a) fixer les bases d'une réalisation efficace des objectifs de l'union de l'énergie et de l'objectif de neutralité climatique de l'Union d'ici à 2050 au plus tard, notamment, du cadre d'action en matière de climat et d'énergie à l'horizon 2030, en rendant possible la production de signaux de marché encourageant l'efficacité, une plus grande part d'énergie renouvelables, la sécurité d'approvisionnement, la flexibilité, l'intégration du système grâce à de multiples vecteurs énergétiques, la durabilité, la décarbonation et l'innovation; b) établir les principes fondamentaux à la base de marchés de l'électricité performants et intégrés, qui permettent d'assurer un accès non discriminatoire au marché à tous les fournisseurs de ressources et à tous les clients du secteur de l'électricité, qui favorisent le développement de marchés à terme de l'électricité permettant aux fournisseurs et aux consommateurs de se prémunir ou de se protéger contre le risque de volatilité future des prix de l'électricité, qui rendent autonomes et protègent les consommateurs, qui assurent la compétitivité sur le marché mondial, qui accroissent la sécurité d'approvisionnement et la flexibilité grâce à la participation active de la demande, au stockage de l'énergie et à d'autres solutions de flexibilité d'origine non fossile, qui assurent l'efficacité énergétique, qui facilitent l'agrégation de la demande et de l'offre décentralisées, et qui permettent l'intégration du marché et l'intégration sectorielle ainsi que la rémunération en fonction du marché de l'électricité produite à partir d'énergies renouvelables; c) établir des règles équitables pour les échanges transfrontaliers d'électricité afin d'améliorer la concurrence sur le marché intérieur de l'électricité, en tenant compte des particularités des marchés nationaux et régionaux, en ce compris la création d'un mécanisme de compensation pour les flux transfrontaliers d'électricité, l'institution de principes harmonisés concernant les redevances de transport transfrontalier et l'allocation des capacités disponibles d'interconnexion entre les réseaux de transport nationaux; d) faciliter l'émergence d'un marché de gros qui fonctionne bien, qui soit transparent et qui contribue à un niveau élevé de sécurité d'approvisionnement en électricité et qui prévoit des mécanismes pour harmoniser les règles en matière d'échanges transfrontaliers d'électricité; e) soutenir les investissement à long terme dans la production d'énergie renouvelable, la flexibilité et les réseaux afin de permettre aux consommateurs de rendre leurs factures énergétiques abordables et moins dépendantes des fluctuations de prix sur le marché à court terme de l'électricité, en particulier des prix des combustibles fossiles à moyen et long terme; f) établir un cadre pour l'adoption de mesures visant à faire face aux crises des prix de l'électricité.
Regulation (EU) 2019/943 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 on the internal market for electricity (recast) (Text with EEA relevance.)
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- Règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseildu 30 mai 2022concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, modifiant les règlements (CE) no 715/2009, (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 et les directives 2009/73/CE et (UE) 2019/944, et abrogeant le règlement (UE) no 347/2013, 32022R0869, 3 juin 2022
- Règlement (UE) 2024/1747 du Parlement européen et du Conseildu 13 juin 2024modifiant 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), 32024R1747, 26 juin 2024
1) "interconnexion", une ligne de transport qui traverse ou enjambe une frontière entre des États membres et qui relie les réseaux de transport nationaux des États membres; 2) "autorité de régulation", une autorité de régulation désignée par chaque État membre en vertu de l'article 57, paragraphe 1, de la directive (UE) 2019/944; 3) "flux transfrontalier", un flux physique d'électricité circulant sur un réseau de transport d'un État membre, qui résulte de l'impact de l'activité de producteurs, de consommateurs, ou des deux, situés en dehors de cet État membre sur son réseau de transport; 4) "congestion", une situation dans laquelle toutes les demandes d'échange d'énergie entre des portions de réseau formulées par des acteurs du marché ne peuvent pas toutes être satisfaites parce que cela affecterait de manière significative les flux physiques sur des éléments de réseau qui ne peuvent pas accueillir ces flux; 5) "nouvelle interconnexion", une interconnexion qui n'était pas achevée au 4 août 2003 ;6) "congestion structurelle", une congestion qui survient dans le réseau de transport, qui peut être définie de façon non ambiguë, qui est prévisible et géographiquement stable dans le temps, et qui est récurrente dans les conditions normales du réseau d'électricité; 7) "opérateur du marché", une entité qui fournit un service par lequel les offres de vente d'électricité sont mises en correspondance avec les offres d'achat d'électricité; 8) "opérateur désigné du marché de l'électricité" ou "NEMO", un opérateur du marché désigné par l'autorité compétente pour exécuter des tâches en lien avec le couplage unique journalier ou le couplage unique infrajournalier; 9) "coût de l'énergie non distribuée", une estimation, en euros/MWh, du prix maximal de l'électricité que les consommateurs consentiraient à payer pour éviter une coupure; 10) "équilibrage", l'ensemble des actions et processus, à toutes les échéances, par lesquels les gestionnaires de réseaux de transport maintiennent, en permanence, la fréquence du réseau dans une plage de stabilité prédéfinie et assurent la conformité avec le volume de réserves nécessaires pour fournir la qualité requise; 11) "énergie d'équilibrage", l'énergie utilisée par les gestionnaires de réseaux de transport aux fins de l'équilibrage; 12) "fournisseur de services d'équilibrage", un acteur du marché qui fournit de l'énergie d'équilibrage ou une capacité d'équilibrage, ou les deux, à des gestionnaires de réseau de transport; 13) "capacité d'équilibrage", un volume de capacité qu'un fournisseur de services d'équilibrage accepte de conserver et à l'égard duquel il accepte de soumettre des offres au gestionnaire de réseau de transport pour un volume correspondant d'énergie d'équilibrage et pour la durée du contrat; 14) "responsable d'équilibre", un acteur du marché ou son représentant désigné qui est responsable de ses déséquilibres sur le marché de l'électricité; 15) "période de règlement des déséquilibres", unité de temps sur lequel le déséquilibre des responsables d'équilibre est calculé; 16) "prix du déséquilibre", le prix d'un déséquilibre dans chaque direction, qu'il soit positif, nul ou négatif, pour chaque période de règlement des déséquilibres; 17) "zone de prix du déséquilibre", la zone dans laquelle est calculé le prix d'un déséquilibre; 18) "processus de préqualification", le processus qui consiste à vérifier la conformité d'un fournisseur de capacité d'équilibrage avec les exigences fixées par les gestionnaires de réseau de transport; 19) "capacité de réserve", le volume de réserves de stabilisation de la fréquence, de réserves de restauration de la fréquence ou de réserves de remplacement dont doit disposer le gestionnaire de réseau de transport; 20) "appel prioritaire", dans le modèle d'appel décentralisé, l'appel des centrales électriques sur la base de critères autres que la préséance économique des offres et, dans le modèle d'appel centralisé, l'appel des centrales électriques sur la base de critères autres que la préséance économique des offres et les contraintes de réseau, en appelant en priorité certaines technologies de production; 21) "région de calcul de la capacité", la zone géographique dans laquelle le calcul coordonné de la capacité est effectué; 22) "mécanisme de capacité", une mesure, autre que les mesures afférentes aux services auxiliaires ou à la gestion des congestions, qui vise à obtenir le niveau nécessaire d'adéquation des ressources en rémunérant les ressources pour leur disponibilité; 23) "cogénération à haut rendement", la cogénération qui satisfait aux critères fixés à l'annexe II de la directive 2012/27/UE du Parlement européen et du Conseil Directive 2012/27/UE du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2012 relative à l'efficacité énergétique, modifiant les directives 2009/125/CE et 2010/30/UE et abrogeant les directives 2004/8/CE et 2006/32/CE (JO L 315 du 14.11.2012, p. 1 ).24) "projet de démonstration", un projet qui démontre une technologie inédite dans l'Union et représentant une innovation importante dépassant largement l'état de la technique; 25) "acteur du marché", toute personne physique ou morale qui produit, achète ou vend des services liés à l'électricité, qui participe à l'agrégation ou qui est un gestionnaire de la participation active de la demande ou aux services de stockage de l'énergie, y compris la passation d'ordres, sur un ou plusieurs marchés de l'électricité, y compris des marchés de l'énergie d'équilibrage; 26) "redispatching", une mesure, y compris de réduction, qui est activée par un ou plusieurs gestionnaires de réseau de transport ou de réseau de distribution et consistant à modifier le modèle de production, de charge, ou les deux, de manière à modifier les flux physiques sur le système électrique et soulager ainsi une congestion physique ou assurer autrement la sécurité du système; 27) "échange de contrepartie", un échange entre zones entrepris par des gestionnaires de réseau entre deux zones de dépôt des offres pour soulager une congestion physique; 28) "installation de production d'électricité", une installation qui convertit de l'énergie primaire en énergie électrique et qui se compose d'une ou de plusieurs unités de production d'électricité raccordées à un réseau; 29) "modèle d'appel centralisé", un modèle de programmation et d'appel dans lequel les programmes de production et les programmes de consommation ainsi que l'appel des installations de production d'électricité et des installations de consommation, en référence aux installations appelables, sont déterminés par un gestionnaire de réseau de transport dans le cadre d'un processus de programmation intégré; 30) "modèle d'appel décentralisé", un modèle de programmation et d'appel dans lequel les programmes de production et les programmes de consommation ainsi que l'appel des installations de production d'électricité et des installations de consommation sont déterminés par les opérateurs de programmation de ces installations; 31) "produit d'équilibrage standard", un produit d'équilibrage harmonisé défini par tous les gestionnaires de réseau de transport pour l'échange de services d'équilibrage; 32) "produit d'équilibrage spécifique", un produit d'équilibrage différent d'un produit d'équilibrage standard; 33) "gestionnaire délégué", une entité à laquelle des tâches ou obligations spécifiques, confiées à un gestionnaire de réseau de transport ou à un opérateur désigné du marché de l'électricité en vertu du présent règlement ou d'autres actes juridiques de l'Union, ont été déléguées par ce gestionnaire de