Regulation (EU) 2024/1789 of the European Parliament and of the Council of 13 June 2024 on the internal markets for renewable gas, natural gas and hydrogen, amending Regulations (EU) No 1227/2011, (EU) 2017/1938, (EU) 2019/942 and (EU) 2022/869 and Decision (EU) 2017/684 and repealing Regulation (EC) No 715/2009 (recast) (Text with EEA relevance)
Règlement (UE) 2024/1789 du Parlement européen et du Conseildu 13 juin 2024sur les marchés intérieurs du gaz renouvelable, du gaz naturel et de l’hydrogène, modifiant les règlements (UE) no 1227/2011, (UE) 2017/1938, (UE) 2019/942 et (UE) 2022/869 et la décision (UE) 2017/684 et abrogeant le règlement (CE) no 715/2009 (refonte)(Texte présentant de l’intérêt pour l’EEE)LE PARLEMENT EUROPÉEN ET LE CONSEIL DE L’UNION EUROPÉENNE,vu le traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, et notamment son article 194, paragraphe 2,vu la proposition de la Commission européenne,après transmission du projet d’acte législatif aux parlements nationaux,vu l’avis du Comité économique et social européenJO C 323 du 26.8.2022, p. 101.,vu l’avis du Comité des régionsJO C 498 du 30.12.2022, p. 83.,statuant conformément à la procédure législative ordinairePosition du Parlement européen du 11 avril 2024 (non encore parue au Journal officiel) et décision du Conseil du 21 mai 2024.,considérant ce qui suit:(1)Le règlement (CE) no 715/2009 du Parlement européen et du ConseilRèglement (CE) no 715/2009 du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant les conditions d’accès aux réseaux de transport de gaz naturel et abrogeant le règlement (CE) no 1775/2005 (JO L 211 du 14.8.2009, p. 36). a été substantiellement modifié à plusieurs reprises. À l’occasion de nouvelles modifications, il convient, dans un souci de clarté, de procéder à la refonte dudit règlement.(2)Le marché intérieur du gaz naturel, dont la mise en œuvre progressive est en cours depuis 1999, a pour finalité d’offrir une réelle liberté de choix à l’ensemble des consommateurs de l’Union, qu’il s’agisse de particuliers ou d’entreprises, de créer de nouvelles perspectives d’activités économiques et d’intensifier les échanges transfrontaliers, de manière à réaliser des progrès en matière d’efficacité, de compétitivité des prix et de niveau de service et à favoriser la sécurité de l’approvisionnement ainsi que le développement durable.(3)Par le règlement (UE) 2021/1119 du Parlement européen et du ConseilRèglement (UE) 2021/1119 du Parlement européen et du Conseil du 30 juin 2021 établissant le cadre requis pour parvenir à la neutralité climatique et modifiant les règlements (CE) no 401/2009 et (UE) 2018/1999 ("loi européenne sur le climat") (JO L 243 du 9.7.2021, p. 1)., l’Union s’est engagée à réduire les émissions de gaz à effet de serre. Il y a lieu de faire correspondre les règles du marché intérieur des carburants gazeux avec ledit règlement. Dans ce contexte, l’Union a exposé la manière d’actualiser ses marchés de l’énergie, y compris en ce qui concerne la décarbonation des marchés du gaz, dans les communications de la Commission du 8 juillet 2020 intitulées "Alimenter en énergie une économie neutre pour le climat: une stratégie de l’UE pour l’intégration du système énergétique" et "Une stratégie de l’hydrogène pour une Europe climatiquement neutre" (ci-après dénommée "stratégie de l’UE pour l’hydrogène"), ainsi que dans la résolution du Parlement européen du 10 juillet 2020 sur une approche européenne globale du stockage de l’énergieRésolution du Parlement européen du 10 juillet 2020 sur une approche européenne globale du stockage de l’énergie (2019/2189 (INI)) (JO C 371 du 15.9.2021, p. 58).. Le présent règlement devrait contribuer à la réalisation de l’objectif de l’Union de réduire les émissions de gaz à effet de serre tout en garantissant la sécurité de l’approvisionnement et le bon fonctionnement des marchés intérieurs du gaz naturel et de l’hydrogène.(4)Le présent règlement complète des instruments stratégiques et législatifs connexes de l’Union, en particulier ceux proposés en vertu de la communication de la Commission du 11 décembre 2019 intitulée "Le pacte vert pour l’Europe", tels que les règlements (UE) 2023/857Règlement (UE) 2023/857 du Parlement européen et du Conseil du 19 avril 2023 modifiant le règlement (UE) 2018/842 relatif aux réductions annuelles contraignantes des émissions de gaz à effet de serre par les États membres de 2021 à 2030 contribuant à l’action pour le climat afin de respecter les engagements pris dans le cadre de l’accord de Paris et le règlement (UE) 2018/1999 (JO L 111 du 26.4.2023, p. 1)., (UE) 2023/957Règlement (UE) 2023/957 du Parlement européen et du Conseil du 10 mai 2023 modifiant le règlement (UE) 2015/757 afin de prévoir l’inclusion des activités de transport maritime dans le système d’échange de quotas d’émission de l’Union européenne et la surveillance, la déclaration et la vérification des émissions d’autres gaz à effet de serre et des émissions d’autres types de navires (JO L 130 du 16.5.2023, p. 105)., (UE) 2023/1805Règlement (UE) 2023/1805 du Parlement européen et du Conseil du 13 septembre 2023 relatif à l’utilisation de carburants renouvelables et bas carbone dans le transport maritime et modifiant la directive 2009/16/CE (JO L 234 du 22.9.2023, p. 48). et (UE) 2023/2405Règlement (UE) 2023/2405 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023 visant à assurer l’égalité des conditions de concurrence pour un secteur du transport aérien durable (ReFuelEU Aviation) (JO L, 2023/2405, 31.10.2023, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2023/2405/oj). du Parlement européen et du Conseil et les directives (UE) 2023/959Directive (UE) 2023/959 du Parlement européen et du Conseil du 10 mai 2023 modifiant la directive 2003/87/CE établissant un système d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre dans l’Union et la décision (UE) 2015/1814 concernant la création et le fonctionnement d’une réserve de stabilité du marché pour le système d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre de l’Union (JO L 130 du 16.5.2023, p. 134)., (UE) 2023/1791Directive (UE) 2023/1791 du Parlement européen et du Conseil du 13 septembre 2023 relative à l’efficacité énergétique et modifiant le règlement (UE) 2023/955 (JO L 231 du 20.9.2023, p. 1). et (UE) 2023/2413Directive (UE) 2023/2413 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023 modifiant la directive (UE) 2018/2001, le règlement (UE) 2018/1999 et la directive 98/70/CE en ce qui concerne la promotion de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, et abrogeant la directive (UE) 2015/652 du Conseil (JO L, 2023/2413, 31.10.2023, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2023/2413/oj). du Parlement européen et du Conseil, qui visent à encourager la décarbonation de l’économie de l’Union et à garantir qu’elle reste sur la voie d’une Union neutre pour le climat à l’horizon 2050, conformément au règlement (UE) 2021/1119. Le principal objectif du présent règlement est de permettre et de faciliter cette transition vers la neutralité climatique en garantissant la montée en puissance d’un marché de l’hydrogène et d’un marché efficace du gaz naturel.(5)Le présent règlement vise à faciliter la pénétration du gaz renouvelable, du gaz bas carbone et de l’hydrogène dans le système énergétique, de manière à permettre d’abandonner progressivement le gaz fossile et à permettre au gaz renouvelable, au gaz bas carbone et à l’hydrogène de jouer un rôle important dans la réalisation des objectifs climatiques de l’Union à l’horizon 2030 et de neutralité climatique à l’horizon 2050. Le présent règlement vise également à établir un cadre réglementaire qui donne à tous les acteurs du marché les moyens et les incitations nécessaires pour abandonner progressivement le gaz fossile et planifier leurs activités afin d’éviter les effets de verrouillage et vise à assurer un abandon progressif et en temps utile du gaz fossile, en particulier dans tous les secteurs d’activité concernés ainsi que pour le chauffage.(6)La stratégie de l’UE pour l’hydrogène reconnaît que, le potentiel de production d’hydrogène renouvelable n’étant pas identique dans tous les États membres, un marché intérieur ouvert et concurrentiel, caractérisé par un commerce transfrontalier sans entrave, présente des avantages importants sur le plan de la concurrence, du caractère abordable et de la sécurité de l’approvisionnement. La stratégie de l’UE pour l’hydrogène souligne, en outre, que la transition vers un marché liquide avec un commerce de l’hydrogène fondé sur les produits de base faciliterait l’entrée de nouveaux producteurs, serait bénéfique pour une meilleure intégration avec d’autres vecteurs énergétiques et créerait des signaux de prix viables pour les décisions d’investissement et les décisions opérationnelles. Les règles prévues par le présent règlement devraient donc faciliter l’émergence de marchés de l’hydrogène, d’un commerce de l’hydrogène fondé sur les produits de base et de plateformes d’échanges liquides. Les États membres devraient éliminer tout obstacle injustifié, notamment des tarifs disproportionnés aux points d’interconnexion. Tout en reconnaissant les différences intrinsèques, les règles existantes ayant permis de développer des activités commerciales et des échanges efficaces en ce qui concerne les marchés de l’électricité et du gaz naturel devraient également être envisagées pour le marché de l’hydrogène. Bien que le présent règlement fixe les principes généraux applicables au fonctionnement du marché de l’hydrogène, il convient de tenir compte du stade de développement de ce marché lors de l’application de ces principes.(7)Le soutien aux régions charbonnières et à forte intensité de carbone dans le cadre de l’abandon progressif des combustibles fossiles et de l’introduction progressive des énergies renouvelables est un élément essentiel de la politique de transition juste. Ce soutien doit être maintenu conformément au cadre juridique applicable, en particulier au Fonds pour une transition juste, établi par le règlement (UE) 2021/1056 du Parlement européen et du ConseilRèglement (UE) 2021/1056 du Parlement européen et du Conseil du 24 juin 2021 établissant le Fonds pour une transition juste (JO L 231 du 30.6.2021, p. 1)., qui permet le financement de technologies d’énergie renouvelable. La Commission joue un rôle essentiel pour garantir un tel soutien aux politiques nationales qui visent à réduire progressivement les capacités existantes de production et d’extraction de charbon et d’autres combustibles fossiles solides. Ce processus nécessite un financement pour faire face aux conséquences sociales et économiques, y compris la reconversion de la main-d’œuvre aux fins de la transition vers une énergie propre des régions qui subissent des changements structurels. Le soutien aux régions charbonnières et à forte intensité de carbone devra tenir compte des objectifs, des champs d’application et des critères spécifiques de chaque programme de financement pertinent de l’Union. Le Fonds pour une transition juste ne prévoit pas de financement de technologies autres que les énergies renouvelables.(8)La directive (UE) 2024/1788 du Parlement européen et du ConseilDirective (UE) 2024/1788 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 concernant des règles communes pour les marchés intérieurs du gaz renouvelable, du gaz naturel et de l’hydrogène, modifiant la directive (UE) 2023/1791 et abrogeant la directive 2009/73/CE (JO L, 2024/1788, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2024/1788/oj). permet de faire appel à un gestionnaire de réseau combiné. Par conséquent, les dispositions du présent règlement n’exigent pas la modification de l’organisation des systèmes nationaux lorsque ceux-ci sont conformes aux dispositions pertinentes de ladite directive.(9)Il convient de préciser les critères en fonction desquels les tarifs d’accès au réseau sont déterminés, afin de garantir qu’ils respectent totalement le principe de non-discrimination et les exigences de bon fonctionnement du marché intérieur, qu’ils tiennent pleinement compte de la nécessaire intégrité du système et qu’ils reflètent les coûts réels supportés, dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau efficace et ayant une structure comparable et sont transparents, tout en comprenant un rendement approprié des investissements et en permettant l’intégration du gaz renouvelable et du gaz bas carbone. En matière de tarifs d’accès au réseau, les règles fixées par le présent règlement sont complétées par d’autres règles, qui figurent en particulier dans les codes de réseau et les lignes directrices et orientations adoptés en vertu du présent règlement, des règlements (UE) 2022/869Règlement (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). et (UE) 2024/1787Règlement (UE) 2024/1787 du Parlement et du Conseil du 13 juin 2024 concernant la réduction des émissions de méthane dans le secteur de l’énergie et modifiant le règlement (UE) 2019/942 (JO L, 2024/1787, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj). du Parlement européen et du Conseil et dans la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du ConseilDirective (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). et la directive (UE) 2023/1791.