er de foreslåede brintprojekter af fælles interesse, der falder ind under energiinfrastrukturkategorierne i bilag II, punkt 3, en del af EU's senest tilgængelige tiårige europæiske netudviklingsplan for gas, der er udviklet af ENTSO'en for gas i henhold til artikel 8 i forordning (EF) nr. 715/2009.
5)
Senest den 30. juni 2022 og derefter for hver tiårige EU-dækkende netudviklingsplan skal ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas udstede ajourførte retningslinjer for integration af projekter i deres respektive tiårige EU-dækkende netudviklingsplan, jf. punkt 3 og 4, for at sikre ligebehandling og gennemsigtighed i processen. For alle de projekter på EU-listen, som var gældende på tidspunktet, angiver retningslinjerne en forenklet proces til integration i de tiårige EU-dækkende netudviklingsplaner under hensyntagen til dokumentation og data, der allerede er indsendt under de tidligere processer for de tiårige EU-dækkende netudviklingsplaner, så længe den dokumentation og de data, der allerede er indsendt, forbliver gyldige.
ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas rådfører sig med Kommissionen og agenturet om deres respektive udkast til retningslinjer for integration af projekter i de tiårige EU-dækkende netudviklingsplaner og tager behørigt hensyn til Kommissionens og agenturets anbefalinger inden offentliggørelsen af de endelige retningslinjer.
6)
Foreslåede projekter vedrørende kuldioxidtransport og -lagring, der falder ind under energiinfrastrukturkategorien i bilag II, punkt 5, skal forelægges som en del af en plan udviklet af mindst to medlemsstater til udvikling af grænseoverskridende infrastruktur til transport og lagring af kuldioxid, der skal forelægges til Kommissionen af de respektive medlemsstater eller enheder, som er udpeget af disse medlemsstater.
7)
ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas fremsender oplysninger til grupperne om, hvordan de har anvendt retningslinjerne til evaluering af integrationen i de tiårige EU-dækkende netudviklingsplaner.
8)
For projekter, der falder ind under deres kompetence, skal de nationale regulerende myndigheder og om nødvendigt agenturet, hvor det er muligt i forbindelse med regionalt samarbejde i henhold til artikel 7 i direktiv (EU) 2009/73/EF og artikel 61 i direktiv (EU) 2019/944, kontrollere den konsekvente anvendelse af kriterierne og cost-benefit-analysemetoden og evaluere deres grænseoverskridende relevans. De forelægger deres vurdering for gruppen. Kommissionen sikrer, at de kriterier og metoder, der er omhandlet i denne forordnings artikel 4 og bilag IV, anvendes på en harmoniseret måde for at sikre sammenhæng på tværs af de regionale grupper.
9)
For alle projekter, der ikke er omfattet af punkt 8 i dette bilag, vurderer Kommissionen anvendelsen af kriterierne i denne forordnings artikel 4. Kommissionen tager også højde for potentialet for fremtidig udvidelse til også at omfatte yderligere medlemsstater. Kommissionen forelægger sin vurdering for gruppen. For projekter, der ansøger om status som projekt af gensidig interesse, indbydes repræsentanter for tredjelande og regulerende myndigheder til forelæggelsen af vurderingen.
10)
Enhver medlemsstat, hvis territorium ikke er omfattet af et foreslået projekt, men som det foreslåede projekt kan få en potentiel positiv nettoindvirkning på eller en potential væsentlig virkning for, f.eks. på miljøet eller på driften af energiinfrastrukturen på dens territorium, kan indgive en udtalelse til gruppen, hvori den angiver sine betænkeligheder.
11)
Gruppen undersøger efter anmodning fra et medlem af gruppen de begrundede årsager, der i overensstemmelse med artikel 3, stk. 3, fremføres af en medlemsstat til ikke at godkende et projekt, som vedrører dens territorium.
12)
Gruppen overvejer, om princippet om energieffektivitet først anvendes i forbindelse med fastlæggelsen af regionale infrastrukturbehov og for hvert enkelt forslag til projekter. Gruppen overvejer navnlig løsninger såsom efterspørgselsstyring, markedsreguleringsløsninger og implementering af digitale løsninger og renovering af bygninger som prioriterede løsninger, når de vurderes som mere omkostningseffektive ud fra et systemdækkende perspektiv end anlæg af ny infrastruktur på forsyningssiden.
13)
Gruppen mødes for at undersøge og opstille projektforslagene i rangorden på grundlag af en gennemsigtig vurdering af projekterne og ved anvendelse af de i artikel 4 fastlagte kriterier, idet den tager hensyn til de regulerende myndigheders vurdering eller til Kommissionens vurdering af projekter, der ikke falder inden for de nationale tilsynsmyndigheders kompetence.