réseau de transport ou NEMO ou ont été assignées par un État membre ou une autorité de régulation; 34) "client", un client au sens de l'article 2, point 1), de la directive (UE) 2019/944; 35) "client final", un client final au sens de l'article 2, point 3), de la directive (UE) 2019/944; 36) "client grossiste", un client de gros au sens de l'article 2, point 2), de la directive (UE) 2019/944; 37) "client résidentiel", un client résidentiel au sens de l'article 2, point 4), de la directive (UE) 2019/944; 38) "petite entreprise", une petite entreprise au sens de l'article 2, point 7), de la directive (UE) 2019/944; 39) "client actif", un client actif au sens de l'article 2, point 8), de la directive (UE) 2019/944; 40) "marchés de l'électricité", les marchés de l'électricité au sens de l'article 2, point 9), de la directive (UE) 2019/944; 41) "fourniture", la fourniture au sens de l'article 2, point 12), de la directive (UE) 2019/944; 42) "contrat de fourniture d'électricité", un contrat de fourniture d'électricité au sens de l'article 2, point 13), de la directive (UE) 2019/944; 43) "agrégation", une agrégation au sens de l'article 2, point 18), de la directive (UE) 2019/944; 44) "participation active de la demande", la participation active de la demande au sens de l'article 2, point 20), de la directive (UE) 2019/944; 45) "système intelligent de mesure", un système intelligent de mesure au sens de l'article 2, point 23), de la directive (UE) 2019/944; 46) "interopérabilité", l'interopérabilité au sens de l'article 2, point 24), de la directive (UE) 2019/944; 47) "distribution", la distribution au sens de l'article 2, point 28), de la directive (UE) 2019/944; 48) "gestionnaire de réseau de distribution", le gestionnaire de réseau de distribution au sens de l'article 2, point 29), de la directive (UE) 2019/944; 49) "efficacité énergétique", l'efficacité énergétique au sens de l'article 2, point 30), de la directive (UE) 2019/944; 50) "énergie produite à partir de sources renouvelables" ou "énergie renouvelable", l'énergie produite à partir de sources renouvelables au sens de l'article 2, point 31), de la directive (UE) 2019/944; 51) "production distribuée", la production distribuée au sens de l'article 2, point 32), de la directive (UE) 2019/944; 52) "transport", le transport au sens de l'article 2, point 34), de la directive (UE) 2019/944; 53) "gestionnaire de réseau de transport", un gestionnaire de réseau de transport au sens de l'article 2, point 35), de la directive (UE) 2019/944; 54) "utilisateur du réseau", un utilisateur de réseau au sens de l'article 2, point 36), de la directive (UE) 2019/944; 55) "production", la production au sens de l'article 2, point 37), de la directive (UE) 2019/944; 56) "producteur", un producteur au sens de l'article 2, point 38), de la directive (UE) 2019/944; 57) "réseau interconnecté", un réseau interconnecté au sens de l'article 2, point 40), de la directive (UE) 2019/944; 58) "petit réseau isolé", un petit réseau isolé au sens de l'article 2, point 42), de la directive (UE) 2019/944; 59) "petit réseau connecté", un petit réseau connecté au sens de l'article 2, point 43), de la directive (UE) 2019/944; 60) "service auxiliaire", un service auxiliaire au sens de l'article 2, point 48), de la directive (UE) 2019/944; 61) "service auxiliaire non lié au réglage de la fréquence", un service auxiliaire non lié au réglage de la fréquence au sens de l'article 2, point 49), de la directive (UE) 2019/944; 62) "stockage d'énergie", le stockage d'énergie au sens de l'article 2, point 59), de la directive (UE) 2019/944; 63) "centre de coordination régional", le centre de coordination régional au sens de l'article 35 du présent règlement; 64) "marché de gros de l'énergie", le marché de gros de l'énergie au sens de l'article 2, point 6), du règlement (UE) n o 1227/2011 du Parlement européen et du ConseilRèglement (UE) n o 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil du25 octobre 2011 concernant l'intégrité et la transparence du marché de gros de l'énergie (JO L 326 du 8.12.2011, p. 1 ).65) "zone de dépôt des offres", la plus grande zone géographique à l'intérieur de laquelle les acteurs du marché peuvent procéder à des échanges d'énergie sans allocation de capacité; 66) "allocation de capacité", l'allocation de la capacité d'échange entre zones; 67) "zone de contrôle", une partie cohérente du réseau interconnecté, qui est exploitée par un gestionnaire de réseau unique et comporte des charges physiques et/ou des unités de production connectées, le cas échéant; 68) "capacité de transport nette coordonnée", une méthode de calcul de la capacité reposant sur le principe d'évaluation et de définition ex ante d'un échange d'énergie maximal entre des zones de dépôt des offres adjacentes; 69) "élément critique de réseau", un élément de réseau situé soit à l'intérieur d'une zone de dépôt des offres, soit entre des zones de dépôt des offres, qui est pris en considération dans le processus de calcul de la capacité et limite la quantité d'électricité qui peut être échangée; 70) "capacité d'échange entre zones", la capacité du réseau interconnecté à accepter des transferts d'énergie entre zones de dépôt des offres; 71) "générateur", un générateur d'électricité individuel appartenant à une unité de production; 72) "heure de pointe", une heure à laquelle, sur la base des prévisions des gestionnaires de réseau de transport et, le cas échéant, des NEMO, il est attendu que la consommation brute d'électricité, la consommation brute d'électricité produite à partir de sources autres que des sources renouvelables ou le prix de gros journalier de l'électricité soit la plus élevée ou le plus élevé, compte tenu des échanges entre zones; 73) "écrêtement des pointes", la capacité des acteurs du marché de réduire la consommation d'électricité provenant du réseau aux heures de pointe à la demande du gestionnaire de réseau; 74) "produit d'écrêtement des pointes", un produit axé sur le marché au moyen duquel les acteurs du marché peuvent réaliser l'écrêtement des pointes pour les gestionnaires de réseau; 75) "plateforme virtuelle régionale", une région non physique couvrant plus d'une zone de dépôt des offres, pour laquelle un prix de référence est fixé sur la base d'une méthode; 76) "contrat sur différence bidirectionnel", un contrat entre l'exploitant d'une installation de production d'électricité et une contrepartie, habituellement une entité publique, qui permet de garantir une rémunération minimale et de limiter les rémunérations excessives; 77) "accord d'achat d'électricité" ou "AAE", un contrat par lequel une personne physique ou morale s'engage à acheter de l'électricité à un producteur d'électricité, sur la base du marché; 78) "appareil de mesure dédié", un dispositif lié ou intégré à un actif qui fournit des services de participation active de la demande ou de flexibilité sur le marché de l'électricité ou aux gestionnaires de réseau; 79) "flexibilité", la capacité d'un système électrique à s'adapter à la variabilité des modes de production et de consommation et à la disponibilité du réseau, selon les échéances pertinentes du marché.
a) les prix sont formés sur la base de l'offre et de la demande; b) les règles du marché encouragent la formation libre des prix et évitent les actions qui empêchent la formation des prix sur la base de l'offre et de la demande; c) les règles du marché facilitent le développement d'une production plus flexible, d'une production durable sobre en carbone et d'une demande plus flexible; d) les consommateurs ont la possibilité de bénéficier des débouchés commerciaux et d'une concurrence accrue sur les marchés de détail et sont habilités à participer en tant qu'acteurs du marché au marché de l'énergie et à la transition énergétique; e) les clients finals et les petites entreprises peuvent participer au marché moyennant l'agrégation de la production de plusieurs installations de production d'électricité ou de la charge de plusieurs installations de consommation, afin de mettre sur le marché de l'électricité des offres conjointes et de faire l'objet d'une exploitation conjointe sur le système électrique, conformément au droit de l'Union en matière de concurrence; f) les règles du marché permettent la décarbonation du système électrique et, partant, de l'économie, y compris en rendant possible l'intégration de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables et en fournissant des incitations en faveur de l'efficacité énergétique; g) les règles du marché fournissent des incitations appropriées aux investissements en faveur de la production, en particulier aux investissements à long terme en faveur d'un système électrique décarboné et durable, du stockage d'énergie, de l'efficacité énergétique et de la participation active de la demande pour répondre aux besoins du marché et facilitent une concurrence équitable et, partant, assurent la sécurité d'approvisionnement; h) les obstacles aux flux transfrontaliers d'électricité entre les zones de dépôt des offres ou les États membres et aux transactions transfrontalières sur les marchés de l'électricité et les marchés de service connexes sont progressivement levés; i) les règles du marché prévoient la coopération régionale lorsque celle-ci est efficace; j) la production, le stockage d'énergie et la participation active de la demande sûrs et durables participent au marché sur un pied d'égalité, dans le respect des exigences prévues dans le droit de l'Union; k) tous les producteurs sont directement ou indirectement responsables de la vente de l'électricité qu'ils produisent; l) les règles du marché rendent possible le développement de projets de démonstration en sources d'énergie, technologies ou systèmes durables, sûrs et à faible intensité de carbone qui doivent être réalisés et utilisés au bénéfice de la société; m) les règles du marché créent les conditions propices à l'appel efficient des actifs de production, au stockage d'énergie et à la participation active de la demande; n) les règles du marché permettent l'entrée et la sortie des entreprises de production d'électricité, de stockage d'énergie et de fourniture d'électricité sur la base de l'évaluation réalisée par ces entreprises de la viabilité économique et financière de leurs opérations; o) pour permettre aux acteurs du marché d'être protégés, sur la base du marché, contre les risques liés à la volatilité des prix, et d'atténuer les incertitudes concernant les futurs retours sur investissement, les produits de couverture à long terme sont négociables au sein de bourses de manière transparente et des contrats d'approvisionnement en électricité à long terme sont négociables de gré à gré, pour autant que soit respecté le droit de l'Union en matière de concurrence; p) les règles du marché facilitent l'échange de produits dans toute l'Union et les changements réglementaires prennent en compte les effets, tant à court terme qu'à long terme, sur les marchés et les produits à terme; q) les acteurs du marché ont le droit d'obtenir l'accès aux réseaux de transport et aux réseaux de distribution dans des conditions objectives, transparentes et non discriminatoires.
