Règlement (UE) 2019/941 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur la préparation aux risques dans le secteur de l'électricité et abrogeant la directive 2005/89/CE (Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE.)

Le présent règlement établit les règles régissant la coopération entre États membres en vue de prévenir, et de gérer les crises électriques et de s'y préparer, dans un esprit de solidarité et de transparence et en tenant pleinement compte des exigences d'un marché intérieur de l'électricité concurrentiel.

Aux fins du présent règlement, les définitions suivantes s'appliquent: 1) «sécurité d'approvisionnement en électricité», la capacité d'un système électrique à assurer l'approvisionnement en électricité des clients à un niveau de performances clairement établi, tel que déterminé par les États membres concernés; 2) «gestionnaire de réseau de transport», le gestionnaire de réseau de transport tel que défini à l'article 2, point 35), de la directive (UE) 2019/944; 3) «distribution», la distribution telle que définie à l'article 2, point 28), de la directive (UE) 2019/944; 4) «flux transfrontalier», le flux transfrontalier tel que défini à l'article 2, point 3), du règlement (UE) 2019/943; 5) «capacité d'échange entre zones», la capacité du système interconnecté à accepter des transferts d'énergie entre zones de dépôt des offres; 6) «client», le client tel que défini à l'article 2, point 1), de la directive (UE) 2019/944; 7) «gestionnaire de réseau de distribution», le gestionnaire de réseau de distribution tel que défini à l'article 2, point 29), de la directive (UE) 2019/944; 8) «production», la production telle que définie à l'article 2, point 37), de la directive (UE) 2019/944; 9) «crise électrique», une situation actuelle ou imminente dans laquelle il existe une pénurie importante d'électricité, telle que définie par les États membres et décrite dans leurs plans de préparation aux risques, ou dans laquelle il est impossible de fournir de l'électricité aux clients; 10) «crise électrique simultanée», une crise électrique touchant plus d'un État membre en même temps; 11) «autorité compétente», une autorité gouvernementale nationale ou une autorité de régulation désignée par un État membre conformément à l'article 3; 12) «autorités de régulation», les autorités de régulation visées à l'article 57, paragraphe 1, de la directive (UE) 2019/944; 13) «coordinateur de crise», une personne, un groupe de personnes, une équipe composée des gestionnaires nationaux de crise électrique concernés ou une institution qui a pour mission de servir de point de contact et de coordonner le flux d'informations pendant une crise électrique; 14) «mesure non fondée sur le marché», toute mesure relative à l'offre ou à la demande qui s'écarte des règles du marché ou des accords commerciaux, et dont le but est d'atténuer une crise électrique; 15) «producteur», le producteur tel que défini à l'article 2, point 38), de la directive (UE) 2019/944; 16) «région», un groupe d'États membres dont les gestionnaires de réseau de transport partagent le même centre de coordination régional, tel que visé à l'article 36 du règlement (UE) 2019/943; 17) «sous-groupe», un groupe d'États membres, au sein d'une région, qui disposent de la capacité technique de se prêter mutuellement assistance conformément à l'article 15; 18) «alerte précoce», la mise à disposition d'informations concrètes, sérieuses et fiables indiquant qu'il pourrait se produire un événement susceptible d'entraîner une détérioration significative de l'état d'approvisionnement en électricité et de déclencher une crise électrique; 19) «transport», le transport tel que défini à l'article 2, point 34), de la directive (UE) 2019/944; 20) «entreprise d'électricité», une entreprise d'électricité telle que définie à l'article 2, point 57), de la directive (UE) 2019/944; 21) «allocation de capacité», l'allocation de capacité entre zones; 22) «énergie produite à partir de sources renouvelables», l'énergie produite à partir de sources renouvelables ou énergie renouvelable telle que définie à l'article 2, point 31), de la directive (UE) 2019/944.

1 Dès que possible et, en tout état de cause, au plus tard le 5 janvier 2020, chaque État membre désigne une autorité gouvernementale nationale ou une autorité de régulation nationale comme autorité compétente. Les autorités compétentes sont chargées d'accomplir les missions prévues dans le présent règlement, et coopèrent entre elles à ces fins. Le cas échéant, tant que l'autorité compétente n'a pas été désignée, les entités nationales chargées de la sécurité d'approvisionnement en électricité accomplissent les missions qui incombent à l'autorité compétente conformément au présent règlement.

2 Les États membres notifient sans retard à la Commission et au groupe de coordination pour l'électricité le nom et les coordonnées de leurs autorités compétentes désignées en vertu du paragraphe 1, ainsi que tout changement y afférent, et les rendent publics.

3 Les États membres peuvent autoriser l'autorité compétente à déléguer à d'autres organismes les tâches opérationnelles relatives à la planification de la préparation aux risques et à la gestion des risques énoncées dans le présent règlement. Les tâches déléguées sont exécutées sous le contrôle de l'autorité compétente et sont précisées dans le plan de préparation aux risques conformément à l'article 11, paragraphe 1, point b).

