a) prévoit le recensement de projets d’intérêt commun et de projets d’intérêt mutuel inscrits sur la liste de l’Union mis en place conformément à l’article 3 (liste de l’Union); b) facilite la mise en œuvre en temps utile des projets inscrits sur la liste de l’Union en rationalisant, en coordonnant de façon plus étroite et en accélérant les procédures d’octroi des autorisations ainsi qu’en renforçant la transparence et la participation du public; c) établit des règles pour la répartition transfrontière des coûts et la mise en place de mesures incitatives tenant compte des risques applicables aux projets inscrits sur la liste de l’Union; d) fixe les conditions d’éligibilité des projets inscrits sur la liste de l’Union pour une aide financière de l’Union.
Regulation (EU) 2022/869 of the European Parliament and of the Council of 30 May 2022 on guidelines for trans-European energy infrastructure, amending Regulations (EC) No 715/2009, (EU) 2019/942 and (EU) 2019/943 and Directives 2009/73/EC and (EU) 2019/944, and repealing Regulation (EU) No 347/2013
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- Règlement délégué (UE) 2024/1041 de la Commissiondu 28 novembre 2023modifiant le règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil en ce qui concerne la liste des projets d’intérêt commun et des projets d’intérêt mutuel de l’Union, 32024R1041, 8 avril 2024
1) "infrastructure énergétique", tout équipement matériel ou toute installation relevant des catégories d’infrastructures énergétiques qui est situé dans l’Union ou qui relie l’Union à un ou plusieurs pays tiers; 2) "goulet d’étranglement des infrastructures énergétiques", la limitation des flux physiques dans un système énergétique en raison d’une capacité de transport insuffisante, qui comprend notamment l’absence d’infrastructure; 3) "décision globale", la décision ou l’ensemble de décisions prises par une ou plusieurs autorités d’un État membre, à l’exception des cours et tribunaux, qui détermine si le promoteur d’un projet peut se voir accorder ou non l’autorisation de construire l’infrastructure énergétique permettant de réaliser un projet d’intérêt commun ou un projet d’intérêt mutuel en ayant la possibilité de commencer, avec ou sans passation de marché, les travaux de construction nécessaires ("phase prêt à construire"), sans préjudice de toute décision prise dans le cadre d’une procédure de recours administratif; 4) "projet", un(e) ou plusieurs lignes, gazoducs, oléoducs, installations ou équipements relevant des catégories d’infrastructures énergétiques énoncées à l’annexe II; 5) "projet d’intérêt commun", un projet nécessaire pour mettre en œuvre les corridors et les domaines prioritaires en matière d’infrastructures énergétiques énoncés à l’annexe I et inscrit sur la liste de l’Union; 6) "projet d’intérêt mutuel", un projet promu par l’Union en coopération avec des pays tiers conformément aux lettres de soutien des gouvernements des pays directement concernés ou à d’autres accords non contraignants, qui relève d’une des catégories d’infrastructures énergétiques énoncées à l’annexe II, point 1 a) ou f), point 3 a) ou point 5 a) ou c), qui contribue aux objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et à son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050 et qui est inscrit sur la liste de l’Union; 7) "projets concurrents", des projets qui pallient, en tout ou en partie, la même lacune recensée en matière d’infrastructures ou le même besoin régional en infrastructures; 8) "promoteur de projets", l’une des catégories suivantes: a) un gestionnaire de réseau de transport (GRT), un gestionnaire de réseau de distribution (GRD) ou tout autre gestionnaire ou investisseur qui élabore un projet inscrit sur la liste de l’Union; b) dans le cas où sont concernés plusieurs GRT, GRD, un autre gestionnaire, un autre investisseur, ou tout groupe de ces catégories, l’entité dotée de la personnalité juridique au titre du droit national applicable, désignée en vertu d’un arrangement contractuel entre ces parties et dotée de la capacité de contracter des obligations légales et d’assumer la responsabilité financière pour le compte des parties à l’arrangement contractuel;
9) "réseau électrique intelligent", un réseau électrique, y compris dans des îles non interconnectées ou insuffisamment connectées aux réseaux transeuropéens d’énergie, qui permet l’intégration rentable et le contrôle actif du comportement et des actions de l’ensemble des utilisateurs qui y sont connectés, notamment les producteurs, les consommateurs et les prosommateurs, afin d’obtenir un système électrique durable et efficace économiquement qui se caractérise par des pertes faibles et par un degré élevé d’intégration des sources renouvelables, de sécurité de l’approvisionnement et de sécurité, et dans lequel le gestionnaire de réseau peut surveiller par voie numérique les actions des utilisateurs qui y sont connectés, ainsi que les technologies de l’information et de la communication pour communiquer avec les gestionnaires de réseau, les producteurs, les installations de stockage de l’énergie et les consommateurs ou les prosommateurs connexes, en vue de transporter et de distribuer l’électricité de manière durable, rentable et sûre; 10) "réseau gazier intelligent", un réseau gazier qui utilise des solutions numériques innovantes pour intégrer de manière rentable une pluralité de sources de gaz à faibles émissions de carbone, et en particulier renouvelables, conformément aux besoins des consommateurs et aux exigences de qualité applicables au gaz, afin de réduire l’empreinte carbone de la consommation de gaz correspondante, de permettre une part accrue de gaz renouvelables et à faibles émissions de carbone et de créer des liens avec d’autres vecteurs et secteurs énergétiques, y compris les mises à niveau physiques correspondantes lorsqu’elles sont indispensables au fonctionnement de l’équipement et des installations pour intégrer les gaz à faibles émissions de carbone, et en particulier renouvelables; 11) "autorité concernée", l’autorité qui, en vertu du droit national, est compétente pour délivrer différents permis et autorisations relatifs à la planification, à la conception et à la construction de biens immobiliers, y compris les infrastructures énergétiques; 12) "autorité de régulation nationale", une autorité de régulation nationale désignée conformément à l’article 39, paragraphe 1, de la directive 2009/73/CE ou une autorité de régulation au niveau national désignée conformément à l’article 57 de la directive (UE) 2019/944; 13) "autorité de régulation nationale compétente", l’autorité de régulation nationale des États membres qui accueillent les projets et des États membres sur lesquels le projet a une incidence positive importante; 14) "travaux", l’achat, la fourniture et le déploiement des composants, des systèmes et des services, y compris des logiciels, la réalisation des activités de développement, de réaffectation, de construction et d’installation relatives à un projet, la réception des installations et le lancement d’un projet; 15) "études", les activités nécessaires à la préparation de la mise en œuvre d’un projet, telles que les études préparatoires, de faisabilité, d’évaluation, d’essais et de validation, y compris des logiciels, et toute autre mesure d’appui technique, y compris les actions préalables à la définition et au développement d’un projet ainsi qu’à la prise de décision quant à son financement, telles que les actions de reconnaissance sur les sites concernés et la préparation du montage financier; 16) "mise en service", la procédure de mise en exploitation d’un projet après sa construction; 17) "actifs affectés à l’hydrogène", une infrastructure prête à accueillir de l’hydrogène pur sans travaux d’adaptation supplémentaires, y compris les réseaux de canalisations ou les installations de stockage nouvellement construits, réaffectés à partir d’actifs de gaz naturel, ou les deux; 18) "réaffectation", la mise à niveau technique ou la modification d’infrastructures existantes pour le gaz naturel afin qu’elles soient spécifiquement utilisées pour l’hydrogène pur; 19) "adaptation au changement climatique", un processus visant à garantir la résilience des infrastructures énergétiques face aux effets négatifs potentiels du changement climatique au moyen d’une évaluation des risques et de la vulnérabilité climatique, notamment dans le cadre de mesures d’adaptation appropriées.
a) chaque proposition individuelle de projet requiert l’approbation des États membres dont le territoire est concerné par le projet; si un État membre refuse de donner son approbation, il présente les motifs de ce refus au groupe concerné; b) il tient compte de l’avis de la Commission visant à disposer d’un nombre total de projets inscrits sur la liste de l’Union qui soit gérable.
a) veille à ce que seuls les projets qui remplissent les critères de l’article 4 y soient inscrits; b) veille à la cohérence entre les régions en tenant compte de l’avis de l’Agence visé à l’annexe III, section 2, point 14); c) tient compte des avis des États membres visés à l’annexe III, section 2, point 10); et d) vise à ce que le nombre total de projets inscrits sur la liste de l’Union soit gérable.
a) le projet est nécessaire pour au moins l’un des corridors et domaines prioritaires en matière d’infrastructures énergétiques énoncés à l’annexe I; b) les avantages globaux potentiels du projet évalués conformément aux critères spécifiques pertinentes du paragraphe 3 l’emportent sur les coûts qu’il représente, y compris à long terme; c) le projet satisfait à l’un des critères suivants: i) il concerne au minimum deux États membres en traversant directement ou indirectement, au moyen d’une interconnexion avec un pays tiers, la frontière de deux ou plusieurs États membres; ii) il est situé sur le territoire, sur terre ou en mer, d’un État membre, y compris les îles, et a une incidence transfrontière importante, comme il est énoncé à l’annexe IV, point 1).
a) le projet contribue de manière substantielle aux objectifs visés à l’article 1 er , paragraphe 1, et aux objectifs du pays tiers, notamment sans que cela n’amoindrisse la capacité du pays tiers d’abandonner progressivement ses actifs de production de combustibles fossiles pour répondre à la demande nationale de consommation, ainsi qu’à la durabilité, y compris au moyen de l’intégration des énergies renouvelables dans le réseau et du transport et de la distribution d’électricité produite à partir de sources renouvelables vers de grands centres de consommation et sites de stockage;b) les avantages globaux potentiels du projet au niveau de l’Union, évalués conformément aux critères spécifiques respectifs du paragraphe 3, l’emportent sur les coûts qu’il représente au sein de l’Union, y compris à long terme; c) le projet est situé sur le territoire d’au moins un État membre et sur le territoire d’au moins un pays tiers et a une incidence transfrontière importante, comme il est énoncé à l’annexe IV, point 2); d) pour la partie située sur le territoire de l’État membre, le projet est conforme aux directives 2009/73/CE et (UE) 2019/944 s’il relève des catégories d’infrastructures énoncées à l’annexe II, points 1) et 3), du présent règlement; e) le cadre politique du ou des pays tiers concernés présente un niveau élevé de convergence et il existe des mécanismes prouvés d’exécution des lois pour soutenir les objectifs stratégiques de l’Union, en particulier pour garantir: i) le bon fonctionnement du marché intérieur de l’énergie; ii) la sécurité de l’approvisionnement fondée, notamment, sur une diversification des sources, la coopération et la solidarité; iii) un système énergétique, y compris la production, le transport et la distribution, sur la voie de l’objectif de neutralité climatique, conformément à l’accord de Paris, aux objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et à son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050, en particulier la prévention des fuites de carbone;
f) le ou les pays tiers concernés soutiennent le statut prioritaire du projet, comme énoncé à l’article 7, et s’engagent à respecter un calendrier similaire pour une mise en œuvre accélérée et d’autres mesures d’intervention et réglementaires applicables aux projets d’intérêt commun dans l’Union.