14)
Det udkast til regionale lister over foreslåede projekter, der er omfattet af de nationale tilsynsmyndigheders kompetence, som udarbejdes af grupperne, forelægges agenturet sammen med eventuelle udtalelser, jf. punkt 10 i dette afsnit, seks måneder før datoen for vedtagelse af EU-listen. Udkastet til regionale lister og de ledsagende udtalelser vurderes af agenturet senest tre måneder fra datoen for modtagelse. Agenturet afgiver en udtalelse om udkastet til regionale lister, navnlig om den konsekvente anvendelse af kriterierne og cost-benefit-analysen på tværs af regionerne. Agenturets udtalelse vedtages efter proceduren, der er omhandlet i artikel 22, stk. 5, i forordning (EU) 2019/942.
15)
Senest én måned fra datoen for modtagelse af agenturets udtalelse skal hver gruppes beslutningstagende organ vedtage sin endelige regionale liste over forslag til projekter i overensstemmelse med bestemmelserne i artikel 3, stk. 3, baseret på gruppernes forslag og under hensyntagen til agenturets udtalelse og de nationale regulerende myndigheders vurdering, der er afgivet i overensstemmelse med punkt 8, eller Kommissionens vurdering af projekter, der ikke er omfattet af de nationale regulerende myndigheders kompetence, foreslået i overensstemmelse med punkt 9, og rådgivningen fra Kommissionen med henblik på at sikre et håndterbart samlet antal projekter på EU-listen, navnlig ved grænser, hvor der findes konkurrerende eller potentielt konkurrerende projekter. Gruppernes beslutningstagende organer forelægger de endelige regionale lister for Kommissionen sammen med eventuelle udtalelser som angivet i punkt 10.
16)
Hvis det samlede antal foreslåede projekter på EU-listen på grundlag af udkastet til regionale lister og efter hensyntagen til agenturets udtalelse overstiger et håndterbart antal, råder Kommissionen hver berørt gruppe til at ekskludere de projekter på den regionale liste, der er placeret lavest af den berørte gruppe i overensstemmelse med den rangorden, der er fastlagt i henhold til artikel 4, stk. 5.
BILAG IV
REGLER OG INDIKATORER VEDRØRENDE KRITERIER FOR PROJEKTER
1)
Et projekt af fælles interesse med en betydelig grænseoverskridende virkning er et projekt på en medlemsstats område, der opfylder følgende betingelser:
a)
for eltransmission: Projektet øger nettets overførselskapacitet eller den kapacitet, der er til rådighed for kommercielle strømme, ved den pågældende medlemsstats grænse til en eller flere andre medlemsstater, hvorved nettets grænseoverskridende overførselskapacitet ved den pågældende medlemsstats grænse til en eller flere andre medlemsstater forøges med mindst 500 megawatt (MW) i forhold til en situation uden ibrugtagning af projektet, eller projektet reducerer ikkesammenkoblede systemers energiisolation i en eller flere medlemsstater og øger den grænseoverskridende overførselskapacitet ved grænsen mellem to medlemsstater med mindst 200 MW
b)
for eloplagring: Projektet tilvejebringer en installeret kapacitet på mindst 225 MW og har en lagerkapacitet, der muliggør en årlig nettoelproduktionskapacitet på mindst 250 GWh/år
c)
for intelligente elnet: Projektet er udformet til udstyr og anlæg på højspændings- og mellemspændingsniveau og involverer TSO'er, TSO'er og DSO'er eller DSO'er fra mindst to medlemsstater. Projektet kan kun omfatte DSO'er, forudsat at de er fra mindst to medlemsstater, og forudsat at interoperabiliteten sikres. Projektet skal opfylde mindst to af følgende kriterier: Det involverer 50 000 brugere, der producerer eller forbruger el eller begge dele, det dækker et forbrugsområde på mindst 300 GWh/år, mindst 20 % af det elforbrug, der er forbundet med projektet, stammer fra variable vedvarende ressourcer, eller det reducerer energiisolationen af ikkesammenkoblede systemer i en eller flere medlemsstater. Projektet behøver ikke at involvere en fysisk fælles grænse. For projekter vedrørende små isolerede systemer som defineret i artikel 2, nr. 42), i direktiv (EU) 2019/944, herunder øer, er disse spændingsniveauer lig med det højeste spændingsniveau i det relevante elsystem
d)
for brinttransmission: Projektet giver mulighed for transmission af brint over de pågældende medlemsstaters grænser eller øger den eksisterende grænseoverskridende kapacitet for transport af brint ved en grænse mellem to medlemsstater med mindst 10 % i forhold til situationen før ibrugtagning af projektet, og projektet påviser i tilstrækkelig grad, at det er en væsentlig del af et planlagt grænseoverskridende brintnet og giver tilstrækkeligt bevis for eksisterende planer og samarbejde med nabolande og netoperatører, eller, for projekter, der reducerer ikkesammenkoblede systemers energiisolation i en eller flere medlemsstater, projektet sigter mod direkte eller indirekte at levere til mindst to medlemsstater
e)
for brintoplagring eller brintmodtagelsesfaciliteter, der er omhandlet i bilag II, punkt 3: Projektet sigter mod direkte eller indirekte at levere til mindst to medlemsstater
f)
for elektrolyseanlæg: Projektet tilvejebringer mindst 50 MW installeret kapacitet og leveres af ét elektrolyseanlæg eller af et sæt elektrolyseanlæg, som indgår i et fælles koordineret projekt, og det skaber direkte eller indirekte fordele for mindst to medlemsstater, og hvad særligt angår øer og øsystemer støtter det innovative og andre løsninger, der involverer mindst to medlemsstater, med en betydelig positiv virkning på Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet og bidrager væsentligt til ø-energisystemets og Unionens energisystems bæredygtighed
g)
for intelligente gasnet: Et projekt inddrager TSO'er, TSO'er og DSO'er eller DSO'er fra mindst to medlemsstater. DSO'er kan inddrages, men kun med støtte fra TSO'er fra mindst to medlemsstater, der er tæt knyttet til projektet og sikrer interoperabilitet.
