Règlement (UE) 2024/1747 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 modifiant les règlements (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 en ce qui concerne l’amélioration de l’organisation du marché de l’électricité de l’Union (Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)

«9 Les paragraphes 6, 7 et 8 du présent article s'appliquent également à la plateforme d'allocation unique établie conformément au règlement (UE) 2016/1719.».

«9 L'ACER approuve et modifie, s'il y a lieu, la proposition conjointe du REGRT pour l'électricité et de l'entité des GRD de l'Union en ce qui concerne le type de données et le format, ainsi que la méthode relative à l'analyse à fournir en ce qui concerne les besoins de flexibilité conformément à l'article 19 sexies, paragraphe 6, du règlement (UE) 2019/943.».

«9 L'ACER soumet des avis à l'autorité de régulation concernée et à la Commission conformément à l'article 8, paragraphe 1, point b) et à l'article 16, paragraphe 3, du règlement (UE) 2019/943.».

«5 L'ACER émet un rapport conformément à l'article 19 sexies, paragraphe 7, du règlement (UE) 2019/943 analysant les rapports nationaux sur les besoins de flexibilité estimés et formulant des recommandations sur les questions d'importance transfrontière concernant les conclusions des autorités de régulation ou d'une autre autorité ou entité désignée par un État membre.».

«1 Les gestionnaires de réseau de transport et les NEMO organisent conjointement la gestion des marchés journaliers et des marchés infrajournaliers intégrés conformément au règlement (UE) 2015/1222. Les gestionnaires de réseau de transport et les NEMO coopèrent au niveau de l'Union ou, si cela est plus approprié, au niveau régional afin de maximiser l'efficacité et l'efficience des échanges d'électricité sur les marchés journaliers et les marchés infrajournaliers de l'Union. L'obligation de coopérer est sans préjudice de l'application du droit de l'Union en matière de concurrence. Dans le cadre de leurs fonctions relatives aux échanges d'électricité, les gestionnaires de réseau de transport et les NEMO font l'objet d'une surveillance réglementaire par les autorités de régulation en vertu de l'article 59 de la directive (UE) 2019/944 et par l'ACER en vertu des articles 4 et 8 du règlement (UE) 2019/942 et sont soumis à des obligations de transparence et de surveillance efficace contre les manipulations de marché établies dans les dispositions pertinentes du règlement (UE) no 1227/2011.»

1 Lorsqu'une crise des prix de l'électricité au niveau régional ou à l'échelle de l'Union est déclarée conformément à l'article 66 bis de la directive (UE) 2019/944, les États membres peuvent demander aux gestionnaires de réseau de proposer l'acquisition de produits d'écrêtement des pointes afin de pouvoir réduire la demande d'électricité aux heures de pointe. Cette acquisition est limitée à la durée fixée dans la décision d'exécution adoptée en vertu de l'article 66 bis, paragraphe 1, de la directive (UE) 2019/944.

2 Lorsqu'une demande est présentée en vertu du paragraphe 1, les gestionnaires de réseau, après consultation des parties prenantes, soumettent pour approbation à l'autorité de régulation de l'État membre concerné une proposition définissant le dimensionnement du produit d'écrêtement des pointes et les conditions de son acquisition et de son activation.

3 L'autorité de régulation concernée évalue la proposition relative à un produit d'écrêtement des pointes visée au paragraphe 2 en ce qui concerne la réalisation d'une réduction de la demande d'électricité et l'incidence sur le prix de gros de l'électricité pendant les heures de pointe. Cette évaluation tient compte de la nécessité, pour le produit d'écrêtement des pointes, de ne pas fausser indûment le fonctionnement des marchés de l'électricité et de ne pas réorienter les services de participation active de la demande vers les produits d'écrêtement des pointes. Sur la base de cette évaluation, l'autorité de régulation peut demander au gestionnaire de réseau de modifier sa proposition.