Chaque autorité compétente veille à ce que tous les risques pertinents relatifs à la sécurité d'approvisionnement en électricité soient évalués conformément aux règles établies dans le présent règlement et au chapitre IV du règlement (UE) 2019/943. À cette fin, elle coopère avec les gestionnaires de réseau de transport, les gestionnaires de réseau de distribution, les autorités de régulation, le REGRT pour l'électricité, les centres de coordination régionaux et d'autres parties prenantes concernées, selon les besoins.

1 Au plus tard le 5 janvier 2020, le REGRT pour l'électricité soumet à l'ACER une proposition de méthodologie pour identifier les scénarios régionaux de crise électrique les plus pertinents.

2 La méthodologie proposée identifie les scénarios de crise électrique en ce qui concerne l'adéquation du réseau, la sécurité du système et la sécurité d'approvisionnement en combustible sur la base, au minimum, des risques suivants: a) les risques naturels extrêmes et rares; b) les risques accidentels allant au-delà du critère de sûreté N-1 et les aléas exceptionnels; c) les risques indirects, notamment les conséquences d'actes de malveillance et de pénuries de combustible.

3 La méthodologie proposée prend en considération au minimum les éléments suivants: a) toutes les circonstances nationales et régionales pertinentes, y compris les éventuels sous-groupes; b) l'interaction et la corrélation des risques par-delà les frontières; c) les simulations de scénarios de crise électrique simultanée; d) le classement des risques en fonction de leur incidence et de leur probabilité; e) les principes régissant les modalités de traitement des informations sensibles de manière à garantir la transparence à l'égard du public.

4 Lors de l'examen des risques de rupture de l'approvisionnement en gaz dans le contexte de l'identification des risques en vertu du paragraphe 2, point c), du présent article, le REGRT pour l'électricité s'appuie sur les scénarios de rupture de l'approvisionnement en gaz naturel et de défaillance d'infrastructures élaborés par le REGRT pour le gaz en vertu de l'article 7 du règlement (UE) 2017/1938.

5 Avant de soumettre sa proposition de méthodologie à l'ACER, le REGRT pour l'électricité organise une consultation associant, au minimum, les centres de coordination régionaux, les organisations de l'industrie et les organisations de consommateurs, les producteurs ou leurs organisations commerciales, les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution concernés, les autorités compétentes, les autorités de régulation et d'autres autorités nationales concernés. Le REGRT pour l'électricité tient dûment compte des résultats de la consultation et les présente, accompagnés de la méthodologie proposée, lors d'une réunion du groupe de coordination pour l'électricité.

6 Dans un délai de deux mois à compter de la réception de la proposition de méthodologie, l'ACER approuve ou modifie celle-ci, après consultation du groupe de coordination pour l'électricité dans sa formation composée uniquement de représentants des États membres. Le REGRT pour l'électricité et l'ACER publient la version finale de la méthodologie sur leur site internet.

7 Le REGRT pour l'électricité met à jour et améliore la méthodologie conformément aux paragraphes 1 à 6 lorsque de nouvelles informations significatives deviennent disponibles. Le groupe de coordination pour l'électricité dans sa formation composée uniquement de représentants des États membres peut recommander, et l'ACER ou la Commission peuvent demander, moyennant due justification, que soient effectuées de telles mises à jour et améliorations. Dans un délai de six mois à compter de la réception de la demande, le REGRT pour l'électricité soumet à l'ACER un projet des modifications proposées. Dans un délai de deux mois à compter de la réception de ce projet, l'ACER approuve ou modifie les modifications proposées, après consultation du groupe de coordination pour l'électricité dans sa formation composée uniquement de représentants des États membres. Le REGRT pour l'électricité et l'ACER publient la version finale de la méthodologie mise à jour sur leur site internet.

1 Dans un délai de six mois à compter de l'approbation de la méthodologie en vertu de l'article 5, paragraphe 6, le REGRT pour l'électricité identifie, sur la base de cette méthodologie et en étroite coopération avec le groupe de coordination pour l'électricité, les centres de coordination régionaux, les autorités compétentes et les autorités de régulation, les scénarios de crise électrique les plus pertinents pour chaque région. Il peut déléguer les tâches relatives à l'identification des scénarios régionaux de crise électrique aux centres de coordination régionaux.

2 Le REGRT pour l'électricité soumet les scénarios régionaux de crise électrique aux gestionnaires de réseau de transport concernés, aux centres de coordination régionaux concernés, aux autorités compétentes et aux autorités de régulation concernées, ainsi qu'au groupe de coordination pour l'électricité. Le groupe de coordination pour l'électricité peut recommander des modifications.