a) pour les projets relatifs au transport, à la distribution et au stockage d’électricité relevant des catégories d’infrastructures énergétiques énoncées à l’annexe II, point 1), a), b), c), d) et f), le projet contribue de manière significative à la durabilité au moyen de l’intégration des énergies renouvelables dans le réseau, du transport ou de la distribution d’électricité produite à partir de sources renouvelables vers de grands centres de consommation et sites de stockage, ainsi que, le cas échéant, à la limitation du délestage énergétique, et contribue à la réalisation d’au moins l’un des critères spécifiques suivants: i) intégration du marché, y compris en mettant fin à l’isolement énergétique d’au moins un État membre et en réduisant les goulets d’étranglement des infrastructures énergétiques, concurrence, interopérabilité et flexibilité du système; ii) sécurité de l’approvisionnement, y compris par l’interopérabilité, la flexibilité du système, la cybersécurité, des connexions appropriées ainsi que la sécurité et la fiabilité de l’exploitation du système;
b) pour les projets relatifs aux réseaux d’électricité intelligents relevant de la catégorie d’infrastructures énergétiques énoncée à l’annexe II, point 1) e), le projet contribue de manière significative à la durabilité au moyen de l’intégration d’énergies renouvelables dans le réseau et contribue à la réalisation d’au moins deux des critères spécifiques suivants: i) sécurité de l’approvisionnement, y compris grâce à l’efficacité et à l’interopérabilité du transport et de la distribution d’électricité dans l’exploitation quotidienne du réseau, à la prévention de la congestion et à la participation des utilisateurs du réseau; ii) intégration du marché, y compris grâce à une exploitation efficace du système et à l’utilisation d’interconnexions; iii) sécurité, flexibilité et qualité de l’approvisionnement du réseau, y compris grâce à un recours accru à l’innovation dans l’équilibrage, les marchés de la flexibilité, la cybersécurité, le suivi, le contrôle du système et la correction des erreurs; iv) intégration intelligente du secteur, soit dans le système énergétique en créant des liens entre différents vecteurs et secteurs énergétiques, soit, de manière plus générale, en favorisant les synergies et la coordination entre les secteurs de l’énergie, des transports et des télécommunications;
c) pour les projets relatifs au transport et au stockage de dioxyde de carbone relevant des catégories d’infrastructures énergétiques énoncées à l’annexe II, point 5), le projet contribue de manière significative à la durabilité au moyen de la réduction des émissions de dioxyde de carbone dans les installations industrielles connectées et contribue à la réalisation de tous les critères spécifiques suivants: i) prévention des émissions de dioxyde de carbone, tout en maintenant la sécurité de l’approvisionnement; ii) renforcement de la résilience et de la sécurité du transport et du stockage de dioxyde de carbone; iii) utilisation efficace des ressources, en permettant la connexion de multiples sources et sites de stockage de dioxyde de carbone via des infrastructures communes et en réduisant les charges et les risques pour l’environnement;
d) pour les projets relatifs à l’hydrogène relevant des catégories d’infrastructures énergétiques énoncées à l’annexe II, point 3), le projet contribue de manière significative à la durabilité, y compris en réduisant les émissions de gaz à effet de serre, en renforçant le déploiement de l’hydrogène renouvelable ou à faibles émissions de carbone, l’accent étant mis sur l’hydrogène provenant de sources renouvelables, notamment dans des applications finales telles que les secteurs où cette réduction est difficile à réaliser et pour lesquels des solutions plus efficaces sur le plan énergétique ne sont pas envisageables, et en soutenant la production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables variables et en apportant des solutions en matière de flexibilité, de stockage ou des deux, et le projet contribue de manière significative à la réalisation d’au moins l’un des critères spécifiques suivants: i) intégration du marché, y compris en connectant les réseaux d’hydrogène existants ou émergents des États membres, ou en contribuant à l’émergence d’un réseau à l’échelle de l’Union pour le transport et le stockage d’hydrogène, et en garantissant l’interopérabilité des systèmes connectés; ii) sécurité de l’approvisionnement et flexibilité, y compris au moyen de connexions appropriées et en facilitant la sécurité et la fiabilité de l’exploitation du système; iii) concurrence, y compris en autorisant l’accès à des sources d’approvisionnement multiples et à des utilisateurs multiples du réseau sur une base transparente et non discriminatoire;
e) pour les électrolyseurs relevant de la catégorie d’infrastructures énergétiques énoncée à l’annexe II, point 4), le projet contribue de manière significative à la réalisation de tous les critères spécifiques suivants: i) durabilité, y compris par la réduction des émissions de gaz à effet de serre et le renforcement du déploiement de l’hydrogène renouvelable ou à faibles émissions de carbone, en particulier provenant de sources renouvelables, ainsi que de carburants de synthèse de même origine; ii) sécurité de l’approvisionnement, y compris en contribuant à la sécurité, à l’efficacité et à la fiabilité de l’exploitation du système, ou en apportant des solutions de stockage, de flexibilité ou des deux, comme la participation active de la demande et les services d’équilibrage; iii) mise en place de services de flexibilité tels que la participation active de la demande et le stockage en facilitant l’intégration intelligente du secteur de l’énergie par la création de liens avec d’autres vecteurs et secteurs énergétiques;
f) pour les projets de réseaux gaziers intelligents relevant de la catégorie d’infrastructures énergétiques énoncée à l’annexe II, point 2), le projet contribue de manière significative à la durabilité en assurant l’intégration d’une pluralité de gaz à faibles émissions de carbone, et en particulier renouvelables, notamment lorsqu’ils sont d’origine locale, comme le biométhane ou l’hydrogène renouvelable, dans les systèmes de transport, de distribution ou de stockage de gaz afin de réduire les émissions de gaz à effet de serre, et ce projet contribue de manière significative à la réalisation d’au moins l’un des critères spécifiques suivants: i) sécurité du réseau et qualité de l’approvisionnement en améliorant l’efficacité et l’interopérabilité du transport, de la distribution ou des systèmes de stockage du gaz dans l’exploitation quotidienne du réseau, notamment en remédiant aux difficultés dues à l’injection de gaz de différentes qualités; ii) fonctionnement du marché et services aux consommateurs; iii) facilitation de l’intégration intelligente du secteur de l’énergie par la création de liens avec d’autres vecteurs et secteurs énergétiques et en permettant la participation active de la demande.
a) l’urgence et la contribution de chaque proposition de projet au regard de la réalisation des objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et de son objectif de neutralité carbone à l’horizon 2050, d’intégration du marché, de concurrence, de durabilité et de sécurité de l’approvisionnement; b) la complémentarité de chaque proposition de projet avec d’autres propositions de projets, notamment des projets concurrents ou potentiellement concurrents; c) les synergies possibles avec les corridors et domaines thématiques prioritaires définis dans le cadre des réseaux transeuropéens de transport et de télécommunications; d) pour les propositions de projets qui sont, au moment de l’évaluation, des projets inscrits sur la liste de l’Union, les progrès dans leur mise en œuvre et le respect par ceux-ci des obligations en matière d’information et de transparence.
a) les études de faisabilité et de conception, y compris en ce qui concerne l’adaptation au changement climatique et le respect de la législation environnementale et du principe consistant à "ne pas causer de préjudice important"; b) l’approbation par l’autorité de régulation nationale ou par toute autre autorité concernée; c) la construction et la mise en service; d) la procédure d’octroi des autorisations visée à l’article 10, paragraphe 6, point b).
a) les progrès réalisés dans le développement, la construction et la mise en service du projet, notamment en ce qui concerne la procédure d’octroi des autorisations et la procédure de consultation, ainsi que le respect de la législation environnementale, du principe selon lequel le projet "ne cause pas de préjudice important à l’environnement", et des mesures prises en matière d’adaptation au changement climatique; b) le cas échéant, les retards par rapport au plan de mise en œuvre, les raisons de ces retards et les autres difficultés rencontrées; c) le cas échéant, un plan révisé visant à remédier aux retards.
a) dès lors que les mesures visées à l’article 22, paragraphe 7, point a), b) ou c), de la directive 2009/73/EC, et à l’article 51, paragraphe 7, point a), b) ou c), de la directive (UE) 2019/944 s’appliquent conformément aux droits nationaux respectifs, les autorités de régulation nationales veillent à ce que l’investissement soit mis en œuvre; b) si les mesures des autorités de régulation nationales prévues au point a) ne sont pas applicables, le promoteur du projet choisit, dans un délai de 24 mois à compter de la date de mise en service définie dans le plan de mise en œuvre, un tiers pour réaliser le financement ou la construction de tout ou partie du projet; c) si un tiers n’est pas choisi conformément au point b), l’État membre ou, lorsque l’État membre le prévoit, l’autorité de régulation nationale peut désigner, dans un délai de deux mois à compter de la date d’expiration du délai visé au point b), un tiers pour le financement ou la construction du projet, que le promoteur est tenu d’accepter; d) si le retard pris par rapport à la date de mise en service prévue dans le plan de mise en œuvre dépasse 26 mois, la Commission, moyennant l’accord des États membres concernés et avec leur pleine coopération, peut lancer un appel à propositions ouvert à tout tiers en mesure de devenir promoteur de projet pour la construction du projet conformément à un calendrier convenu; e) lorsque les mesures visées au point c) ou d) s’appliquent, le gestionnaire de réseau dans la zone duquel se situe l’investissement fournit aux opérateurs, aux investisseurs ou aux tiers chargés de la mise en œuvre du projet toutes les informations nécessaires pour réaliser l’investissement, raccorde les nouveaux actifs au réseau de transport ou, le cas échéant, au réseau de distribution et, d’une manière générale, fait tout pour faciliter la mise en œuvre de l’investissement et pour faire en sorte que l’exploitation et l’entretien du projet inscrit sur la liste de l’Union soient réalisés de manière sûre, fiable et efficace.