4 La proposition de produit d'écrêtement des pointes visée au paragraphe 2 respecte les exigences suivantes: a) le dimensionnement du produit d'écrêtement des pointes: i) repose sur une analyse de la nécessité d'un service supplémentaire pour garantir la sécurité d'approvisionnement sans mettre en péril la stabilité du réseau, de son incidence sur le marché ainsi que des coûts et avantages escomptés; ii) tient compte des prévisions relatives à la demande, à l'électricité produite à partir d'énergies renouvelables et à d'autres sources de flexibilité dans le réseau, telles que le stockage d'énergie, ainsi que de l'incidence sur les prix de gros de l'appel évité; et iii) est limité de manière à ce que les coûts prévus ne dépassent pas les bénéfices escomptés du produit d'écrêtement des pointes; b) l'acquisition d'un produit d'écrêtement des pointes s'appuie sur des critères objectifs, transparents, fondés sur le marché et non discriminatoires, se limite à la participation active de la demande et n'empêche pas les actifs participants d'accéder à d'autres marchés; c) l'acquisition du produit d'écrêtement des pointes s'opère par mise en concurrence, qui peut être continue, le produit qui satisfait aux critères techniques et environnementaux prédéfinis pour le coût le plus bas étant retenu, et permet la participation effective des consommateurs, directement ou par agrégation; d) la taille minimale de l'offre n'est pas supérieure à 100 kW, y compris par agrégation; e) les contrats relatifs à un produit d'écrêtement des pointes ne sont pas conclus plus d'une semaine avant son activation; f) l'activation du produit d'écrêtement des pointes ne réduit pas la capacité d'échange entre zones; g) l'activation du produit d'écrêtement des pointes a lieu avant et jusqu'à l'échéance du marché journalier et peut être effectuée sur la base d'un prix prédéfini de l'électricité; h) l'activation du produit d'écrêtement des pointes ne doit pas impliquer de démarrer la production d'électricité d'origine fossile derrière le point de mesure, afin d'éviter l'augmentation des émissions de gaz à effet de serre.

5 La réduction réelle de la consommation résultant de l'activation d'un produit d'écrêtement des pointes est mesurée par rapport à une valeur de référence, qui reflète la consommation d'électricité escomptée sans l'activation du produit. Lorsqu'un gestionnaire de réseau achète un produit d'écrêtement des pointes, il définit une méthode de référence, après consultation des acteurs du marché, il tient compte, le cas échéant, de l'acte d'exécution adopté en conformité avec l'article 59, paragraphe 1, point e), et il soumet ladite méthode à l'autorité de régulation concernée pour approbation.

6 L'autorité de régulation concernée approuve la proposition des gestionnaires de réseau souhaitant acquérir un produit d'écrêtement des pointes, ainsi que la méthode de référence soumise conformément aux paragraphes 2 et 5, ou demande aux gestionnaires de réseau de modifier la proposition ou la méthode de référence lorsque ladite proposition ou ladite méthode ne satisfait pas aux exigences énoncées aux paragraphes 2, 4 et 5.

7 Au plus tard six mois après la fin d'une crise des prix de l'électricité à l'échelle régionale ou à l'échelle de l'Union visée au paragraphe 1, l'ACER, après consultation des parties prenantes, évalue l'incidence de l'utilisation de produits d'écrêtement des pointes sur le marché de l'électricité de l'Union. Cette évaluation tient compte de la nécessité, pour les produits d'écrêtement des pointes, de ne pas fausser indûment le fonctionnement des marchés de l'électricité et de ne pas réorienter les services de participation active de la demande vers les produits d'écrêtement des pointes. L'ACER peut émettre des recommandations dont les autorités de régulation tiennent compte dans leur évaluation conformément au paragraphe 3.

8 Au plus tard le 30 juin 2025, l'ACER, après consultation des parties prenantes, évalue l'incidence du développement de produits d'écrêtement des pointes sur le marché de l'électricité de l'Union dans des conditions de marché normales. Cette évaluation tient compte de la nécessité, pour les produits d'écrêtement des pointes, de ne pas fausser indûment le fonctionnement des marchés de l'électricité et de ne pas réorienter les services de participation active de la demande vers les produits d'écrêtement des pointes. Sur la base de cette évaluation, la Commission peut présenter une proposition législative visant à modifier le présent règlement afin d'introduire les produits d'écrêtement des pointes en dehors des situations de crise des prix de l'électricité à l'échelle régionale ou à l'échelle de l'Union.

1 Sans préjudice de l'article 19 de la directive (UE) 2019/944, les gestionnaires de réseau de transport, les gestionnaires de réseau de distribution et les acteurs du marché concernés, y compris les agrégateurs indépendants, peuvent, sous réserve du consentement du client final, utiliser les données provenant d'appareils de mesure dédiés pour assurer l'observabilité et le règlement des services de participation active de la demande et des services de flexibilité, y compris le stockage d'énergie. Aux fins du présent article, l'utilisation de données provenant d'appareils de mesure dédiés est conforme aux articles 23 et 24 de la directive (UE) 2019/944 et aux autres dispositions pertinentes du droit de l'Union, y compris le droit en matière de protection des données et de la vie privée, en particulier le règlement (UE) 2016/679 du Parlement européen et du Conseil . Lorsque ces données sont utilisées à des fins de recherche, les informations sont agrégées et anonymisées.

2 Lorsqu'un client final ne dispose pas d'un compteur intelligent ou lorsque le compteur intelligent d'un client final ne permet pas d'obtenir les données nécessaires pour fournir des services de participation active de la demande ou des services de flexibilité, y compris par l'intermédiaire d'un agrégateur indépendant, les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution acceptent les données provenant d'un appareil de mesure dédié, le cas échéant, pour le règlement des services de participation active de la demande et des services de flexibilité, y compris le stockage d'énergie, et n'opèrent aucune discrimination à l'encontre de ce client final lorsqu'ils acquièrent des services de flexibilité. Cette obligation s'applique sous réserve du respect des règles et exigences établies par les États membres conformément au paragraphe 3.