h)
for transmission af elektricitet fra vedvarende offshoreenergikilder: Projektet er udformet med henblik på at overføre elektricitet fra offshoreproduktionsanlæg med en kapacitet på mindst 500 MW og åbner mulighed for eltransmission til en bestemt medlemsstats net på land, hvorved mængden af tilgængelig elektricitet fra vedvarende energikilder på det indre marked øges. Projektet skal udvikles i områder med lav udbredelse af elektricitet fra vedvarende offshoreenergikilder og skal påvise en betydelig positiv virkning på Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet og bidrage væsentligt til energisystemets bæredygtighed og markedsintegrationen, samtidig med at det ikke hindrer grænseoverskridende kapaciteter og strømme
i)
for kuldioxidprojekter: Projektet anvendes til at transportere og, hvor det er relevant, lagre menneskeskabt kuldioxid fra mindst to medlemsstater.
2)
Et projekt af gensidig interesse med betydelige grænseoverskridende virkninger er et projekt, der opfylder følgende betingelser:
a)
projekter af gensidig interesse i den kategori, der er angivet i bilag II, punkt 1, litra a) og f): Projektet øger nettets overførselskapacitet eller den kapacitet, der er til rådighed for kommercielle strømme, ved den pågældende medlemsstats grænse til en eller flere tredjelande, og fører til betydelige fordele, enten direkte eller indirekte (via sammenkobling med et tredjeland), under de specifikke kriterier, der er anført i artikel 4, stk. 3, på EU-plan. Beregningen af fordelene for medlemsstaterne skal udføres og offentliggøres af ENTSO'en for elektricitet inden for rammerne af den tiårige EU-dækkende netudviklingsplan
b)
projekter af gensidig interesse i den kategori, der er anført i bilag II, punkt 3: Brintprojektet giver mulighed for transmission af brint ved en medlemsstats grænse til en eller flere tredjelande og viser sig at medføre betydelige fordele, enten direkte eller indirekte (via sammenkobling med et tredjeland), under de specifikke kriterier, der er anført i artikel 4, stk. 3, på EU-plan. Beregningen af fordelene for medlemsstaterne skal udføres og offentliggøres af ENTSO'en for gas inden for rammerne af den tiårige EU-dækkende netudviklingsplan
c)
projekter af gensidig interesse i den kategori, der er anført i bilag II, punkt 5: Projektet kan af mindst to medlemsstater og et tredjeland anvendes til at transportere og lagre menneskeskabt kuldioxid.