a) promeut les projets pour lesquels il a été désigné coordonnateur européen et favorise le dialogue transfrontière entre les promoteurs de projets et toutes les parties prenantes concernées; b) assiste toutes les parties en tant que de besoin en consultant les parties prenantes concernées, en envisageant d’autres acheminements le cas échéant, et en obtenant les permis nécessaires pour les projets; c) le cas échéant, conseille les promoteurs de projets sur le financement du projet; d) veille à ce que les États membres concernés apportent un soutien approprié et une orientation stratégique pour la préparation et la mise en œuvre des projets; e) soumet à la Commission chaque année et, le cas échéant, à la fin de son mandat, un rapport sur l’avancement des projets et sur toute difficulté ou tout obstacle susceptible de retarder notablement la date de mise en service des projets.
a) que l’autorité nationale compétente informe la Commission de cette délégation et que les informations contenues dans celle-ci soient publiées par l’autorité nationale compétente ou par le promoteur du projet sur le site internet visé à l’article 9, paragraphe 7; b) qu’une seule autorité soit responsable par projet inscrit sur la liste de l’Union, qu’elle soit l’unique point de contact du promoteur du projet dans le cadre de la procédure menant à la décision globale pour un projet inscrit sur la liste de l’Union donné et qu’elle coordonne la soumission de l’ensemble des documents et informations pertinents.
a) schéma intégré: la décision globale est prise par l’autorité nationale compétente et constitue la seule décision juridiquement contraignante résultant de la procédure légale d’octroi des autorisations. Lorsque d’autres autorités sont concernées par le projet, elles peuvent, conformément au droit national, contribuer à la procédure en donnant leur avis, lequel est pris en compte par l’autorité nationale compétente; b) schéma coordonné: la décision globale comprend plusieurs décisions individuelles juridiquement contraignantes rendues par plusieurs autorités concernées, qui sont coordonnées par l’autorité nationale compétente. L’autorité nationale compétente peut mettre en place un groupe de travail au sein duquel toutes les autorités concernées sont représentées, de manière à élaborer un planning détaillé pour la procédure d’octroi des autorisations conformément à l’article 10, paragraphe 6, point b), et à contrôler et coordonner sa mise en œuvre. L’autorité nationale compétente fixe, au cas par cas et en consultation avec les autres autorités concernées, le cas échéant conformément au droit national, et sans préjudice des délais fixés à l’article 10, paragraphes 1 et 2, un délai raisonnable dans lequel les décisions individuelles sont rendues. L’autorité nationale compétente peut prendre une décision individuelle pour le compte d’une autre autorité nationale concernée, lorsque cette dernière n’a pas rendu sa décision dans le délai prescrit, ni dûment justifié ce retard; ou, lorsque le droit national le prévoit, et dans la mesure où cela est compatible avec le droit de l’Union, l’autorité nationale compétente peut considérer qu’une autre autorité nationale concernée a, soit approuvé, soit refusé le projet lorsque la décision de ladite autorité n’est pas rendue dans le délai imparti. Lorsque le droit national le prévoit, l’autorité nationale compétente peut ignorer une décision individuelle prise par une autre autorité nationale concernée si elle considère que cette décision est insuffisamment motivée au regard des éléments de preuve sous-jacents soumis par l’autorité nationale concernée; ce faisant, l’autorité nationale compétente veille à ce que les exigences requises au titre du droit de l’Union et du droit international soient respectées, et elle motive sa décision; c) schéma collaboratif: la décision globale est coordonnée par l’autorité nationale compétente. L’autorité nationale compétente fixe, au cas par cas et en consultation avec les autres autorités concernées, le cas échéant conformément au droit national, et sans préjudice des délais fixés à l’article 10, paragraphes 1 et 2, un délai raisonnable dans lequel les décisions individuelles sont rendues. Elle contrôle le respect des délais par les autorités concernées.
a) la procédure de demande préalable, qui a lieu dans un délai indicatif de vingt-quatre mois et couvre la période comprise entre le début de la procédure d’octroi des autorisations et l’acceptation par l’autorité nationale compétente du dossier de demande soumis; et b) la procédure légale d’octroi des autorisations, qui n’excède pas une durée de dix-huit mois et couvre la période qui débute à la date d’acceptation du dossier de demande présenté et se termine lorsque la décision globale est prise.
a) dans les meilleurs délais et au plus tard six mois après la notification en vertu du paragraphe 3, premier alinéa, l’autorité nationale compétente détermine, en se fondant sur la liste de contrôle visée à l’annexe VI, point 1) e), et en coopération étroite avec les autres autorités concernées, et le cas échéant sur la base d’une proposition du promoteur du projet, la portée du rapport et des documents et le degré de détail des informations que devra soumettre le promoteur du projet dans son dossier de demande, en vue de demander la décision globale; b) l’autorité nationale compétente élabore, en coopération étroite avec le promoteur du projet et les autres autorités concernées, et en tenant compte des résultats des activités réalisées au titre du point a) du présent paragraphe, un planning détaillé de la procédure d’octroi des autorisations, conformément aux orientations énoncées à l’annexe VI, point 2); c) à la réception du projet de dossier de demande, l’autorité nationale compétente, si nécessaire, en son nom ou au nom d’autres autorités concernées, demande au promoteur du projet d’apporter les informations manquantes relatives aux éléments demandés visés au point a).
a) une analyse coûts-avantages actualisée spécifique du projet, conforme à la méthode établie en vertu de l’article 11 et tenant compte des avantages au-delà des frontières des États membres sur le territoire desquels le projet est situé, en prenant en considération à tout le moins les scénarios communs établis aux fins de la planification du développement du réseau visés à l’article 12. Lorsque des scénarios supplémentaires sont utilisés, ils s’inscrivent dans les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050 et font l’objet du même niveau de consultation et d’examen que la procédure prévue à l’article 12. L’Agence est compétente pour évaluer tout scénario supplémentaire et en garantir la conformité avec le présent paragraphe; b) un plan d’affaires dans lequel est évaluée la viabilité financière du projet, qui comprend la solution de financement choisie et, pour un projet d’intérêt commun relevant de la catégorie d’infrastructures énergétiques visée à l’annexe II, point 3), les résultats des consultations des acteurs du marché; c) lorsque les promoteurs de projets en conviennent, une proposition circonstanciée de répartition transfrontière des coûts.
a) des recettes provenant de la gestion de la congestion ou d’autres redevances; b) des recettes provenant du mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport institué en application de l’article 49 du règlement (UE) 2019/943.
a) une évaluation de l’incidence recensée sur chacun des États membres concernés, y compris celle concernant les tarifs de réseau; b) une évaluation du plan d’affaires visé au paragraphe 4, premier alinéa, point b); c) les externalités positives à l’échelle régionale ou à celle de l’Union, telles que la sécurité de l’approvisionnement, la flexibilité du système, la solidarité ou l’innovation, susceptibles d’être générées par le projet; d) le résultat de la consultation des promoteurs de projets concernés.
a) aux articles 32, 33 et 34 et à l’article 41, paragraphes 6, 8 et 10, de la directive 2009/73/CE, en vertu de l’article 36 de ladite directive; b) à l’article 19, paragraphes 2 et 3, du règlement (UE) 2019/943 ou à l’article 6, à l’article 59, paragraphe 7, et à l’article 60, paragraphe 1, de la directive (UE) 2019/944, en vertu de l’article 63 du règlement (UE) 2019/943; c) aux règles relatives à la dissociation ou à l’accès des tiers en vertu de l’article 17 du règlement (CE) n o 714/2009 du Parlement européen et du ConseilRèglement (CE) n o 714/2009 du Parlement européen et du Conseil du13 juillet 2009 sur les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité et abrogeant le règlement (CE) no 1228/2003 (JO L 211 du 14.8.2009, p. 15 ).
a) aux articles 32, 33 et 34 et à l’article 41, paragraphes 6, 8 et 10, de la directive 2009/73/CE, en vertu de l’article 36 de ladite directive; b) à l’article 19, paragraphes 2 et 3, du règlement (UE) 2019/943 ou à l’article 6, à l’article 59, paragraphe 7, et à l’article 60, paragraphe 1, de la directive (UE) 2019/944, en vertu de l’article 63 du règlement (UE) 2019/943; c) en vertu de l’article 36 de la directive 2009/73/CE; d) en vertu de l’article 17 du règlement (CE) n o 714/2009.
a) les règles relatives aux investissements réalisés par anticipation; b) les règles relatives à la reconnaissance des coûts engagés efficacement avant la mise en service du projet; c) les règles relatives à l’obtention d’un rendement supplémentaire sur le capital investi dans le projet; d) toute autre mesure jugée nécessaire et appropriée.
a) les incitations visées au paragraphe 1, sur la base d’un référencement des bonnes pratiques par les autorités de régulation nationales; b) une méthode commune d’évaluation des risques plus élevés générés par des investissements réalisés dans des projets d’infrastructures énergétiques.
a) l’analyse coûts-avantages spécifique du projet établie en vertu de l’article 16, paragraphe 4, point a), apporte des éléments de preuve concernant l’existence d’externalités positives significatives, telles que la sécurité de l’approvisionnement, la flexibilité du système, la solidarité ou l’innovation; b) le projet a bénéficié d’une décision de répartition transfrontière des coûts en vertu de l’article 16, ou, pour les projets d’intérêt commun relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique prévue à l’annexe II, point 3), lorsqu’ils ne relèvent pas de la compétence des autorités de régulation nationales et ne bénéficient donc pas d’une décision de répartition transfrontière des coûts, le projet vise à fournir des services transfrontières, à apporter une innovation technologique et à assurer la sécurité de l’exploitation transfrontière du réseau; c) le projet ne peut pas être financé par le marché ou par le cadre réglementaire conformément au plan d’affaires et aux autres évaluations, en particulier celles effectuées par des investisseurs, des créanciers potentiels ou l’autorité de régulation nationale, compte tenu de toute décision relative aux incitations et des motifs visés à l’article 17, paragraphe 2, lors de l’évaluation de la nécessité d’une aide financière de l’Union.