3 Les États membres établissent les règles et les exigences relatives à un processus de validation des données provenant d'appareils de mesure dédiés afin de vérifier et de garantir la qualité et la cohérence des données pertinentes, ainsi que l'interopérabilité, conformément aux articles 23 et 24 de la directive (UE) 2019/944 et aux autres dispositions pertinentes du droit de l'Union.

1 Conformément au règlement (UE) 2016/1719, les gestionnaires de réseau de transport délivrent des droits de transport à long terme ou mettent en place des mesures équivalentes pour permettre aux acteurs du marché, y compris aux propriétaires d'installations de production d'électricité utilisant des énergies renouvelables, de couvrir les risques de prix, à moins qu'une évaluation du marché à terme sur les frontières des zones de dépôt des offres effectuée par les autorités de régulation démontre l'existence de possibilités de couverture suffisantes dans les zones de dépôt des offres concernées.

2 Les droits de transport à long terme sont alloués, sur une base régulière, de manière transparente, sur la base du marché et sans discrimination, via une plateforme d'allocation unique. La fréquence d'allocation et les échéances des capacités d'échange entre zones à long terme contribuent au bon fonctionnement des marchés à terme de l'Union.

3 L'organisation des marchés à terme de l'Union comprend les outils nécessaires pour améliorer la capacité des acteurs du marché à couvrir les risques de prix sur le marché intérieur de l'électricité.

4 Au plus tard le 17 janvier 2026, la Commission, après consultation des parties prenantes concernées, analyse l'impact des mesures envisageables pour atteindre l'objectif visé au paragraphe 3. Cette analyse d'impact porte, entre autres, sur les aspects suivants: a) les éventuelles modifications de la fréquence d'allocation des droits de transport à long terme; b) les éventuelles modifications des échéances des droits de transport à long terme, en particulier les échéances prolongées jusqu'à trois ans au moins; c) les éventuelles modifications de la nature des droits de transport à long terme; d) les moyens de renforcer le marché secondaire; et e) l'introduction éventuelle de plateformes virtuelles régionales pour les marchés à terme.

5 En ce qui concerne les plateformes virtuelles régionales pour les marchés à terme, l'analyse d'impact réalisée conformément au paragraphe 4 porte sur les aspects suivants: a) la portée géographique adéquate des plateformes virtuelles régionales, y compris les zones de dépôt des offres qui constitueraient ces plateformes, et les situations spécifiques des zones de dépôt des offres appartenant à deux plateformes virtuelles ou plus, en vue de maximiser la corrélation entre les prix de référence et les prix des zones de dépôt des offres constituant les plateformes virtuelles régionales; b) le niveau d'interconnectivité électrique des États membres, en particulier des États membres en deçà des objectifs d'interconnexion électrique pour 2020 et 2030 fixés à l'article 4, point d) 1), du règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil ; c) la méthode de calcul des prix de référence pour les plateformes virtuelles régionales pour les marchés à terme, en vue de maximiser la corrélation entre le prix de référence et les prix des zones de dépôt des offres constituant une plateforme virtuelle régionale; d) la possibilité pour les zones de dépôt des offres de faire partie de plus d'une plateforme virtuelle régionale; e) les moyens de maximiser les débouchés pour les produits de couverture qui font référence aux plateformes virtuelles régionales pour le marché à terme, ainsi que pour les droits de transport à long terme des zones de dépôt des offres vers les plateformes virtuelles régionales; f) les moyens d'assurer que la plateforme d'allocation unique visée au paragraphe 2 propose l'allocation et facilite l'échange de droits de transport à long terme; g) les implications des accords intergouvernementaux préexistants et des droits qui en découlent.

6 Sur la base des résultats de l'analyse d'impact visée au paragraphe 4 du présent article, la Commission adopte, au plus tard le 17 juillet 2026, un acte d'exécution précisant les mesures et les outils permettant d'atteindre les objectifs visés au paragraphe 3 du présent article et les caractéristiques exactes desdits mesures et outils. Cet acte d'exécution est adopté en conformité avec la procédure d'examen visée à l'article 67, paragraphe 2.

7 La plateforme d'allocation unique établie conformément au règlement (UE) 2016/1719 agit en tant qu'entité permettant de bénéficier de l'allocation et de faciliter l'échange de droits de transport à long terme pour le compte des gestionnaires de réseau de transport. Elle présente l'une des formes juridiques énoncées à l'annexe II de la directive (UE) 2017/1132 du Parlement européen et du Conseil .