3)
For projekter, som er omfattet af de energiinfrastrukturkategorier, der er anført i bilag II, punkt 1, litra a), b), c) og f), evalueres kriterierne i artikel 4 som følger:
a)
transmission af elektricitet fra vedvarende kilder til store forbrugscentre og oplagringssteder måles i overensstemmelse med den analyse, der er foretaget i den senest tilgængelige tiårige EU-dækkende netudviklingsplan for elektricitet, navnlig:
i)
ved for transmission af elektricitet at anslå produktionskapaciteten fra vedvarende energikilder (pr. teknologi, i MW), der som følge af projektet sammenkobles og overføres, sammenlignet med den samlede planlagte produktionskapacitet fra disse vedvarende energikilder i den pågældende medlemsstat i 2030 i henhold de nationale energi- og klimaplaner, der er forelagt af medlemsstaterne i overensstemmelse med forordning (EU) 2018/1999
ii)
eller for oplagring af energi ved at sammenligne ny kapacitet, som følge af projektet med den samlede bestående kapacitet for samme oplagringsteknologi på det analyseområde, der er anført i bilag V
b)
markedsintegration, konkurrence og systemfleksibilitet måles i overensstemmelse med den analyse, der er foretaget i den senest tilgængelige tiårige EU-dækkende netudviklingsplan for elektricitet, navnlig:
i)
ved for grænseoverskridende projekter, herunder geninvesteringsprojekter, at beregne virkningerne på nettets overførselskapacitet i begge retninger målt på mængden af elektricitet (MW) og deres bidrag til at nå målet om sammenkoblinger på mindst 15 % og ved for projekter med betydelig grænseoverskridende virkning at beregne virkningerne på nettets overførselskapacitet ved grænserne mellem relevante medlemsstater, mellem relevante medlemsstater og tredjelande eller inden for relevante medlemsstater og på balancen mellem udbud og efterspørgsel og netdrift i relevante medlemsstater
ii)
ved at evaluere virkningerne af et projekt på det analyseområde, der er anført i bilag V, med hensyn til produktions- og transmissionsomkostninger for energisystemet som helhed og udvikling og konvergens i markedspriserne ved forskellige planlægningsscenarier for projekter, hvor der navnlig tages højde for forskelle i fortjenstrækkefølge
c)
forsyningssikkerhed, interoperabilitet og sikker systemdrift måles i overensstemmelse med den analyse, der er foretaget i den senest tilgængelige tiårige EU-dækkende netudviklingsplan for elektricitet, navnlig ved at vurdere projektets virkning på loss-of-load-sandsynligheden på det analyseområde, der er anført i bilag V med hensyn til produktionens og transmissionens tilstrækkelighed for en række karakteristiske belastningsperioder, under hensyntagen til sandsynlige ændringer i klimarelaterede ekstreme vejrhændelser og deres indvirkning på infrastrukturens modstandsdygtighed. Hvor det er relevant, måles projektets indvirkning på uafhængig og pålidelig kontrol af systemets drift og tjenester.
4)
For projekter, som er omfattet af de energiinfrastrukturkategorier, der er anført i bilag II, punkt 1, litra e), evalueres kriterierne i artikel 4 som følger:
a)
graden af bæredygtighed måles ved at vurdere omfanget af nettenes evne til at sammenkoble og transportere variabel vedvarende energi
b)
forsyningssikkerhed måles ved at vurdere tabene i distributions- og/eller transmissionsnettene, den procentvise udnyttelse (dvs. gennemsnitlige belastning) af elnetkomponenter, tilgængeligheden af netkomponenter (relateret til planlagt og ikkeplanlagt vedligeholdelse) og dettes indvirkning på nettets præstationer, og på varigheden og hyppigheden af afbrydelser, herunder klimarelaterede forstyrrelser
c)
markedsintegration måles ved at vurdere innovationen inden for netdrift, reduktionen af energiisolation og sammenkobling samt integrationen med andre sektorer og fremme af nye forretningsmodeller og markedsstrukturer
d)
netsikkerhed, fleksibilitet og forsyningskvalitet måles ved at vurdere den innovative tilgang til systemfleksibilitet, cybersikkerhed, effektiv interoperabilitet mellem TSO- og DSO-niveauet, kapaciteten til at medtage efterspørgselsreaktion, lagring, energieffektivitetsforanstaltninger, omkostningseffektiv anvendelse af digitale værktøjer og IKT til overvågning og kontrolformål, elsystemets stabilitet og ydeevnen for spændingskvalitet.
5)
For brint, som er omfattet af den energiinfrastrukturkategori, der er anført i bilag II, punkt 3, vurderes kriterierne i artikel 4 som følger:
a)
bæredygtighed måles som et projekts bidrag til reduktion af drivhusgasemissioner i forskellige slutanvendelsesapplikationer i sektorer, hvor det er vanskeligt at nedbringe emissionerne, såsom industri eller transport, fleksibilitet og sæsonmæssige oplagringsmuligheder til vedvarende elproduktion eller integration af vedvarende og kulstoffattig brint med henblik på at tage hensyn til markedets behov og fremme vedvarende brint
b)
markedsintegration og interoperabilitet måles ved at beregne projektets merværdi for integrationen af markedsområder og priskonvergens og for fleksibiliteten i systemet som helhed
c)
forsyningssikkerhed og fleksibilitet måles ved beregning af projektets merværdi for brintforsyningens modstandsdygtighed, diversificering og fleksibilitet
d)
konkurrence måles ved at vurdere projektets bidrag til diversificering af forsyningen, herunder lettere adgang til lokale forsyningskilder til brint.
6)
For projekter vedrørende intelligente gasnet, som er omfattet af den energiinfrastrukturkategori, der er anført i bilag II, punkt 2, vurderes kriterierne i artikel 4 som følger:
a)
graden af bæredygtighed måles ved at vurdere andelen af vedvarende og kulstoffattige gasser integreret i gasnettet, de relaterede besparelser på drivhusgasemissioner mod en komplet dekarbonisering af systemet og tilstrækkelig opsporing af lækage
b)
kvalitet og forsyningssikkerhed måles ved at vurdere forholdet mellem pålidelig tilgængelig gasforsyning og spidsbelastningsefterspørgsel, andelen af import erstattet af lokale vedvarende og kulstoffattige gasser, systemdriftens stabilitet, varigheden og hyppigheden af afbrydelser pr. kunde
c)
fremme af fleksibilitetstjenester såsom efterspørgselsreaktion og lagring ved at fremme intelligent integration af energisektoren gennem skabelse af forbindelser til andre energibærere og -sektorer måles ved at vurdere de omkostningsbesparelser, som gøres mulige af sammenkoblede energisektorer og -systemer, såsom varme- og elsystemet, transport og industri.