a) les progrès réalisés en matière de planification, de développement, de construction et de mise en service des projets sur la liste de l’Union, et, le cas échéant, les retards dans la mise en œuvre et les autres difficultés rencontrées; b) les fonds engagés et versés par l’Union pour des projets sur la liste de l’Union, par rapport à la valeur totale des projets sur la liste de l’Union financés; c) les progrès réalisés en matière d’intégration des sources d’énergie renouvelables, y compris les sources marines d’énergie renouvelable et de réduction des émissions de gaz à effet de serre grâce à la planification, au développement, à la construction et à la mise en service des projets sur la liste de l’Union; d) pour les secteurs de l’électricité et des gaz renouvelables ou à faibles émissions de carbone, y compris l’hydrogène, l’évolution du degré d’interconnexion entre les États membres, l’évolution correspondante des prix de l’énergie ainsi que le nombre de défaillances du système de réseau, leurs causes et les coûts économiques correspondants; e) la procédure d’octroi des autorisations et la participation du public, en particulier: i) la durée totale moyenne et maximale de la procédure d’octroi des autorisations applicable aux projets sur la liste de l’Union, y compris la durée de chaque étape de la procédure de demande préalable, par rapport au calendrier prévu pour les grandes étapes initiales visées à l’article 10, paragraphe 6; ii) le degré d’opposition rencontré par les projets sur la liste de l’Union, notamment le nombre d’objections écrites reçues durant la procédure de consultation publique et le nombre de recours en justice; iii) les meilleures pratiques et les pratiques innovantes en ce qui concerne la participation des parties prenantes; iv) les meilleures pratiques et les pratiques innovantes en ce qui concerne l’atténuation des incidences environnementales, y compris l’adaptation au changement climatique, pendant les procédures d’octroi des autorisations et la mise en œuvre des projets; v) l’efficacité des schémas prévus à l’article 8, paragraphe 3, quant au respect des échéances fixées au titre de l’article 10, paragraphes 1 et 2.
f) le traitement réglementaire, en particulier: i) le nombre de projets d’intérêt commun ayant reçu une décision de répartition transfrontière des coûts en vertu de l’article 16; ii) le nombre et le type de projets d’intérêt commun qui ont bénéficié d’incitations spécifiques en vertu de l’article 17;
g) l’efficacité du présent règlement quant à sa contribution aux objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et à la réalisation de la neutralité climatique d’ici à 2050 au plus tard.
a) des informations générales, à jour, y compris des informations géographiques, pour chaque projet sur la liste de l’Union; b) le plan de mise en œuvre prévu à l’article 5, paragraphe 1, pour chaque projet sur la liste de l’Union, présenté d’une manière qui permette d’évaluer l’avancement de la mise en œuvre à tout moment; c) les principaux avantages attendus et la contribution aux objectifs visés à l’article 1 er , paragraphe 1, et les coûts des projets, à l’exception de toute information commercialement sensible;d) la liste de l’Union; e) les fonds alloués et versés par l’Union pour chaque projet sur la liste de l’Union; f) les liens avec le manuel de procédures national visé à l’article 9; g) les études et plans de bassin maritime existants pour chaque corridor prioritaire de réseaux en mer, sans porter atteinte à des droits de propriété intellectuelle.
a) est en cours de développement ou de planification le 23 juin 2022 ;b) a obtenu le statut de projet d’intérêt commun au titre du règlement (UE) n o 347/2013; etc) est nécessaire pour assurer une interconnexion permanente de ces États membres au réseau transeuropéen de gaz.
"c) exécute les obligations énoncées à l’article 5, à l’article 11, paragraphe 3 et paragraphes 6 à 9, aux articles 12, 13 et 17 ainsi qu’à l’annexe III, section 2, point 12), du règlement (UE) 2022/869. du Parlement européen et du Conseil Règlement (UE) 2022/869. du Parlement européen et du Conseil du 30 mai 2022 concernant 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 (JO L 152 du 3.6.2022, p. 45 ).".d) prend des décisions sur des demandes d’investissement comprenant la répartition transfrontière des coûts conformément à l’article 16, paragraphe 7, du règlement (UE) 2022/869.
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"v) exécuter les obligations énoncées à l’article 3, à l’article 5, paragraphe 7, et aux articles 14 à 17 du règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil Règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil du 30 mai 2022 concernant 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 (JO L 152 du 3.6.2022, p. 45 ).".
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"aa) exécuter les obligations énoncées à l’article 3, à l’article 5, paragraphe 7, et aux articles 14 à 17 du règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil Règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil du 30 mai 2022 concernant 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 (JO L 152 du 3.6.2022, p. 45 ).".
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1) en ce qui concerne l’électricité: a) les lignes aériennes de transport à haute et très haute tension, qu’elles traversent une frontière ou se trouvent à l’intérieur d’un État membre, y compris au sein de la zone économique exclusive, pour autant qu’elles soient conçues pour une tension d’au moins 220 kV, et les câbles souterrains et sous-marins de transport, pour autant qu’ils soient conçus pour une tension d’au moins 150 kV. Pour les États membres et les petits réseaux isolés dont la tension globale est inférieure, ces seuils de tension sont égaux au niveau de tension le plus élevé de leurs réseaux électriques respectifs; b) tout équipement ou installation relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique visée au point a) permettant le transport d’électricité renouvelable en mer à partir des sites de production en mer (infrastructures énergétiques pour l’électricité renouvelable en mer); c) les installations de stockage d’énergie sous forme individuelle ou agrégée, utilisées pour stocker l’énergie de manière permanente ou temporaire dans le système électrique situées en surface ou en sous-sol ou dans des sites géologiques, pour autant qu’elles soient directement raccordées à des lignes de transport et de distribution à haute tension conçues pour une tension d’au moins 110 kV. Pour les États membres et les petits réseaux isolés dont la tension globale est inférieure, ces seuils de tension sont égaux au niveau de tension le plus élevé de leurs réseaux électriques respectifs; d) tout équipement ou installation indispensable pour assurer la sécurité, la sûreté et l’efficacité du fonctionnement des systèmes visés aux points a), b) et c), notamment les systèmes de protection, de surveillance et de contrôle pour toutes les tensions et les sous-stations; e) les réseaux d’électricité intelligents: tout équipement ou installation, tout système et toute composante numériques intégrant les technologies de l’information et de la communication (TIC), au moyen de plateformes numériques opérationnelles, les systèmes de contrôle et les technologies de capteurs, utilisés tant pour le transport que pour la distribution à moyenne et haute tension, visant un réseau de transport et de distribution d’électricité plus efficace et plus intelligent, ainsi qu’une plus grande capacité d’intégration de nouvelles formes de production, de stockage et de consommation d’énergie, et facilitant de nouveaux modèles économiques et de nouvelles structures de marché, y compris des investissements dans les systèmes insulaires et insulaires, afin de réduire l’isolement énergétique, de soutenir des solutions innovantes et autres associant au moins deux États membres ayant une incidence positive significative sur les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et sur son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050, et de contribuer de manière significative à la durabilité du système énergétique insulaire et de celle de l’Union; f) tout équipement ou installation relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique visée au point a) ayant une double fonctionnalité: le système d’interconnexion et de connexion du réseau en mer depuis les sites de production renouvelable en mer vers deux États membres ou pays tiers ou plus participant à des projets sur la liste de l’Union, y compris la prolongation terrestre de cet équipement jusqu’à la première sous-station du système de transmission terrestre, ainsi que tout équipement adjacent ou installation adjacente en mer indispensable pour assurer la sécurité, la sûreté et l’efficacité du fonctionnement des systèmes considérés, notamment les systèmes de protection, de surveillance et de contrôle, ainsi que les sous-stations nécessaires si elles garantissent également l’interopérabilité technologique, notamment la compatibilité des interfaces entre les différentes technologies (réseaux en mer pour les énergies renouvelables).
2) en ce qui concerne les réseaux gaziers intelligents: tout équipement ou installation ci-après visant à permettre et à faciliter l’intégration d’une pluralité de gaz à faible teneur en carbone et en particulier renouvelables, y compris le biométhane ou l’hydrogène, dans le réseau gazier: les systèmes et composantes numériques intégrant les TIC, les systèmes de contrôle et les technologies de capteurs permettant la surveillance interactive et intelligente, l’utilisation de compteurs, le contrôle de la qualité, ainsi que la gestion de la production, du transport, de la distribution, du stockage et de la consommation de gaz au sein d’un réseau gazier. En outre, ces projets peuvent également inclure des équipements permettant l’inversion de flux, de la distribution au transport, y compris les mises à niveau physiques correspondantes si elles sont nécessaires au fonctionnement des équipements et des installations en vue d’intégrer les gaz à faible teneur en carbone, et en particulier renouvelables; 3) en ce qui concerne l’hydrogène: a) les canalisations de transport, principalement à haute pression, de l’hydrogène, y compris des réseaux réaffectés de gaz naturel, donnant accès à plusieurs utilisateurs du réseau sur une base transparente et non discriminatoire; b) les installations de stockage raccordées aux canalisations d’hydrogène à haute pression visées au point a); c) les installations de réception, de stockage et de regazéification ou de décompression de l’hydrogène liquéfié ou de l’hydrogène incorporé dans d’autres substances chimiques dans le but d’injecter l’hydrogène, le cas échéant, dans le réseau; d) les équipements ou installations indispensables pour assurer la sécurité, la sûreté et l’efficacité du fonctionnement du système d’hydrogène ou pour mettre en place une capacité bidirectionnelle, y compris les stations de compression; e) tout équipement ou toute installation permettant l’utilisation d’hydrogène ou de carburants dérivés de l’hydrogène dans le secteur des transports au sein du réseau central RTE-T, identifié conformément au chapitre III du règlement (UE) n o 1315/2013 du Parlement européen et du ConseilRèglement (UE) n o 1315/2013 du Parlement européen et du Conseil du11 décembre 2013 sur les orientations de l’Union pour le développement du réseau transeuropéen de transport et abrogeant la décision no 661/2010/UE (JO L 348 du 20.12.2013, p. 1 ).