8 Lorsqu'une autorité de régulation compétente estime que les possibilités de couverture sont insuffisantes pour les acteurs du marché, elle peut, après avoir consulté les autorités compétentes désignées en vertu de l'article 67 de la directive 2014/65/UE du Parlement européen et du Conseil lorsque les marchés à terme concernent des instruments financiers au sens de l'article 4, paragraphe 1, point 15), de ladite directive, exiger des bourses de l'électricité ou des gestionnaires de réseau de transport qu'ils mettent en œuvre des mesures supplémentaires, telles que des activités de tenue de marché, pour améliorer la liquidité du marché à terme.

9 Sous réserve du respect du droit de l'Union en matière de concurrence ainsi que des règlements (UE) no 648/2012 et (UE) no 600/2014 du Parlement européen et du Conseil et de la directive 2014/65/UE, les opérateurs du marché peuvent concevoir des produits de couverture à terme, y compris des produits de couverture à long terme, afin de fournir aux acteurs du marché, notamment aux propriétaires d'installations de production d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables, des possibilités appropriées de couverture contre les risques financiers engendrés par les fluctuations des prix. Les États membres n'exigent pas que de telles opérations de couverture puissent être limitées aux transactions au sein d'un État membre ou d'une zone de dépôt des offres.

1 Sans préjudice de la directive (UE) 2018/2001 relative à la promotion des sources d'énergie renouvelables, les États membres encouragent le recours aux AAE, y compris en supprimant les barrières injustifiées et les procédures ou frais discriminatoires ou disproportionnés, en vue d'assurer la prévisibilité des prix et d'atteindre les objectifs fixés dans leurs plans nationaux intégrés en matière d'énergie et de climat en ce qui concerne la dimension “décarbonisation” mentionnée à l'article 4, point a), du règlement (UE) 2018/1999, y compris en qui concerne les énergies renouvelables, tout en préservant la compétitivité et la liquidité des marchés de l'électricité et les échanges transfrontières.

2 Lorsqu'elle procède au réexamen du présent règlement conformément à l'article 69, paragraphe 2, la Commission, après consultation des parties prenantes concernées, évalue le potentiel et la viabilité d'une ou de plusieurs plateformes du marché de l'Union pour les AAE, à utiliser sur une base volontaire, y compris l'interaction de ces plateformes potentielles avec d'autres plateformes existantes du marché de l'électricité et la mise en commun de la demande d'AAE par agrégation.

3 Les États membres veillent, de manière coordonnée, à ce que des instruments tels que les régimes de garantie aux prix du marché, destinés à réduire les risques financiers liés au défaut de paiement de l'acquéreur dans le cadre des AAE soient en place et accessibles aux clients qui rencontrent des obstacles pour entrer sur le marché des AAE et qui ne connaissent pas de difficultés financières. Ces instruments peuvent inclure, entre autres, des régimes de garantie aux prix du marché soutenus par l'État, des garanties privées ou des structures mutualisant la demande d'AAE, conformément au droit applicable de l'Union. À cette fin, les États membres devraient assurer une coordination appropriée, y compris avec les structures pertinentes au niveau de l'Union. Les États membres peuvent déterminer les catégories de clients visées par ces instruments, en appliquant des critères non discriminatoires entre les différentes catégories de clients et au sein de chaque catégorie.

4 Sans préjudice des articles 107 et 108 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, si un régime de garantie pour les AAE est soutenu par l'État membre, il comporte des dispositions destinées à préserver la liquidité des marchés de l'électricité et ne soutient pas l'achat de la production à partir de combustibles fossiles. Les États membres peuvent décider de limiter ces régimes de garantie au soutien exclusif de l'achat d'électricité à partir de la nouvelle production d'énergie renouvelable, conformément aux politiques de décarbonisation des États membres, y compris en particulier lorsque le marché des accords d'achat d'électricité renouvelable, au sens de l'article 2, point 17), de la directive (UE) 2018/2001, n'est pas suffisamment développé.

5 Les régimes d'aide en faveur de l'électricité produite à partir de sources renouvelables autorisent la participation de projets qui réservent une partie de l'électricité à la vente par un AAE renouvelable ou par d'autres modalités fondées sur le marché, à condition que cette participation ne nuise pas à la concurrence sur le marché, notamment lorsque les deux parties à cet AAE sont contrôlées par la même entité.

6 Dans le cadre de la conception des régimes d'aide visés au paragraphe 5, les États membres s'efforcent d'appliquer des critères d'évaluation pour encourager les soumissionnaires à faciliter l'accès des clients qui rencontrent des obstacles pour entrer sur le marché des AAE, à condition que cela ne nuise pas à la concurrence sur le marché.

7 Les AAE précisent la zone de dépôt des offres où aura lieu la livraison ainsi que l'entité chargée d'obtenir des droits de transport entre zones, en cas de changement de zone de dépôt des offres en application de l'article 14.

8 Les AAE précisent les modalités et conditions auxquelles les clients et producteurs peuvent se retirer des AAE, par exemple les frais de sortie et les délais de préavis applicables, conformément au droit de la concurrence de l'Union.