(10)D’une manière générale, il est très efficient de financer les infrastructures au moyen de revenus provenant des utilisateurs de ces infrastructures et d’éviter les subventions croisées. De plus, dans le cas des actifs régulés, les subventions croisées seraient incompatibles avec le principe général d’une tarification qui reflète les coûts. Néanmoins, dans des cas exceptionnels, les subventions croisées pourraient apporter des avantages sociétaux, notamment lors des premières phases de développement des réseaux, lorsque la capacité réservée est faible par rapport à la capacité technique et qu’il est très difficile de prédire à quel moment la future demande de capacité se matérialisera. Les subventions croisées pourraient, dès lors, contribuer à instaurer des tarifs raisonnables et prévisibles pour les premiers utilisateurs d’un réseau et réduire les risques liés aux investissements réalisés par les gestionnaires de réseau, ce qui pourrait ainsi contribuer à créer un climat d’investissement favorable aux objectifs de décarbonation de l’Union. Plutôt que d’imposer aux premiers utilisateurs d’un réseau d’hydrogène des tarifs de réseau qui devraient autrement être plus élevés, les gestionnaires de réseau d’hydrogène devraient avoir la faculté de répartir les coûts de développement du réseau dans le temps en permettant aux États membres de prévoir la possibilité de faire peser une partie des coûts initiaux sur les utilisateurs futurs grâce à une répartition intertemporelle des coûts. Une telle répartition intertemporelle des coûts et sa méthodologie ainsi que ses caractéristiques sous-jacentes devraient être soumises à l’approbation de l’autorité de régulation. Les États membres devraient avoir la possibilité d’accompagner ce mécanisme de mesures visant à couvrir le risque financier des gestionnaires de réseau d’hydrogène, telles qu’une garantie de l’État, pour autant qu’elles soient conformes à l’article 107 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne. Lorsque le financement de réseaux au moyen de tarifs d’accès au réseau payés par les utilisateurs du réseau n’est pas viable, l’autorité de régulation devrait être en mesure d’autoriser des transferts financiers entre des services régulés séparés fournis par des réseaux de gaz naturel et d’hydrogène, sous certaines conditions. Les coûts associés aux études de faisabilité liées à la réaffectation des réseaux de gaz naturel en réseaux d’hydrogène ne devraient pas être considérés comme des subventions croisées. Les subventions croisées ne devraient pas être financées par les utilisateurs du réseau dans d’autres États membres et il convient, dès lors, de recueillir le financement des subventions croisées uniquement à partir des points de sortie vers les clients finals au sein du même État membre. De plus, les subventions croisées étant exceptionnelles, il convient de veiller à ce qu’elles soient proportionnelles, transparentes, limitées dans le temps et que leur établissement fasse l’objet d’une surveillance réglementaire, sous réserve d’une notification à la Commission et à l’Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) instituée par le règlement (UE) 2019/942 du Parlement européen et du ConseilRèglement (UE) 2019/942 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 instituant une agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (JO L 158 du 14.6.2019, p. 22)..(11)Le recours à des modalités faisant appel au marché, telles que les enchères, afin d’établir les tarifs doit se conformer à la directive (UE) 2024/1788 et au règlement (UE) 2017/459 de la CommissionRèglement (UE) 2017/459 de la Commission du 16 mars 2017 établissant un code de réseau sur les mécanismes d’attribution des capacités dans les systèmes de transport de gaz et abrogeant le règlement (UE) no 984/2013 (JO L 72 du 17.3.2017, p. 1)..(12)Un ensemble minimal commun de services d’accès des tiers est nécessaire pour établir une norme minimale commune régissant les conditions pratiques d’accès dans toute l’Union, pour garantir une compatibilité suffisante des services d’accès des tiers et pour permettre d’exploiter les avantages qu’offre un bon fonctionnement du marché intérieur du gaz naturel.(13)Les modalités d’accès des tiers devraient être fondées sur les principes établis dans le présent règlement. En octobre 2013, le XXIVe Forum européen de régulation du gaz (forum de Madrid) a accueilli favorablement l’organisation de systèmes entrée-sortie, qui permettent une libre attribution du gaz naturel en capacité ferme. Il convient, par conséquent, d’introduire une définition du système entrée-sortie, de manière à favoriser la création de conditions de concurrence équitables pour le gaz renouvelable et le gaz bas carbone raccordés soit au niveau du réseau de transport, soit au niveau du réseau de distribution. La tarification des gestionnaires de réseau de distribution et des gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène et l’organisation de l’attribution des capacités entre le niveau du réseau de transport et le niveau du réseau de distribution du gaz naturel et de l’hydrogène devraient être de la responsabilité des autorités de régulation sur la base des principes établis dans la directive (UE) 2024/1788.(14)L’accès au système entrée-sortie devrait en principe se fonder sur la capacité ferme. Les gestionnaires de réseau devraient être tenus de coopérer de manière à maximiser l’offre de capacité ferme, permettant par là aux utilisateurs du réseau d’attribuer librement le gaz naturel entrant ou sortant sur la base de la capacité ferme à tout point d’entrée ou de sortie du même système entrée-sortie.(15)Les États membres devraient être en mesure d’établir une intégration régionale totale ou partielle lorsque deux ou plusieurs systèmes entrée-sortie adjacents fusionnent. Il devrait être possible que l’intégration régionale partielle englobe différentes zones d’équilibrage, ce qui constituerait une étape importante vers l’intégration de marchés du gaz naturel fragmentés et l’amélioration du fonctionnement du marché intérieur du gaz naturel.(16)Lorsqu’une intégration de marchés régionaux est entreprise, les gestionnaires de réseau de transport concernés et les autorités de régulation devraient prendre en charge les aspects ayant une incidence transfrontière, tels que les structures tarifaires, le régime d’équilibrage, les capacités aux points transfrontaliers subsistants, les plans d’investissement et l’accomplissement des tâches des gestionnaires de réseau de transport et des autorités de régulation.(17)Les capacités conditionnelles ne devraient être proposées que lorsque les gestionnaires de réseau ne sont pas en mesure de proposer de capacité ferme. Les gestionnaires de réseau devraient définir les conditions applicables aux capacités conditionnelles sur la base de contraintes opérationnelles d’une manière transparente et claire. L’autorité de régulation devrait approuver les conditions et veiller à ce que le nombre de produits de capacités conditionnelles soit limité afin d’éviter une fragmentation du marché du gaz naturel et d’assurer le respect du principe consistant à assurer un accès des tiers efficient.(18)Il convient d’atteindre un niveau suffisant de capacité d’interconnexion transfrontalière pour le gaz naturel et de promouvoir l’intégration du marché afin d’assurer l’achèvement du marché intérieur du gaz naturel.(19)Le présent règlement vise à soutenir la production de biométhane durable dans l’Union. Dans le document de travail des services de la Commission du 18 mai 2022 intitulé "Implementing the Repower EU Action Plan: Investment needs, hydrogen accelerator and achieving the bio-methane targets", qui accompagnait la communication de la Commission du 18 mai 2022 intitulée "Plan REPowerEU" (ci-après dénommé "plan REPowerEU"), la Commission propose d’augmenter de manière significative la production de biométhane durable dans l’Union pour la porter à 35 milliards de m3 par an d’ici à 2030.(20)La cartographie coordonnée en vue du déploiement du biogaz et du biométhane sert d’outil permettant aux États membres de déterminer la contribution du biométhane à leurs trajectoires estimées de 2021 à 2030, y compris le total prévu de la consommation finale brute d’énergie et le total de la puissance installée planifiée, comme prévu dans leurs plans nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat. Lorsque les États membres ont établi des trajectoires nationales pour le biogaz et le biométhane, ils devraient inscrire dans leurs plans nationaux en matière d’énergie et de climat des politiques et des mesures en faveur de leur développement, par exemple l’adoption de stratégies nationales sur le biogaz et le biométhane durables ou la fixation d’objectifs nationaux de production ou de consommation annuelles de biométhane, exprimés soit en volumes absolus, soit en pourcentage du volume de gaz naturel consommé par les clients raccordés au réseau de gaz naturel. Afin de faciliter cette tâche, la Commission a fourni aux États membres qui ont un potentiel important de biométhane une analyse de leur potentiel national, ainsi que des suggestions sur la meilleure manière dont ce potentiel pourrait être exploité. En outre, conformément à l’article 25, paragraphe 2, point b), de la directive (UE) 2018/2001, les États membres peuvent tenir compte, pour les objectifs du secteur des transports visés à l’article 25, paragraphe 1, de ladite directive, du biogaz injecté dans l’infrastructure nationale de transport et de distribution de gaz.(21)Il est nécessaire de renforcer la coopération et la coordination entre les gestionnaires de réseau de transport et, le cas échéant, les gestionnaires de réseau de distribution afin de créer des codes de réseau régissant la fourniture et la gestion d’un accès transfrontalier effectif et transparent aux réseaux de transport et d’assurer une planification coordonnée et à échéance suffisamment longue du système de gaz naturel dans l’Union ainsi qu’une évolution technique satisfaisante dudit système, notamment la création de capacités d’interconnexion, en accordant toute l’attention requise au respect de l’environnement. Les codes de réseau devraient se conformer aux orientations-cadres, qui sont par nature non contraignantes et qui sont élaborées par l’ACER. L’ACER devrait jouer un rôle dans le réexamen, fondé sur les faits, des projets de codes de réseau, y compris leur respect des orientations-cadres, et elle devrait pouvoir en recommander l’adoption par la Commission. L’ACER devrait évaluer les propositions de modifications à apporter aux codes de réseau et pouvoir en recommander l’adoption par la Commission. Les gestionnaires de réseau de transport devraient exploiter leurs réseaux conformément à ces codes de réseau.(22)Afin d’assurer une gestion optimale du réseau de transport de gaz naturel dans l’Union, il y a lieu de prévoir un Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour le gaz (ci-après dénommé "REGRT pour le gaz"). Afin d’assurer une représentation équitable des États membres de petite taille, non interconnectés ou isolés, outre les gestionnaires de réseau de transport de gaz naturel, les gestionnaires de réseau de gaz naturel qui bénéficient d’une dérogation à l’article 60 de la directive (UE) 2024/1788 en vertu de l’article 86 de ladite directive devraient avoir qualité pour être membres du REGRT pour le gaz. Lorsqu’elle approuve les statuts du REGRT pour le gaz, la Commission peut s’efforcer d’assurer une différenciation appropriée des droits de membre qui reflète les différents statuts des membres. Les tâches du REGRT pour le gaz devraient être exécutées conformément aux règles de l’Union en matière de concurrence, qui sont applicables aux décisions du REGRT pour le gaz. Les tâches du REGRT pour le gaz devraient être clairement définies et ses méthodes de travail devraient être de nature à garantir l’efficacité, la transparence et la représentativité du REGRT pour le gaz. Le cas échéant, des codes de réseau peuvent être élaborés conjointement par le REGRT pour le gaz et le Réseau européen des gestionnaires de réseau pour l’hydrogène (REGRH) en ce qui concerne les questions transsectorielles. Les codes de réseau élaborés par le REGRT pour le gaz ne sont pas destinés à remplacer les règles techniques nationales nécessaires applicables aux questions non transfrontalières. L’échelon régional permettant de progresser de manière plus efficace, les gestionnaires de réseau de transport devraient mettre en place des structures régionales au sein de la structure de coopération globale tout en veillant à ce que les résultats obtenus à l’échelon régional soient compatibles avec les codes de réseau et les plans décennaux non contraignants de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union. La coopération au sein de ces structures régionales présuppose un découplage effectif entre les activités de réseau et les activités de production et de fourniture. En l’absence d’un tel découplage, la coopération régionale entre les gestionnaires de réseau de transport donne lieu à un risque de comportement anticoncurrentiel. Les États membres devraient promouvoir la coopération et surveiller l’efficacité du fonctionnement du réseau au niveau régional. La coopération au niveau régional devrait être compatible avec la mise en place de marchés intérieurs concurrentiels et efficaces pour le gaz naturel et l’hydrogène.