Tous les actifs énumérés aux points a) à d) peuvent être des actifs nouvellement construits ou réaffectés à partir du réseau de gaz naturel vers l’hydrogène, ou une combinaison des deux; 4) en ce qui concerne les installations d’électrolyseurs: a) les électrolyseurs: i) qui possèdent une capacité minimale de 50 MW, fournie par un seul électrolyseur ou un ensemble d’électrolyseurs formant un projet unique et coordonné; ii) dont la production est conforme à l’exigence de réduction des émissions de gaz à effet de serre sur l’ensemble du cycle de vie de 70 % par rapport au combustible fossile de référence pour le transport de 94 g CO 2 eq/MJ, conformément à l’article 25, paragraphe 2, et à l’annexe V de la directive (UE) 2018/2001. Les réductions des émissions de gaz à effet de serre sur l’ensemble du cycle de vie sont calculées selon la méthode visée à l’article 28, paragraphe 5, de la directive (UE) 2018/2001 ou, à défaut, selon la norme ISO 14067 ou ISO 14064-1. Les émissions de gaz à effet de serre sur l’ensemble du cycle de vie doivent inclure les émissions indirectes. Les réductions des émissions de gaz à effet de serre quantifiées tout au long du cycle de vie sont vérifiées conformément à l’article 30 de la directive (UE) 2018/2001, le cas échéant, ou par un tiers indépendant; etiii) ont une fonction liée au réseau, notamment en vue de la flexibilité globale du système et de l’efficacité globale des réseaux d’électricité et d’hydrogène;
b) les équipements connexes, notamment les raccordements des canalisations au réseau gazier;
5) en ce qui concerne le dioxyde de carbone: a) les canalisations spécialisées, autres que le réseau de canalisations en amont, utilisées pour le transport de dioxyde de carbone provenant de plusieurs sources, aux fins du stockage géologique permanent du dioxyde de carbone en application de la directive 2009/31/CE; b) les installations fixes destinées à la liquéfaction, au stockage tampon et les convertisseurs de dioxyde de carbone en vue de son transport ultérieur par conduites et dans des modes de transport spécifiques tels que les navires, les barges, les camions et les trains; c) sans préjudice de toute interdiction de stockage géologique du dioxyde de carbone dans un État membre, les installations de surface et d’injection associées à des infrastructures au sein d’une formation géologique qui sont utilisées, conformément à la directive 2009/31/CE, pour le stockage géologique permanent du dioxyde de carbone, lorsqu’elles n’impliquent pas l’utilisation de dioxyde de carbone pour la récupération renforcée des hydrocarbures et sont nécessaires pour permettre le transport et le stockage transfrontières de dioxyde de carbone; d) tout équipement ou installation indispensable pour assurer le fonctionnement correct, sûr et efficace du système considéré, y compris les systèmes de protection, de surveillance et de contrôle.
a) une évaluation de la contribution apportée par leurs projets à la mise en œuvre des priorités prévues à l’annexe I; b) une indication de la catégorie de projets pertinente définie à l’annexe II; c) une analyse du respect des critères pertinents définis à l’article 4; d) pour les projets ayant atteint un degré de maturité suffisant, une analyse des coûts et avantages spécifiques du projet, cohérente avec les méthodologies élaborées en vertu de l’article 11; e) pour les projets d’intérêt mutuel, les lettres de soutien des gouvernements des pays directement touchés exprimant leur soutien au projet ou à d’autres accords non contraignants; f) toute autre information utile pour l’évaluation du projet.
a) pour le transport d’électricité, le projet accroît la capacité de transfert du réseau, ou la capacité disponible pour les flux commerciaux, à la frontière de cet État membre avec un ou plusieurs autres États membres, avec pour effet d’augmenter la capacité de transfert transfrontière de ce réseau à la frontière de cet État membre avec un ou plusieurs autres États membres, d’au moins 500 mégawatts (MW) par rapport à la situation sans mise en service du projet, ou le projet diminue l’isolement énergétique de systèmes qui ne sont pas interconnectés dans un ou plusieurs États membres et augmente la capacité de transfert transfrontière du réseau à la frontière entre deux États membres d’au moins 200 MW; b) pour le stockage de l’électricité, le projet fournit une capacité installée d’au moins 225 MW et présente une capacité de stockage qui permet une production d’électricité annuelle nette de 250 GWh/an; c) pour les réseaux d’électricité intelligents, le projet est établi pour des équipements et installations à haute et moyenne tension et réunit des GRT, des GRT et des GRD ou des GRD d’au moins deux États membres. Le projet ne peut concerner que des GRD, à condition qu’ils soient originaires d’au moins deux États membres et que l’interopérabilité soit assurée. Le projet satisfait au moins à deux des critères suivants: il concerne 50000 utilisateurs, producteurs, consommateurs ou prosommateurs d’électricité, il couvre une zone de consommation d’au moins 300 GWh/an, au moins 20 % de la consommation d’électricité liée au projet provient de ressources renouvelables variables, ou il réduit l’isolement énergétique des réseaux non interconnectés dans un ou plusieurs États membres. Le projet ne doit pas nécessairement comporter une frontière physique commune. Pour les projets relatifs aux petits réseaux isolés tels qu’ils sont définis à l’article 2, point 42, de la directive (UE) 2019/944, y compris les îles, ces niveaux de tension sont égaux au niveau de tension le plus élevé du réseau électrique concerné;d) pour le transport d’hydrogène, le projet permet le transport d’hydrogène au-delà des frontières des États membres concernés ou augmente la capacité de transport transfrontière d’hydrogène à la frontière entre deux États membres d’au moins 10 % par rapport à la situation antérieure à la mise en service du projet, et le projet démontre à suffisance qu’il constitue un élément essentiel d’un réseau d’hydrogène transfrontière planifié et apporte des preuves suffisantes de l’existence de plans et d’une coopération avec des pays voisins et des gestionnaires de réseau, ou, pour les projets réduisant l’isolement énergétique de réseaux non interconnectés dans un ou plusieurs États membres, le projet vise à approvisionner, directement ou indirectement, au moins deux États membres; e) pour les installations de stockage ou de réception d’hydrogène visées à l’annexe II, point 3), le projet vise à approvisionner directement ou indirectement au moins deux États membres; f) pour les électrolyseurs, le projet fournit une capacité installée d’au moins 50 MW fournis par un électrolyseur unique ou par un ensemble d’électrolyseurs formant un projet unique et coordonné et apporte des avantages directs ou indirects à au moins deux États membres et, plus particulièrement, en ce qui concerne les îles et les systèmes insulaires, soutenir des solutions innovantes et autres impliquant au moins deux États membres ayant une incidence positive significative sur les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et sur son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050, et contribuer de manière significative à la durabilité du système énergétique insulaire et de l’Union; g) pour les réseaux gaziers intelligents, le projet réunit des GRT, des GRT et des GRD ou des GRD d’au moins deux États membres. Les GRD ne peuvent intervenir qu’avec le soutien des GRT, d’au moins deux États membres, qui sont étroitement associés au projet et garantissent l’interopérabilité; h) pour le transport en mer d’électricité renouvelable, le projet est conçu pour transférer de l’électricité depuis des sites de production en mer d’une capacité d’au moins 500 MW et permet le transport d’électricité vers le réseau terrestre d’un État membre donné, augmentant ainsi le volume d’électricité renouvelable disponible sur le marché intérieur. Le projet est développé dans les zones où la pénétration de l’électricité renouvelable en mer est faible et démontre une incidence positive significative sur les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et sur son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050 et contribue de manière significative à la durabilité du système énergétique et à l’intégration du marché tout en n’entravant pas les capacités et les flux transfrontières; i) pour les projets relatifs au dioxyde de carbone, le projet est utilisé pour transporter et, le cas échéant, stocker du dioxyde de carbone d’origine anthropique provenant d’au moins deux États membres.
a) pour les projets d’intérêt mutuel relevant de la catégorie prévue à l’annexe II, point 1) a) et f), le projet augmente la capacité de transfert du réseau, ou la capacité disponible pour les flux commerciaux, à la frontière de cet État membre avec un ou plusieurs pays tiers, et apporte des avantages significatifs, soit directement soit indirectement (au moyen d’une interconnexion avec un pays tiers), sur la base des critères spécifiques énumérés à l’article 4, paragraphe 3, au niveau de l’Union. Le calcul des avantages pour les États membres est effectué et publié par le REGRT pour l’électricité dans le cadre du plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union; b) pour les projets d’intérêt mutuel relevant de la catégorie prévue à l’annexe II, point 3), le projet relatif à l’hydrogène permet le transport d’hydrogène au-delà de la frontière d’un État membre avec un ou plusieurs pays tiers et démontre qu’il apporte des avantages significatifs, soit directement soit indirectement (au moyen d’une interconnexion avec un pays tiers) sur la base des critères spécifiques énumérés à l’article 4, paragraphe 3, au niveau de l’Union. Le calcul des avantages pour les États membres est effectué et publié par le REGRT pour le gaz dans le cadre du plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union; c) pour les projets d’intérêt mutuel relevant de la catégorie prévue à l’annexe II, point 5, le projet peut être utilisé pour le transport ou le stockage de dioxyde de carbone d’origine anthropique par au moins deux États membres et un pays tiers.
a) transport de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables vers de grands centres de consommation et sites de stockage: ce critère est mesuré conformément à l’analyse effectuée dans le dernier plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union disponible dans le secteur de l’électricité, notamment: i) pour le transport d’électricité, en comparant la capacité de production estimée à partir de sources d’énergie renouvelables (par technologie, en MW) connectée et transportée grâce au projet, et la capacité de production totale à partir de ces types de sources d’énergie renouvelables prévue pour l’année 2030 dans l’État membre concerné sur la base des plans nationaux en matière d’énergie et de climat conformément au règlement (UE) 2018/1999; ii) pour le stockage d’énergie, en comparant la nouvelle capacité offerte par le projet avec la capacité totale existante pour la même technologie de stockage dans la zone d’analyse énoncée à l’annexe V.
b) intégration des marchés, concurrence et flexibilité du système: ces critères sont mesurés conformément à l’analyse effectuée dans le dernier plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union dans le secteur de l’électricité, notamment: i) pour les projets transfrontières, y compris les projets de réinvestissement, en calculant l’incidence sur la capacité de transfert du réseau dans les deux sens, mesurée en termes de quantité d’énergie (en MW), et leur contribution à l’objectif d’interconnexion minimal de 15 % et, pour les projets ayant une incidence transfrontière importante, en calculant l’incidence sur la capacité de transfert du réseau aux frontières entre les États membres concernés, entre les États membres concernés et des pays tiers ou au sein des États membres concernés, sur l’équilibrage de l’offre et de la demande et sur le fonctionnement du réseau dans les États membres concernés; ii) en évaluant, pour la zone d’analyse énoncée à l’annexe V, l’incidence d’un projet en termes de coûts de production et de transport à l’échelle du système énergétique et sur l’évolution et la convergence des prix du marché, selon différents scénarios de planification et en tenant compte, en particulier, des variations apportées dans l’ordre de préséance économique.