9 Lorsqu'ils conçoivent des mesures ayant une incidence directe sur les AAE, les États membres respectent les attentes légitimes éventuelles et tiennent compte de l'effet de ces mesures sur les AAE existants et futurs.

10 Le 31 janvier 2026 au plus tard et tous les deux ans par la suite, la Commission évalue si des obstacles persistent et si les marchés des AAE sont suffisamment transparents. La Commission peut élaborer des orientations spécifiques sur la suppression des obstacles sur les marchés des AAE, y compris en matière de procédures ou de frais disproportionnés ou discriminatoires.

1 L'ACER publie une évaluation annuelle du marché des AAE au niveau de l'Union et des États membres dans le cadre de son rapport annuel publié en vertu de l'article 15, paragraphe 2, du règlement (UE) 2019/942.

2 Au plus tard le 17 octobre 2024, l'ACER évalue, en étroite coordination avec les institutions et parties prenantes concernées, la nécessité d'élaborer et de publier des modèles d'AAE volontaires, adaptés aux besoins des différentes catégories de contreparties. Lorsque l'évaluation conclut à la nécessité d'élaborer et de publier de tels modèles volontaires, l'ACER, conjointement avec les NEMO, et après consultation des parties prenantes concernées, élabore de tels modèles, en tenant compte des éléments suivants: a) l'utilisation de ces modèles de contrat est à la discrétion des parties contractantes; b) entre autres, les modèles de contrat: i) proposent diverses durées contractuelles; ii) fournissent une variété de formules de prix; iii) prennent en considération le profil de charge de l'acquéreur et le profil de production du producteur.

La Commission évalue si des mesures prises au niveau de l'Union peuvent contribuer à la réalisation de l'effort collectif des États membres visant à atteindre la part supplémentaire de 2,5 % d'énergie produite à partir de sources renouvelables dans la consommation finale brute d'énergie de l'Union en 2030 en vertu de la directive (UE) 2018/2001, en complément des mesures nationales. La Commission analyse la possibilité d'utiliser le mécanisme de financement des énergies renouvelables de l'Union établi conformément à l'article 33 du règlement (UE) 2018/1999, pour organiser des mises aux enchères d'énergies renouvelables au niveau de l'Union, dans le respect du cadre réglementaire applicable.

1 Les régimes de soutien direct des prix pour les investissements dans de nouvelles installations de production d'électricité pour produire de l'électricité à partir des sources énumérées au paragraphe 4 prennent la forme de contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets. Le premier alinéa s'applique aux contrats relevant de régimes de soutien direct des prix pour les investissements dans la nouvelle production d'électricité conclus le 17 juillet 2027 ou après cette date, ou, dans le cas des centrales de production d'électricité renouvelable en mer raccordées à des projets hybrides en mer eux-mêmes liés à deux zones de dépôt des offres ou davantage, le 17 juillet 2029 ou après cette date. Les acteurs du marché participent à titre volontaire aux régimes de soutien direct des prix sous la forme de contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets.

2 Tous les régimes de soutien direct des prix sous la forme de contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets sont conçus de manière: a) à préserver les incitations destinées à ce que l'installation de production d'électricité fonctionne et participe efficacement aux marchés de l'électricité, en particulier de manière à refléter les conditions du marché; b) à prévenir tout effet de distorsion du régime de soutien sur les décisions d'exploitation, d'appel et de maintenance de l'installation de production d'électricité ou sur le comportement des soumissionnaires sur les marchés journalier, infrajournalier, des services auxiliaires et d'équilibrage; c) à faire en sorte que le niveau de protection d'une rémunération minimale et le niveau de la limite haute des rémunérations excessives soient alignés sur le coût du nouvel investissement et les recettes du marché afin de garantir la viabilité économique à long terme de l'installation de production d'électricité tout en évitant toute surcompensation; d) à éviter les distorsions injustifiées de la concurrence et des échanges sur le marché intérieur, notamment en déterminant les montants de rémunération par une procédure de mise en concurrence ouverte claire, transparente et non discriminatoire; lorsqu'une telle procédure de mise en concurrence ne peut être menée, les contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets, et les prix d'exercice applicables, sont conçus de manière à garantir que la distribution des recettes aux entreprises ne crée pas de distorsions indues de la concurrence et des échanges sur le marché intérieur; e) à éviter les distorsions de la concurrence et des échanges sur le marché intérieur résultant de la distribution des recettes aux entreprises; f) à inclure des clauses de pénalité applicables en cas de résiliation indue, unilatérale et anticipée du contrat.

3 Lors de l'évaluation des contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets au titre des articles 107 et 108 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, la Commission veille au respect des principes de conception visés au paragraphe 2.