3 Le REGRT pour l'électricité met à jour les scénarios régionaux de crise électrique tous les quatre ans, à moins que les circonstances ne justifient des mises à jour plus fréquentes.

1 Dans un délai de quatre mois à compter de l'identification des scénarios régionaux de crise de l'électricité conformément à l'article 6, paragraphe 1, l'autorité compétente identifie les scénarios nationaux de crise électrique les plus pertinents.

2 Lors de l'identification des scénarios nationaux de crise électrique, l'autorité compétente consulte les gestionnaires de réseau de transport, les gestionnaires de réseau de distribution que l'autorité compétente estime concernés, les producteurs concernés ou leurs organisations commerciales, et l'autorité de régulation lorsque celle-ci n'est pas l'autorité compétente.

3 Les scénarios nationaux de crise électrique sont identifiés sur la base, au minimum, des risques visés à l'article 5, paragraphe 2, et sont cohérents avec les scénarios régionaux de crise électrique identifiés conformément à l'article 6, paragraphe 1. Les États membres mettent à jour les scénarios nationaux de crise électrique tous les quatre ans, à moins que les circonstances ne justifient des mises à jour plus fréquentes.

4 Dans un délai de quatre mois à compter de l'identification des scénarios régionaux de crise électrique conformément à l'article 6, paragraphe 1, les États membres informent le groupe de coordination pour l'électricité et la Commission de leur évaluation des risques associés à la propriété des infrastructures pertinents pour la sécurité d'approvisionnement en électricité, ainsi que de toutes les mesures prises pour prévenir ou atténuer ces risques, et indiquent la raison pour laquelle ces mesures sont jugées nécessaires et proportionnées.

1 Au plus tard le 5 janvier 2020, le REGRT pour l'électricité soumet à l'ACER une proposition de méthodologie pour l'évaluation de l'adéquation saisonnière et à court terme, à savoir à des échéances d'un mois, d'une semaine à au moins un jour, qui couvre au minimum les éléments suivants: a) l'incertitude associée à des facteurs tels que la probabilité d'une interruption de la capacité de transport, la probabilité d'une indisponibilité imprévue d'installations de production électrique, des mauvaises conditions météorologiques, une demande variable, en particulier des pics en fonction des conditions météorologiques, et la variabilité de la production d'énergie produite à partir de sources renouvelables; b) la probabilité de survenance d'une crise électrique; c) la probabilité de survenance d'une crise électrique simultanée.

2 La méthodologie visée au paragraphe 1 prévoit une approche probabiliste, y compris plusieurs scénarios, et tient compte du contexte régional, national et de l'Union, y compris le niveau d'interconnexion entre les États membres et, dans la mesure du possible, des pays tiers dans des zones synchrones de l'Union. La méthodologie prend en considération les spécificités du secteur énergétique de chaque État membre, y compris les conditions météorologiques particulières et les circonstances extérieures.

3 Avant de soumettre sa proposition de méthodologie, le REGRT pour l'électricité organise une consultation associant, au minimum, les centres de coordination régionaux, les organisations de l'industrie et les organisations de consommateurs, les producteurs ou leurs organisations commerciales, les gestionnaires de réseau de transport, les gestionnaires de réseau de distribution concernés, les autorités compétentes, les autorités de régulation et d'autres autorités nationales concernés. Le REGRT pour l'électricité tient dûment compte des résultats de la consultation et les présente, accompagnés de la méthodologie proposée, lors d'une réunion du groupe de coordination pour l'électricité.

4 Dans un délai de deux mois à compter de la réception de la proposition de méthodologie, l'ACER approuve ou modifie celle-ci, après consultation du groupe de coordination pour l'électricité dans sa formation composée uniquement de représentants des États membres. Le REGRT pour l'électricité et l'ACER publient la version finale de la méthodologie sur leur site internet.

5 Le REGRT pour l'électricité met à jour et améliore la méthodologie conformément aux paragraphes 1 à 4 lorsque de nouvelles informations significatives deviennent disponibles. Le groupe de coordination pour l'électricité, dans sa formation composée uniquement de représentants des États membres, peut recommander, et l'ACER ou la Commission peuvent demander, moyennant due justification, que soient effectuées de telles mises à jour et améliorations. Dans un délai de six mois à compter de la réception de la demande, le REGRT pour l'électricité soumet à l'ACER un projet des modifications proposées. Dans un délai de deux mois à compter de la réception de ce projet, l'ACER approuve ou modifie les modifications proposées, après consultation du groupe de coordination pour l'électricité dans sa formation composée uniquement de représentants des États membres. Le REGRT pour l'électricité et l'ACER publient la version finale de la méthodologie mise à jour sur leur site internet.

1 Toutes les évaluations de l'adéquation à court terme, qu'elles soient effectuées au niveau national, régional ou de l'Union, sont effectuées conformément à la méthodologie mise au point en vertu de l'article 8.