a) les projets de démonstration de technologies innovantes, sous réserve de l'approbation de l'autorité de régulation, à condition que ces dérogations soient limitées dans le temps et dans leur portée à ce qui est nécessaire pour atteindre les objectifs de la démonstration; b) les installations de production d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables et ayant une puissance électrique installée inférieure à 400 kW; c) les installations bénéficiant d'une aide approuvée par la Commission en vertu des règles de l'Union en matière d'aides d'État prévues aux articles 107, 108 et à 109 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, et mises en service avant le 4 juillet 2019 .
a) assurer une non-discrimination effective entre les acteurs du marché, compte tenu des besoins techniques différents du système électrique et des capacités techniques différentes des sources de production d'électricité, du stockage d'énergie et de la participation active de la demande; b) assurer une définition transparente et technologiquement neutre des services ainsi que leur acquisition transparente et fondée sur le marché; c) garantir un accès non-discriminatoire de tous les acteurs du marché, que ce soit individuellement ou par agrégation, y compris pour l'électricité produite à partir de sources intermittentes d'énergie renouvelable, la participation active de la demande et le stockage d'énergie; d) respecter la nécessité de s'adapter à la part croissante de production intermittente, à l'augmentation de la participation active de la demande et à l'arrivée de nouvelles technologies.
a) précise la période spécifique durant laquelle la dérogation s'appliquerait; b) précise le volume spécifique de la capacité d'équilibrage auquel la dérogation s'appliquerait; c) comprend une analyse de l'incidence de la dérogation sur la participation de ressources d'équilibrage; et d) motive la dérogation demandée en démontrant qu'une telle dérogation aboutirait à des coûts plus faibles pour les clients finals.
a) sont organisés de manière non-discriminatoire; b) maximisent la capacité de tous les acteurs du marché à gérer les déséquilibres; c) maximisent les possibilités offertes à tous les acteurs du marché de participer aux échanges entre zones et au sein d'une zone, de manière non discriminatoire et aussi proche que possible du temps réel entre toutes les zones de dépôt des offres et au sein de ces zones; c bis) sont organisés de manière à assurer le partage des liquidités entre tous les NEMO, à tout moment, tant pour les échanges entre zones que pour les échanges au sein des zones. En ce qui concerne le marché journalier, à partir d'une heure avant l'heure de fermeture du guichet et jusqu'au dernier moment où les échanges journaliers sont autorisés, les NEMO soumettent tous les ordres de produits journaliers et de produits présentant les mêmes caractéristiques au couplage unique journalier, d'une part, et n'organisent pas d'échanges de produits journaliers ou de produits présentant les mêmes caractéristiques en dehors du couplage unique journalier, d'autre part. Pour le marché infrajournalier, à partir de l'heure d'ouverture du guichet unique de couplage infrajournalier et jusqu'au dernier moment où les échanges infrajournaliers sont autorisés dans une zone de dépôt des offres donnée, les NEMO soumettent tous les ordres de produits infrajournaliers et de produits présentant les mêmes caractéristiques au couplage unique infrajournalier, d'une part, et n'organisent pas d'échanges de produits infrajournaliers ou de produits présentant les mêmes caractéristiques en dehors du couplage infrajournalier, d'autre part. Ces obligations s'appliquent aux NEMO, aux entreprises qui exercent un contrôle direct ou indirect sur un NEMO ainsi qu'aux entreprises qui sont contrôlées directement ou indirectement par un NEMO; d) génèrent des prix qui reflètent les éléments fondamentaux du marché, y compris la valeur en temps réel de l'énergie, auxquels peuvent se fier les acteurs du marché lorsqu'ils se mettent d'accord sur des produits de couverture à plus long terme; e) assurent la sécurité d'exploitation tout en permettant une utilisation maximale des capacités de transport; f) sont transparents et, le cas échéant, fournissent des informations par unité de production, tout en respectant la confidentialité des informations commercialement sensibles et en garantissant l'anonymat des échanges; g) ne font pas de distinction entre les échanges réalisés à l'intérieur d'une zone de dépôt des offres et ceux réalisés entre zones de dépôt des offres; et h) sont organisés de façon à faire en sorte que tous les acteurs du marché soient en mesure d'accéder au marché, que ce soit individuellement ou par agrégation.
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.
a) une analyse d'impact, tenant compte des retours d'information des NEMO et acteurs du marché concernés, démontrant l'incidence négative d'une telle mesure sur la sécurité de l'approvisionnement dans le système électrique national, sur l'efficacité au regard des coûts, y compris en ce qui concerne les plateformes d'équilibrage existantes conformément au règlement (UE) 2017/2195, sur l'intégration des énergies renouvelables et sur les émissions de gaz à effet de serre; et b) un plan d'action visant à raccourcir l'heure de fermeture du guichet infrajournalier entre zones à 30 minutes avant le temps réel, au plus tard le 1 .er janvier 2029
a) une nouvelle analyse d'impact, tenant compte des retours d'information des acteurs du marché et des NEMO, justifiant la nécessité d'une dérogation supplémentaire fondée sur les risques pour la sécurité d'approvisionnement du système électrique national, l'efficacité au regard des coûts, l'intégration des énergies renouvelables, et des émissions de gaz à effet de serre; et b) un plan d'action révisé visant à raccourcir l'heure de fermeture du guichet infrajournalier entre zones à 30 minutes avant le temps réel, au plus tard à la date pour laquelle une extension est demandée et au plus tard à la date demandée pour la dérogation.
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.
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 Règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l'union de l'énergie et de l'action pour le climat modifiant les règlements (CE) no 663/2009 et (CE) no 715/2009 du Parlement européen et du Conseil, les directives 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE et 2013/30/UE du Parlement européen et du Conseil, les directives 2009/119/CE et (UE) 2015/652 du Conseil et abrogeant le règlement (UE) no 525/2013 du Parlement européen et du Conseil (JO L 328 du 21.12.2018, p. 1 ).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.
a) soit des installations de production d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables et ayant une puissance électrique installée inférieure à 400 kW; b) soit des projets de démonstration de technologies innovantes, sous réserve de l'approbation de l'autorité de régulation, à condition que cette priorité soit limitée dans le temps et dans sa portée à ce qui est nécessaire pour atteindre les objectifs de la démonstration.
a) il dispose de marchés infrajournaliers et autres marchés de gros et d'équilibrage qui fonctionnent correctement et que ces marchés sont pleinement accessibles à tous les acteurs du marché conformément au présent règlement; b) les règles en matière de redispatching et la gestion de la congestion sont transparentes pour tous les acteurs du marché; c) la contribution nationale de l'État membre à la réalisation de l'objectif général contraignant de l'Union relatif à la part d'énergie produite à partir de sources renouvelables en vertu de l'article 3, paragraphe 2, de la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil Directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables (JO L 328 du 21.12.2018, p. 82 ).Règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l'union de l'énergie et de l'action pour le climat, modifiant les règlements (CE) no 663/2009 et (CE) no 715/2009 du Parlement européen et du Conseil, les directives 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE et 2013/30/UE du Parlement européen et du Conseil, les directives 2009/119/CE et (UE) 2015/652 du Conseil et abrogeant le règlement (UE) no 525/2013 du Parlement européen et du Conseil (JO L 328 du 21.12.2018, p. 1 ).d) l'État membre a informé la Commission de la dérogation prévue en détaillant la manière dont les conditions visées aux points a), b) et c) sont remplies; et e) l'État membre a rendu publique la dérogation prévue, y compris la motivation détaillée pour l'octroi de cette dérogation, en tenant dûment compte de la protection des informations commercialement sensibles lorsque cela est nécessaire.
a) aucune alternative fondée sur le marché n'est disponible; b) toutes les ressources fondées sur le marché disponibles ont été utilisées; c) le nombre d'installations de production, de stockage d'énergie ou de participation active de la demande disponibles est trop faible pour permettre une réelle concurrence dans la zone où les installations aptes à fournir le service sont situées; ou d) l'actuelle situation du réseau entraîne une congestion de façon si régulière et prévisible que le redispatching fondé sur le marché donnerait lieu à la soumission régulière d'offres stratégiques qui accroîtrait le niveau de congestion interne alors que l'État membre concerné soit a adopté un plan d'action pour remédier à cette congestion, soit veille à ce que la capacité minimale disponible pour les échanges entre zones soit conforme à l'article 16, paragraphe 8.
a) le niveau de développement et d'efficacité des mécanismes de redispatching fondés sur le marché pour les installations de production d'électricité, de stockage d'énergie et de participation active de la demande; b) les motifs, les volumes en MWh et le type de sources de production soumis à un redispatching; c) les mesures prises pour diminuer, à l'avenir, le besoin de redispatching à la baisse des installations de production utilisant des sources d'énergie renouvelables ou la cogénération à haut rendement, y compris les investissements dans la numérisation de l'infrastructure de réseau et dans les services qui augmentent la flexibilité.
a) garantissent la capacité des réseaux de transport et des réseaux de distribution à faire transiter l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables ou de la cogénération à haut rendement en recourant le moins possible au redispatching, ce qui n'empêche pas de prendre en considération dans la planification du réseau un redispatching limité lorsque le gestionnaire de réseau de transport ou le gestionnaire de réseau de distribution peut prouver en toute transparence que cela est plus efficient économiquement et que cela ne dépasse pas 5 % de la production annuelle d'électricité dans les installations qui utilisent des sources d'énergie renouvelables et qui sont directement raccordées à leur réseau respectif, sauf disposition contraire prise par un État membre dans lequel l'électricité produite par des installations de production d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables ou la cogénération à haut rendement représente plus de 50 % de la consommation annuelle finale brute d'électricité; b) prennent des mesures appropriées liées à l'exploitation du réseau et au marché pour limiter le plus possible le redispatching à la baisse de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables ou de la cogénération à haut rendement; c) veillent à ce que leurs réseaux soient suffisamment flexibles pour être en mesure de les gérer.