4 Le paragraphe 1 s'applique aux investissements dans une nouvelle production d'électricité à partir des sources suivantes: a) énergie éolienne; b) énergie solaire; c) énergie géothermique; d) hydroélectricité sans réservoir; e) énergie nucléaire.

5 Toutes recettes, ou tout équivalent en valeur financière de ces recettes, issues de régimes de soutien direct des prix sous la forme de contrats sur différence bidirectionnels et de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets visés au paragraphe 1 sont distribuées aux clients finals. Nonobstant le premier alinéa, les recettes, ou l'équivalent en valeur financière de ces recettes, peuvent également être utilisées pour financer les coûts des régimes de soutien direct des prix ou les investissements visant à réduire les coûts de l'électricité pour les clients finals. La distribution des recettes aux clients finals est conçue de manière à maintenir les mesures d'incitation à réduire leur consommation ou à la déplacer vers des périodes où les prix de l'électricité sont bas, et à ne pas nuire à la concurrence entre les fournisseurs d'électricité.

6 Conformément à l'article 4, paragraphe 3, troisième alinéa, de la directive (UE) 2018/2001, les États membres peuvent exempter les petites installations d'énergie renouvelable et les projets de démonstration de l'obligation prévue au paragraphe 1 du présent article.

1 Au plus tard un an après l'approbation par l'ACER de la méthode conformément au paragraphe 6, et tous les deux ans par la suite, l'autorité de régulation, ou une autre autorité ou entité désignée par un État membre, adopte un rapport sur les besoins de flexibilité estimés pour une période couvrant au moins les 5 à 10 prochaines années au niveau national, eu égard à la nécessité, de manière efficace au regard des coûts, d'assurer la sécurité et la fiabilité de l'approvisionnement et de décarboner le système électrique, en tenant compte de l'intégration de sources d'énergie renouvelables intermittentes et des différents secteurs, ainsi que de la nature interconnectée du marché de l'électricité, y compris les objectifs d'interconnexion et la disponibilité potentielle de la flexibilité transfrontière. Le rapport visé au premier alinéa: a) est cohérent avec l'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne et les évaluations de l'adéquation des ressources à l'échelle nationale effectuées au titre des articles 23 et 24; b) est fondé sur les données et analyses fournies par les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution de chaque État membre, conformément au paragraphe 3, et applique la méthode commune prévue au paragraphe 4 et, lorsque cela est dûment justifié, a recours à des données et analyses supplémentaires. Lorsque l'État membre a désigné un gestionnaire de réseau de transport ou une autre entité aux fins d'adopter le rapport visé au premier alinéa, l'autorité de régulation approuve ou modifie ledit rapport.

2 Au minimum, le rapport visé au paragraphe 1: a) évalue les différents types de besoins de flexibilité, au moins sur une base saisonnière, quotidienne et horaire, pour intégrer dans le réseau électrique de l'électricité produite à partir de sources renouvelables, notamment en ce qui concerne les différentes hypothèses concernant les prix sur le marché de l'électricité, la production et la demande; b) examine le potentiel des ressources de flexibilité d'origine non fossile, telles que la participation active de la demande et le stockage de l'énergie, y compris l'agrégation et l'interconnexion, pour répondre à ces besoins de flexibilité, tant au niveau du transport qu'au niveau de la distribution; c) évalue les obstacles à la flexibilité sur le marché et propose des mesures d'atténuation et d'incitation pertinentes, y compris la suppression des obstacles réglementaires et de possibles améliorations des marchés et des services ou produits d'exploitation du réseau; d) évalue la contribution de la numérisation des réseaux de transport et de distribution d'électricité; et e) tient compte des sources de flexibilité, qui devraient être disponibles dans d'autres États membres.

3 Les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution de chaque État membre fournissent à l'autorité de régulation ou à une autre autorité ou entité désignée au titre du paragraphe 1, les données et analyses qui sont nécessaires à l'élaboration du rapport visé au paragraphe 1. Lorsque cela est dûment justifié, l'autorité de régulation ou une autre autorité ou entité désignée au titre du paragraphe 1 peut demander aux gestionnaires de réseau de transport et aux gestionnaires de réseau de distribution concernés d'apporter des contributions supplémentaires au rapport, en plus des exigences visées au paragraphe 4. Les gestionnaires de réseau de transport d'électricité et les gestionnaires de réseau de distribution d'électricité concernés coordonnent, avec les gestionnaires de réseau de gaz naturel et les gestionnaires de système d'hydrogène, la collecte des informations pertinentes nécessaires aux fins du présent article.