2 Le REGRT pour l'électricité effectue des évaluations de l'adéquation saisonnière conformément à la méthodologie mise au point en vertu de l'article 8. Il publie les résultats de l'évaluation de l'adéquation d'hiver au plus tard le 1er décembre de chaque année et les résultats de l'évaluation de l'adéquation d'été au plus tard le 1er juin de chaque année. Il peut déléguer les tâches relatives aux évaluations de l'adéquation aux centres de coordination régionaux. Il présente l'évaluation de l'adéquation lors d'une réunion du groupe de coordination pour l'électricité, lequel peut formuler des recommandations, le cas échéant.

3 Les centres de coordination régionaux effectuent des évaluations de l'adéquation à des échéances allant d'une semaine à au moins un jour conformément au règlement (UE) 2017/1485 selon la méthodologie adoptée en vertu de l'article 8 du présent règlement.

1 Sur la base des scénarios régionaux et nationaux de crise électrique identifiés en vertu des articles 6 et 7, l'autorité compétente de chaque État membre établit un plan de préparation aux risques, après consultation des gestionnaires de réseau de distribution que l'autorité compétente estime concernés, des gestionnaires de réseau de transport, des producteurs concernés ou de leurs organisations commerciales, des entreprises d'électricité et de gaz naturel, des organismes concernés représentant les intérêts des clients industriels et non industriels consommateurs d'électricité, et de l'autorité de régulation lorsqu'elle n'est pas l'autorité compétente.

2 Ce plan de préparation aux risques comporte des mesures nationales ainsi que des mesures régionales et, le cas échéant, bilatérales telles que prévues aux articles 11 et 12. Conformément à l'article 16, toutes les mesures qui sont envisagées ou prises pour prévenir et atténuer les crises électriques et s'y préparer respectent pleinement les règles régissant le marché intérieur de l'électricité et le fonctionnement du système. Ces mesures sont clairement définies, transparentes, proportionnées et non discriminatoires.

3 Le plan de préparation aux risques est élaboré conformément aux articles 11 et 12 et au modèle figurant en annexe. Le cas échéant, les États membres peuvent inclure des informations supplémentaires dans le plan de préparation aux risques.

4 Afin de garantir la cohérence des plans de préparation aux risques, les autorités compétentes soumettent les projets de plan, pour consultation, aux autorités compétentes des États membres concernés dans la région, avant l'adoption de leurs plans de préparation aux risques, et, lorsqu'ils ne se trouvent pas dans la même région, aux autorités compétentes des États membres directement connectés, ainsi qu'au groupe de coordination pour l'électricité.

5 Dans un délai de six mois à compter de la réception du projet de plans de préparation aux risques, les autorités compétentes visées au paragraphe 4 et le groupe de coordination pour l'électricité peuvent formuler des recommandations en ce qui concerne le projet de plan soumis en application du paragraphe 4.

6 Dans un délai de neuf mois à compter de la soumission leurs projets de plan, les autorités compétentes concernées adoptent leurs plans de préparation aux risques, en tenant compte des résultats de la consultation en application du paragraphe 4 et de toutes les recommandations formulées en application du paragraphe 5. Elles notifient sans retard leurs plans de préparation aux risques à la Commission.

7 Les autorités compétentes et la Commission publient les plans de préparation aux risques sur leurs sites internet, tout en garantissant la confidentialité des informations sensibles, notamment les informations sur les mesures en matière de prévention ou d'atténuation des conséquences des actes de malveillance. La protection de la confidentialité des informations sensibles est fondée sur les principes établis en application de l'article 19.

8 Les autorités compétentes adoptent et publient leurs premiers plans de préparation aux risques au plus tard le 5 janvier 2022. Ils les mettent à jour ensuite tous les quatre ans, à moins que les circonstances ne justifient des mises à jour plus fréquentes.