(23)Afin d’assurer une plus grande transparence dans le développement du réseau de transport de gaz naturel dans l’Union, le REGRT pour le gaz devrait concevoir, publier et mettre à jour régulièrement un plan décennal non contraignant de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturel (ci-après dénommé "plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturel") sur la base d’un scénario commun et du modèle interconnecté. Le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturel devrait être élaboré selon un processus transparent comportant une véritable consultation publique, comprenant l’association d’organismes scientifiques indépendants, et être fondé sur des critères objectifs et scientifiques. À cette fin, le conseil scientifique consultatif européen sur le changement climatique peut contribuer aux scénarios du plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturel conformément au règlement (UE) 2022/869. Ce plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturel devrait comporter des réseaux viables de transport de gaz naturel et les interconnexions régionales nécessaires qui se justifient du point de vue commercial et sous l’aspect de la sécurité de l’approvisionnement. Le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturel devrait promouvoir le principe de primauté de l’efficacité énergétique et l’intégration du système énergétique et contribuer à l’utilisation prudente et rationnelle des ressources naturelles ainsi qu’à la réalisation des objectifs de l’Union en matière de climat et d’énergie.(24)Afin d’accroître la concurrence par la création d’un marché de gros liquide pour le gaz naturel, il est indispensable que les échanges de gaz naturel puissent avoir lieu indépendamment de la localisation du gaz naturel dans le réseau. La seule façon d’y parvenir est d’assurer aux utilisateurs du réseau la liberté de réserver indépendamment la capacité d’entrée et de sortie, de manière à organiser le transport du gaz naturel par zones plutôt que sous la forme de flux contractuels. Garantir la liberté de réserver indépendamment la capacité aux points d’entrée et de sortie suppose donc que les tarifs fixés pour un point d’entrée ne soient pas liés au tarif fixé pour un point de sortie mais, plutôt, que l’offre soit séparée pour ces points, et la tarification ne devrait pas regrouper la redevance d’entrée et de sortie dans un prix unique.(25)Si le règlement (UE) no 312/2014 de la CommissionRèglement (UE) no 312/2014 de la Commission du 26 mars 2014 relatif à l’établissement d’un code de réseau sur l’équilibrage des réseaux de transport de gaz (JO L 91 du 27.3.2014, p. 15). prévoit les modalités d’établissement des règles techniques qui constituent un régime d’équilibrage, il permet de varier la conception de chaque régime d’équilibrage appliqué dans un système entrée-sortie donné. La combinaison des choix effectués donne lieu à un régime d’équilibrage spécifique applicable dans un système entrée-sortie spécifique, coïncidant actuellement dans la plupart des cas avec le territoire des États membres.(26)Il devrait incomber aux utilisateurs du réseau d’équilibrer leurs entrées par rapport à leurs sorties en s’appuyant sur des plateformes d’échange mises en place pour mieux faciliter les échanges de gaz naturel entre utilisateurs du réseau. Afin de garantir au gaz renouvelable et au gaz bas carbone un accès égal au marché, la zone d’équilibrage devrait, dans la mesure du possible, englober le niveau du réseau de distribution. Le point d’échange virtuel devrait être utilisé pour échanger du gaz naturel entre les comptes d’équilibrage des utilisateurs du réseau.(27)La référence aux contrats de transport harmonisés dans le cadre d’un accès non discriminatoire au réseau des gestionnaires de réseau de transport n’implique pas que les modalités et conditions fixées dans les contrats de transport d’un gestionnaire de réseau donné, dans un État membre, doivent être identiques à celles proposées par un autre gestionnaire de réseau de transport dans le même État membre ou dans un autre, sauf si sont imposées des exigences minimales auxquelles tous les contrats de transport sont tenus de satisfaire.(28)Un accès égal à l’information sur l’état matériel et la performance du réseau est nécessaire pour permettre à l’ensemble des acteurs du marché d’évaluer la situation globale de l’offre et de la demande et de déterminer les raisons des fluctuations des prix de gros. Cela inclut des informations plus précises sur l’offre et la demande, la capacité du réseau, les flux et la maintenance, l’équilibrage et la disponibilité ainsi que l’utilisation des capacités de stockage. Étant donné l’importance de ces informations pour le bon fonctionnement du marché, il y a lieu d’assouplir les restrictions de publication existantes imposées pour des raisons de confidentialité.(29)Les exigences de confidentialité concernant les informations commercialement sensibles sont toutefois particulièrement importantes lorsqu’il s’agit de données commerciales ayant un caractère stratégique pour l’entreprise, lorsqu’il n’existe qu’un seul utilisateur pour une installation de stockage de gaz naturel, ou lorsqu’il s’agit de données relatives aux points de sortie d’un réseau ou sous-réseau qui n’est pas raccordé à un autre réseau de transport ou de distribution mais à un seul client industriel final, lorsque la publication de telles données donnerait lieu à la divulgation d’informations confidentielles concernant le processus de production de ce client.(30)Pour que les acteurs du marché aient davantage confiance dans le marché, ils doivent être certains qu’il existe des possibilités de sanctionner les comportements abusifs d’une manière efficace, proportionnée et dissuasive. Il convient de permettre aux autorités compétentes d’enquêter de manière efficace sur les allégations d’abus de marché. Il est nécessaire à cette fin que les autorités compétentes aient accès aux données qui fournissent des informations sur les décisions opérationnelles prises par les entreprises de fourniture. Sur le marché du gaz naturel, toutes ces décisions sont communiquées aux gestionnaires de réseau sous la forme de réservations de capacité, de nominations et de flux réalisés. Les gestionnaires de réseau devraient mettre ces informations à la disposition des autorités compétentes et les rendre aisément accessibles pour celles-ci pendant une période déterminée. Les autorités compétentes devraient, en outre, vérifier périodiquement que les gestionnaires de réseau respectent les règles.(31)L’accès aux installations de stockage de gaz naturel et aux installations de GNL étant insuffisant dans certains États membres, il convient d’améliorer l’application des règles en vigueur en ce qui concerne la transparence et les objectifs du plan REPowerEU. Cette amélioration devrait tenir compte du potentiel et de la pénétration du gaz renouvelable et du gaz bas carbone pour ces installations dans le marché intérieur.(32)Les systèmes d’équilibrage du gaz naturel non discriminatoires et transparents qui sont utilisés par les gestionnaires de réseau de transport sont des mécanismes importants, notamment pour les nouveaux arrivants sur le marché qui risquent d’avoir plus de difficultés à équilibrer leur portefeuille global de ventes que les entreprises déjà établies sur le marché concerné. Il est donc nécessaire d’établir des règles afin de garantir que les gestionnaires de réseau de transport utilisent ces systèmes de façon compatible avec des conditions d’accès au réseau non discriminatoires, transparentes et effectives.(33)Les autorités de régulation devraient veiller au respect du présent règlement et des codes de réseau et lignes directrices adoptés en vertu de celui-ci.(34)Dans les lignes directrices figurant dans une annexe, des règles plus détaillées sont établies. Le cas échéant, ces règles devraient évoluer avec le temps, compte tenu des différences qui existent entre les réseaux de gaz naturel nationaux et de leur développement.(35)Avant de proposer des modifications aux lignes directrices figurant dans l’annexe, la Commission devrait veiller à consulter l’ensemble des parties pertinentes concernées par ces lignes directrices, représentées par les organisations professionnelles, ainsi que les États membres au sein du Forum de Madrid.(36)Il convient d’inviter les États membres et les autorités nationales compétentes à fournir, sur demande, les informations appropriées à la Commission. La demande d’informations devrait inclure les raisons pour lesquelles ces informations sont nécessaires aux fins de la mise en œuvre du présent règlement. Ces informations devraient être traitées confidentiellement par la Commission.(37)Le présent règlement et les codes de réseau et lignes directrices adoptés en vertu de celui-ci sont sans préjudice de l’application des règles de l’Union en matière de concurrence.(38)Les États membres et les parties contractantes de la Communauté de l’énergie devraient coopérer étroitement sur tous les aspects liés à la mise en place d’une région d’échanges de gaz naturel intégrés et ne devraient pas prendre de mesures de nature à mettre en péril la poursuite de l’intégration des marchés du gaz naturel ou la sécurité de l’approvisionnement des États membres et des parties contractantes.(39)La transition énergétique et la poursuite de l’intégration du marché du gaz naturel exigent une plus grande transparence en ce qui concerne les revenus autorisés ou cibles du gestionnaire de réseau de transport. Un certain nombre de décisions relatives aux réseaux de gaz naturel doivent se fonder sur ces informations. Par exemple, le transfert des actifs de transport d’un gestionnaire de réseau de gaz naturel vers un gestionnaire de réseau d’hydrogène ou la mise en œuvre d’un mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport (ITC) nécessitent plus de transparence qu’il n’en existe actuellement. De plus, pour analyser l’évolution des tarifs à long terme, la clarté s’impose en ce qui concerne aussi bien la demande de gaz naturel que les projections de coûts. La transparence en ce qui concerne les revenus autorisés devrait faciliter les projections de coûts. Les autorités de régulation devraient notamment fournir régulièrement des informations sur la méthode utilisée pour calculer les revenus des gestionnaires de réseau de transport, la valeur de leur base d’actifs régulés et son amortissement dans le temps, la valeur des dépenses d’exploitation, le coût du capital appliqué aux gestionnaires de réseau de transport et les incitations et primes appliquées, ainsi que l’évolution à long terme des tarifs de transport sur la base des variations attendues des revenus autorisés ou cibles des gestionnaires de réseau de transport et de la demande de gaz naturel. Afin de garantir la coordination adéquate du processus de collecte et d’interprétation des données aux fins d’une étude transparente et reproductible comparant l’efficacité des gestionnaires de réseau de transport, l’ACER devrait prendre contact avec les gestionnaires de réseau de transport et le REGRT pour le gaz.(40)Les dépenses des gestionnaires de réseau de transport sont principalement des coûts fixes. Leur modèle économique et les cadres réglementaires nationaux actuels reposent sur l’hypothèse d’une utilisation à long terme de leurs réseaux impliquant de longues périodes d’amortissement: de 30 à 60 ans. Dans le contexte de la transition énergétique, les autorités de régulation devraient donc être en mesure d’anticiper une diminution de la demande de gaz naturel afin de modifier les dispositions réglementaires en temps utile et d’éviter que le recouvrement des coûts par les tarifs des gestionnaires de réseau de transport ne menace l’accessibilité financière du gaz naturel pour les consommateurs en raison d’un accroissement du ratio des coûts fixes par rapport à la demande de gaz naturel. Le cas échéant, le profil d’amortissement ou la rémunération des actifs de transport pourraient, par exemple, être modifiés.(41)La transparence des revenus autorisés ou cibles des gestionnaires de réseau de transport devrait être renforcée afin de permettre aux utilisateurs du réseau de procéder à des évaluations comparatives et à des analyses. La transparence devrait également être renforcée pour faciliter la coopération transfrontière et la mise en place d’ITC entre les gestionnaires de réseau de transport, soit pour l’intégration régionale, soit pour la mise en œuvre de rabais sur les tarifs en faveur du gaz renouvelable et du gaz bas carbone, comme le prévoit le présent règlement.(42)Afin d’exploiter les sites les plus économiques pour la production de gaz renouvelable et de gaz bas carbone, les utilisateurs du réseau devraient bénéficier de rabais sur les tarifs fondés sur la capacité. Ces rabais pourraient comprendre un rabais pour l’injection à partir d’installations de production de gaz renouvelable et de gaz bas carbone, un rabais pour les tarifs aux points d’entrée et de sortie en provenance et à destination des installations de stockage de gaz naturel et un rabais sur les tarifs transfrontaliers aux points d’interconnexion entre les États membres. Les autorités de régulation devraient pouvoir décider de ne pas appliquer les rabais sur ces tarifs dans certaines circonstances. En cas de modification de la valeur des rabais non transfrontaliers, l’autorité de régulation devrait trouver un équilibre entre les intérêts des utilisateurs du réseau et ceux des gestionnaires de réseau, en tenant compte de cadres financiers stables, spécifiquement conçus pour les investissements existants, en particulier pour les installations de production d’énergie renouvelable. Dans la mesure du possible, les indicateurs ou les conditions régissant la modification des rabais devraient être fournis suffisamment à l’avance avant toute décision de modifier le rabais. Ce rabais ne devrait pas avoir d’incidence sur la méthode de tarification générale, mais devrait être fourni a posteriori sur le tarif concerné. Pour bénéficier du rabais, les utilisateurs du réseau devraient présenter au gestionnaire de réseau de transport les informations requises sur la base d’un certificat de durabilité enregistré dans la base de données de l’Union visée à l’article 31 bis de la directive (UE) 2018/2001.