4 Le REGRT pour l'électricité et l'entité des GRD de l'Union coordonnent les travaux des gestionnaires de réseau de transport et des gestionnaires de réseau de distribution en ce qui concerne les données et analyses à fournir conformément au paragraphe 3. En particulier, ils: a) définissent le type et le format de données que les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution doivent fournir aux autorités de régulation ou à une autre autorité ou entité désignée au titre du paragraphe 1; b) élaborent une méthode pour l'analyse, par les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution, des besoins de flexibilité, en tenant compte au minimum: i) de toutes les sources de flexibilité disponibles de manière efficace au regard des coûts pour les différentes échéances, y compris dans d'autres États membres; ii) de l'investissement prévu dans l'interconnexion et la flexibilité au niveau du transport et de la distribution; et iii) de la nécessité de décarboner le réseau électrique afin d'atteindreles objectifs de l'Union pour 2030 en matière d'énergie et de climat, tels qu'ils sont définis à l'article 2, point 11), du règlement (UE) 2018/1999, et son objectif de neutralité climatique à l'horizon 2050 fixé à l'article 2 du règlement (UE) 2021/1119, conformément à l'accord de Paris adopté au titre de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques . La méthode visée au point b) du premier alinéa comporte des critères directeurs sur la façon d'évaluer la capacité des différentes sources de flexibilité à couvrir les besoins en matière de flexibilité.

5 Le REGRT pour l'électricité et l'entité des GRD de l'Union coopèrent étroitement en ce qui concerne la coordination des gestionnaires de réseau de transport et des gestionnaires de réseau de distribution pour ce qui est de la fourniture de données et d'analyses conformément au paragraphe 4.

6 Au plus tard le 17 avril 2025, le REGRT pour l'électricité et l'entité des GRD de l'Union soumettent conjointement à l'ACER une proposition concernant le type de données et le format à soumettre à une autorité de régulation ou à une autre autorité ou entité désignée en vertu du paragraphe 1, ainsi que la méthode pour l'analyse des besoins de flexibilité visée au paragraphe 4. Dans les trois mois à compter de la réception de la proposition, l'ACER approuve la proposition ou la modifie. Dans ce dernier cas, l'ACER consulte le groupe de coordination pour l'électricité, le REGRT pour l'électricité et l'entité des GRD de l'Union avant d'adopter les modifications. Une fois adoptée, la proposition est publiée sur le site internet de l'ACER.

7 L'autorité de régulation ou une autre autorité ou entité désignée au paragraphe 1, présente les rapports visés au paragraphe 1 à la Commission et l'ACER et les publie. Dans les douze mois à compter de la réception des rapports, l'ACER publie un rapport qui analyse ces derniers et formule des recommandations sur les questions ayant une dimension transfrontière en lien avec les conclusions de l'autorité de régulation ou d'une autre autorité ou entité désignée au titre du paragraphe 1, y compris des recommandations sur la suppression des barrières à l'entrée de ressources de flexibilité d'origine non fossile. Parmi les questions ayant une dimension transfrontière, l'ACER évalue: a) comment mieux intégrer l'analyse des besoins de flexibilité visée au paragraphe 1 du présent article avec la méthode d'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne conformément à l'article 23, ainsi que la méthode relative au plan de développement décennal du réseau dans l'ensemble de l'Union, en veillant à la cohérence entre ces éléments; b) les besoins de flexibilité estimés du système électrique au niveau de l'Union et son potentiel économiquement disponible projeté pour la période des 5 à 10 prochaines années, en tenant compte des rapports nationaux; c) la possible introduction de mesures supplémentaires pour libérer le potentiel de flexibilité dans le cadre des marchés de l'électricité et de l'exploitation du système. Les résultats de l'analyse visée au deuxième alinéa, point a), peuvent être pris en compte dans les révisions ultérieures des méthodes visées audit point, conformément aux actes juridiques pertinents de l'Union. Le conseil scientifique consultatif européen sur le changement climatique peut, de sa propre initiative, formuler des recommandations à l'ACER sur la manière d'assurer le respect des objectifs de l'Union pour 2030 en matière d'énergie et de climat et de son objectif de neutralité climatique à l'horizon 2050.

8 Le REGRT pour l'électricité met à jour le plan de développement du réseau dans l'ensemble de l'Union pour y inclure les résultats des rapports nationaux sur les besoins de flexibilité visées au paragraphe 1. Ces rapports sont pris en considération par les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution dans leurs plans de développement du réseau.