c) sécurité de l’approvisionnement, interopérabilité et sécurité de fonctionnement du système: ces critères sont mesurés conformément à l’analyse effectuée dans le dernier plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union disponible dans le secteur de l’électricité, en particulier en estimant l’incidence du projet sur la prévision de perte de charge pour la zone d’analyse énoncée à l’annexe V, en termes d’adéquation de la production et du transport pour une série de périodes de charge caractéristiques, compte tenu des changements prévisibles en matière de phénomènes climatiques extrêmes et de leur impact sur la résilience des infrastructures. Le cas échéant, l’incidence du projet sur le contrôle indépendant et fiable du fonctionnement et des services du système est mesurée.
a) niveau de durabilité, mesuré en évaluant la capacité des réseaux à être connectés et à transporter des énergies renouvelables variables; b) sécurité de l’approvisionnement, mesurée par le niveau des pertes sur les réseaux de distribution, de transport ou les deux, le pourcentage d’utilisation (c’est-à-dire la charge moyenne) des composantes du réseau électrique, la disponibilité des composantes du réseau (qui est fonction des opérations de maintenance prévues et imprévues) et l’incidence de cette dernière sur les performances du réseau et sur la durée et la fréquence des interruptions, y compris les perturbations dues aux conditions climatiques; c) intégration des marchés, mesurée en évaluant l’adoption de solutions innovantes dans l’exploitation, la réduction de l’isolement énergétique et l’interconnexion des systèmes, ainsi que le niveau d’intégration d’autres secteurs et la facilitation de nouveaux modèles d’entreprise et de nouvelles structures de marché; d) sécurité du réseau, flexibilité et qualité de l’approvisionnement, mesurés en évaluant l’approche innovante en matière de flexibilité du système, de cybersécurité et d’interopérabilité efficace entre les GRT et les GRD, la capacité à inclure la réponse à la demande, le stockage, les mesures d’efficacité énergétique, l’utilisation rentable des outils numériques et des TIC à des fins de surveillance et de contrôle, la stabilité du système électrique et la qualité de la tension.
a) durabilité, mesurée comme la contribution d’un projet à la réduction des émissions de gaz à effet de serre dans différentes applications finales dans des secteurs difficiles à mettre à niveau, telles que l’industrie ou les transports; à la flexibilité et aux possibilités de stockage saisonnier pour la production d’électricité renouvelable; ou à l’intégration d’hydrogène renouvelable et à faible teneur en carbone, en vue de tenir compte des besoins du marché et de promouvoir l’hydrogène propre; b) intégration des marchés et interopérabilité, mesurées en calculant la valeur ajoutée du projet pour l’intégration de zones de marché et la convergence des prix et pour la flexibilité globale du système; c) sécurité de l’approvisionnement et flexibilité, mesurées en calculant la valeur ajoutée du projet pour la résilience, la diversité et la flexibilité de l’approvisionnement en hydrogène; d) concurrence, mesurée en évaluant la contribution du projet à la diversification de l’approvisionnement, y compris en ce qui concerne la facilitation de l’accès aux sources d’approvisionnement en hydrogène locales.
a) niveau de durabilité, mesuré en évaluant la part des gaz renouvelables et à faible teneur en carbone injectée dans le réseau gaziers, les réductions des émissions de gaz à effet de serre correspondantes en vue de la décarbonation totale du système, et la détection suffisante des fuites; b) qualité et sécurité de l’approvisionnement, mesurées en évaluant le rapport entre l’offre de gaz disponible de façon sûre et la demande de pointe, la part des importations remplacée par des gaz renouvelables et à faible teneur en carbone produits localement, la stabilité du fonctionnement du réseau, ainsi que la durée et la fréquence des interruptions par client; c) mise en place de services de flexibilité, tels que la participation active à la demande et le stockage au moyen de la facilitation de l’intégration intelligente du secteur de l’énergie en créant des connexions avec d’autres vecteurs et secteurs énergétiques, ce critère étant mesuré en évaluant les économies de coûts générées dans les secteurs et systèmes énergétiques connectés, tels que le système de chaleur et d’électricité, les transports et l’industrie.
a) durabilité, mesurée en évaluant la part d’hydrogène d’origine renouvelable ou d’hydrogène à faible teneur en carbone, en particulier provenant de sources renouvelables, répondant aux critères définis à l’annexe II, point 4) a) ii), injectée dans le réseau, ou en estimant l’ampleur du déploiement des carburants de synthèse de même origine, ainsi que les réductions d’émissions de gaz à effet de serre correspondantes; b) sécurité de l’approvisionnement, mesurée en évaluant la contribution du projet à la sécurité, à la stabilité et à l’efficacité de l’exploitation du réseau, y compris en évaluant le délestage de la production d’électricité renouvelable qui est ainsi évité; c) mise en place de services de flexibilité tels que la participation active de la demande et le stockage par la facilitation de l’intégration intelligente du secteur de l’énergie par la création de liens avec d’autres vecteurs et secteurs énergétiques, mesurée en évaluant les économies de coûts générées dans les secteurs et systèmes énergétiques connectés, tels que les réseaux gaziers, d’hydrogène, d’électricité et de chaleur, ou les secteurs des transports et de l’industrie.
a) la durabilité, mesurée en évaluant la réduction totale escomptée des émissions de gaz à effet de serre tout au long du cycle de vie du projet et l’absence d’autres solutions technologiques telles que, sans s’y limiter, l’efficacité énergétique, l’électrification intégrant des sources renouvelables, afin d’atteindre le même niveau de réduction des gaz à effet de serre que la quantité de dioxyde de carbone à capturer dans des installations industrielles connectées à un coût comparable selon un calendrier comparable tenant compte des émissions de gaz à effet de serre provenant de l’énergie nécessaire pour capturer, transporter et stocker le dioxyde de carbone, le cas échéant, compte tenu des infrastructures, y compris, le cas échéant, d’autres utilisations futures potentielles; b) résilience et sécurité, mesurées en évaluant la sécurité de l’infrastructure et l’utilisation de la meilleure technologie disponible; c) la réduction de la charge et des risques pour l’environnement par la neutralisation permanente du dioxyde de carbone.
1) la zone définie pour l’analyse d’un projet donné couvre tous les États membres et pays tiers sur le territoire desquels le projet se situe, ainsi que tous les États membres limitrophes et tous les autres États membres dans lesquels le projet a une incidence importante. À cette fin, le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz coopèrent avec tous les gestionnaires de réseau concernés dans les pays tiers concernés. Dans le cas de projets relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique énoncée à l’annexe II, point 3), le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz coopèrent avec le promoteur de projet y compris lorsque celui-ci n’est pas un gestionnaire de réseau; 2) chaque analyse des coûts et avantages comprend des analyses de sensibilité concernant l’ensemble de données de base, y compris les coûts afférents à la production et aux gaz à effet de serre, ainsi que l’évolution attendue de la demande et de l’offre, y compris pour ce qui est des sources d’énergie renouvelables, et en incluant la flexibilité des deux ainsi que la disponibilité de moyens de stockage, la date de mise en service de différents projets dans la même zone d’analyse, les incidences climatiques et d’autres paramètres pertinents; 3) elles fournissent l’analyse à effectuer, sur la base de l’ensemble pertinent de données de base multisectorielles, en déterminant l’incidence lorsque chaque projet est réalisé et lorsqu’il ne l’est pas, et incluent les interdépendances pertinentes avec d’autres projets; 4) elles fournissent des indications pour l’élaboration et l’utilisation de la modélisation du réseau et du marché de l’énergie nécessaire pour l’analyse des coûts et des avantages. La modélisation permet une évaluation complète des avantages économiques, y compris l’intégration des marchés, la sécurité de l’approvisionnement et la concurrence ainsi que la diminution de l’isolement énergétique, sociales, environnementales et climatiques, y compris les incidences transsectorielles. La méthodologie est entièrement transparente et précise les raisons pour lesquelles chacun des avantages et des coûts est calculé, ainsi que le contenu du calcul et les modalités de calcul; 5) elles contiennent une explication de la manière dont le principe essentiel d’efficacité énergétique est mis en œuvre à toutes les étapes des plans décennaux de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union; 6) elles expliquent que le projet n’entravera pas le développement et le déploiement de l’énergie renouvelable; 7) elles font en sorte que les États membres pour lesquels l’incidence nette du projet est positive (le projet apporte un avantage), ceux pour lesquels elles sont négatives (le projet a un coût) et ceux qui supportent les coûts – qui peuvent être des États membres autres que ceux sur le territoire desquels l’infrastructure est construite – soient identifiés; 8) elles tiennent au moins compte des dépenses d’investissement, de fonctionnement et d’entretien, ainsi que des coûts générés pour le système correspondant tout au long du cycle de vie technique du projet dans son ensemble, tels que les coûts d’élimination et de gestion des déchets, y compris les coûts externes. Les méthodes fournissent des indications sur les taux d’actualisation, la durée de vie technique et la valeur résiduelle à utiliser pour les calculs des coûts et avantages. Elles comprennent en outre une méthode obligatoire pour calculer le rapport coûts-avantages et la valeur actuelle nette, et permet une différenciation des avantages en fonction du niveau de fiabilité de la méthode d’estimation utilisée. Il est également tenu compte des méthodes de calcul des incidences des projets sur le climat et l’environnement et de la contribution aux objectifs de l’Union en matière d’énergie, par exemple la pénétration des énergies renouvelables, l’efficacité énergétique et les objectifs en matière d’interconnexion; 9) elles assurent que les mesures d’adaptation au changement climatique prises pour chaque projet sont évaluées et reflètent le coût des émissions de gaz à effet de serre, et que l’évaluation est solide et cohérente avec les autres politiques de l’Union afin de permettre une comparaison avec d’autres solutions ne nécessitant pas de nouvelles infrastructures.