a) les installations de production d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables ne peuvent faire l'objet de redispatching à la baisse que s'il n'existe aucune autre solution ou si les autres solutions entraîneraient des coûts fortement disproportionnés ou des risques majeurs pour la sécurité du réseau; b) l'électricité produite par un processus de cogénération à haut rendement ne peut faire l'objet d'un redispatching à la baisse que si, en dehors d'un redispatching à la baisse visant des installations de production d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables, il n'existe aucune autre solution ou si les autres solutions entraîneraient des coûts disproportionnés ou des risques majeurs pour la sécurité du réseau; c) l'électricité autoproduite par des installations de production utilisant des sources d'énergies renouvelables ou la cogénération à haut rendement qui n'est pas injectée dans le réseau de transport ou de distribution ne peut pas faire l'objet d'un redispatching à la baisse sauf si aucune autre solution ne permettrait de résoudre les problèmes de sécurité du réseau; d) les mesures de redispatching à la baisse visées aux points a), b) et c) sont justifiées en bonne et due forme et en toute transparence. La justification est incluse dans le rapport visé au paragraphe 3.
a) le coût d'exploitation additionnel lié au redispatching, tel que les surcoûts de combustible en cas de redispatching à la hausse, ou de fourniture de chaleur de secours en cas de redispatching à la baisse visant des installations de production d'électricité utilisant la cogénération à haut rendement; b) les recettes nettes provenant des ventes d'électricité sur le marché journalier que l'installation de production, de stockage d'énergie ou de participation active de la demande aurait générées si le redispatching n'avait pas été demandé; si un soutien financier est accordé à des installations de production, de stockage d'énergie ou de participation active de la demande sur la base du volume d'électricité produit ou consommé, le soutien financier qui aurait été reçu sans la demande de redispatching est présumé faire partie des recettes nettes.
a) pour les frontières où est utilisée une approche fondée sur la capacité de transport nette coordonnée, la capacité minimale est de 70 % de la capacité de transport respectant les limites de sécurité d'exploitation après déduction des aléas, déterminée conformément à la ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion adoptée sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) n o 714/2009;b) pour les frontières où est utilisée une approche fondée sur les flux, la capacité minimale est une marge fixée dans le processus de calcul de la capacité disponible pour les flux résultant de l'échange entre zones. La marge est de 70 % de la capacité respectant les limites de sécurité d'exploitation des éléments critiques de réseau internes et entre zones, en tenant compte des aléas, déterminée conformément à la ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion adoptée sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) n o 714/2009.
a) des caractéristiques des marchés; b) des conditions d'exploitation du système électrique, telles que les conséquences d'une comptabilisation nette des programmes déclarés fermes; c) du degré d'harmonisation des pourcentages alloués aux différentes échéances et des échéances adoptées pour les différents mécanismes d'allocation de la capacité d'échange entre zones qui sont déjà en vigueur.
a) reflètent les coûts fixes des gestionnaires de réseau de transport et des gestionnaires de réseau de distribution et prennent en considération les dépenses en capital et opérationnelles, pour inciter de manière appropriée les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution des incitations appropriées à court et à long terme, y compris au moyen d'investissements anticipatifs, en vue d'améliorer l'efficacité, y compris l'efficacité énergétique; b) favorisent l'intégration du marché, l'intégration des énergies renouvelables et la sécurité d'approvisionnement; c) encouragent le recours aux services de flexibilité et permettent l'utilisation de raccordements flexibles; d) promeuvent des investissements efficace et en temps utile, y compris en ce qui concerne des solutions pour optimiser le réseau existant; e) facilitent le stockage d'énergie, la participation active de la demande et les activités de recherche connexes; f) contribuent à atteindre les objectifs fixés dans les plans nationaux intégrés en matière d'énergie et de climat, limitent les incidences sur l'environnement et promeuvent l'acceptation par le public; et g) facilitent l'innovation dans l'intérêt des consommateurs dans des domaines tels que la numérisation, les services de flexibilité et l'interconnexion, en particulier pour développer les infrastructures nécessaires pour atteindre l'objectif minimum de 15 % d'interconnexion électrique d'ici à 2030 fixé à l'article 4, point d) 1), du règlement (UE) 2018/1999.
a) les paiements et les recettes résultant du mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau; b) les paiements effectivement réalisés et reçus, ainsi que les paiements attendus pour les périodes futures, estimés sur la base des périodes précédentes.
a) le rapport entre les tarifs appliqués aux producteurs et les tarifs appliqués aux clients finals; b) les coûts que les tarifs visent à recouvrer; c) la tarification différenciée en fonction de la période d'accès au réseau; d) les signaux de localisation; e) le lien entre les tarifs de transport et les tarifs de distribution; f) les méthodes, à déterminer après consultation des parties prenantes concernées, mises en œuvre pour garantir la transparence dans la fixation et la structure des tarifs, y compris l'investissement anticipatif, qui sont conformes aux objectifs énergétiques nationaux et de l'Union pertinents, et en tenant compte des zones d'accélération définies conformément à la directive (UE) 2018/2001; g) les groupes d'utilisateurs du réseau soumis à des tarifs, notamment, le cas échéant, les caractéristiques de ces groupes, leurs modes de consommation et les éventuelles exonérations tarifaires; h) les pertes sur les réseaux à haute, moyenne et basse tension; i) les mesures d'incitation en faveur d'investissements efficients dans les réseaux, y compris en ce qui concerne les ressources apportant de la flexibilité et les conventions de raccordement flexible.
a) garantir la disponibilité réelle des capacités allouées, y compris la compensation de fermeté; b) maintenir ou accroître les capacités d'échange entre zones via l'optimisation de l'utilisation des interconnexions existantes au moyen d'actions correctives coordonnées, le cas échéant, ou couvrir les coûts résultant d'investissements dans le réseau qui sont pertinents pour réduire la congestion des interconnexions; ou c) indemniser les exploitants de centrales de production d'électricité renouvelable en mer situées dans une zone de dépôt des offres en mer, directement connectés à deux ou plusieurs zones de dépôt des offres, dans le cas où l'accès aux marchés interconnectés a été réduit de manière telle que l'exploitant de la centrale de production d'électricité renouvelable en mer n'a pas pu exporter sa capacité de production d'électricité vers le marché et que, le cas échéant, il en résulte une baisse correspondante des prix dans la zone de dépôt des offres en mer, par rapport à une situation sans réduction de capacité.
a) le montant des recettes recueillies au cours de la période de douze mois prenant fin le 31 décembre de l'année précédente; b) la manière dont ces recettes ont été utilisées en application du paragraphe 2, y compris les projets spécifiques auxquels les recettes ont été affectées et le montant inscrit dans un poste distinct de la comptabilité; c) le montant qui a été utilisé pour calculer les tarifs d'accès au réseau; et d) les justificatifs attestant que le montant visé au point c) est conforme au présent règlement et à la méthode élaborée en vertu des paragraphes 3 et 4.
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.
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.
a) énergie éolienne; b) énergie solaire; c) énergie géothermique; d) hydroélectricité sans réservoir; e) énergie nucléaire.
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.
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.
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 JO L 282 du 19.10.2016, p. 4 .
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.
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.
a) de supprimer les distorsions réglementaires; b) de supprimer les plafonds tarifaires conformément à l'article 10; c) d'introduire une fonction de détermination du prix de la pénurie pour l'énergie d'équilibrage, conformément à l'article 44, paragraphe 3, du règlement 2017/2195; d) d'augmenter la capacité d'interconnexion et la capacité du réseau interne en vue de réaliser, à tout le moins, leurs objectifs d'interconnexion visés à l'article 4, point d) 1), du règlement (UE) 2018/1999; e) de permettre l'autoproduction, le stockage d'énergie, les mesures de participation active de la demande et l'efficacité énergétique en adoptant des mesures destinées à supprimer les distorsions réglementaires recensées; f) de veiller à ce que la passation de marchés en matière de services d'équilibrage et de services auxiliaires soit efficace du point de vue économique et fondée sur le marché; g) de supprimer les prix réglementés dans les cas où l'exige l'article 5 de la directive (UE) 2019/944.
a) sont temporaires; b) ne créent pas de distorsions inutiles du marché et ne limitent pas les échanges entre zones; c) ne dépassent pas ce qui est nécessaire pour traiter les difficultés d'adéquation des ressources visées à l'article 20; d) sélectionnent des fournisseurs de capacité au moyen d'une procédure transparente, non discriminatoire et concurrentielle; e) fournissent des incitations pour que les fournisseurs de capacité soient disponibles lors des périodes où une forte sollicitation du système est attendue; f) garantissent que la rémunération soit déterminée à l'aide d'un processus concurrentiel; g) exposent les conditions techniques nécessaires pour la participation des fournisseurs de capacité en amont de la procédure de sélection; h) sont ouverts à la participation de toutes les ressources qui sont en mesure de fournir les performances techniques nécessaires, y compris le stockage d'énergie et la participation active de la demande; i) appliquent des pénalités appropriées aux fournisseurs de capacité lorsqu'ils ne sont pas disponibles aux périodes de forte sollicitation du système.
a) lorsqu'un mécanisme de capacité a été conçu comme une réserve stratégique, les ressources de la réserve stratégique ne sont appelées que si les gestionnaires de réseau de transport sont susceptibles d'épuiser leurs ressources d'équilibrage afin d'instaurer un équilibre entre l'offre et la demande; b) pendant les périodes de règlement des déséquilibres lorsque les ressources de la réserve stratégique sont appelées, les déséquilibres sur le marché sont réglés au moins à la valeur de l'énergie non distribuée ou à une valeur supérieure à la limite technique de prix infrajournalier visée à l'article 10, paragraphe 1, le montant le plus élevé étant retenu; c) le rendement de la réserve stratégique après l'appel est attribué aux responsables d'équilibre au moyen du mécanisme de règlement des déséquilibres; d) les ressources participant à la réserve stratégique ne sont pas rémunérées par le biais des marchés de gros de l'électricité ou des marchés d'équilibrage. e) les ressources de la réserve stratégique sont maintenues en dehors du marché au moins pendant la durée du contrat.