7)
For elektrolyseprojekter, som er omfattet af den energiinfrastrukturkategori, der er anført i bilag II, punkt 4, vurderes kriterierne i artikel 4 som følger:
a)
bæredygtighed måles ved at vurdere andelen af vedvarende brint eller kulstoffattig brint, navnlig fra vedvarende kilder, integreret i nettet, der opfylder kriterierne anført i bilag II, punkt 4, litra a), nr. ii), eller anslå udbredelsen af syntetiske brændstoffer fra disse kilder og de relaterede besparelser på drivhusgasemissioner
b)
forsyningssikkerhed måles ved at vurdere dens bidrag til sikker, stabil og effektiv netdrift, herunder gennem vurderingen af undgået afkobling af vedvarende elproduktion
c)
fremme af fleksibilitetstjenester såsom efterspørgselsreaktion og lagring ved at fremme intelligent integration af energisektoren gennem skabelse af forbindelser til andre energibærere og -sektorer måles ved at vurdere de omkostningsbesparelser, som gøres mulige af sammenkoblede energisektorer og -systemer, såsom gas-, brint-, el- og varmenettet, transport- og industrisektorer.
8)
For kuldioxidinfrastruktur, som er omfattet af de energiinfrastrukturkategorier, der er anført i bilag II, punkt 5, vurderes kriterierne i artikel 4 som følger:
a)
bæredygtighed måles ved at vurdere de samlede forventede reduktioner af drivhusgasemissioner i hele projektets livscyklus og manglen på alternative teknologiske løsninger som f.eks., men ikke begrænset til, energieffektivitet, elektrificering, som integrerer vedvarende energikilder, med henblik på at opnå samme niveau af reduktioner af drivhusgasemissioner som den mængde af kuldioxid, der skal opsamles i forbundne industrianlæg med tilsvarende omkostninger inden for en tilsvarende tidsramme, under hensyntagen til drivhusgasemissionerne fra den energi, der er nødvendig for at opsamle, transportere og lagre kuldioxiden, alt efter hvad der er relevant, i betragtning af infrastrukturen, herunder, hvor det er relevant, andre potentielle fremtidige anvendelser
b)
modstandsdygtighed og sikkerhed måles ved at vurdere infrastrukturens sikkerhed
c)
modvirkningen af miljøpåvirkningen og -risiciene gennem permanent neutralisering af kuldioxid.
BILAG V
COST-BENEFIT-ANALYSER FOR ENERGISYSTEMET SOM HELHED
De metoder til cost-benefit-analyse, som ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas har udviklet, skal være i overensstemmelse med hinanden og tage hensyn til sektorspecifikke forhold. Metoderne til en harmoniseret og gennemsigtig cost-benefit-analyse af energisystemet som helhed for projekter på EU-listen skal være ensartede for alle infrastrukturkategorier, medmindre specifikke forskelle er berettigede. De skal fokusere på omkostninger i bred forstand, herunder eksternaliteter, på baggrund af Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet og skal opfylde følgende principper:
1)
Analyseområdet for et individuelt projekt skal omfatte alle de medlemsstater og tredjelande, på hvis område projektet er placeret, alle direkte tilstødende medlemsstater og alle andre medlemsstater, hvori projektet har en væsentlig virkning. Til dette formål skal ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas samarbejde med alle de relevante systemoperatører i de relevante tredjelande. I tilfælde af projekter, der er omfattet af energiinfrastrukturkategorien i bilag II, punkt 3, skal ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas samarbejde med projektiværksætteren, herunder når denne ikke er en systemoperatør.
2)
Hver cost-benefit-analyse skal omfatte følsomhedsanalyser for inputdatasættet, herunder produktions- og drivhusgasomkostninger samt den forventede udvikling i efterspørgsel og udbud, herunder med hensyn til vedvarende energikilder, inklusive fleksibiliteten i begge, samt oplagringsmuligheder, ibrugtagningsdatoen for forskellige projekter i samme analyseområde, klimamæssige virkninger og andre relevante parametre.
3)
De skal fastlægge den analyse, der skal udføres, baseret på de relevante multisektorielle inputdatasæt ved at fastslå virkningen med og uden hvert projekt og omfatte de relevante gensidige afhængighedsforhold til andre projekter.