a) les spécifications des éléments de la législation pertinents sur lesquels se fondent les décisions et avis adoptés pour les différents types de projets d’intérêt commun concernés, y compris le droit environnemental; b) la liste des décisions et avis pertinents à obtenir; c) les noms et coordonnées des personnes de contact au sein de l’autorité compétente, des autres autorités concernées et des principales parties prenantes concernées; d) le flux de travaux, avec un plan d’ensemble de chaque étape de la procédure et un calendrier indicatif, ainsi qu’une description succincte de la procédure de décision pour les différents types de projets d’intérêt commun concernés; e) des informations concernant la portée, la structure et le degré de détail des documents à remettre avec les demandes de décisions, notamment une liste de contrôle; f) les étapes de la participation du public à la procédure et les moyens dont il dispose à cet effet; g) les modalités selon lesquelles l’autorité compétente, les autres autorités concernées et le promoteur du projet démontrent que les avis exprimés lors de la consultation publique ont été pris en compte, par exemple en indiquant quelles modifications ont été apportées à l’emplacement et à la conception du projet ou en justifiant pourquoi ces avis n’ont pas été pris en compte; h) dans la mesure du possible, des traductions de son contenu dans toutes les langues des États membres voisins à effectuer en coordination avec les États membres voisins concernés.
a) les décisions et avis à obtenir; b) les autorités, les parties prenantes et le public susceptibles d’être concernés; c) chaque étape de la procédure et sa durée; d) les principales étapes à accomplir et leurs échéances en vue de la décision globale à prendre; e) les ressources prévues par les autorités et les éventuels besoins en ressources supplémentaires.
a) les parties prenantes affectées par un projet d’intérêt commun, notamment les autorités nationales, régionales et locales concernées, les propriétaires fonciers et les particuliers résidant à proximité du projet, le public en général ainsi que les associations, organismes ou groupes qui les représentent sont amplement informés et consultés à un stade précoce, de manière inclusive, lorsque les éventuelles préoccupations du public peuvent encore être prises en compte, et ce de manière ouverte et transparente. Le cas échéant, l’autorité compétente soutient activement les actions menées par le promoteur du projet; b) les autorités compétentes veillent à ce que les procédures de consultation du public sur les projets d’intérêt commun soient regroupées dans la mesure du possible, y compris les consultations du public déjà requises au titre du droit national. Chaque consultation publique couvre tous les sujets pertinents pour l’étape considérée de la procédure, et chacun de ces sujets ne peut être abordé que dans une seule consultation publique; toutefois, une même consultation publique peut avoir lieu dans plusieurs lieux géographiques. Les sujets abordés dans une consultation publique sont clairement indiqués dans la notification de cette dernière; c) pour être recevables, les observations et les objections doivent être formulées entre le début de la consultation publique et sa date de clôture. d) les promoteurs du projet veillent à ce que les consultations aient lieu pendant une période permettant une participation publique ouverte et inclusive.
a) les parties prenantes concernées et visées; b) les mesures envisagées, y compris la localisation générale et la date proposées pour les réunions spécifiques; c) le calendrier; d) les ressources humaines affectées aux différentes tâches.
a) publier, en version électronique et, le cas échéant, en version papier, une brochure d’information de quinze pages au maximum présentant de manière claire et concise un aperçu de la description, de l’objectif et du calendrier préliminaire des phases de développement du projet, le plan de développement du réseau national, les tracés alternatifs envisagés, les types et caractéristiques de l’incidence potentielle, y compris de nature transfrontière ou transfrontalière, ainsi que les mesures d’atténuation possibles, ladite brochure d’information devant être publiée avant le début de la consultation et présenter la liste des adresses internet du site internet du projet d’intérêt commun visé à l’article 9, paragraphe 7, la plateforme de transparence visée à l’article 23 et le manuel des procédures visé au point 1) de la présente annexe; b) publier les informations relatives à la consultation sur le site internet du projet d’intérêt commun visé à l’article 9, paragraphe 7, dans les tableaux d’affichage des bureaux des administrations locales et, au minimum, dans un et, le cas échéant, deux médias locaux; c) inviter, par écrit ou par voie électronique, les parties prenantes, les associations, les organisations et les groupes affectés à participer à des réunions spécifiques consacrées à l’examen des sujets de préoccupation.
a) la date à laquelle le site internet du projet a été mis à jour en dernier lieu; b) les traductions de son contenu dans toutes les langues des États membres concernés par le projet ou sur lesquels le projet a une incidence transfrontière significative, conformément à l’annexe IV, point 1); c) la brochure d’information visée au point 5), mise à jour avec les données les plus récentes sur le projet; d) un résumé non technique et régulièrement mis à jour concernant l’avancement du projet, comprenant des informations géographiques et indiquant clairement, en cas de mise à jour, les modifications apportées aux versions précédentes; e) le plan de mise en œuvre prévu à l’article 5, paragraphe 1, mis à jour à l’aide des données les plus récentes sur le projet; f) les fonds alloués et versés par l’Union pour le projet; g) la planification du projet et de la consultation publique, avec l’indication claire des dates et lieux des consultations publiques et des auditions et les thèmes envisagés pour ces auditions; h) les coordonnées de contact à utiliser pour obtenir des informations ou des documents supplémentaires; i) les coordonnées de contact à utiliser pour faire parvenir les observations et objections durant les consultations publiques.
un groupe de PIC/PIM interdépendants est défini par la formule "groupe X comprenant les PIC/PIM suivants:". Ce groupe a été constitué pour recenser des PIC/PIM qui sont tous nécessaires pour éliminer un même goulet d’étranglement dans différents pays et dont la mise en œuvre simultanée permettrait des synergies. Dans ce cas, tous les PIC/PIM doivent être mis en œuvre pour obtenir les bénéfices attendus à l’échelle de l’Union;un groupe de PIC/PIM susceptibles d’entrer en concurrence est défini par la formule "groupe X comprenant un ou plusieurs des PIC/PIM suivants:". Ce groupe témoigne d’une incertitude concernant l’ampleur du goulet d’étranglement commun à plusieurs pays. Dans ce cas, il n’est pas nécessaire que tous les PIC/PIM d’un groupe soient mis en œuvre. C’est le marché qui détermine si un seul, plusieurs ou la totalité des PIC/PIM doivent être mis en œuvre, sous réserve des approbations requises sur les plans de la planification, des autorisations et de la réglementation. Le besoin de PIC/PIM, notamment sous l’angle des besoins de capacité, doit être réévalué lors d’une procédure ultérieure de recensement des PIC/PIM; etun groupe de PIC/PIM entrant en concurrence est défini par la formule "groupe X comprenant un des PIC/PIM suivants:". Ce groupe porte sur le même goulet d’étranglement. Toutefois, l’ampleur du goulet d’étranglement étant connue avec davantage de certitude que dans le cas d’un groupe de PIC/PIM susceptibles d’entrer en concurrence, il a été établi qu’un seul PIC/PIM devait être mis en œuvre. C’est le marché qui détermine quel PIC/PIM doit être mis en œuvre, sous réserve des approbations requises sur les plans de la planification, des autorisations et de la réglementation. Si nécessaire, le besoin de PIC/PIM doit être réévalué lors d’une procédure ultérieure de recensement des PIC/PIM.un corridor générique reflète certains besoins importants en matière d’infrastructures qui ont été identifiés et auxquels les projets soumis n’ont pas pu répondre de manière adéquate.
Section Guitiriz – Zamora (intégré au PIC 9.1.3) Section Saint Martin de Crau – Cruzy (intégré au PIC 9.1.5) Section Fribourg – Offenbach (intégré au PIC 9.2.1) Section de la province de Limbourg et sa connexion à la dorsale Nord-Sud à l’est des Pays-Bas (intégré au PIC 9.6) Navire (intégré au PIC 9.13.1) Section Poggio Renatico – Gries Pass (intégré au PIC 10.1.1) Section Karperi – Komotini (intégré au PIC 10.3.1) Section Kiruna – Lulea (intégré au PIC 11.1) 4 tronçons internes du gazoduc finlandais Kyröskoski; Imatra; Loviisa, via Kotka et Porvoo via Tolkinnen (les références géographiques sont approximatives et fournies uniquement en tant qu’indications) (intégré au PIC 11.2) Gazoduc en Lituanie reliant Klaipeda (intégré au PIC 11.2) Section Magdebourg – Potsdam (références géographiques approximatives et données uniquement à titre d’indication) (intégré au PIC 11.2) Gestion des flux de travail sans papier, bot vocal et dialogueur, automatisation de la gestion de la main-d’œuvre, enchères conjointes entre la Slovaquie et l’Ukraine et équipements pour une grotte touristique (intégré au PIC 12.3)
| N | Définition |
|---|---|
| 1.1 | Interconnexion Portugal – Espagne entre Beariz et Fontefría (ES), Fontefria (ES) et Ponte de Lima (PT) et Ponte de Lima et Vila Nova de Famalicão (PT), y compris les sous-stations de Beariz (ES), Fontefría (ES) et Ponte de Lima (PT) (n |