a) sont conçus de manière à garantir que le prix payé pour la disponibilité tende automatiquement vers zéro lorsque le niveau des capacités fournies devrait être adéquat pour répondre au niveau des capacités demandées; b) ne rémunèrent les ressources participantes que pour leur disponibilité et garantissent que la rémunération n'influe pas sur les décisions du fournisseur de capacité quant au fait de produire ou pas; c) garantissent que les obligations de capacité sont transférables entre les fournisseurs de capacité admissibles.
a) à partir du 4 juillet 2019 au plus tard, une capacité de production dont la production commerciale a débuté à cette date ou après cette date et qui émet plus de 550 gr de CO2 issu de carburant fossile par kWh d'électricité n'est pas engagée ni ne reçoit de paiement ou d'engagements pour des paiements futurs dans le cadre d'un mécanisme de capacité;b) à partir du 1 au plus tard, une capacité de production dont la production commerciale a débuté avant leer juillet 20254 juillet 2019 et qui émet plus de 550 gr de CO2 issu de carburant fossile par kWh d'électricité et plus de 350 kg de CO2 issu de carburant fossile en moyenne par an et par kWe installé n'est pas engagée ni ne reçoit de paiements ou d'engagements pour des paiements futurs dans le cadre d'un mécanisme de capacité.
a) est réalisée au niveau de chacune des zones de dépôt des offres et couvre au moins tous les États membres; b) est basée sur des scénarios centraux de référence appropriés concernant les prévisions de l'offre et de la demande et comprenant une évaluation économique de la probabilité de la mise hors service définitive, de la mise sous cocon, des nouvelles constructions d'actifs de production, ainsi que des mesures pour atteindre les objectifs en matière d'efficacité énergétique et d'interconnexion électrique et des sensibilités appropriées relatives aux phénomènes météorologiques extrêmes, des conditions hydrologiques et des variations des prix de gros et du prix du carbone; c) contient des scénarios distincts reflétant le degré différent de probabilité de la survenance de difficultés d'adéquation des ressources auxquelles les différents types de mécanismes de capacité sont destinés à répondre; d) tient dûment compte de la contribution de toutes les ressources, y compris les possibilités existantes et futures pour la production, le stockage d'énergie, l'intégration sectorielle, la participation active de la demande, l'importation et l'exportation et leur contribution à une gestion souple du système; e) anticipe l'incidence probable des mesures visées à l'article 20, paragraphe 3; f) inclut des variantes sans les mécanismes de capacité existants ou prévus et, le cas échéant, avec de tels mécanismes; g) est basée sur un modèle de marché utilisant, le cas échéant, l'approche fondée sur les flux; h) applique des calculs probabilistes; i) applique un outil de modélisation unique; j) inclut au minimum les indicateurs suivants visés à l'article 25: la prévision d'énergie non desservie ("expected energy not served"), et la prévision de perte de charge ("loss of load expectation");
k) recense les sources d'éventuelles difficultés d'adéquation des ressources, et détermine notamment s'il s'agit d'une contrainte du réseau, d'une contrainte des ressources, ou les deux; l) prend en considération le développement réel du réseau; m) garantit que les caractéristiques nationales de la production, de la flexibilité de la demande et du stockage d'énergie, la disponibilité des matières premières et le niveau d'interconnexion sont correctement pris en considération.
a) le coût de l'énergie non distribuée; b) le coût qu'un nouvel entrant doit couvrir ("cost of new entry") pour la production ou la participation active de la demande; et c) la norme de fiabilité visée à l'article 25.
a) formuler des hypothèses en tenant compte des particularités de la demande et de l'offre d'électricité à l'échelle nationale; b) utiliser des outils et des données récentes cohérentes qui sont complémentaires à ceux utilisés par le REGRT pour l'électricité aux fins de l'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne.
a) détermine si les fournisseurs de capacité intéressés peuvent garantir les performances techniques requises par le mécanisme de capacité auquel le fournisseur de capacité entend participer et inscrit le fournisseur de capacité en tant que fournisseur de capacité admissible dans un registre créé à cet effet; b) effectue les contrôles de disponibilité; c) communique au gestionnaire de réseau de transport de l'État membre appliquant le mécanisme de capacité les informations qu'il a reçues en vertu des points a) et b) du présent alinéa et en vertu du deuxième alinéa.
a) une méthode de calcul de la capacité d'entrée maximale pour la participation transfrontalière visée au paragraphe 7; b) une méthode de partage des recettes visées au paragraphe 9; c) des règles communes pour effectuer les contrôles de disponibilité visés au paragraphe 10, point b); d) des règles communes pour déterminer l'échéance d'un paiement d'indisponibilité; e) les modalités de gestion du registre visé au paragraphe 10, point a); f) des règles communes pour recenser les capacités admissibles pour participer au mécanisme de capacité visées au paragraphe 10, point a).
a) élabore, dans les domaines visés à l'article 59, paragraphes 1 et 2, des codes de réseau, en vue d'atteindre les objectifs visés à l'article 28; b) adopte et publie, tous les deux ans, un plan décennal non contraignant de développement du réseau dans l'ensemble de l'Union (ci-après dénommé "plan de développement du réseau dans l'ensemble de l'Union"); c) prépare et adopte les propositions relatives à l'évaluation de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne en vertu de l'article 23 et les propositions relatives aux spécifications techniques pour la participation transfrontalière aux mécanismes de capacité en vertu de l'article 26, paragraphe 11; d) adopte des recommandations relatives à la coordination de la coopération technique entre les gestionnaires de réseau de transport de l'Union et ceux des pays tiers; e) adopte un cadre de coopération et de coordination entre les centres de coordination régionaux; f) adopte une proposition définissant la région d'exploitation du réseau conformément à l'article 36; g) coopère avec les gestionnaires de réseau de distribution et l'entité des GRD de l'Union; h) promeut la numérisation des réseaux de transport, y compris le déploiement de réseaux intelligents, de l'acquisition efficace de données en temps réel et de systèmes intelligents de mesure; i) adopte des outils communs de gestion de réseau pour assurer la coordination de l'exploitation du réseau dans des conditions normales et en situation d'urgence, y compris une échelle commune de classification des incidents, et des plans communs de recherche, y compris le déploiement de ces plans dans le cadre d'un programme de recherche efficace. Ces outils précisent notamment: i) les informations, y compris les informations appropriées journalières, infrajournalières et en temps réel, utiles pour améliorer la coordination opérationnelle, ainsi que la fréquence optimale pour le recueil et le partage de telles informations; ii) la plateforme technologique utilisée pour les échanges d'informations en temps réel et, le cas échéant, les plateformes technologiques employées pour le recueil, le traitement et la communication des autres informations visées au point i), ainsi que pour la mise en œuvre des procédures propres à renforcer la coordination opérationnelle entre les gestionnaires de réseau de transport en vue d'étendre cette coordination à l'ensemble de l'Union; iii) la manière dont les gestionnaires de réseau de transport mettent les informations d'exploitation à disposition d'autres gestionnaires de réseau de transport ou de toute entité dûment mandatée pour les appuyer dans la réalisation de la coordination opérationnelle, et de l'ACER; et iv) que les gestionnaires de réseau de transport désignent un correspondant chargé de répondre aux demandes de renseignements provenant des autres gestionnaires de réseau de transport ou de toute entité dûment mandatée visée au point iii), ou de l'ACER, concernant lesdites informations;
j) adopte un programme de travail annuel; k) contribue à l'établissement d'exigences d'interopérabilité ainsi que de procédures non discriminatoires et transparentes pour l'accès aux données conformément à l'article 24 de la directive (UE) 2019/944; l) adopte un rapport annuel; m) élabore et adopte des évaluations de l'adéquation saisonnière en vertu de l'article 9, paragraphe 2, du règlement (UE) 2019/941; n) promeut la cybersécurité et la protection des données en coopération avec les autorités concernées et les entités réglementées; o) tient compte de l'évolution de la participation active de la demande dans l'accomplissement de ses tâches.
a) l'État membre où il est prévu d'installer le siège des centres de coordination régionaux et les gestionnaires de réseau de transport participants; b) les modalités organisationnelles, financières et d'exploitation nécessaires pour assurer le fonctionnement efficace, sûr et fiable du réseau de transport interconnecté; c) un plan de mise en œuvre pour la mise en service des centres de coordination régionaux; d) les statuts et le règlement intérieur des centres de coordination régionaux; e) une description des processus coopératifs conformément à l'article 38; f) une description des modalités relatives à la responsabilité des centres de coordination régionaux conformément à l'article 47; g) en cas de maintien de deux centres de coordination régionaux selon un principe de roulement conformément à l'article 36, paragraphe 2, une description des modalités permettant de définir clairement les responsabilités incombant à ces centres de coordination régionaux et les procédures relatives à l'exécution de leurs tâches.