1 Le plan de préparation aux risques de chaque État membre définit toutes les mesures nationales qui sont envisagées ou prises pour prévenir et atténuer les crises électriques identifiées en vertu des articles 6 et 7 et s'y préparer. Il doit au moins: a) contenir un résumé des scénarios de crise électrique identifiés pour l'État membre et la région concernés, conformément aux procédures prévues aux articles 6 et 7; b) définir le rôle et les responsabilités de l'autorité compétente et décrire les tâches qui, le cas échéant, ont été déléguées à d'autres organismes; c) décrire les mesures nationales conçues pour prévenir les risques identifiés en vertu des articles 6 et 7 ou pour s'y préparer; d) désigner un coordinateur de crise national et définir ses tâches; e) établir des procédures détaillées à suivre en cas de crises électriques, notamment les mécanismes correspondants de flux d'information; f) identifier la contribution des mesures fondées sur le marché pour faire face aux crises électriques, notamment les mesures axées sur l'offre et les mesures axées sur la demande; g) identifier d'éventuelles mesures non fondées sur le marché à mettre en œuvre en cas de crise électrique, tout en précisant les critères de déclenchement, les conditions et les procédures pour leur mise en œuvre, et en indiquant de quelle manière elles respectent les exigences prévues à l'article 16 ainsi que les mesures régionales et bilatérales; h) fournir un cadre pour un délestage manuel stipulant dans quelles circonstances le délestage doit avoir lieu et, en ce qui concerne la sécurité publique et la sûreté des personnes, précisant quelles sont les catégories d'utilisateurs d'électricité qui, conformément au droit national, sont en droit de bénéficier d'une protection particulière contre les interruptions de service, justifiant la nécessité d'une telle protection et indiquant de quelle manière les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution des États membres concernés doivent réduire la consommation; i) décrire les mécanismes utilisés pour informer le public au sujet des crises électriques; j) décrire les mesures nationales nécessaires pour mettre en œuvre et faire appliquer les mesures régionales et, le cas échéant, bilatérales convenues en vertu de l'article 12; k) contenir des informations relatives à des plans connexes et nécessaires pour le développement du futur réseau devant permettre de faire face aux conséquences des scénarios de crise électrique identifiés.

2 Toutes les mesures nationales tiennent pleinement compte des mesures régionales et, le cas échéant, bilatérales convenues en vertu de l'article 12 et ne compromettent ni la sécurité d'exploitation ou la sécurité du réseau de transport, ni la sécurité d'approvisionnement en électricité d'autres États membres.

1 Outre les mesures nationales visées à l'article 11, le plan de préparation aux risques de chaque État membre comporte des mesures régionales et, le cas échéant, des mesures bilatérales en vue de prévenir ou de gérer de manière satisfaisante les crises électriques ayant des implications transfrontières. Les mesures régionales sont convenues au sein de la région concernée entre les États membres qui ont la capacité technique de se prêter mutuellement assistance conformément à l'article 15. À cette fin, les États membres peuvent également constituer des sous-groupes au sein d'une région. Les mesures bilatérales font l'objet d'un accord entre les États membres qui sont directement connectés mais qui ne se trouvent pas dans la même région. Les États membres veillent à la cohérence des mesures régionales et bilatérales. Les mesures régionales et bilatérales comprennent au minimum les éléments suivants: a) la désignation d'un coordinateur de crise; b) des mécanismes pour partager les informations et coopérer; c) des mesures coordonnées visant à atténuer les incidences d'une crise électrique, notamment en cas de crise électrique simultanée, aux fins de l'assistance prêtée conformément à l'article 15; d) des procédures pour la réalisation d'exercices annuels ou bisannuels des plans de préparation aux risques; e) des mécanismes de déclenchement des mesures non fondées sur le marché qui doivent être activées conformément à l'article 16, paragraphe 2.

2 Les États membres concernés conviennent des mesures régionales et bilatérales qui doivent figurer dans le plan de préparation aux risques, après consultation des centres de coordination régionaux pertinents. La Commission peut jouer un rôle de facilitateur dans l'élaboration de l'accord sur les mesures régionales et bilatérales. La Commission peut demander à l'ACER et au REGRT pour l'électricité de fournir une assistance technique aux États membres en vue de faciliter la conclusion de cet accord. Au moins huit mois avant l'expiration du délai pour l'adoption ou pour la mise à jour du plan de préparation aux risques, les autorités compétentes font rapport au groupe de coordination pour l'électricité sur les accords conclus. Si les États membres ne peuvent pas parvenir à un accord, les autorités compétentes concernées communiquent à la Commission les raisons d'un tel désaccord. Dans un tel cas, la Commission propose des mesures comprenant un mécanisme de coopération pour la conclusion d'un accord sur les mesures régionales et bilatérales.

3 Avec la participation des parties prenantes concernées, les autorités compétentes des États membres de chaque région réalisent périodiquement des exercices sur l'efficacité des procédures élaborées dans le cadre des plans de préparation aux risques pour prévenir les crises électriques, y compris des mécanismes visés au paragraphe 1, point b), et effectuent des simulations de crise électrique bisannuelles, en testant notamment ces mécanismes.

1 Dans un délai de quatre mois à compter de la notification par l'autorité compétente du plan de préparation aux risques adopté, la Commission procède à son évaluation en tenant dûment compte des points de vue exprimés par le groupe de coordination pour l'électricité.

2 La Commission, après consultation du groupe de coordination pour l'électricité, émet un avis non contraignant présentant les raisons circonstanciées et le soumet à l'autorité compétente accompagné d'une recommandation de réexamen de son plan de préparation aux risques lorsque ce plan: a) ne permet pas d'atténuer efficacement les risques identifiés dans les scénarios de crise électrique; b) est incompatible avec les scénarios de crise de l'électricité identifiés ou avec le plan de préparation aux risques d'un autre État membre; c) ne respecte pas les exigences fixées à l'article 10, paragraphe 2; d) prévoit des mesures qui risquent de menacer la sécurité d'approvisionnement en électricité dans d'autres États membres; e) fausse indûment la concurrence ou entrave le bon fonctionnement du marché intérieur; ou f) ne respecte pas les dispositions du présent règlement ou d'autres dispositions du droit de l'Union.