(43)Les diminutions de revenus résultant de l’application de rabais devraient être traitées comme des diminutions de recettes générales, comme celles qui découlent, par exemple, de ventes de capacités réduites, et devraient être recouvrées par les tarifs en temps utile, par exemple par une augmentation des tarifs spécifiques conformément aux règles générales énoncées dans le présent règlement.(44)Afin d’améliorer l’efficacité des réseaux de distribution de gaz naturel de l’Union et d’assurer une coopération étroite avec les gestionnaires de réseau de transport et le REGRT pour le gaz, ainsi que pour améliorer l’efficacité des réseaux de distribution d’hydrogène de l’Union et assurer une coopération étroite avec les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène et le REGRH, une entité européenne des gestionnaires de réseau de distribution (ci-après dénommée "entité des GRD de l’Union") devrait être prévue. L’entité des GRD de l’Union devrait également inclure les gestionnaires de réseau de distribution de gaz naturel et devrait pouvoir inclure les gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène. Les tâches de l’entité des GRD de l’Union devraient être clairement définies et ses méthodes de travail devraient être de nature à garantir l’efficacité, la transparence et la représentativité des gestionnaires de réseau de distribution et des gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène de l’Union. L’entité des GRD de l’Union devrait être libre d’établir ses statuts et règles de procédure en tenant compte des différences qui existent entre les secteurs du gaz naturel, de l’hydrogène et de l’électricité. L’entité des GRD de l’Union devrait coopérer étroitement avec le REGRT pour le gaz et avec le REGRH sur l’élaboration et la mise en œuvre des codes de réseau, le cas échéant, et devrait travailler à fournir des orientations relatives à l’intégration, entre autres, de la production distribuée et à d’autres domaines ayant trait à la gestion des réseaux de distribution.(45)Les gestionnaires de réseau de distribution ont un rôle important à jouer en ce qui concerne l’intégration du gaz renouvelable et du gaz bas carbone dans le système, puisque, par exemple, environ la moitié de la capacité de production de biométhane est connectée au réseau de distribution. Afin de faciliter la participation de ces gaz au marché de gros, les installations de production connectées au réseau de distribution dans tous les États membres devraient avoir accès au point d’échange virtuel. En outre, en vertu du présent règlement, les gestionnaires de réseau de distribution et les gestionnaires de réseau de transport devraient coopérer pour permettre des flux inversés depuis le réseau de distribution vers le réseau de transport, ou pour assurer l’intégration du réseau de distribution par d’autres moyens, d’effet équivalent, afin de faciliter l’intégration du gaz renouvelable et du gaz bas carbone sur le marché.(46)Le mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel, et le mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène peuvent jouer un rôle central dans la réalisation des objectifs de la politique énergétique de l’Union: transparence du marché, décarbonation, diversification et sécurité de l’approvisionnement.(47)Le mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel, et le mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène contribuent à l’unité du marché de l’énergie de l’Union en améliorant la transparence et en assurant la visibilité de la demande de sources d’énergie dans les États membres pour les fournisseurs concernés.(48)L’agrégation de la demande de gaz naturel peut renforcer le rayonnement international auprès des fournisseurs de gaz naturel, que ce soit les conduites ou le GNL, ce qui est essentiel pour contribuer à la réalisation des objectifs de la politique énergétique de l’Union et à l’unité du marché de l’énergie de l’Union. En particulier, une coordination beaucoup plus étroite avec et entre les États membres en ce qui concerne les pays tiers au moyen du mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel et du mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène garantirait une utilisation plus efficace du poids collectif de l’Union.(49)L’agrégation de la demande de gaz naturel peut contribuer aux objectifs de décarbonation de l’Union en intégrant des normes environnementales dans l’agrégation de la demande et la collecte d’offres. Le lancement du mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène peut également contribuer à la réalisation de ces objectifs.(50)Le mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel établi en vertu du présent règlement devrait comprendre un certain nombre d’étapes, la première consistant à permettre aux entreprises de gaz naturel ou aux entreprises consommant du gaz naturel établies dans l’Union d’agréger leur demande de gaz naturel par l’intermédiaire d’un prestataire de services, sous contrat avec la Commission. Les fournisseurs de gaz naturel pourraient ainsi faire des offres sur la base de volumes agrégés importants, au lieu de répondre à une multitude de demandes pour des quantités moindres de la part d’acheteurs qui les démarchent à titre individuel. Le prestataire de services collecterait alors les offres de fourniture et les mettrait en correspondance avec les quantités de gaz naturel précédemment agrégées. La négociation et la conclusion de contrats d’achat de gaz naturel à la suite de l’agrégation de la demande devraient être volontaires.(51)L’agrégation de la demande permet de garantir une plus grande égalité d’accès des entreprises des États membres aux sources de gaz naturel nouvelles ou supplémentaires et de créer des conditions contractuelles compétitives pour l’achat de gaz naturel auprès des États membres et de pays tiers, dans l’intérêt des clients finals. L’agrégation de la demande devrait également continuer à soutenir les entreprises qui achetaient auparavant du gaz naturel uniquement ou principalement auprès d’un seul fournisseur en les aidant à s’approvisionner en gaz naturel auprès d’autres fournisseurs de gaz naturel à des conditions avantageuses. L’agrégation de la demande pourrait améliorer la position de ces entreprises sur les marchés mondiaux du GNL.(52)La Commission devrait veiller à ce que les prestataires de services organisent leurs tâches conformément au présent règlement en tenant compte des objectifs du mécanisme et des spécificités du gaz naturel. En particulier, dans la répartition des offres de fourniture de gaz naturel entre les entreprises participant à l’agrégation de la demande, les prestataires de services devraient appliquer des méthodes ne faisant pas de discrimination entre petits et gros participants. Par exemple, les fournisseurs de services devraient attribuer les offres de fourniture de gaz naturel à proportion des volumes de gaz que chaque entreprise a déclarés comme demande. Cela pourrait être pertinent lorsque la fourniture ne couvre pas suffisamment la demande de gaz naturel sur le marché de l’énergie de l’Union. La Commission devrait préciser les exigences pertinentes applicables aux tâches des prestataires de services dans le cahier des charges correspondant.(53)La Commission devrait conclure un contrat couvrant les services nécessaires de prestataires de services au moyen des procédures de passation de marchés pertinentes au titre du règlement (UE, Euratom) 2018/1046 du Parlement européen et du ConseilRèglement (UE, Euratom) 2018/1046 du Parlement européen et du Conseil du 18 juillet 2018 relatif aux règles financières applicables au budget général de l’Union, modifiant les règlements (UE) no 1296/2013, (UE) no 1301/2013, (UE) no 1303/2013, (UE) no 1304/2013, (UE) no 1309/2013, (UE) no 1316/2013, (UE) no 223/2014, (UE) no 283/2014 et la décision no 541/2014/UE, et abrogeant le règlement (UE, Euratom) no 966/2012 (JO L 193 du 30.7.2018, p. 1). afin de mettre en œuvre les mécanismes établis en vertu du présent règlement. Afin de préserver les intérêts essentiels en matière de sécurité ou la sécurité de l’approvisionnement de l’Union ou d’un État membre, les services devraient être acquis auprès de prestataires de services établis dans l’Union.(54)Le processus d’agrégation de la demande de gaz naturel devrait être mis en œuvre par un prestataire de services approprié. L’agrégation de la demande et les achats de gaz naturel sont des processus complexes devant tenir compte de divers éléments qui ne se limitent pas aux prix, mais qui comprennent également les volumes, les points de livraison et d’autres paramètres. Compte tenu de l’importance des services liés à l’agrégation de la demande de gaz naturel et du mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène aux fins de la transparence, de la diversification, de la décarbonation et de la sécurité de l’approvisionnement de l’Union, en particulier en cas de détérioration de la situation en matière de sécurité de l’approvisionnement, les entreprises faisant l’objet de mesures restrictives de l’Union adoptées en vertu de l’article 29 du traité sur l’Union européenne ou de l’article 215 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, ou directement ou indirectement détenues ou contrôlées par toute personne physique ou morale, toute entité ou tout organisme faisant l’objet de telles mesures restrictives de l’Union, ou agissant pour le compte ou selon les instructions d’une telle personne, d’une telle entité ou d’un tel organisme devraient être exclues de la possibilité de devenir un prestataire de services pour l’agrégation de la demande de gaz naturel ou un prestataire de services pour le mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène. La Commission devrait préciser les exigences applicables aux prestataires de services dans le cahier des charges.(55)L’agrégation de la demande peut également profiter aux consommateurs industriels qui font un usage intensif de gaz naturel dans leurs processus de production, tels que les producteurs d’engrais, d’acier, de céramique ou de verre, en leur permettant de mettre en commun leur demande, de passer des contrats de fourniture de gaz naturel et de GNL et de les structurer en fonction de leurs besoins particuliers. Le processus d’organisation de l’agrégation de la demande devrait comporter des règles transparentes sur la façon d’y participer et garantir son ouverture.(56)Le mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel, et le mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène devraient être ouverts aux entreprises établies dans l’Union et, compte tenu de leur alignement étroit sur l’acquis de l’Union dans le domaine de l’énergie et sur le marché intérieur de l’énergie, aux entreprises établies dans les parties contractantes de la Communauté de l’énergie, à condition que les mesures ou arrangements nécessaires soient en place.(57)Toutefois, afin de supprimer progressivement les dépendances existantes de l’Union à l’égard du gaz naturel ou de l’hydrogène fourni par des entreprises de pays tiers faisant l’objet de mesures restrictives de l’Union, ou d’en éviter de nouvelles, et de protéger les intérêts essentiels en matière de sécurité, le mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel, et le mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène ne devraient pas être ouverts aux entreprises faisant l’objet de mesures restrictives de l’Union adoptées en vertu de l’article 29 du traité sur l’Union européenne ou de l’article 215 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, ou directement ou indirectement détenues ou contrôlées par une personne physique ou morale, une entité ou un organisme faisant l’objet de telles mesures restrictives, ou agissant pour le compte ou selon les instructions d’une telle personne, d’une telle entité ou d’un tel organisme. Ces entreprises devraient donc être exclues de la participation aux deux mécanismes, en particulier en tant que fournisseur ou acheteur.(58)Afin de s’engager efficacement dans les achats communs de gaz naturel et de conclure des accords portant sur du gaz naturel avec des fournisseurs, les entreprises ont la capacité de créer des consortiums ou de conclure d’autres formes de coopération dans le but de négocier conjointement certaines conditions d’achat, telles que les volumes, les conditions de livraison de l’achat (points et date de livraison), dans les limites du droit de l’Union. Les entreprises qui procèdent à des achats communs devraient toutefois veiller à ce que les informations échangées directement ou indirectement se limitent à ce qui est strictement nécessaire pour atteindre l’objectif poursuivi. La mise en place et la mise en œuvre d’achats communs au titre du présent règlement devraient avoir lieu conformément aux règles de l’Union en matière de concurrence, en particulier aux articles 101 et 102 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne.(59)La protection des informations sensibles d’un point de vue commercial est de la plus haute importance lorsque des informations sont mises à la disposition de la Commission, du comité de pilotage, des groupes de coordination, des groupes d’experts ou des prestataires de services. La Commission devrait dès lors appliquer des instruments efficaces pour protéger ces informations contre tout accès non autorisé et tout risque lié à la cybersécurité. Toute donnée à caractère personnel susceptible d’être traitée dans le cadre du mécanisme d’agrégation de la demande et des achats communs de gaz naturel, et du mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène devrait être traitée conformément aux règlements (UE) 2016/679Règlement (UE) 2016/679 du Parlement européen et du Conseil du 27 avril 2016 relatif à la protection des personnes physiques à l’égard du traitement des données à caractère personnel et à la libre circulation de ces données, et abrogeant la directive 95/46/CE (règlement général sur la protection des données) (JO L 119 du 4.5.2016, p. 1). et (UE) 2018/1725Règlement (UE) 2018/1725 du Parlement européen et du Conseil du 23 octobre 2018 relatif à la protection des personnes physiques à l’égard du traitement des données à caractère personnel par les institutions, organes et organismes de l’Union et à la libre circulation de ces données, et abrogeant le règlement (CE) no 45/2001 et la décision no 1247/2002/CE (JO L 295 du 21.11.2018, p. 39). du Parlement européen et du Conseil.(60)La guerre non provoquée et injustifiée que la Russie mène contre l’Ukraine depuis février 2022, avec le soutien de la Biélorussie, et la réduction subséquente des approvisionnements en gaz naturel, utilisée comme une arme, ainsi que la manipulation des marchés au moyen d’interruptions intentionnelles des flux de gaz naturel ont mis en évidence les vulnérabilités et les dépendances de l’Union et de ses États membres, qui peuvent clairement avoir une incidence directe et grave sur leurs intérêts essentiels en matière de sécurité et sur la sécurité de l’approvisionnement énergétique. Dans le même temps, les autres sources d’approvisionnement en gaz provenant du marché mondial du GNL n’ont connu qu’une croissance modeste en 2022 et 2023. Une nouvelle capacité importante de liquéfaction du GNL ne devrait être mise en service qu’au cours de l’année 2025. Par conséquent, les marchés mondiaux du gaz naturel restent très tendus et devraient le demeurer pendant un certain temps, ce qui se traduira par une situation de vulnérabilité persistante pour l’Union et ses États membres. Dans ce contexte, il convient de prendre des mesures pour remédier à cette vulnérabilité persistante.(61)Le mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel est un instrument important pour organiser la diversification des approvisionnements en gaz naturel et la suppression progressive de la dépendance à l’égard du gaz naturel russe dans de nombreux États membres, conformément à la communication de la Commission du 8 mars 2022 intitulée "REPowerEU: Action européenne conjointe pour une énergie plus abordable, plus sûre et plus durable" (ci-après dénommée "REPowerEU"). Afin de protéger les intérêts essentiels en matière de sécurité de l’Union ou d’un État membre, dans un souci de préservation de la sécurité de l’approvisionnement, et pour permettre la suppression effective et rapide de la dépendance à l’égard du gaz naturel, les approvisionnements en gaz naturel originaires de la Fédération de Russie ou de la Biélorussie, et les approvisionnements en GNL provenant d’installations de GNL situées dans la Fédération de Russie ou en Biélorussie, ne devraient pas être proposés par l’intermédiaire du mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel jusqu’au 31 décembre 2025. Après cette date, la Commission devrait pouvoir décider d’exclure temporairement les approvisionnements en gaz naturel originaire de la Fédération de Russie ou de la Biélorussie, ou les approvisionnements en GNL provenant d’installations de GNL situées dans la Fédération de Russie ou en Biélorussie, pour des durées pouvant aller jusqu’à un an, renouvelables si cela se justifie par la nécessité de protéger les intérêts essentiels en matière de sécurité ou la sécurité de l’approvisionnement de l’Union ou d’un État membre. De telles limitations ne devraient pas perturber indûment le bon fonctionnement du marché intérieur du gaz naturel, et les flux transfrontaliers de gaz naturel entre les États membres, ne devraient pas compromettre la sécurité de l’approvisionnement de l’Union ou d’un État membre, devraient respecter le principe de solidarité énergétique et devraient être adoptées conformément aux droits et obligations de l’Union ou des États membres à l’égard des pays tiers.(62)La Commission devrait prendre les mesures disponibles appropriées pour veiller à ce que l’exclusion des approvisionnements en gaz naturel ou en GNL originaires de la Fédération de Russie ou de la Biélorussie, et des approvisionnements en GNL provenant d’installations de GNL situées dans la Fédération de Russie ou en Biélorussie, du mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel soit effective. À cet égard, la Commission devrait demander au prestataire de services concerné de procéder aux vérifications nécessaires. Ces vérifications pourraient consister, entre autres, à demander aux fournisseurs de gaz naturel ou aux producteurs participant au mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel de fournir les documents d’expédition pertinents lors des livraisons, lorsque cela est techniquement possible. En outre, les participants au mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel devraient être invités à fournir une assurance quant au respect de leur obligation de ne pas proposer ou fournir du gaz naturel originaire de la Fédération de Russie ou de la Biélorussie, ou des approvisionnements en GNL provenant d’installations de GNL situées dans la Fédération de Russie ou en Biélorussie, le cas échéant.(63)La Commission devrait être assistée par un comité de pilotage composé de représentants des États membres et de la Commission dans le but de faciliter la coordination et l’échange d’informations en ce qui concerne l’agrégation de la demande de gaz naturel. La participation des États membres devrait être volontaire et dépend notamment de l’ordre du jour des réunions du comité de pilotage.(64)L’hydrogène est un vecteur énergétique dont les caractéristiques sont différentes de celles du gaz naturel en ce qui concerne la qualité, les moyens de transport et les modèles de demande. Il subsiste également un écart important entre les coûts de la production d’hydrogène renouvelable et bas carbone et le prix du marché d’autres solutions moins durables, ce qui peut nécessiter une intervention publique pour fournir des incitations jusqu’à ce que les électrolyseurs et les autres technologies et intrants liés à l’hydrogène soient suffisamment compétitifs.(65)Néanmoins, l’Union dispose d’un fort potentiel de production d’hydrogène renouvelable et bas carbone. À cet égard, la Commission a lancé l’initiative de la Banque européenne de l’hydrogène en mars 2023. La Banque européenne de l’hydrogène décrit un certain nombre d’activités par lesquelles la Commission facilite la création d’un marché de l’hydrogène de l’Union, permet l’approvisionnement par des partenaires internationaux fiables et recueille et diffuse des informations sur le développement du marché de l’hydrogène de l’Union et sur le financement de projets relatifs à l’hydrogène. Ces activités sont menées dans le cadre des instruments juridiques existants pertinents, tels que la directive 2003/87/CE du Parlement européen et du ConseilDirective 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 octobre 2003 établissant un système d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre dans l’Union et modifiant la directive 96/61/CE du Conseil (JO L 275 du 25.10.2003, p. 32).. Les outils volontaires appliqués à l’hydrogène dans le cadre de la Banque européenne de l’hydrogène, en particulier le mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène, devraient viser en particulier à accélérer l’expansion de la production d’hydrogène et le développement du marché de l’hydrogène dans l’Union, notamment en renforçant la transparence de la demande, de l’offre, des flux et des prix de l’hydrogène et en jouant un rôle de coordination, en mettant les producteurs et les consommateurs en relation et en facilitant le financement mixte avec les instruments financiers existants.(66)Dans le cadre des travaux menés au titre de la Banque européenne de l’hydrogène, la Commission devrait être en mesure d’établir le mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène, en mettant l’accent sur la production basée dans l’Union. Compte tenu des caractéristiques de l’hydrogène et du marché de l’hydrogène, ce mécanisme devrait être établi pour une durée limitée afin de recenser les outils les plus efficaces pour l’identification de l’offre et de la demande d’hydrogène dans l’Union et d’explorer les modalités les plus optimales en matière de marché et d’infrastructure.(67)L’accès à l’information pour les fournisseurs et les acheteurs dans le cadre du mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène devrait être subordonné à l’accord de ces entreprises et au respect du droit de la concurrence de l’Union.(68)La Commission devrait elle-même être en mesure de mettre en œuvre le mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène ou devrait pouvoir le faire par l’intermédiaire des prestataires de services concernés. Si la Commission décide de mettre en œuvre un tel mécanisme par l’intermédiaire d’un prestataire de services, les dispositions du présent règlement concernant les contrats conclus avec les prestataires de services, les critères de sélection des prestataires de services et les tâches des prestataires de services devraient s’appliquer.(69)Le mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène pourrait consister en des outils axés sur la transparence, la visibilité du développement du marché et l’évaluation volontaire de la demande. Ce mécanisme devrait être mis en œuvre dans le cadre de la Banque européenne de l’hydrogène. La Banque européenne de l’hydrogène devrait coordonner les informations sur l’offre, la demande, les flux et les prix de l’hydrogène afin de renforcer la confiance dans le marché de l’hydrogène en développement et d’accroître la visibilité de la demande pour les producteurs et les acheteurs de l’hydrogène. Le mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène devrait tenir compte de la maturité et de la liquidité du marché de l’hydrogène ainsi que de la disponibilité d’infrastructures.(70)Si la Commission établit un groupe de coordination pour les questions liées au mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène, ce groupe de coordination devrait être spécifiquement consacré à l’hydrogène.(71)Les efforts de l’Union qui visent à supprimer progressivement les dépendances existantes à l’égard des approvisionnements en gaz naturel provenant de la Fédération de Russie, et à en éviter de nouvelles, ainsi qu’à protéger les intérêts essentiels en matière de sécurité de l’Union et des États membres devraient également se refléter dans le cadre du mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène, compte tenu aussi de l’utilisation des approvisionnements énergétiques comme une arme par la Fédération de Russie, comme en témoignent la réduction des approvisionnements en gaz naturel et les ruptures des flux de gaz naturel. La Commission devrait donc avoir la possibilité de décider de restreindre les activités d’évaluation des offres en ce qui concerne les approvisionnements en hydrogène originaires de la Fédération de Russie ou de la Biélorussie dans le cadre du mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène au moyen d’une décision d’exécution. Une telle décision ne devrait être prise que lorsque cela est nécessaire pour protéger les intérêts essentiels en matière de sécurité de l’Union et des États membres et devrait être fondée sur les mêmes principes que ceux applicables à la participation au mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel, mais adaptée aux activités menées par l’intermédiaire du mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène. En particulier, le calendrier d’adoption et d’évaluation préalable d’une telle décision devrait être adapté au début prévu du fonctionnement du mécanisme.(72)Avant l’expiration du mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène, et au plus tard le 31 décembre 2029, la Commission devrait présenter au Parlement européen et au Conseil un rapport évaluant la performance de ce mécanisme et, en particulier, sa contribution au développement du marché de l’hydrogène dans l’Union. Sur la base d’une telle évaluation, la Commission devrait pouvoir présenter une proposition législative visant à développer un mécanisme d’agrégation volontaire de la demande et d’achats communs d’hydrogène.