a) la réalisation du calcul coordonné des capacités, conformément aux méthodes mises au point en vertu de la ligne directrice relative à l'allocation de la capacité à terme établie par le règlement (UE) 2016/1719, de la ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion établie par le règlement (UE) 2015/1222 et de la ligne directrice sur l'équilibrage du réseau électrique, établie par le règlement (UE) 2017/2195; b) la réalisation de l'analyse coordonnée de la sécurité conformément aux méthodes mises au point en vertu de la ligne directrice sur la gestion du réseau adoptée sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) n o 714/2009;c) la création de modèles de réseaux communs conformément aux méthodes et aux procédures mises au point en vertu de la ligne directrice sur la gestion du réseau adoptée sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) n o 714/2009;d) le soutien à l'évaluation de la cohérence des plans de défense et des plans de reconstitution des gestionnaires de réseau de transport conformément à la procédure prévue dans un code de réseau sur l'état d'urgence et la reconstitution du réseau électrique adopté sur la base de l'article 6, paragraphe 11, du règlement (CE) 714/2009; e) la réalisation de prévisions concernant l'adéquation du réseau à des échéances allant d'une semaine à au moins un jour au niveau régional et la préparation des actions de réduction des risques conformément à la méthode visée à l'article 8 du règlement (UE) 2019/941 et aux procédures prévues dans la ligne directrice sur la gestion du réseau adoptée sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) n o 714/2009;f) la coordination de la planification des arrêts au niveau régional conformément aux procédures et méthodes prévues dans la ligne directrice sur la gestion du réseau adoptée sur la base de l'article 18, paragraphe 5, du règlement (CE) n o 714/2009;g) la formation et la certification du personnel travaillant pour les centres de coordination régionaux; h) le soutien à la coordination et à l'optimisation de la reconstitution régionale à la demande des gestionnaires de réseau de transport; i) l'analyse et l'établissement de rapports post-exploitation et post-perturbations; j) le dimensionnement régional des capacités de réserve; k) la facilitation de la passation de marchés régionaux relatifs aux capacités d'équilibrage; l) le soutien aux gestionnaires de réseau de transport, à leur demande, dans l'optimisation des règlements entre gestionnaires de réseau de transport; m) la réalisation de tâches liées à l'identification des scénarios régionaux de crise électrique si et dans la mesure où elles sont déléguées aux centres de coordination régionaux en vertu de l'article 6, paragraphe 1, du règlement (UE) 2019/941; n) la réalisation des tâches liées aux évaluations de l'adéquation saisonnière si et dans la mesure où elles sont déléguées aux centres de coordination régionaux en vertu de l'article 9, paragraphe 2, du règlement (UE) 2019/941; o) le calcul de la valeur de la capacité d'entrée maximale disponible pour la participation de capacités étrangères aux mécanismes de capacité aux fins de la formulation d'une recommandation en vertu de l'article 26, paragraphe 7; p) la réalisation des tâches liées au soutien aux gestionnaires de réseau de transport dans le recensement des besoins de nouvelles capacités de transport, de mise à niveau des capacités de transport existantes ou de leurs alternatives, qui doivent être présentées aux groupes régionaux établis en vertu du règlement (UE) n o 347/2013 et qui doivent figurer dans le plan décennal de développement du réseau visé à l'article 51 de la directive (UE) 2019/944.
a) des modalités de travail afin de traiter les aspects liés à la planification et les aspects opérationnels pertinents pour les tâches visées à l'article 37; b) une procédure de partage des analyses et de consultation des propositions des centres de coordination régionaux avec les gestionnaires de réseau de transport de la région d'exploitation du réseau et les parties prenantes concernées, et avec d'autres centres de coordination régionaux, de manière efficace et inclusive, dans l'exercice des missions et des tâches opérationnelles conformément à l'article 40; c) une procédure pour l'adoption d'actions coordonnées et de recommandations, conformément à l'article 42.
a) d'élaborer les statuts et le règlement intérieur des centres de coordination régionaux, et de les approuver; b) de décider de la structure organisationnelle, et de la mettre en œuvre; c) de préparer et d'approuver le budget annuel; d) de développer et d'approuver les processus coopératifs conformément à l'article 38.
a) les pouvoirs, les tâches et les responsabilités du personnel; b) les relations et les rapports hiérarchiques entre les différents volets et processus de l'organisation.
a) leurs performances opérationnelles; b) les actions coordonnées et les recommandations formulées, le degré de mise en œuvre des actions coordonnées et des recommandations par les gestionnaires de réseau de transport et les résultats obtenus; c) l'efficacité et l'efficience de chacune des tâches dont ils sont responsables et, le cas échéant, la rotation de ces tâches.
a) est fondé sur les plans d'investissement nationaux, en tenant compte des plans d'investissement régionaux visés à l'article 34, paragraphe 1, du présent règlement et, le cas échéant, des aspects propres à l'Union relatifs à la planification du réseau figurant dans le règlement (UE) n o 347/2013; il fait l'objet d'une analyse des coûts et des avantages suivant la méthodologie définie à l'article 11 dudit règlement;b) en ce qui concerne les interconnexions transfrontalières, est également fondé sur les besoins raisonnables des différents utilisateurs du réseau et intègre les engagements à long terme des investisseurs visés aux articles 44 et 51 de la directive (UE) 2019/944; et c) recense les lacunes en matière d'investissement, notamment en ce qui concerne les capacités transfrontalières.
a) la participation aux travaux de l'entité des GRD de l'Union est limitée aux membres inscrits, une possibilité de délégation entre membres étant prévue; b) les décisions stratégiques concernant les activités de l'entité des GRD de l'Union ainsi que les lignes directrices stratégiques destinées au conseil d'administration sont adoptées par l'assemblée générale; c) les décisions de l'assemblée générale sont adoptées selon les règles suivantes: i) chaque membre dispose d'un nombre de voix proportionnel au nombre de clients du membre concerné; ii) 65 % des voix attribuées aux membres sont exprimées; et iii) la décision est adoptée à une majorité de 55 % des membres;
d) les décisions de l'assemblée générale sont rejetées selon les règles suivantes: i) chaque membre dispose d'un nombre de voix proportionnel au nombre de clients du membre concerné; ii) 35 % des voix attribuées aux membres sont exprimées; et iii) la décision est rejetée par au moins 25 % des membres;
e) le conseil d'administration est élu par l'assemblée générale pour un mandat de quatre ans au maximum; f) le conseil d'administration désigne le président et les trois vice-présidents parmi les membres du conseil; g) la coopération entre les gestionnaires de réseau de distribution et les gestionnaires de réseau de transport visée aux articles 56 et 57 est dirigée par le conseil d'administration; h) les décisions du conseil d'administration sont adoptées à la majorité absolue; i) le secrétaire général est nommé, sur la base d'une proposition du conseil d'administration, par l'assemblée générale parmi ses membres pour un mandat de quatre ans, renouvelable une fois; j) les groupes d'experts sont nommés par l'assemblée générale sur la base d'une proposition du conseil d'administration, chaque groupe ne dépassant pas trente membres, un tiers d'entre eux pouvant ne pas être membres de l'entité GRD de l'Union. En outre, un groupe d'experts par pays est établi, qui comprend exactement un représentant des gestionnaires de réseau de distribution de chaque État membre.
a) le conseil d'administration comprend le président du conseil d'administration et 27 représentants des membres dont: i) 9 sont des représentants des membres qui comptent plus de 1 million d'utilisateurs du réseau; ii) 9 sont des représentants des membres qui comptent plus de 100000 et moins de 1 million d'utilisateurs du réseau; etiii) 9 sont des représentants des membres qui comptent moins de 100000 utilisateurs du réseau;
b) les représentants d'associations de GRD existantes sont autorisés à participer en tant qu'observateurs aux réunions du conseil d'administration; c) le conseil d'administration ne peut pas comprendre plus de trois représentants de membres basés dans le même État membre ou le même groupe industriel; d) chaque vice-président du conseil d'administration est désigné parmi les représentants des membres dans chaque catégorie décrite au point a); e) les représentants des membres basés dans un même État membre ou dans un même groupe industriel ne peuvent pas constituer la majorité des participants d'un groupe d'experts; f) le conseil d'administration établit un groupe consultatif stratégique qui donne son avis au conseil d'administration et aux groupes d'experts et se compose de représentants d'associations européennes de GRD et de représentants des États membres qui ne sont pas représentés dans le conseil d'administration.
a) promotion de l'exploitation et de la planification des réseaux de distribution en coordination avec l'exploitation et la planification des réseaux de transport; b) facilitation de l'intégration des sources d'énergie renouvelables, de la production distribuée et des autres ressources fournies par le réseau de distribution, comme le stockage d'énergie; c) facilitation de la flexibilité et de la participation active de la demande et accès aux marchés des utilisateurs du réseau de distribution; d) contribution à la numérisation des réseaux de distribution y compris le déploiement de réseaux intelligents et de systèmes intelligents de mesure; e) soutien au développement de la gestion des données, de la cybersécurité et de la protection des données en coopération avec les autorités concernées et les entités réglementées; f) participation à l'élaboration de codes de réseau qui ont une incidence sur l'exploitation et la planification des réseaux de distribution et l'exploitation coordonnée des réseaux de transport et des réseaux de distribution conformément à l'article 59.
a) coopère avec le REGRT pour l'électricité pour ce qui est de veiller à la mise en œuvre des codes de réseau et des lignes directrices adoptés en vertu du présent règlement qui ont une incidence sur l'exploitation et la planification des réseaux de distribution et l'exploitation coordonnée des réseaux de transport et des réseaux de distribution; b) coopère avec le REGRT pour l'électricité et adopte les meilleures pratiques concernant l'exploitation et la planification coordonnées des réseaux de transport et des réseaux de distribution, y compris des questions comme l'échange de données entre gestionnaires et la coordination des ressources énergétiques décentralisées; c) œuvre à recenser les meilleures pratiques dans les domaines indiqués au paragraphe 1 et pour ce qui est d'apporter au réseau de distribution des améliorations en matière d'efficacité énergétique; d) adopte un programme de travail annuel et un rapport annuel; e) fonctionne conformément au droit de la concurrence et garantit la neutralité.
a) visent à assurer le degré d'harmonisation minimal requis pour atteindre les objectifs du présent règlement; b) tiennent compte, des particularités régionales, le cas échéant; c) n'excèdent pas ce qui est nécessaire aux fins du point a); et d) sont sans préjudice du droit des États membres d'établir des codes de réseau nationaux n'affectant pas les échanges entre zones.