3 Dans un délai de trois mois à compter de la réception de l'avis de la Commission visé au paragraphe 2, l'autorité compétente concernée tient pleinement compte de la recommandation de la Commission et, soit notifié le plan de préparation aux risques modifié à la Commission, soit notifié à la Commission les raisons pour lesquelles elle s'oppose à la recommandation.

4 Lorsque l'autorité compétente s'oppose à une recommandation de la Commission, la Commission peut, dans un délai de quatre mois à compter de la réception de la notification des motifs d'opposition de l'autorité compétente, retirer sa recommandation ou convoquer une réunion avec l'autorité compétente et, lorsque la Commission le juge nécessaire, le groupe de coordination pour l'électricité, en vue d'examiner la question. La Commission présente les motifs circonstanciés justifiant sa demande de modification du plan de préparation aux risques. Lorsque l'autorité compétente concernée s'écarte, dans sa position finale, des motifs circonstanciés de la Commission, elle motive sa position auprès de la Commission dans un délai de deux mois à compter de la réception des motifs circonstanciés de la Commission.

1 Lorsqu'une évaluation de l'adéquation saisonnière ou toute autre source qualifiée fournit des informations concrètes, sérieuses et fiables, selon lesquelles il pourrait se produire une crise électrique dans un État membre, l'autorité compétente de cet État membre émet une alerte précoce, sans retard injustifié, à l'attention de la Commission, des autorités compétentes des États membres de la même région et, lorsqu'ils ne se trouvent pas dans la même région, des autorités compétentes des États membres directement connectés. L'autorité compétente concernée fournit également des informations sur les causes de l'éventuelle crise électrique, sur les mesures envisagées ou prises pour prévenir une crise électrique et sur l'éventuel besoin d'assistance de la part d'autres États membres. Ces informations comprennent les incidences éventuelles des mesures sur le marché intérieur de l'électricité. La Commission transmet ces informations au groupe de coordination pour l'électricité.

2 Lorsqu'elle est confrontée à une crise électrique, l'autorité compétente, après consultation du gestionnaire de réseau de transport concerné, déclare une crise électrique et, sans retard injustifié, en informe les autorités compétentes des États membres de la même région et, lorsqu'ils ne se trouvent pas dans la même région, les autorités compétentes des États membres directement connectés, ainsi que la Commission. Ces informations portent notamment sur les causes de la détérioration de l'état d'approvisionnement en électricité, les raisons qui ont conduit à déclarer une crise électrique, les mesures envisagées ou prises pour l'atténuer ainsi que le besoin éventuel d'assistance de la part d'autres États membres.

3 Lorsque la Commission, le groupe de coordination pour l'électricité ou les autorités compétentes des États membres de la même région et, lorsqu'ils ne se trouvent pas dans la même région, les autorités compétentes des États membres directement connectés jugent les informations fournies en vertu du paragraphe 1 ou 2 insuffisantes, ils peuvent demander à l'État membre concerné de fournir des informations complémentaires.

4 Lorsqu'une autorité compétente émet une alerte précoce ou déclare une crise électrique, les mesures prévues dans le plan de préparation aux risques sont suivies dans toute la mesure du possible.

1 Les États membres agissent et coopèrent dans un esprit de solidarité en vue de prévenir et de gérer les crises de l'électricité.

2 Lorsqu'ils disposent de la capacité technique nécessaire, les États membres proposent de se prêter mutuellement assistance au moyen de mesures régionales ou bilatérales convenues en vertu du présent article et de l'article 12 avant que cette assistance ne soit fournie. À cette fin, et aux fins de protéger la sécurité publique et la sûreté des personnes, les États membres conviennent de mesures régionales ou bilatérales de leur choix afin que l'électricité soit fournie d'une manière coordonnée.

3 Les États membres conviennent des arrangements techniques, juridiques et financiers nécessaires en vue de la mise en œuvre des mesures régionales ou bilatérales avant que l'assistance ne soit fournie. Ces arrangements précisent, entre autres, la quantité maximale d'électricité à fournir au niveau régional ou bilatéral, le critère de déclenchement de l'assistance éventuelle et de suspension de l'assistance, la manière de fournir l'électricité et les dispositions relatives à une indemnisation équitable entre États membres conformément aux paragraphes 4, 5 et 6.