4)
De skal give vejledning til udvikling og anvendelse af den energinets- og markedsmodellering, der er nødvendig for cost-benefit-analysen. Modelleringen skal give mulighed for en komplet vurdering af økonomiske fordele, herunder markedsintegration, forsyningssikkerhed og konkurrence samt ophævelse af energiisolationen, sociale og miljø- og klimamæssige virkninger, herunder tværsektorielle virkninger. Metoderne skal være fuldt gennemsigtige og indeholde detaljer om, hvorfor, hvad og hvordan hver af fordelene og omkostningerne beregnes.
5)
De skal omfatte og forklare, hvordan princippet om »energieffektivitet først« gennemføres på alle trin i de tiårige EU-dækkende netudviklingsplaner.
6)
De skal forklare, at projektet ikke er til hinder for udvikling og anvendelse af vedvarende energi.
7)
De skal sikre, at der identificeres medlemsstater, for hvilke projektet har en positiv nettovirkning, modtagere, medlemsstater, for hvilke projektet har negativ nettovirkning og omkostningsbærere, som kan være andre medlemsstater end dem, på hvis område infrastrukturen anlægges.
8)
De skal som minimum tage hensyn til kapitaludgifter, drifts- og vedligeholdelsesudgifter, såvel som omkostningerne ved det hermed forbundne system i løbet af projektets tekniske levecyklus som helhed, f.eks. nedluknings- og affaldsbehandlingsomkostninger, herunder eksterne omkostninger. Metoderne skal give vejledning om diskonteringssatser, teknisk levetid og restværdi, der skal anvendes til cost-benefit-beregningerne. De skal endvidere indeholde en obligatorisk metode til beregning af cost-benefit-ratio og nettonutidsværdi, samt en differentiering af fordelene ud fra deres vurderingsmetoders pålidelighedsniveau. Der skal også inddrages metoder til beregning af projekternes klima- og miljømæssige virkninger og deres bidrag til Unionens energimål, såsom markedsgennemtrængning for vedvarende energikilder, energieffektivitet og sammenkoblingsmål.
9)
De skal sikre, at de klimatilpasningsforanstaltninger, der træffes for hvert projekt, vurderes og afspejler omkostningerne ved drivhusgasemissioner, og at vurderingen er robust og i overensstemmelse med andre EU-politikker med henblik på at muliggøre sammenligning med andre løsninger, der ikke kræver ny infrastruktur.
BILAG VI
RETNINGSLINJER FOR GENNEMSIGTIGHED OG OFFENTLIG DELTAGELSE
1)
Den i artikel 9, stk. 1, nævnte proceduremanual skal mindst indeholde:
a)
specifikationer for de relevante dele af lovgivningen, herunder miljølovgivning, som beslutninger og udtalelser er baseret på, for de forskellige typer relevante projekter af fælles interesse
b)
listen over relevante beslutninger og udtalelser, der skal indhentes
c)
navne og kontaktoplysninger for den kompetente myndighed, andre berørte myndigheder og vigtige berørte interessenter
d)
arbejdsgangen med en beskrivelse af hvert trin i processen, herunder en vejledende tidsplan og en kortfattet oversigt over beslutningsprocessen for de forskellige typer projekter af fælles interesse
e)
oplysninger om omfanget, strukturen og detaljeringsgraden af dokumenter, der skal indgives sammen med en ansøgning om en afgørelse, herunder en tjekliste
f)
i hvilken fase og med hvilke midler den brede offentlighed kan deltage i processen
g)
hvordan den kompetente myndighed, andre berørte myndigheder og projektiværksættere skal påvise, at de under den offentlige høring udtrykte synspunkter blev taget i betragtning, f.eks. ved at vise, hvilke ændringer der blev foretaget vedrørende placering og udformning af projektet, eller ved at angiver grundene til, at sådanne udtalelser ikke er taget i betragtning
h)
så vidt muligt oversættelser af dens indhold på alle de nabomedlemsstaters sprog, som skal gennemføres i samarbejde med de relevante nabomedlemsstater.
2)
Den detaljerede tidsplan, der er omhandlet i artikel 10, stk. 6, litra b), skal som minimum angive følgende:
a)
afgørelser, der skal træffes, og udtalelser, der skal indhentes
b)
de myndigheder, interessenter og den del af offentligheden, som forventes at blive berørt
c)
de forskellige etaper af proceduren og deres varighed
d)
større milepæle, der skal nås, og deres frister i forhold til den samlede afgørelse, der skal træffes
e)
de ressourcer, som myndighederne har planlagt, og eventuelle yderligere ressourcebehov.