(73)L’intégration de volumes croissants de gaz renouvelable et de gaz bas carbone dans le système de gaz naturel de l’Union modifiera la qualité du gaz naturel transporté et consommé dans l’Union. Pour garantir la circulation transfrontière sans entrave du gaz naturel, maintenir l’interopérabilité des marchés et permettre l’intégration du marché, il est nécessaire d’accroître la transparence en ce qui concerne la qualité du gaz et les coûts de sa gestion, de pourvoir à une approche harmonisée des rôles et des responsabilités des autorités de régulation et des gestionnaires de réseau et de renforcer la coordination transfrontière. Tout en veillant à une approche harmonisée de la qualité du gaz au niveau des points d’interconnexion transfrontaliers, il convient de préserver la marge de manœuvre des États membres quant à l’application des normes de qualité du gaz dans leurs systèmes de gaz naturel nationaux.(74)Le mélange d’hydrogène dans le système de gaz naturel devrait être une solution de dernier recours, étant donné qu’elle est moins efficiente que l’utilisation de l’hydrogène sous sa forme pure et diminue la valeur de l’hydrogène. Elle a également une incidence sur l’exploitation des infrastructures de gaz naturel, les applications de l’utilisateur final et l’interopérabilité des systèmes transfrontaliers. Il convient donc de donner la priorité à la production et à l’utilisation de l’hydrogène sous sa forme pure et à son transport dans le système d’hydrogène spécifique. Tout devrait être mis en œuvre afin d’éviter l’utilisation de l’hydrogène pour des applications à l’égard desquelles il existe des solutions alternatives plus efficaces sur le plan énergétique. Il convient de préserver le droit des États membres de décider de mélanger ou non de l’hydrogène dans leurs systèmes nationaux de gaz naturel. Dans le même temps, une approche harmonisée à l’égard du mélange d’hydrogène dans le système de gaz naturel sous la forme d’un plafond autorisé à l’échelle de l’Union aux points d’interconnexion transfrontaliers entre États membres, les gestionnaires de réseau de transport étant tenus d’accepter le gaz naturel présentant un niveau d’hydrogène mélangé inférieur au plafond, limiterait le risque de segmentation du marché. Les systèmes de transport adjacents devraient conserver la liberté de s’accorder sur des taux de mélange d’hydrogène plus ou moins élevés au niveau des points d’interconnexion transfrontaliers. Lorsqu’ils envisagent de tels accords, les États membres devraient consulter les autres États membres qui sont susceptibles d’être affectés par la mesure et tenir compte de la situation dans ces États membres.(75)Un processus solide de coordination transfrontière et de règlement des différends entre les gestionnaires de réseau de transport en ce qui concerne la qualité du gaz, y compris les mélanges de biométhane et d’hydrogène, est essentiel pour faciliter un transport efficace du gaz naturel dans l’ensemble des systèmes de gaz naturel au sein de l’Union et, par là même, pour progresser vers une plus grande intégration du marché intérieur. Les exigences de transparence accrue concernant les paramètres de qualité du gaz, notamment le pouvoir calorifique supérieur, l’indice de Wobbe et la teneur en oxygène, ainsi que les mélanges d’hydrogène et leur évolution dans le temps, combinées à des obligations de surveillance et de rapport, devraient contribuer au bon fonctionnement d’un marché intérieur du gaz naturel ouvert et efficient.(76)Les États membres devraient conserver la possibilité d’utiliser leurs spécifications initiales relatives à la qualité du gaz lorsque leurs autorités de régulation ou l’ACER décident de maintenir une restriction transfrontalière causée par des différences dans les niveaux ou les pratiques de mélange d’hydrogène. La possibilité de maintenir une telle restriction transfrontalière est particulièrement importante dans les États membres disposant d’un point d’interconnexion unique ou dans lesquels les volumes de gaz naturel entrent principalement par l’intermédiaire d’un point d’interconnexion unique. Afin de garantir la fluidité des flux transfrontaliers et de préserver l’intégrité du marché intérieur de l’énergie, les autorités de régulation concernées et l’ACER, le cas échéant, devraient être habilitées à relancer le processus commun de règlement des différends sur une base continue, afin de tenir compte des évolutions des marchés du gaz naturel et des technologies.(77)Les règles en matière d’interopérabilité et d’échange de données pour le système de gaz naturel qui figurent dans le règlement (UE) 2015/703 de la CommissionRèglement (UE) 2015/703 de la Commission du 30 avril 2015 établissant un code de réseau sur les règles en matière d’interopérabilité et d’échange de données (JO L 113 du 1.5.2015, p. 13). sont essentielles, notamment en ce qui concerne les accords d’interconnexion, y compris des règles pour le contrôle des flux, des principes de mesure pour les quantités de gaz naturel et la qualité du gaz naturel, des règles relatives au processus de mise en correspondance, des règles pour l’attribution des quantités de gaz naturel, des procédures de communication en cas de circonstances exceptionnelles; un ensemble commun d’unités, la qualité du gaz, y compris des règles sur la gestion des restrictions au commerce transfrontalier dues aux différences de qualité du gaz et aux différences dans les pratiques d’odorisation, le suivi à court et à long terme de la qualité du gaz et la communication d’informations; l’échange de données et la présentation de rapports sur la qualité du gaz; la transparence, la communication, la fourniture d’informations et la coopération entre les acteurs du marché concernés.(78)Afin d’assurer une gestion optimale du réseau d’hydrogène de l’Union et de permettre les échanges et la fourniture transfrontaliers d’hydrogène dans l’Union, il y a lieu de créer le REGRH. Les tâches du REGRH devraient être exécutées conformément aux règles de l’Union en matière de concurrence. Les tâches du REGRH devraient être clairement définies et ses méthodes de travail devraient être de nature à garantir l’efficacité, la transparence et la représentativité du REGRH. Le cas échéant, des codes de réseau peuvent être élaborés conjointement par le REGRT pour le gaz et le REGRH en ce qui concerne les questions transsectorielles.(79)Afin de garantir que tous les États membres où le processus de développement de réseaux de transport d’hydrogène est en cours soient représentés dans le REGRH, ils devraient, par la voie d’une dérogation à une règle générale sur la qualité de membre du REGRH prévue dans le présent règlement, pouvoir désigner un gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène bénéficiant d’une dérogation à l’article 68 de la directive (UE) 2024/1788 comme membre du REGRH, à condition que le gestionnaire soit établi dans un État membre dans lequel aucun autre gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène n’est membre du REGRH. Les États membres qui ne disposent pas encore d’un gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène spécifique mais qui prévoient de développer un réseau de transport d’hydrogène conformément à leurs plans nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat devraient pouvoir désigner une entité en tant que partenaire associé au sein du REGRH qui sera informée des travaux entrepris par le REGRH et, à ce titre, sera en mesure d’assister aux réunions de l’assemblée, du conseil d’administration et des comités et de participer à des groupes de travail, jusqu’à ce que leurs gestionnaires de réseau d’hydrogène deviennent membres du REGRH. À cette fin, les États membres peuvent déléguer le représentant d’une association nationale consacrée aux questions liées à l’hydrogène.(80)Dans un souci de transparence quant au développement du réseau d’hydrogène dans l’Union, le REGRH devrait établir, publier et mettre régulièrement à jour un plan décennal non contraignant de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène (ci-après dénommé "plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène"), axé sur les besoins des marchés de l’hydrogène en développement. Ce plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène devrait comporter des réseaux viables de transport d’hydrogène et les interconnexions nécessaires qui se justifient du point de vue commercial. Le REGRH devrait participer à l’élaboration de l’analyse coûts-avantages à l’échelle du système énergétique, y compris le modèle interconnecté de marché et de réseau de l’énergie, comprenant les infrastructures de transport d’électricité, de gaz naturel et d’hydrogène, ainsi que le stockage, le GNL et les électrolyseurs, de même qu’à l’établissement des scénarios pour les plans décennaux de développement du réseau et du rapport sur le recensement des lacunes en matière d’infrastructures, conformément aux articles 11, 12 et 13 du règlement (UE) 2022/869 en vue de la constitution des listes de projets d’intérêt commun et de projets d’intérêt mutuel de l’Union. À cette fin, le REGRH devrait coopérer étroitement avec le Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour l’électricité (ci-après dénommé "REGRT pour l’électricité") et le REGRT pour le gaz afin de faciliter l’intégration des systèmes énergétiques.(81)Afin de faciliter l’intégration des systèmes énergétiques, de tirer parti des synergies et de soutenir l’efficacité globale du système, le REGRH, le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz devraient coopérer étroitement dans la planification intégrée des réseaux au niveau de l’Union. Cette coopération devrait porter sur l’élaboration des scénarios communs pour l’électricité, l’hydrogène et le gaz naturel, les rapports coordonnés sur les lacunes en matière d’infrastructures, les projets cohérents de méthodes d’analyse des coûts et avantages pour l’ensemble du système énergétique et le modèle intégré en vertu des articles 11, 12 et 13 du règlement (UE) 2022/869. Afin de rendre cette coopération efficace, le REGRH, le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz devraient mettre en place des groupes de travail communs qui prépareront ces éléments à fournir. Au cours de la période de transition jusqu’au 1er janvier 2027, le REGRT pour le gaz devrait élaborer le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène 2026. À cette fin, le REGRT pour le gaz devrait associer pleinement les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène et le REGRH dès que ce dernier aura été institué. Le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène 2026 devrait comporter deux chapitres distincts, l’un pour l’hydrogène et l’autre pour le gaz naturel. Le REGRH devrait élaborer le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène 2028 dans le respect de la planification intégrée des réseaux au niveau de l’Union, conformément au présent règlement.(82)Tous les acteurs du marché sont concernés par les tâches exécutées par le REGRH. Il est donc essentiel de prévoir un véritable processus de consultation. De manière générale, le REGRH devrait rechercher, exploiter et intégrer dans ses travaux l’expérience acquise en matière de planification, de développement et d’exploitation des infrastructures, en coopération avec les autres acteurs du marché concernés et leurs associations.(83)Étant donné que l’échelon régional pourrait permettre de progresser de manière plus efficace, les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène devraient mettre en place des structures régionales au sein de la structure de coopération globale tout en veillant à ce que les résultats obtenus à l’échelon régional soient compatibles avec les codes de réseau et les plans de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène. Les États membres devraient promouvoir la coopération et surveiller l’efficacité du réseau au niveau régional.(84)Des exigences de transparence sont nécessaires pour que la confiance dans les marchés émergents de l’hydrogène dans l’Union puisse se développer parmi les acteurs du marché. Un accès égal à l’information sur l’état matériel et le fonctionnement du système d’hydrogène est nécessaire pour permettre à l’ensemble des acteurs du marché d’évaluer la situation globale de l’offre et de la demande et de déterminer les raisons des variations des prix du marché. Les informations devraient toujours être communiquées de manière utile, facilement accessible et non discriminatoire.(85)Le REGRH devrait mettre en place une plateforme centrale en ligne pour la mise à disposition de toutes les données pertinentes devant permettre aux acteurs du marché d’accéder efficacement au réseau d’hydrogène.(86)Les conditions d’accès aux réseaux d’hydrogène au début de la phase de développement du marché de l’hydrogène devraient garantir un fonctionnement efficace, l’absence de discrimination et la transparence pour les utilisateurs du réseau d’hydrogène, tout en préservant une marge de manœuvre suffisante pour les gestionnaires de réseau d’hydrogène. La limitation de la durée maximale des contrats de capacité devrait réduire le risque de congestion contractuelle et de rétention de capacités.(87)Des conditions générales devraient être fixées dans le présent règlement pour l’octroi aux tiers de l’accès aux installations de stockage d’hydrogène et aux terminaux d’hydrogène afin d’assurer un accès non discriminatoire et de garantir la transparence aux utilisateurs du réseau d’hydrogène.