4 L'assistance est soumise à un accord préalable entre les États membres concernés relatif à une indemnisation équitable, qui couvre au moins: a) le coût de l'électricité acheminée sur le territoire de l'État membre qui demande l'assistance ainsi que les coûts de transport associés; et b) tout autre coût raisonnable exposé par l'État membre qui fournit l'assistance, y compris en ce qui concerne le remboursement de la préparation d'une assistance qui ne serait finalement pas fournie, ainsi que tout coût résultant d'une procédure judiciaire, d'une procédure d'arbitrage ou de procédures et règlements similaires.

5 Conformément au paragraphe 4, une indemnisation équitable inclut, entre autres, tous les coûts raisonnables que l'État membre qui fournit l'assistance supporte du fait de l'obligation de verser une indemnisation en vertu des droits fondamentaux garantis par le droit de l'Union et en vertu des obligations internationales applicables lors de la mise en œuvre des dispositions du présent règlement relatives à l'assistance, ainsi que tout autre coût raisonnable découlant du versement d'une indemnisation conformément aux règles nationales en matière d'indemnisation.

6 L'État membre qui demande l'assistance verse ou veille à ce que soit versée rapidement une indemnisation équitable à l'État membre qui fournit l'assistance.

7 Au plus tard le 5 janvier 2020, après consultation du groupe de coordination pour l'électricité et de l'ACER, la Commission fournit des orientations non contraignantes concernant les éléments clés de l'indemnisation équitable visée aux paragraphes 3 à 6, et d'autres éléments clés des arrangements techniques, juridiques et financiers visés au paragraphe 3, ainsi que les principes généraux relatifs à l'assistance mutuelle visée au paragraphe 2.

8 En cas de crise électrique, si les États membres n'ont pas encore convenu des mesures régionales ou bilatérales ni des arrangements techniques, juridiques et financiers en vertu du présent article, ils conviennent des mesures et des arrangements ad hoc aux fins de l'application du présent article, y compris en ce qui concerne l'indemnisation équitable en vertu des paragraphes 4, 5 et 6. Lorsqu'un État membre demande une assistance avant que de telles mesures et arrangements ad hoc n'aient été convenus, il s'engage, avant de recevoir cette assistance, à verser une indemnisation équitable conformément aux paragraphes 4, 5 et 6.

9 Les États membres veillent à ce que les dispositions du présent règlement relatives à l'assistance soient mises en œuvre conformément aux traités, à la charte des droits fondamentaux de l'Union européenne et aux autres obligations internationales applicables. Ils prennent les mesures qui s'imposent à cette fin.

1 Les mesures prises pour prévenir ou atténuer les crises électriques respectent les règles régissant le marché intérieur de l'électricité et le fonctionnement du système.

2 Des mesures non fondées sur le marché ne sont activées en cas de crise électrique qu'en dernier ressort si toutes les possibilités offertes par le marché ont été épuisées ou lorsqu'il est manifeste que les mesures fondées sur le marché ne suffisent pas à elles seules pour prévenir une détérioration ultérieure de l'état d'approvisionnement en électricité. Les mesures non fondées sur le marché ne faussent pas indûment la concurrence ni le fonctionnement efficace du marché intérieur de l'électricité. Elles sont nécessaires, proportionnées, non discriminatoires et temporaires. L'autorité compétente informe les parties prenantes concernées dans son État membre de l'application de toute mesure non fondée sur le marché.

3 Il n'est recouru à la réduction des transactions, y compris la réduction de la capacité d'échange entre zones déjà allouée, à la limitation de la mise à disposition de la capacité d'échange entre zones pour l'allocation de capacité ou à la limitation de la mise à disposition des horaires que conformément à l'article 16, paragraphe 2, du règlement (UE) 2019/943 et des règles adoptées pour mettre en œuvre ladite disposition.

1 Dès que possible et, en tout état de cause, trois mois après la fin d'une crise électrique, l'autorité compétente de l'État membre qui a déclaré la crise électrique remet un rapport d'évaluation ex post au groupe de coordination pour l'électricité et à la Commission, après consultation de l'autorité de régulation, lorsque l'autorité de régulation n'est pas l'autorité compétente.

2 Le rapport d'évaluation ex post comprend au minimum: a) une description de l'événement qui a déclenché la crise électrique; b) une description de toute mesure de prévention, de préparation et d'atténuation mise en œuvre ainsi qu'une évaluation de leur proportionnalité et de leur efficacité; c) une évaluation des incidences transfrontières des mesures prises; d) un bilan de l'assistance préparée, qu'elle soit ou non effectivement mise en œuvre, pour des États membres voisins et des pays tiers ou fournie par ceux-ci; e) l'impact économique de la crise de l'électricité et l'incidence des mesures prises sur le secteur de l'électricité dans une mesure permise par les données disponibles au moment de l'évaluation, et notamment les volumes d'énergie non desservie et le niveau de déconnexion manuelle de la demande (y compris une comparaison entre le niveau de déconnexion volontaire et le niveau de déconnexion forcée de la demande); f) les raisons justifiant l'application de toutes mesures non fondées sur le marché; g) les améliorations éventuelles ou proposées au plan de préparation aux risques; h) une vue d'ensemble des améliorations envisageables pour le développement du réseau, lorsqu'un développement insuffisant de celui-ci a causé la crise électrique ou y a contribué.