3)
Uden at det berører kravene til offentlige høringer i henhold til miljølovgivningen anvendes følgende principper med sigte på at øge offentlighedens deltagelse i tilladelsesprocessen og sikre forudgående information og dialog med offentligheden:
a)
de interessenter, der berøres af et projekt af fælles interesse, herunder relevante nationale, regionale og lokale myndigheder, jordbesiddere og borgere, der bor i nærheden af projektet, den brede offentlighed og disses foreninger, organisationer eller grupper, informeres udførligt og høres i en tidlig fase, på en inkluderende måde, hvor potentielle betænkeligheder hos offentligheden stadig kan tages i betragtning på en åben og gennemsigtig måde. Den kompetente myndighed støtter i givet fald aktivt de aktiviteter, der gennemføres af projektiværksætteren
b)
de kompetente myndigheder sikrer, at offentlige høringer for projekter af fælles interesse så vidt muligt afholdes samlet, herunder offentlige høringer, der allerede kræves i henhold til national lovgivning. Hver offentlig høring skal behandle alle emner, der er relevante for den pågældende fase af proceduren, og et emne, der er relevant for denne specifikke fase af proceduren, behandles ikke i mere end én offentlig høring; én offentlig høring kan imidlertid finde sted på flere forskellige geografiske steder. De emner, der behandles i en offentlig høring, skal være tydeligt angivet i meddelelsen om den offentlige høring
c)
bemærkninger og indsigelser modtages kun fra begyndelsen af den offentlige høring og indtil udløbet af fristen
d)
projektiværksætterne skal sikre, at høringer afholdes i en periode, der åbner mulighed for en åben og inkluderende offentlig deltagelse.
4)
Konceptet for offentlighedens deltagelse skal mindst indeholde oplysninger om:
a)
de berørte interesseparter, som høres
b)
de påtænkte foranstaltninger, herunder foreslåede steder og datoer for særlige møder
c)
tidsplanen
d)
de menneskelige ressourcer, der er allokeret til forskellige opgaver.
5)
I forbindelse med den offentlige høring, der skal gennemføres før indsendelse af ansøgningen, skal de relevante parter som minimum:
a)
inden starten på høringen offentliggøre en informationsfolder på højst 15 sider i elektronisk og, hvis det er relevant, trykt form, som klart og koncist giver en oversigt over formålet med projektet og en foreløbig tidsplan for projektets udviklingsstadier, den nationale netudviklingsplan, alternative linjeføringer, som overvejes, typer og karakteristika ved den potentielle virkning, herunder grænseoverskridende virkning, og mulige modvirkningsforanstaltninger, en sådan informationsfolder skal offentliggøres inden høringen og skal indeholde en liste over webadresserne til det websted for projektet af fælles interesse, som er omhandlet i artikel 9, stk. 7, den gennemsigtighedsplatform, der er omhandlet i artikel 23, og den proceduremanual, der er omhandlet i punkt 1 i dette bilag
b)
offentliggøre oplysningerne om høringen på webstedet for projektet af fælles interesse, der er omhandlet i artikel 9, stk. 7, på opslagstavlerne for de lokale myndigheders kontorer og via mindst én eller, hvis det er relevant, to lokale mediekanaler
c)
i skriftlig eller elektronisk form invitere de relevante berørte interessenter, foreninger, organisationer og grupper til særlige møder med henblik på drøftelse af betænkeligheder.
6)
Projekters websted, som nævnt i artikel 9, stk. 7, skal som minimum offentliggøre følgende oplysninger:
a)
datoen for den seneste opdatering af projektets websted
b)
oversættelser af dets indhold på alle sprog i de medlemsstater, der er berørt af projektet, eller hvor projektet har en betydelig grænseoverskridende virkning i overensstemmelse med bilag IV, punkt 1
c)
informationsfolderen, der er nævnt i punkt 5, ajourført med de nyeste oplysninger om projektet
d)
et ikketeknisk og regelmæssigt ajourført resumé, der afspejler den aktuelle status for projektet, herunder geografiske oplysninger, og som i tilfælde af ajourføringer tydeligt angiver ændringer i forhold til tidligere versioner
e)
gennemførelsesplanen som beskrevet i artikel 5, stk. 1, ajourført med de nyeste oplysninger om projektet
f)
de midler, som Unionen tildeler og udbetaler til projektet
g)
planlægning af projektet og den offentlige høring, der tydeligt angiver datoer og placeringer for offentlige høringer og de påtænkte emner, der er relevante for disse høringer
h)
kontaktoplysninger med henblik på at få yderligere oplysninger eller dokumenter
i)
kontaktoplysninger med henblik på at fremsætte kommentarer og indvendinger under offentlige høringer.

Summary:
Retningslinjer for den transeuropæiske energiinfrastruktur
RESUMÉ AF:
Forordning (EU) 2022/869 om retningslinjer for den transeuropæiske energiinfrastruktur
HVAD ER FORMÅLET MED FORORDNINGEN?
Forordning (EU) 2022/869 fastsætter nye retningslinjer for udvikling og interoperabilitet af energiinfrastrukturkorridorer og prioriterede områder i 
Den Europæiske Union (EU)
, som bringer dem i overensstemmelse med 
Den Europæiske Grønne Pagt
. Retningslinjerne bidrager til at:
sikre 
modvirkning af klimaændringer
, navnlig for at nå EU’s 
2030-mål for energi og klima
 og målet om 
klimaneutralitet inden 2050
sikre sammenkoblinger, energisikkerhed, markeds- og systemintegration, konkurrence, der gavner alle 
EU-medlemsstater
, samt overkommelige energipriser.