a) règles relatives à la sécurité et à la fiabilité du réseau, y compris les règles concernant le transport technique des capacités de réserve à des fins de sécurité de fonctionnement du réseau, et règles relatives à l'interopérabilité en application des articles 34 à 47 et de l'article 57 du présent règlement et de l'article 40 de la directive (UE) 2019/944, y compris des règles relatives aux états du réseau, les mesures correctives et les limites de la sécurité d'exploitation, le réglage de la tension et la gestion de la puissance réactive, la gestion du courant de court-circuit, la gestion des flux de puissance, l'analyse et le traitement des aléas, les équipements et dispositifs de protection, l'échange de données, la conformité, la formation, la planification et l'analyse de sécurité d'exploitation, la coordination régionale de la sécurité d'exploitation, la coordination des indisponibilités, les plans de disponibilité des actifs pertinents, l'analyse de l'adéquation, les services auxiliaires, la programmation et les environnements de traitement des données aux fins de la planification de l'exploitation; b) règles d'allocation de capacité et de gestion de la congestion conformément aux articles 7 à 10, 13 à 17, 19 et 35 à 37 du présent règlement et à l'article 6 de la directive (UE) 2019/944, y compris les règles sur les méthodes et processus de calcul de la capacité journalière, infrajournalière et à terme, les modèles de réseau, la configuration de la zone de dépôt des offres, le redispatching et l'échange de contrepartie, les algorithmes de négociation, le couplage unique journalier et infrajournalier, les différentes options de gouvernance, la fermeté de la capacité d'échange entre zones allouées, la répartition des recettes tirées de la congestion, les détails et les caractéristiques spécifiques des outils visés à l'article 9, paragraphe 3, du présent règlement, par référence aux éléments spécifiés aux paragraphes 4 et 5 dudit article, l'allocation et la facilitation de l'échange de droits financiers de transport à long terme par la plateforme d'allocation unique, ainsi que la fréquence, l'échéance et la nature spécifique de tels droits de transport à long terme, la couverture des risques liés aux droits de transport entre zones, les procédures de nomination et le recouvrement des coûts de l'allocation de capacité et de la gestion de la congestion, et la méthode d'indemnisation des exploitants de centrales de production d'électricité renouvelable en mer en cas de réductions de capacité; c) règles en application des articles 5, 6 et 17 relatives aux échanges liés à la fourniture technique et opérationnelle de services d'accès au réseau et d'ajustement du réseau, y compris les règles en matière de puissance de réserve liée au réseau, y compris les fonctions et responsabilités, les plateformes pour l'échange d'énergie d'équilibrage, les heures de fermeture du guichet, les exigences applicables aux produits d'équilibrage standard et spécifiques, la procédure d'acquisition de services d'équilibrage, l'allocation de la capacité d'échange entre zones aux fins de l'échange de services d'équilibrage ou du partage de réserves, le règlement de l'énergie d'équilibrage, le règlement des échanges d'énergie entre gestionnaires de réseau, le règlement des déséquilibres et le règlement de la capacité d'équilibrage, le réglage fréquence-puissance, les paramètres définissant la qualité de la fréquence et les paramètres cibles de la qualité de la fréquence, les réserves de stabilisation de la fréquence, les réserves de restauration de la fréquence, les réserves de remplacement, l'échange ou le partage de réserves, les processus d'activation transfrontalière des réserves, les processus de réglage temporel et la transparence des informations; d) règles en application des articles 36, 40 et 54 de la directive (UE) 2019/944 concernant la fourniture non discriminatoire et transparente de services auxiliaires non liés à la fréquence, y compris les règles concernant le réglage de la tension en régime permanent, l'inertie, l'injection rapide de puissance réactive, l'inertie pour la stabilité du réseau, le courant de court-circuit, la capacité de démarrage autonome et la capacité de fonctionnement en réseau séparé; e) règles en application de l'article 57 du présent règlement et des articles 17, 31, 32, 36, 40 et 54 de la directive (UE) 2019/944 concernant la participation active de la demande, y compris les règles sur l'agrégation, le stockage d'énergie et la réduction de la demande.
a) règles de raccordement au réseau, y compris des règles sur le raccordement des installations de consommation raccordées à un réseau de transport, des installations de distribution et des réseaux de distribution raccordés à un réseau de transport, le raccordement des unités de consommation utilisées pour la participation active de la demande, les exigences applicables au raccordement au réseau des producteurs et des autres utilisateurs du réseau, les exigences applicables au raccordement au réseau des systèmes en courant continu à haute tension, les exigences applicables au raccordement au réseau des parcs non synchrones de générateurs raccordés en courant continu et des stations de conversion de courant continu haute tension à l'extrémité isolée et les procédures de notification opérationnelle applicables au raccordement au réseau; b) règles en matière d'échange de données, de règlement et de transparence, y compris en particulier des règles sur les capacités de transfert pour les horizons temporels pertinents, les estimations et les valeurs réelles concernant l'allocation et l'utilisation des capacités de transfert, prévisions et demande réelle des installations et leur agrégation, y compris l'indisponibilité des installations, les prévisions et la génération effective des unités de production et leur agrégation, y compris l'indisponibilité des unités, la disponibilité et l'utilisation des réseaux, les mesures de gestion de la congestion et les données du marché de l'équilibrage. Les règles devraient préciser la façon dont les informations sont publiées, le calendrier de publication et les entités responsables de leur traitement; c) règles concernant l'accès des tiers; d) procédures opérationnelles d'urgence et de reconstitution en cas d'urgence, y compris les plans de défense du réseau, les plans de reconstitution, les interactions du marché, l'échange et la communication d'informations et les outils et installations; e) règles sectorielles concernant les aspects liés à la cybersécurité des flux transfrontaliers d'électricité, y compris des règles sur les exigences minimales communes, la planification, la surveillance, les rapports et la gestion de crise.
a) les détails de la procédure à suivre pour déterminer quels sont les gestionnaires de réseau de transport qui sont redevables des compensations pour les flux transfrontaliers, y compris en ce qui concerne la répartition entre les gestionnaires des réseaux nationaux de transport d'où proviennent les flux transfrontaliers et des réseaux où ces flux aboutissent, conformément à l'article 49, paragraphe 2; b) les détails de la procédure à suivre pour les paiements, y compris la détermination de la première période pour laquelle des compensations doivent être payées, conformément à l'article 49, paragraphe 3, deuxième alinéa; c) les détails des méthodologies permettant de déterminer les flux transfrontaliers reçus pour lesquels des compensations sont versées en vertu de l'article 49, en fonction tant de la quantité que du type de flux, et l'ampleur des flux qui sont considérés comme provenant des réseaux de transport de chaque État membre ou y aboutissant, conformément à l'article 49, paragraphe 5; d) les détails de la méthodologie permettant de déterminer les coûts et les bénéfices engendrés par l'accueil de flux transfrontaliers, conformément à l'article 49, paragraphe 6; e) les détails du traitement des flux d'électricité provenant de pays situés en dehors de l'Espace économique européen ou y aboutissant dans le cadre du mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport; et f) les modalités de la participation des réseaux nationaux qui sont interconnectés par les lignes de courant continu, conformément à l'article 49.
a) les détails des règles pour les échanges d'électricité en application de l'article 6 de la directive (UE) 2019/944 et des articles 5 à 10, 13 à 17, 35, 36 et 37 du présent règlement; b) les détails des règles en matière d'incitation à l'investissement en ce qui concerne les capacités d'interconnexion, y compris les signaux de localisation, en application de l'article 19.
a) l'investissement accroît la concurrence en matière de fourniture d'électricité; b) le degré de risque associé à l'investissement est tel que l'investissement ne serait pas effectué si la dérogation n'était pas accordée; c) l'interconnexion est la propriété d'une personne physique ou morale distincte, du moins en ce qui concerne son statut juridique, des gestionnaires de réseau dans les réseaux desquels cette interconnexion doit être construite; d) des redevances sont perçues auprès des utilisateurs de cette interconnexion; e) depuis l'ouverture partielle du marché visée à l'article 19 de la directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil Directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil du 19 décembre 1996 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité (JO L 27 du 30.1.1997, p. 20 ).f) la dérogation ne risque pas de porter atteinte à la concurrence ni au bon fonctionnement du marché intérieur de l'électricité, ni au bon fonctionnement du réseau réglementé auquel l'interconnexion est reliée.
a) si les autorités de régulation concernées ne sont pas parvenues à un accord dans un délai de six mois à compter de la date à laquelle la demande de dérogation a été reçue par la dernière de ces autorités; ou b) à la demande conjointe des autorités de régulation concernées.
a) les raisons détaillées sur la base desquelles la dérogation a été octroyée ou refusée, y compris les données financières démontrant qu'elle était nécessaire; b) l'analyse effectuée quant aux incidences de l'octroi de la dérogation sur la concurrence et sur le bon fonctionnement du marché intérieur de l'électricité; c) les raisons justifiant la durée et la part des capacités totales de l'interconnexion en question pour lesquelles la dérogation est octroyée; et d) le résultat de la consultation des autorités de régulation concernées.
a) compte dûment tenu des attentes légitimes des parties et de l'équilibre économique atteint dans la décision de dérogation initiale, il s'est produit un changement matériel concernant l'un des faits sur lesquels la décision était fondée; b) les entreprises concernées agissent contrairement à leurs engagements; ou c) la décision était fondée sur des informations incomplètes, inexactes ou trompeuses fournies par les parties.
a) l'État membre puisse démontrer l'existence de problèmes importants pour l'exploitation de petits réseaux isolés et de petits réseaux connectés; b) les régions ultrapériphériques au sens de l'article 349 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne ne puissent pas être interconnectées au marché de l'énergie de l'Union pour des raisons physiques évidentes.
a) l'État membre a mené, le 4 juillet 2019 ou après cette date, une procédure de mise en concurrence des offres conformément à l'article 22 et pendant une période de fourniture postérieure au1 , qui vise à maximiser la participation des fournisseurs de capacité qui satisfont aux exigences de l'article 22, paragraphe 4;er juillet 2025b) le volume de la capacité proposé dans la procédure de mise en concurrence des offres, visée au point a) du présent paragraphe, n'est pas suffisant pour traiter la difficulté d'adéquation constatée en vertu de l'article 20, paragraphe 1, pendant la période de fourniture couverte par ladite procédure; c) la capacité de production qui émet plus de 550 g de CO 2 issu de carburant fossile par kWh d'électricité est engagée ou reçoit des paiements ou des engagements pour des paiements futurs pendant une période ne dépassant pas un an, et pendant une période de fourniture qui ne dépasse pas la durée de la dérogation, et est acquise dans le cadre d'une procédure de passation de marché supplémentaire qui satisfait à toutes les exigences de l'article 22, à l'exception de celles énoncées au paragraphe 4, point b), dudit article, et uniquement pour les volumes de capacités nécessaires pour répondre à la difficulté d'adéquation visée au point b) du présent paragraphe.