3 Lorsque le groupe de coordination pour l'électricité et la Commission juge que les informations fournies dans le rapport d'évaluation ex post sont insuffisantes, il peut inviter l'autorité compétente concernée à fournir des informations complémentaires.

4 L'autorité compétente concernée présente les résultats de l'évaluation ex post lors d'une réunion du groupe de coordination pour l'électricité. Ces résultats sont pris en compte dans le plan de préparation aux risques actualisé.

1 En plus d'accomplir d'autres tâches définies dans le présent règlement, le groupe de coordination pour l'électricité examine: a) les résultats du plan décennal de développement du réseau dans le secteur de l'électricité élaboré par le REGRT pour l'électricité; b) la cohérence des plans de préparation aux risques adoptés par les autorités compétentes selon la procédure visée à l'article 10; c) les résultats des évaluations européennes de l'adéquation des ressources effectuées par le REGRT pour l'électricité, telles que visées à l'article 23, paragraphe 4, du règlement (UE) 2019/943; d) les performances des États membres dans le domaine de la sécurité d'approvisionnement en électricité en tenant compte, au minimum, des indicateurs calculés dans l'évaluation européenne de l'adéquation des ressources, à savoir les prévisions d'énergie non desservie et de perte de charge; e) les résultats des évaluations de l'adéquation saisonnière visées à l'article 9, paragraphe 2; f) les informations communiquées par les États membres en application de l'article 7, paragraphe 4; g) les résultats de l'évaluation ex post visée à l'article 17, paragraphe 4; h) la méthodologie pour l'évaluation de l'adéquation à court terme visée à l'article 8; i) la méthodologie pour l'identification des scénarios régionaux de crise électrique visés à l'article 5.

2 Le groupe de coordination pour l'électricité peut formuler des recommandations aux États membres ainsi qu'au REGRT pour l'électricité en ce qui concerne les éléments visés au paragraphe 1.

3 L'ACER assure la surveillance continue de la sécurité de mesures d'approvisionnement en électricité et fait régulièrement rapport au groupe de coordination pour l'électricité.

4 Au plus tard le 1er septembre 2025, sur la base de l'expérience acquise dans l'application du présent règlement, la Commission évalue les moyens envisageables pour renforcer la sécurité d'approvisionnement en électricité au niveau de l'Union et présente un rapport au Parlement européen et au Conseil sur l'application du présent règlement, y compris, s'il y a lieu, en formulant des propositions législatives en vue de modifier le présent règlement.

1 Les États membres et les autorités compétentes mettent en œuvre les procédures visées dans le présent règlement conformément aux règles applicables, y compris les règles nationales relatives au traitement des informations et des procédures confidentielles. Si la mise en œuvre de ces règles conduit à ce que ces informations ne soient pas divulguées, entre autres dans le cadre de plans de préparation aux risques, l'État membre ou l'autorité peut en fournir un résumé non confidentiel qu'il ou elle communique sur demande.

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

Lorsque les États membres et les parties contractantes de la Communauté de l'énergie coopèrent dans le domaine de la sécurité d'approvisionnement en électricité, cette coopération peut porter notamment sur la définition d'une crise électrique, le processus d'identification des scénarios de crise électrique et l'élaboration des plans de préparation aux risques afin qu'aucune mesure compromettant la sécurité d'approvisionnement en électricité des États membres, des parties contractantes de la Communauté de l'énergie ou de l'Union ne soit prise. À cet égard, les parties contractantes de la Communauté de l'énergie peuvent, lorsque la Commission les y invite, participer aux travaux du groupe de coordination pour l'électricité portant sur toutes les questions les concernant.

Tant que Chypre n'est pas directement connecté à un autre État membre, les articles 6 et 12 et l'article 15, paragraphes 2 à 9, ne s'appliquent ni entre Chypre et d'autres États membres, ni au REGRT pour l'électricité en ce qui concerne Chypre. Chypre et les autres États membres concernés peuvent élaborer, avec l'aide de la Commission, des mesures et procédures alternatives à celles prévues aux articles 6 et 12 et à l'article 15, paragraphes 2 à 9, pour autant que ces mesures et procédures alternatives ne portent pas atteinte à l'application effective du présent règlement entre les autres États membres.

Jusqu'à la date de création des centres de coordination régionaux en application de l'article 35 du règlement (UE) 2019/943, les régions s'adressent à un État membre ou à un groupe d'États membres situés dans la même zone synchrone.

La directive 2005/89/CE est abrogée.

Le présent règlement entre en vigueur le vingtième jour suivant celui de sa publication au Journal officiel de l'Union européenne.