Au plus tard six mois après la présentation du rapport en vertu de l'article 19 sexies, paragraphe 1, du présent règlement, chaque État membre définit, sur la base de ce rapport, un objectif national indicatif pour la flexibilité non fossile, y compris les contributions spécifiques respectives de la participation active de la demande et du stockage d'énergie à cet objectif. Les États membres peuvent atteindre cet objectif en réalisant le potentiel identifié de flexibilité non fossile, par la suppression des obstacles au marché qui ont été identifiés ou le recours aux régimes d'aide à la flexibilité non fossile visés à l'article 19 octies du présent règlement. Cet objectif national indicatif, y compris les contributions spécifiques respectives à cet objectif de la participation active de la demande et du stockage d'énergie, ainsi que les mesures pour y parvenir sont également pris en compte dans les plans nationaux intégrés en matière d'énergie et de climat des États membres en ce qui concerne la dimension “marché intérieur de l'énergie”, conformément aux articles 3, 4 et 7 du règlement (UE) 2018/1999, et dans leurs rapports d'avancement intégrés, conformément à l'article 17 dudit règlement. Les États membres peuvent définir des objectifs nationaux indicatifs provisoires jusqu'à l'adoption du rapport conformément à l'article 19 sexies, paragraphe 1, du présent règlement. À la suite de l'évaluation réalisée conformément à l'article 9 du règlement (UE) 2018/1999, la Commission, après avoir reçu l'objectif indicatif national défini et communiqué par les États membres conformément au paragraphe 1 du présent article, présente au Parlement européen et au Conseil un rapport dans lequel elle évalue les rapports nationaux. Sur la base des conclusions du rapport établi à partir des premières informations communiquées par les États membres, la Commission peut élaborer une stratégie de l'Union en matière de flexibilité, mettant particulièrement l'accent sur la participation active de la demande et le stockage d'énergie, pour faciliter leur déploiement, et qui est cohérent aux objectifs de l'Union pour 2030 en matière d'énergie et de climat et de l'objectif de neutralité climatique à l'horizon 2050. Cette stratégie de l'Union en matière de flexibilité peut s'accompagner, s'il y a lieu, d'une proposition législative.

1 Lorsque les investissements dans la flexibilité non fossile sont insuffisants pour atteindre l'objectif national indicatif ou, le cas échéant, les objectifs nationaux indicatifs provisoires définis conformément à l'article 19 septies, les États membres peuvent appliquer des régimes d'aide à la flexibilité non fossile consistant en des paiements pour la capacité disponible de la flexibilité non fossile, sans préjudice des articles 12 et 13. Les États membres qui appliquent un mécanisme de capacité envisagent de procéder aux adaptations nécessaires en matière de conception des mécanismes de capacité afin de promouvoir la participation de la flexibilité d'origine non fossile, tels que la participation active de la demande et le stockage d'énergie, sans préjudice de la possibilité pour ces États membres d'utiliser les régimes d'aide à la flexibilité non fossile visés au présent paragraphe.

2 La possibilité pour les États membres d'appliquer des mesures d'aide à la flexibilité non fossile en vertu du paragraphe 1 du présent article n'empêche pas les États membres d'atteindre leurs objectifs nationaux indicatifs définis en vertu de l'article 19 septies; par d'autres moyens.

Les régimes d'aide à la flexibilité d'origine non fossile appliqués par les États membres conformément à l'article 19 octies, paragraphe 1: a) n'excèdent pas ce qui est nécessaire pour atteindre de manière efficace au regard des coûts l'objectif national indicatif ou, le cas échéant, l'objectif national indicatif provisoire, définis conformément à l'article 19 septies; b) sont limités aux nouveaux investissements dans les ressources de flexibilité d'origine non fossile telles que la participation active de la demande et le stockage de l'énergie; c) s'efforcent de tenir compte des critères géographiques pour veiller à ce que les investissements dans de nouvelles capacités soient effectués aux meilleurs endroits; d) n'impliquent pas de démarrer la production d'électricité d'origine fossile derrière le point de mesure; e) sélectionnent les fournisseurs de capacité au moyen d'une procédure ouverte, transparente, concurrentielle, volontaire, non discriminatoire et efficace au regard des coûts; f) doivent empêcher les perturbations du bon fonctionnement des marchés de l'électricité, notamment en préservant les mesures d'incitation à une exploitation efficace et les signaux de prix, ainsi que l'exposition à des variations de prix et au risque de marché; g) constituent une incitation à l'intégration au marché de l'électricité, d'une manière fondée sur le marché et réagissant à ses signaux, tout en évitant les distorsions inutiles sur les marchés de l'électricité et en tenant compte des éventuels coûts d'intégration au réseau ainsi que de la congestion et de la stabilité du réseau; h) fixent un niveau minimal de participation aux marchés de l'électricité pour l'énergie activée, qui tient compte des particularités techniques de l'actif offrant la flexibilité; i) appliquent des sanctions appropriées aux fournisseurs de capacité qui ne respectent pas le niveau minimal de participation aux marchés de l'électricité visé au point h) ou qui ne suivent pas les mesures d'incitation à une exploitation efficace et les signaux de prix visés au point f); j) promeuvent l'ouverture à la participation transfrontière des ressources capables de fournir les performances techniques requises, lorsqu'une analyse coûts-avantages s'avère positive.

Le présent règlement est sans préjudice de l'application des règlements (UE) no 648/2012 et (UE) no 600/2014 et de la directive 2014/65/UE, en ce qui concerne les activités des acteurs du marché ou des opérateurs de marché faisant intervenir des instruments financiers tels que définis à l'article 4, paragraphe 1, point 15), de la directive 2014/65/UE.».

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