(88)Les gestionnaires de réseau d’hydrogène devraient coopérer afin d’élaborer des codes de réseau dans le but de fournir et de gérer un accès transfrontière transparent et non discriminatoire aux réseaux d’hydrogène et d’assurer le développement coordonné du réseau d’hydrogène dans l’Union, y compris la création de capacités d’interconnexion. La Commission devrait établir la première liste des priorités pour recenser les domaines à inclure dans l’élaboration des codes de réseau pour l’hydrogène un an après la mise en place du REGRH, comme prévu dans le présent règlement. Les codes de réseau devraient respecter les orientations-cadres élaborées par l’ACER. L’ACER devrait jouer un rôle dans le réexamen, fondé sur les faits, des projets de codes de réseau, y compris leur respect des orientations-cadres, et elle devrait pouvoir en recommander l’adoption par la Commission. L’ACER devrait évaluer les propositions de modifications à apporter aux codes de réseau et devrait pouvoir en recommander l’adoption par la Commission. Les gestionnaires de réseau d’hydrogène devraient exploiter leurs réseaux d’hydrogène conformément à ces codes de réseau.(89)Les codes de réseau élaborés par le REGRH ne sont pas destinés à remplacer les règles nationales nécessaires pour les questions non transfrontalières.(90)La qualité de l’hydrogène transporté et consommé dans l’Union peut varier en fonction de sa technologie de production et des spécificités de son transport. Par conséquent, une approche harmonisée au niveau de l’Union pour gérer la qualité de l’hydrogène aux interconnexions transfrontalières devrait ouvrir la voie à la circulation transfrontière de l’hydrogène et à l’intégration du marché.(91)Si l’autorité de régulation le juge nécessaire, les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène pourraient être chargés de gérer la qualité de l’hydrogène dans leur réseau, en respectant le cadre des normes de qualité applicables à l’hydrogène, de manière à garantir aux consommateurs finals un hydrogène présentant une qualité fiable et stable.(92)Un processus solide de coordination transfrontière et de règlement des différends entre les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène est essentiel pour faciliter le transport de l’hydrogène dans l’ensemble des réseaux de transport d’hydrogène au sein de l’Union et, par là même, pour progresser vers une plus grande intégration du marché intérieur. Les exigences de transparence accrue relatives aux paramètres de qualité de l’hydrogène et à leur évolution dans le temps, combinées à des obligations de surveillance et de rapport, devraient contribuer au bon fonctionnement d’un marché intérieur de l’hydrogène ouvert et efficient.(93)Afin de modifier des éléments non essentiels du présent règlement ou de compléter le présent règlement en ce qui concerne les éléments non essentiels de certains domaines spécifiques qui sont fondamentaux pour l’intégration du marché, il convient de déléguer à la Commission le pouvoir d’adopter des actes conformément à l’article 290 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne en ce qui concerne la fourniture de lignes directrices détaillant la procédure à suivre par les gestionnaires de réseau de transport ou les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène, la modification des niveaux de rabais afin d’atténuer les déséquilibres structurels des revenus pour les gestionnaires de réseau de transport, l’établissement de la définition de la zone géographique couverte par chaque structure de coopération régionale, compte tenu des structures de coopération régionale existantes, l’établissement de codes de réseau et de lignes directrices pour le gaz naturel et l’hydrogène, la modification des lignes directrices figurant dans une annexe et la fixation de lignes directrices en ce qui concerne les nouvelles infrastructures de gaz naturel et d’hydrogène. Il importe particulièrement que la Commission procède aux consultations appropriées durant son travail préparatoire, y compris au niveau des experts, et que ces consultations soient menées conformément aux principes définis dans l’accord interinstitutionnel du 13 avril 2016 "Mieux légiférer"JO L 123 du 12.5.2016, p. 1.. En particulier, pour assurer leur égale participation à la préparation des actes délégués, le Parlement européen et le Conseil devraient recevoir tous les documents au même moment que les experts des États membres, et leurs experts devraient avoir systématiquement accès aux réunions des groupes d’experts de la Commission traitant de la préparation des actes délégués.(94)Afin d’assurer des conditions uniformes d’exécution du présent règlement, il convient de conférer des compétences d’exécution à la Commission conformément à l’article 291 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne. Ces compétences devraient être exercées conformément au règlement (UE) no 182/2011 du Parlement européen et du ConseilRèglement (UE) no 182/2011 du Parlement européen et du Conseil du 16 février 2011 établissant les règles et principes généraux relatifs aux modalités de contrôle par les États membres de l’exercice des compétences d’exécution par la Commission (JO L 55 du 28.2.2011, p. 13)..(95)Les codes de réseau et les lignes directrices devraient s’appliquer aux points d’entrée et de sortie en provenance et à destination de pays tiers. Des circonstances particulières, y compris l’existence d’accords contractuels à long terme déjà en place ou des difficultés juridiques dans l’établissement d’une procédure de règlement des différends avec des gestionnaires de réseau de transport ou des fournisseurs de gaz naturel établis dans des pays tiers, peuvent faire obstacle à une application effective à court terme. Lorsque des raisons objectives le justifient, les autorités de régulation devraient pouvoir demander à la Commission une dérogation à l’application des codes de réseau ou des lignes directrices, ou de dispositions spécifiques de ces codes ou lignes directrices, qui ne peuvent être mis en œuvre aux points d’entrée et de sortie en provenance et à destination de pays tiers. Ces dérogations devraient être limitées dans le temps, pendant la durée minimale nécessaire à l’élimination des obstacles existants à l’application des codes de réseau ou des lignes directrices.(96)Afin de garantir le fonctionnement efficace des réseaux européens d’hydrogène, les gestionnaires de réseaux d’hydrogène devraient être responsables de l’exploitation, de la maintenance et du développement du réseau de transport d’hydrogène en étroite coopération avec d’autres gestionnaires de réseaux d’hydrogène ainsi qu’avec d’autres gestionnaires de réseaux auxquels leurs réseaux sont connectés, y compris pour faciliter l’intégration du système énergétique.(97)Il est de l’intérêt du bon fonctionnement du marché intérieur de disposer de normes harmonisées au niveau de l’Union. Une fois la référence à une telle norme publiée au Journal officiel de l’Union européenne, une présomption de conformité avec les exigences correspondantes fixées dans la mesure d’exécution adoptée en vertu du présent règlement devrait découler du respect de cette norme, même s’il devrait être permis d’attester cette conformité par d’autres moyens. Conformément à l’article 10 du règlement (UE) no 1025/2012 du Parlement européen et du ConseilRèglement (UE) no 1025/2012 du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2012 relatif à la normalisation européenne, modifiant les directives 89/686/CEE et 93/15/CEE du Conseil ainsi que les directives 94/9/CE, 94/25/CE, 95/16/CE, 97/23/CE, 98/34/CE, 2004/22/CE, 2007/23/CE, 2009/23/CE et 2009/105/CE du Parlement européen et du Conseil et abrogeant la décision 87/95/CEE du Conseil et la décision no 1673/2006/CE du Parlement européen et du Conseil (JO L 316 du 14.11.2012, p. 12)., la Commission peut demander aux organisations européennes de normalisation d’élaborer des spécifications techniques, des normes européennes et des normes harmonisées. Un des grands rôles dévolus aux normes harmonisées devrait consister à aider les gestionnaires à appliquer les mesures d’exécution adoptées en vertu du présent règlement et de la directive (UE) 2024/1788.(98)Le cadre de normalisation actuel de l’Union, qui repose sur le règlement (UE) no 1025/2012, constitue le cadre par défaut permettant d’élaborer des normes qui confèrent une présomption de conformité aux exigences pertinentes du présent règlement ou qui sont énoncées dans des actes délégués ou des actes d’exécution spécifiques adoptés en vertu du présent règlement. Les normes européennes devraient être axées sur le marché et devraient tenir compte de l’intérêt public, ainsi que des objectifs stratégiques clairement énoncés dans la demande que la Commission adresse à un ou plusieurs organismes européens de normalisation pour qu’ils élaborent des projets de normes harmonisées, dans un délai déterminé et sur la base d’un consensus. Toutefois, en l’absence de références pertinentes à des normes harmonisées, ou lorsque le processus de normalisation est bloqué ou qu’il y a des retards dans l’établissement de normes harmonisées appropriées, la Commission devrait pouvoir établir, par voie d’actes délégués ou d’exécution, des spécifications communes pour les exigences du présent règlement, à condition que, ce faisant, elle respecte dûment le rôle et les fonctions des organismes européens de normalisation. Cette option devrait s’entendre comme une solution de secours exceptionnelle visant à aider les gestionnaires à appliquer les mesures pertinentes dans le cadre d’actes délégués ou d’exécution adoptés en vertu du présent règlement et de la directive (UE) 2024/1788. Si un retard dans l’établissement de normes harmonisées est dû à la complexité technique de la norme concernée, la Commission devrait en tenir compte avant d’envisager d’établir des spécifications communes.(99)Afin de tenir pleinement compte des exigences qualitatives des utilisateurs finals d’hydrogène, les spécifications techniques et les normes relatives à la qualité de l’hydrogène dans le réseau d’hydrogène devraient prendre en considération les normes existantes fixant ces exigences d’utilisation finale, par exemple, la norme EN 17124.(100)Les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène devraient mettre en place des capacités transfrontalières suffisantes pour le transport d’hydrogène en accédant à toutes les demandes de capacité économiquement raisonnables et techniquement réalisables, afin de permettre l’intégration du marché.(101)Compte tenu du potentiel que présente l’hydrogène en tant que vecteur énergétique et de la possibilité que les États membres se livrent au commerce de l’hydrogène avec des pays tiers, il est nécessaire de préciser que les obligations de notification conformément à la décision (UE) 2017/684 du Parlement européen et du ConseilDécision (UE) 2017/684 du Parlement européen et du Conseil du 5 avril 2017 établissant un mécanisme d’échange d’informations en ce qui concerne les accords intergouvernementaux et les instruments non contraignants conclus entre des États membres et des pays tiers dans le domaine de l’énergie, et abrogeant la décision no 994/2012/UE (JO L 99 du 12.4.2017, p. 1). pour les accords intergouvernementaux dans le domaine de l’énergie portant sur le gaz naturel s’appliquent également aux accords intergouvernementaux relatifs à l’hydrogène, y compris aux composés de l’hydrogène tels que l’ammoniac et les vecteurs d’hydrogène organique liquide. Il convient donc de modifier ladite décision en conséquence.(102)Il convient d’encourager fortement les investissements dans la réalisation de grandes infrastructures nouvelles tout en assurant le bon fonctionnement des marchés intérieurs du gaz naturel et de l’hydrogène. Afin de renforcer l’effet positif que les projets d’infrastructures bénéficiant d’une dérogation exercent sur la concurrence et la sécurité de l’approvisionnement, l’intérêt de ces projets pour le marché devrait être analysé pendant leur phase de planification et des règles de gestion de la congestion devraient être mises en œuvre. Lorsque des infrastructures sont situées sur le territoire de plusieurs États membres, l’ACER devrait traiter en dernier recours la demande de dérogation afin de mieux prendre en compte les incidences transfrontalières de la dérogation et de faciliter le traitement administratif de cette demande. Par ailleurs, compte tenu du risque exceptionnel associé à la construction de ces projets de grandes infrastructures nouvelles bénéficiant d’une dérogation, les entreprises ayant des structures de fourniture et de production devraient pouvoir bénéficier, pour les projets en question, d’une dérogation totale ou partielle temporaire aux règles de dissociation. Cette possibilité de dérogation temporaire devrait notamment s’appliquer, pour des raisons de sécurité de l’approvisionnement, aux nouvelles conduites sur le territoire de l’Union qui acheminent le gaz naturel de pays tiers jusque dans l’Union. Les exemptions et dérogations accordées en vertu des directives 2003/55/CEDirective 2003/55/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel et abrogeant la directive 98/30/CE (JO L 176 du 15.7.2003, p. 57). et 2009/73/CEDirective 2009/73/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel et abrogeant la directive 2003/55/CE (JO L 211 du 14.8.2009, p. 94). du Parlement européen et du Conseil devraient continuer à s’appliquer pour la durée pour laquelle elles ont été accordées au titre de l’exemption ou de la dérogation concernée.