| 1.2 | Interconnexion entre Gatica (ES) et Cubnezais (FR) [actuellement dénommé "Golfe de Gascogne"] (n |
| 1.3 | Interconnexion entre La Martyre (FR) et Great Island ou Knockraha (IE) [actuellement dénommé "Celtic Interconnector"] (n |
| 1.4 |
|
| 1.5 | Ligne intérieure en Allemagne entre Brunsbüttel/Wilster et Großgartach/Grafenrheinfeld visant à augmenter la capacité aux frontières septentrionales et méridionales [actuellement dénommé "Suedlink"] (n |
| 1.6 | Ligne intérieure entre Osterath et Philippsburg (DE) visant à augmenter la capacité aux frontières occidentales [actuellement dénommé "Ultranet"] (n |
| 1.7 |
|
| 1.8 | Interconnexion entre Lonny (FR) et Gramme (BE) (n |
| 1.9 | Lignes intérieures à la frontière septentrionale de la Belgique entre Zandvliet et Lillo-Liefkenshoek (BE), et entre Liefkenshoek et Mercator, y compris une sous-station à Lillo (BE) [actuellement dénommé "BRABO II + III"] (n |
| 1.10 | Interconnexion entre l’Italie, la Corse (FR) et la Sardaigne (IT) [actuellement dénommé "SACOI 3"] (n |
| 1.11 | Projet d’agrandissement de la station de stockage de Kaunertal (AT) (n |
| 1.12 | Station de transfert d’énergie hydroélectrique par pompage et de purification NAVALEO (ES) (n |
| 1.13 | Station de transfert d’énergie hydroélectrique par pompage de Silvermines (IE) (n |
| 1.14 | Station de transfert d’énergie hydroélectrique par pompage RIEDL (DE) (n |
| 1.15 | Station de transfert d’énergie hydroélectrique par pompage réversible LOS GUAJARES (ES) |
| 1.16 | Stockage d’énergie par accumulation d’air comprimé Green Hydrogen Hub Denmark (DK) (n |
| 1.17 | Station de transfert d’énergie hydroélectrique par pompage WSK PULS (DE) |
| 1.18 | Station de transfert d’énergie hydroélectrique par pompage réversible Aguayo II (ES) |
| N | Définition |
|---|---|
| 1.19 | Interconnexion entre la Sicile (IT) et la Tunisie (TU) [actuellement dénommé "ELMED"] (n |
| 1.20 | Interconnexion entre le site de Zeebrugge (BE) et Kemsley, Kent (UK) [actuellement dénommé "Cronos"] |
| 1.21 | Interconnexion entre les sites d’Emden (DE) et de Corringham, Essex (UK) [actuellement dénommé "Tarchon"] |
| N | Définition |
|---|---|
| 2.1 |
|
| 2.2 | Ligne intérieure en Allemagne entre Wolmirstedt et Isar [actuellement dénommé "SuedOstLink"] (n |
| 2.3 |
|
| 2.4 | Interconnexion entre Würmlach (AT) et Somplago (IT) (n |
| 2.5 |
|
| 2.6 |
|
| 2.7 | Interconnexion entre Otrokovice (CZ) et Ladce (SK) |
| 2.8 | Interconnexion entre Lienz (AT) et la région de Vénétie (IT) (n |
| 2.9 | Station de transfert d’énergie hydroélectrique par pompage à Amphilochie (EL) (n |
| 2.10 | Système de stockage d’énergie par batterie de Ptolemaïda (EL) |
| 2.11 | Modernisation de la station de transfert d’énergie hydroélectrique par pompage à Čierny Váh (SK) [actuellement dénommé "SE Integrator"] |
| N | Définition |
|---|---|
| 2.12 | Interconnexion entre Subotica (RS) et Sándorfalva (HU) |
| 2.13 | Interconnexion entre Wadi El Natroon (EG) et la Mésogée/St Stefanos (EL) [actuellement dénommé "interconnexion GREGY"] |
| N | Définition |
|---|---|
| 3.1 | Ligne intérieure entre Stanisławów et Ostrołęka (n |
| 3.2 | Station de transfert d’énergie hydroélectrique par pompage en Estonie (n |
| 3.3 |
|
| 3.4 |
|
| 3.5 | |
| 3.6 | Interconnexion entre la Finlande et l’Estonie (actuellement dénommé "Estlink 3") |
| N | Définition |
|---|---|
| 4.1 | Une ou plusieurs plateformes en mer du Nord avec interconnexions vers les pays limitrophes (Danemark, Pays-Bas, Allemagne) [actuellement dénommé "North Sea Wind Power Hub"] (n |
| 4.2 | Interconnexion hybride en mer entre la Belgique et le Danemark [actuellement dénommé "Triton Link"] |
| 4.3 | Sous-station à haute tension en mer et raccordement à Menuel (FR) [actuellement dénommé "Offshore Wind connection Centre Manche 1"] |
| 4.4 | Sous-station à haute tension en mer et raccordement à Tourbe (FR) [actuellement dénommé "Offshore Wind connection Centre Manche 2"] |
| N | Définition |
|---|---|
| 4.5 | Interconnexion hybride entre le "Modular Offshore Grid 2" (BE) et Leisten (UK) [actuellement dénommé "Nautilus"] (n |
| 4.6 | Interconnexion CCHT hybride entre la Grande-Bretagne et les Pays-Bas [actuellement dénommé "LionLink"] |
| N | Définition |
|---|---|
| 5.1 | Interconnexion hybride en mer entre la Lettonie et l’Estonie [actuellement dénommé "Elwind"] |
| 5.2 | Interconnexion hybride en mer "Bornholm Energy Island" (BEI) entre le Danemark et l’Allemagne |
| N | Définition |
|---|---|
| 6.1 | Offshore Wind Connection Occitanie (FR) |
| 6.2 | Offshore Wind Connection PACA (FR) |
| N | Définition |
|---|---|
| 8.1 | Offshore Wind Connection – Bretagne méridionale (FR) |
| 8.2 | Offshore Wind Connection – Atlantique Sud (FR) |
| N | Définition |
|---|---|
| 9.1 |
|
| 9.2 |
|
| 9.3 | Infrastructures internes pour l’hydrogène en France reliées à la frontière belge [actuellement dénommé "Franco-Belgian H2 corridor"] |
| 9.4 | Infrastructures internes pour l’hydrogène en Allemagne [actuellement dénommé "H2ercules West"] |
| 9.5 | Infrastructures internes pour l’hydrogène en Belgique [actuellement dénommé "Belgian Hydrogen Backbone"] |
| 9.6 | Infrastructures internes pour l’hydrogène aux Pays-Bas [actuellement dénommé "National Hydrogen Backbone"] |
| 9.7 |
|
| 9.8 | Hydrogénoduc en mer en Allemagne [actuellement dénommé "AquaDuctus"] |
| 9.9 |
|
| 9.10 |
|
| 9.11 |
|
| 9.12 |
|
| 9.13 | Installations de réception d’ammoniac à Dunkerque (FR) |
| 9.14 | Électrolyseur H2Sines.RDAM (PT) |
| 9.15 |
|
| 9.16 |
|
| 9.17 |
|
| 9.18 |
|
| 9.19 | Électrolyseur "Jytske Banke" (DK) |
| 9.20 | Danish Hydrogen Storage (DK) |
| 9.21 | Hystock Opslag H2 storage (NL) |
| 9.22 |
|
| 9.23 | Storage GeoH2 (FR) |
| 9.24 |
|
| N | Définition |
|---|---|
| 9.25 | Hydrogénoduc en mer Norvège – Allemagne [actuellement dénommé "CHE Pipeline"] |
| N | Définition |
|---|---|
| 10.1 |
|
| 10.2 |
|
| 10.3 |
|
| 10.4 | Corridor générique visant à acheminer l’hydrogène de l’Ukraine à la Slovaquie, à la Tchéquie, à l’Autriche et à l’Allemagne |
| N | Définition |
|---|---|
| 11.1 | Interconnexion hydrogène entre la Suède et la Finlande [actuellement dénommé «Nordic Hydrogen Route – Bothnian Bay] |
| 11.2 | Interconnexion hydrogène entre la Finlande, l’Estonie, la Lettonie, la Lituanie, la Pologne et l’Allemagne [actuellement dénommé "Nordic-Baltic Hydrogen Corridor"] |
| 11.3 | Interconnexion hydrogène entre la Suède, la Finlande et l’Allemagne [actuellement dénommé "Baltic Sea Hydrogen Collector"] |
| N | Définition |
|---|---|
| 12.1 | ACON – Again COnnected Networks (CZ, SK), en vue de promouvoir l’intégration des marchés de l’électricité tchèque et slovaque en améliorant l’efficacité des réseaux de distribution (n |
| 12.2 | CARMEN (BG, RO), en vue de renforcer la coopération entre GRT et le partage de données transfrontières, de renforcer la coopération entre GRT et GRD, d’investir dans l’expansion du réseau, d’accroître la capacité d’intégration des nouvelles énergies renouvelables et d’améliorer la stabilité, la sécurité et la flexibilité du réseau (n |
| 12.3 | Danube InGrid (HU, SK), en vue d’intégrer de manière efficace le comportement et les actions de l’ensemble des utilisateurs connectés aux réseaux électriques en Hongrie et en Slovaquie (n |
| 12.4 | Gabreta Smart Grids (CZ, DE), en vue d’augmenter la capacité d’accueil du réseau, de permettre la surveillance et le contrôle à distance des réseaux moyenne tension et d’améliorer l’observabilité et la planification du réseau (n |
| 12.5 | Greenswitch (AT, HR, SI), en vue d’augmenter la capacité d’accueil des sources d’énergies renouvelables distribuées et l’intégration efficace de nouvelles charges, d’améliorer l’observabilité du réseau de distribution et d’accroître la capacité transfrontalière (n |
| N | Définition |
|---|---|
| 13.1 | CO |
| 13.2 | Aramis – projet transfrontalier de transport et de stockage du CO |
| 13.3 | ECO2CEE – projet transfrontalier de transport et de stockage de CO |
| 13.4 | Bifrost – projet de transport et de stockage en mer au Danemark, avec des émetteurs provenant du Danemark, d’Allemagne et de Pologne |
| 13.5 | Callisto – développement de plateformes multimodales de stockage des émissions de CO |
| 13.6 | CCS Baltic Consortium – transport transfrontalier de CO |
| 13.7 | Delta Rhine Corridor – projet de transport de CO |
| 13.8 | EU2NSEA – réseau transfrontière de CO |
| 13.9 | GT CCS Croatie – construction d’infrastructures de transport par gazoduc en Croatie et en Hongrie, avec stockage souterrain en Hongrie |
| 13.10 | Norne – infrastructure de transport au Danemark avec stockage terrestre et éventuellement en mer; les émetteurs provenant principalement du Danemark, de Suède, de Belgique et du Royaume-Uni effectueront le transport vers le Danemark par bateau |
| 13.11 | Prinos – stockage en mer sur le site de Prinos des émissions grecques par gazoduc, et des émissions provenant de Bulgarie, de Croatie, de Chypre, d’Italie et de Slovénie par navire |
| 13.12 | Pycasso – transport et stockage de CO |
| N | Définition |
|---|---|
| 13.13 | Northern Lights – un projet de connexion transfrontière du CO |
| 13.14 | Nautilus CCS – émissions provenant des sites du Havre, de Dunkerque, de Duisburg et de Rogaland devant être capturées et acheminées par navire vers différents puits en mer du Nord (extension du n |
| N | Définition |
|---|---|
| 15.1 | Raccordement de Malte au réseau gazier européen – interconnexion par gazoduc avec l’Italie à Gela (n |
| 15.2 | Gazoduc reliant les réserves de gaz de Méditerranée orientale à la Grèce continentale via Chypre et la Crète [actuellement dénommé "EastMedPipeline"], y compris une station de comptage et de régulation à Megalopoli (n |