HOVEDPUNKTER
Transeuropæiske energinet
De transeuropæiske energinet (TEN-E) forbinder medlemsstaternes energiinfrastrukturer.
TEN-E omfatter en række 
prioriterede korridorer og områder
 samt 
prioriterede tematiske områder
, såsom indsættelse af intelligente elnet.
Forordningen
 reviderer reglerne for TEN-E, herunder reglerne for identifikation af 
projekter af fælles interesse
 og 
projekter af gensidig interesse
 (projekter, der fremmes af medlemsstaterne i samarbejde med ikke-EU-lande).
Mål
De reviderede regler har til formål at nå en række mål, herunder følgende.
At tilskynde til investeringer i brint- og kuldioxidnet samt udvikling af offshorenet.
At afskaffe støtten til nye projekter vedrørende naturgas og olie og at indføre obligatoriske bæredygtighedskriterier for alle projekter.
At forenkle og fremskynde 
tilladelsesprocedurer og godkendelsesprocedurer
, herunder oprettelse af et fælles kontaktpunkt pr. projekt for tilladelser og godkendelser.
I en 
overgangsperiode
 frem til den 
31. december 2029
 at tillade anvendelse af brintaktiver konverteret fra naturgasaktiver til transport eller oplagring af en foruddefineret blanding af brint og naturgas eller biometan.
For 
Cypern og Malta
 at tillade, at projekter, der har status af projekter af fælles interesse, bevarer deres status, indtil Cypern og Malta sammenkobles med det transeuropæiske gasnet, da disse medlemsstater ikke er forbundet til dette net. Denne undtagelse gælder for disse medlemsstater hver især, indtil medlemsstaten er direkte forbundet med det transeuropæiske gasnet eller indtil den 
31. december 2029
.
At fremhæve den rolle, som energi fra vedvarende energikilder spiller i forhold til alle aktiver, herunder intelligente gasnet.
At skabe en ikke-bindende mulighed for samarbejde inden for planlægning af offshorenet.
At styrke forvaltningsprocessen for de transeuropæiske energinet ved at øge relevante interessenters rolle — høringen skal være åben, gennemsigtig og tilrettelagt, så den giver mulighed for feedback i forbindelse med udarbejdelsen af centrale faser af de 
tiårige netudviklingsplaner
 for hele EU. 
Det europæiske net af transmissionssystemoperatører
 for el og gas skal tage hensyn til input fra interessenter under høringer og forklare, hvordan de har taget dette input i betragtning.
Forordningen ændrer forordning (EU) 
2019/943
 (se 
resumé
) og 
2019/942
 (se 
resumé
) og direktiv (EU) 
2019/944
 (se 
resumé
) og ophæver forordning (EU) 
nr. 
347/2013
.
HVORNÅR GÆLDER FORORDNINGEN FRA?
Den trådte i kraft den 
23. juni 2022
.
BAGGRUND
For yderligere oplysninger henvises til:
Transeuropæiske energinet
 (Europa-Kommissionen).
HOVEDDOKUMENT
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2022/869
 af 
30. maj 2022
 om retningslinjer for den transeuropæiske energiinfrastruktur, om ændring af forordning (EF) 
nr. 715/2009
, (EU) 2019/942 og (EU) 2019/943 og af direktiv 2009/73/EF og (EU) 2019/944 og om ophævelse af forordning (EU) 
nr. 347/2013
 (EUT L 152 af 
3.6.2022
, 
s. 45-102
).
Efterfølgende ændringer til forordning (EU) 2022/869 er blevet indarbejdet i grundteksten. Denne 
konsoliderede udgave
 har ingen retsvirkning.
TILHØRENDE DOKUMENTER
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2019/943
 af 
5. juni 2019
 om det indre marked for elektricitet (omarbejdning) (EUT L 158 af 
14.6.2019
, 
s. 54-124
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2019/942
 af 
5. juni 2019
 om oprettelse af Den Europæiske Unions Agentur for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (omarbejdning) (EUT L 158 af 
14.6.2019
, 
s. 22-53
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) 
nr. 
715/2009
 af 
13. juli 2009
 om betingelserne for adgang til naturgastransmissionsnet og om ophævelse af forordning (EF) 
nr. 1775/2005
 (EUT L 211 af 
14.8.2009
, 
s. 36-54
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 
2019/944
 af 
5. juni 2019
 om fælles regler for det indre marked for elektricitet og om ændring af direktiv 2012/27/EU (EUT L 158 af 
14.6.2019
, 
s. 125-199
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 
2009/73/EF
 af 
13. juli 2009
 om fælles regler for det indre marked for naturgas og om ophævelse af direktiv 2003/55/EF (EUT L 211 af 
14.8.2009
, 
s. 94-136
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
seneste ajourføring 
9.9.2024