a) une évaluation de l'incidence de la dérogation en termes d'émissions de gaz à effet de serre, ainsi que sur la transition vers les énergies renouvelables, une plus grande souplesse, le stockage d'énergie, la mobilité électrique et la participation active de la demande; b) un plan prévoyant des étapes pour mettre progressivement fin à la participation de capacités de production, visées au paragraphe 2 ter , aux mécanismes de capacité d'ici à la date d'expiration de la dérogation, y compris un plan pour acquérir les capacités de remplacement nécessaires conformément à la trajectoire nationale indicative concernant la part globale des énergies renouvelables et une évaluation des obstacles à l'investissement qui sont à l'origine de l'insuffisance des offres dans le cadre de la procédure de mise en concurrence de celles-ci, visée au paragraphe 2quater , point a).
a) l'efficacité de la structure et du fonctionnement actuel des marchés de l'électricité à court terme, y compris dans des situations de crise ou d'urgence, et, plus généralement, les éventuels manques d'efficacité du marché intérieur de l'électricité et les différentes options pour l'introduction d'éventuels outils et solutions à appliquer dans des situations de crise ou d'urgence, compte tenu de l'expérience acquise au niveau international et de l'évolution et des nouveaux développements du marché intérieur de l'électricité; b) l'aptitude du cadre juridique et financier actuel de l'Union concernant les réseaux de distribution à réaliser les objectifs de l'Union en matière d'énergies renouvelables et de marché intérieur de l'énergie; c) conformément à l'article 19 bis , le potentiel et la viabilité de la création d'une ou de plusieurs plateformes de 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.
a) recenser les éventuelles incompatibilités; b) proposer des mesures d'atténuation.
a) poursuit l'objectif général d'assurer la sécurité d'exploitation de la façon la plus rentable; b) est effectuée à l'échéance journalière ou infrajournalière, ou à ces deux échéances; c) calcule le volume global de la capacité de réserve requise pour la région d'exploitation du système; d) définit les exigences minimales de capacité de réserve pour chaque type de capacité de réserve; e) tient compte des éventuelles substitutions entre les différents types de capacité de réserve afin de minimiser les coûts d'acquisition; f) définit les conditions nécessaires de la répartition géographique de la capacité de réserve requise, le cas échéant.
a) est effectuée à l'échéance journalière ou infrajournalière, ou à ces deux échéances; b) tient compte des éventuelles substitutions entre les différents types de capacité de réserve afin de minimiser les coûts d'approvisionnement; c) tient compte des volumes de capacité de réserve requise qui devraient être fournis par des offres d'équilibrage de l'énergie qui ne sont pas soumises sur la base d'un contrat relatif à la capacité d'équilibrage.
a) est effectuée à l'échéance journalière ou infrajournalière, ou à ces deux échéances; b) tient compte des éventuelles substitutions entre les différents types de capacité de réserve afin de minimiser les coûts d'approvisionnement.
a) vérifier les hypothèses de base et les prévisions; b) détecter les éventuelles situations d'inadéquation interrégionale.
a) évaluer la compatibilité de la planification des indisponibilités à l'aide des plans de disponibilité à un an de tous les gestionnaires de réseau de transport; b) communiquer aux gestionnaires de réseau de transport de la région d'exploitation du réseau concernée une liste des incompatibilités de planification détectées et les solutions qu'il propose pour y remédier.
| Règlement (UE) n | |
| Règlement (UE) n | Annexe I, points 5.5 à 5.9 |
| Règlement (CE) n | Présent règlement |
|---|---|
| — | Article 1 |
| — | Article 1 |
| Article 1 | Article 1 |
| Article 1 | Article 1 |
| Article 2, paragraphe 1 | Article 2, paragraphe 1 |
| Article 2, paragraphe 2, point a) | Article 2, paragraphe 2 |
| Article 2, paragraphe 2, point b) | Article 2, paragraphe 3 |
| Article 2, paragraphe 2, point c) | Article 2, paragraphe 4 |
| Article 2, paragraphe 2, point d) | — |
| Article 2, paragraphe 2, point e) | — |
| Article 2, paragraphe 2, point f) | — |
| Article 2, paragraphe 2, point g) | Article 2, paragraphe 5 |
| — | Article 2, paragraphes 6 à 71 |
| — | Article 3 |
| — | Article 4 |
| — | Article 5 |
| — | Article 6 |
| — | Article 7 |
| — | Article 8 |
| — | Article 9 |
| — | Article 10 |
| — | Article 11 |
| — | Article 12 |
| — | Article 13 |
| — | Article 14 |
| — | Article 15 |
| Article 16, paragraphes 1 à 3 | Article 16, paragraphes 1 à 4 |
| — | Article 16, paragraphes 5 à 8 |
| Article 16, paragraphes 4 à 5 | Article 16, paragraphes 9 à 11 |
| — | Article 16, paragraphes 12 et 13 |
| — | Article 17 |
| Article 14, paragraphe 1 | Article 18, paragraphe 1 |
| — | Article 18 paragraphe 2 |
| Article 14, paragraphes 2 à 5 | Article 18, paragraphes 3 à 6 |
| — | Article 18, paragraphes 7 à 11 |
| — | Article 19, paragraphe 1 |
| Article 16, paragraphe 6 | Article 19, paragraphes 2 et 3 |
| — | Article 19, paragraphes 4 et 5 |
| — | Article 20 |
| — | Article 21 |
| — | Article 22 |
| Article 8, paragraphe 4 | Article 23, paragraphe 1 |
| — | Article 23, paragraphes 2 à 7 |
| — | Article 25 |
| — | Article 26 |
| — | Article 27 |
| Article 4 | Article 28, paragraphe 1 |
| — | Article 28, paragraphe 2 |
| Article 5 | Article 29, paragraphes 1 à 4 |
| — | Article 29, paragraphe 5 |
| Article 8, paragraphe 2 (première phrase) | Article 30, paragraphe 1, point a) |
| Article 8, paragraphe 3, point b) | Article 30, paragraphe 1, point b) |
| — | Article 30, paragraphe 1, point c) |
| Article 8, paragraphe 3, point c) | Article 30, paragraphe 1, point d) |
| — | Article 30, paragraphe 1, points e) et f) |
| Article 30, paragraphe 1, points g) et h) | |
| Article 8, paragraphe 3, point a) | Article 30, paragraphe 1, point i) |
| Article 8, paragraphe 3, point d) | Article 30, paragraphe 1, point j) |
| Article 30, paragraphe 1, point k) | |
| Article 8, paragraphe 3, point e) | Article 30, paragraphe 1, point l) |
| Article 30, paragraphe 1, points m) à o) | |
| — | Article 30, paragraphes 2 et 3 |
| Article 8, paragraphe 5 | Article 30, paragraphe 4 |
| Article 8, paragraphe 9 | Article 30, paragraphe 5 |
| Article 10 | Article 31 |
| Article 9 | Article 32 |
| Article 11 | Article 33 |
| Article 12 | Article 34 |
| — | Article 35 |
| — | Article 36 |
| — | Article 37 |
| — | Article 38 |
| — | Article 39 |
| — | Article 40 |
| Article 41 | |
| — | Article 42 |
| — | Article 43 |
| — | Article 44 |
| — | Article 45 |
| — | Article 46 |
| — | Article 47 |
| Article 8, paragraphe 10 | Article 48 |
| Article 13 | Article 49 |
| Article 2, paragraphe 2 (dernier alinéa) | Article 49, paragraphe 7 |
| Article 15 | Article 50, paragraphes 1 à 6 |
| Annexe I, point 5.10 | Article 50, paragraphe 7 |
| Article 3 | Article 51 |
| — | Article 52 |
| — | Article 53 |
| Article 54 | |
| — | Article 55 |
| — | Article 56 |
| — | Article 57 |
| — | Article 58 |
| Article 8, paragraphe 6 | Article 59, paragraphe 1, points a), b) et c) |
| — | Article 59, paragraphe 1, points d) et e) |
| Article 59, paragraphe 2 | |
| Article 6, paragraphe 1 | Article 59, paragraphe 3 |
| Article 6, paragraphe 2 | Article 59, paragraphe 4 |
| Article 6, paragraphe 3 | Article 59, paragraphe 5 |
| — | Article 59, paragraphe 6 |
| Article 6, paragraphe 4 | Article 59, paragraphe 7 |
| Article 6, paragraphe 5 | Article 59, paragraphe 8 |
| Article 6, paragraphe 6 | Article 59, paragraphe 9 |
| Article 8, paragraphe 1 | Article 59, paragraphe 10 |
| Article 6, paragraphe 7 | — |
| Article 6, paragraphe 8 | — |
| Article 6, paragraphes 9 et 10 | Article 59, paragraphes 11 et 12 |
| Article 6, paragraphe 11 | Article 59, paragraphes 13 et 14 |
| Article 6, paragraphe 12 | Article 59, paragraphe 15 |
| Article 8, paragraphe 2 | Article 59, paragraphe 15 |
| — | Article 60, paragraphe 1 |
| Article 7, paragraphe 1 | Article 60, paragraphe 2 |
| Article 7, paragraphe 2 | Article 60, paragraphe 3 |
| Article 7, paragraphe 3 | — |
| Article 7, paragraphe 4 | — |
| — | Article 61, paragraphe 1 |
| — | Article 61, paragraphe 2 |
| Article 18, paragraphe 1 | Article 61, paragraphe 3 |
| Article 18, paragraphe 2 | — |
| Article 18, paragraphe 3 | Article 61, paragraphe 4 |
| Article 18, paragraphe 4 | — |
| Article 18, paragraphe 4 | Article 61, paragraphe 5 |
| Article 18, paragraphe 5 | Article 61, paragraphes 5 et 6 |
| Article 19 | — |
| Article 21 | Article 62 |
| Article 17 | Article 63 |
| — | Article 64 |
| Article 20 | Article 65 |
| Article 22 | Article 66 |
| Article 23 | Article 67 |
| Article 24 | — |
| — | Article 68 |
| — | Article 69 |
| Article 25 | Article 70 |
| Article 26 | Article 71 |