(103)L’escalade de l’agression militaire de la Russie contre l’Ukraine depuis février 2022 a entraîné une diminution de l’approvisionnement en gaz naturel en provenance de ce pays, et les ressources provenant des ventes de gaz naturel ont été utilisées pour financer la guerre menée par la Russie à la frontière de l’Union. En particulier, les flux de gaz naturel par conduites depuis la Russie via la Biélorussie et le gazoduc Nord Stream 1 se sont interrompus et l’approvisionnement via l’Ukraine n’a cessé de diminuer, menaçant gravement la sécurité de l’approvisionnement énergétique de l’Union dans son ensemble. Cette réduction de l’approvisionnement en gaz naturel, utilisée comme une arme, et la manipulation des marchés au moyen d’interruptions intentionnelles des flux de gaz naturel ont mis en évidence la vulnérabilité et la dépendance de l’Union et de ses États membres, qui peuvent clairement avoir une incidence directe et grave sur leurs intérêts essentiels en matière de sécurité internationale. L’expérience passée a par ailleurs montré que le gaz naturel peut servir à utiliser les marchés de l’énergie comme une arme et à les manipuler, par exemple en procédant à une rétention des capacités dans les infrastructures de gaz naturel, au détriment des intérêts essentiels de l’Union en matière de sécurité internationale. Afin d’atténuer l’incidence de tels événements, tant dans le contexte actuel qu’à l’avenir, les États membres devraient être en mesure, à titre exceptionnel, de prendre des mesures proportionnées pour limiter temporairement les offres en amont émanant d’un utilisateur quelconque du réseau pour des capacités aux points d’entrée et aux terminaux de GNL pour les livraisons en provenance de la Fédération de Russie et de la Biélorussie, lorsque cela est nécessaire pour protéger leurs intérêts essentiels en matière de sécurité et ceux de l’Union, compte tenu également de la nécessité d’assurer la sécurité de l’approvisionnement dans l’Union. Il devrait être possible de proroger de telles mesures temporaires lorsque cela se justifie. Il convient d’envisager cette possibilité uniquement à l’égard de la Fédération de Russie et de la Biélorussie, afin de permettre aux États membres de réagir par des mesures adéquates à toute menace que la situation fait peser sur leurs intérêts essentiels en matière de sécurité et sur ceux de l’Union, notamment en mettant fin à leur dépendance à l’égard des combustibles fossiles russes, entre autres par des mesures rapides conformément aux objectifs de REPowerEU. Ces limitations ne devraient pas aller à l’encontre des obligations internationales de l’Union ou des États membres et devraient être conformes à l’article XXI de l’accord général sur les tarifs douaniers et le commerce. Avant d’appliquer de telles limitations, les États membres devraient consulter la Commission ainsi que, dans la mesure où ils sont susceptibles d’être affectés par la limitation, les autres États membres, les parties contractantes de la Communauté de l’énergie, les parties contractantes à l’accord sur l’Espace économique européen et le Royaume-Uni de Grande-Bretagne et d’Irlande du Nord, et prendre en compte la situation dans ces États membres et pays tiers, en particulier en matière de sécurité de l’approvisionnement. Les États membres devraient tenir dûment compte des effets potentiels de leurs mesures sur les autres États membres et, en particulier, respecter le principe de la solidarité énergétique, notamment en vue de garantir la sécurité de l’approvisionnement, lorsqu’ils évaluent le caractère approprié et la portée de toute limitation envisagée.(104)Le secteur énergétique européen connaît de profonds changements vers une économie décarbonée à haut rendement fondée sur les sources d’énergie renouvelables et veille dans le même temps à garantir la sécurité de l’approvisionnement et la compétitivité. Si la cybersécurité dans le sous-secteur de l’électricité enregistre des progrès grâce à l’élaboration d’un code de réseau sur les flux transfrontaliers d’électricité, il est nécessaire d’établir des règles sectorielles contraignantes pour le sous-secteur du gaz naturel afin de garantir la sécurité du système énergétique de l’Union.(105)En réaction aux importantes hausses des prix de l’énergie à l’échelle de l’Union constatées à l’automne 2021 et à leurs effets négatifs, la communication de la Commission du 13 octobre 2021 intitulée "Lutte contre la hausse des prix de l’énergie: une panoplie d’instruments d’action et de soutien" a insisté sur l’importance d’un marché intérieur de l’énergie qui fonctionne bien et d’une meilleure coordination de la sécurité de l’approvisionnement par-delà les frontières pour la résilience face aux chocs futurs. Les 20 et 21 octobre 2021, le Conseil européen a adopté des conclusions invitant la Commission à envisager rapidement des mesures qui renforceraient la résilience du système énergétique de l’Union et du marché intérieur de l’énergie, parmi lesquelles des mesures renforçant la sécurité de l’approvisionnement. En réponse à l’invasion de l’Ukraine par la Russie, la Commission a présenté le plan REPowerEU le 8 mars 2022 afin d’éliminer progressivement la dépendance de l’Union à l’égard des combustibles fossiles russes et d’accélérer la transition vers une énergie propre. Afin de contribuer à une réaction cohérente et rapide à cette crise et à de nouvelles crises éventuelles au niveau de l’Union, il convient d’introduire dans le présent règlement et dans le règlement (UE) 2017/1938 du Parlement européen et du ConseilRèglement (UE) 2017/1938 du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2017 concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l’approvisionnement en gaz naturel et abrogeant le règlement (UE) no 994/2010 (JO L 280 du 28.10.2017, p. 1). des règles spécifiques visant à améliorer la coopération et la résilience, en particulier en ce qui concerne les règles de solidarité. Le règlement (UE) 2017/1938 devrait donc être modifié en conséquence.(106)Comme le montrent les simulations réalisées à l’échelle de l’Union en 2017, 2021 et 2022, les mesures de coopération régionale et de solidarité sont essentielles pour garantir la résilience de l’Union en cas de grave détérioration de la situation de l’approvisionnement. Des mesures de solidarité applicables en cas d’urgence devraient garantir l’approvisionnement des clients protégés au titre de la solidarité, tels que les ménages, par-delà les frontières. Il convient que les États membres adoptent les mesures nécessaires à la mise en œuvre des dispositions relatives au mécanisme de solidarité, y compris en se mettant d’accord sur des arrangements techniques, juridiques et financiers. Les États membres devraient décrire ces arrangements de façon détaillée dans leurs plans d’urgence. Pour les États membres qui n’ont pas conclu d’accords bilatéraux, les règles par défaut du présent règlement devrait s’appliquer afin de garantir cette solidarité effective.(107)Dès lors, de telles mesures de solidarité peuvent créer, pour un État membre, l’obligation de verser une compensation à ceux qui sont affectés par les mesures qu’il a prises. Afin que la compensation versée par l’État membre qui demande la solidarité à l’État membre qui répond à la demande de solidarité soit équitable et raisonnable, les autorités de régulation et l’ACER devraient avoir, en tant qu’autorités indépendantes, le pouvoir de contrôler le montant de la compensation demandée et versée et, s’il y a lieu, de demander une rectification, compte tenu en particulier du niveau des coûts indirects engendrés par la solidarité sur la base de mesures non fondées sur le marché. La coopération nouvellement mise en place entre des États membres indirectement connectés qui utilisent des mesures fondées sur le marché en vertu du présent règlement contribue également à réduire les coûts potentiellement importants qui pourraient résulter du recours à des mesures non fondées sur le marché, plus coûteuses.(108)La fourniture de contributions volontaires de gaz naturel au moyen de mesures fondées sur le marché à des États membres indirectement connectés devrait être inscrite dans le règlement (UE) 2017/1938, notamment afin d’éviter que des États membres directement connectés aient à recourir à des mesures non fondées sur le marché lorsqu’un autre État membre non directement connecté pourrait fournir des volumes de gaz naturel à des fins de solidarité en recourant à des mesures fondées sur le marché. Le caractère volontaire des mesures fondées sur le marché et la contribution de gaz naturel qui en résulte sont sans préjudice des obligations des États membres d’évaluer et d’indiquer en temps utile si et comment des mesures fondées sur le marché peuvent fournir le gaz naturel demandé. Un tel mécanisme vise à réduire le coût indirect et global de la solidarité, en évitant le recours à des mesures non fondées sur le marché, plus coûteuses. La solidarité entre des États membres indirectement connectés répartit la charge sur un plus grand nombre d’États membres et facilite l’accès des États membres qui ne disposent pas d’installations de GNL à l’approvisionnement mondial en GNL.(109)L’approche fondée sur les risques pour évaluer la sécurité de l’approvisionnement en gaz et la mise en place de mesures préventives et d’atténuation devrait inclure des scénarios examinant l’incidence d’une baisse de la demande en gaz naturel découlant d’économies d’énergie ou de mesures d’efficacité énergétique, y compris dans des simulations, à l’échelle de l’Union, de perturbations des infrastructures et des approvisionnements en gaz naturel résultant du présent règlement. L’examen des scénarios d’économies d’énergie et d’efficacité énergétique permet de s’assurer que la simulation à l’échelle de l’Union, ainsi que les évaluations communes des risques au niveau national qui s’ensuivent mais aussi les mesures préventives, soient à l’épreuve du temps et compatibles avec le principe de primauté de l’efficacité énergétique et avec les objectifs de l’Union en matière de neutralité climatique établis dans le règlement (UE) 2021/1119, et qu’elles contribuent à supprimer progressivement la dépendance de l’Union à l’égard des combustibles fossiles russes. Le présent règlement permet également aux États membres de réduire la consommation non essentielle de gaz des clients protégés afin de favoriser davantage les économies de gaz naturel, en particulier en cas de crise.(110)Les risques pour la sécurité de l’approvisionnement en gaz engendrés par l’agression militaire russe contre l’Ukraine qui ont justifié les modifications du règlement (UE) 2017/1938 introduites par le règlement (UE) 2022/1032 du Parlement européen et du ConseilRèglement (UE) 2022/1032 du Parlement européen et du Conseil du 29 juin 2022 modifiant les règlements (UE) 2017/1938 et (CE) no 715/2009 en ce qui concerne le stockage de gaz (JO L 173 du 30.6.2022, p. 17). persistent aujourd’hui. En outre, il convient de tenir compte de risques supplémentaires, comme de nouvelles perturbations des infrastructures critiques, à la suite des actes de sabotage commis contre les gazoducs Nord Stream en septembre 2022 et de la mise à l’arrêt du gazoduc Balticconnector en octobre 2023, et une détérioration de l’environnement géopolitique et du panorama des menaces dans les régions fournissant du gaz, par exemple en raison de la crise au Proche-Orient. Par conséquent, le rapport que la Commission doit présenter au plus tard le 28 février 2025 doit être accompagné, le cas échéant, d’une proposition législative visant à modifier le règlement (UE) 2017/1938.(111)Certaines dispositions du présent règlement s’appuient sur les mesures de crise introduites par le règlement (UE) 2022/2576 du ConseilRèglement (UE) 2022/2576 du Conseil du 19 décembre 2022 renforçant la solidarité grâce à une meilleure coordination des achats de gaz, à des prix de référence fiables et à des échanges transfrontières de gaz (JO L 335 du 29.12.2022, p. 1). en réaction à la guerre d’agression menée par la Russie contre l’Ukraine et à la crise de l’approvisionnement en gaz naturel qui a suivi. Alors que le règlement (UE) 2022/2576 réagissait à une crise immédiate et grave de l’approvisionnement en gaz naturel, y compris en dérogeant au cadre permanent existant, le présent règlement vise quant à lui à transformer certaines des mesures de crise en caractéristiques permanentes du marché du gaz naturel. Cela concerne, en particulier, le mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel, les mesures visant à améliorer l’utilisation des installations de GNL et le stockage de gaz naturel, ainsi que les mesures de solidarité supplémentaires en cas d’urgence en matière de gaz naturel. Toutefois, la mise en œuvre de ces caractéristiques permanentes du marché du gaz naturel nécessite du temps, notamment en raison des procédures d’appel d’offres nécessaires pour le mécanisme permanent d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel, qui ne seront pas achevées avant la fin de l’année 2024. En outre, les risques liés à l’approvisionnement en gaz naturel devraient durer tout au long de l’année 2024 dans l’Union. Par conséquent, afin de laisser suffisamment de temps pour la phase préparatoire concernant ces mesures et d’éviter un chevauchement avec les mesures introduites par le règlement (UE) 2022/2576, les dispositions pertinentes du présent règlement ne devraient s’appliquer qu’à compter du 1er janvier 2025. Les dispositions du présent règlement relatives à l’établissement et à la sélection d’un prestataire de services chargé d’exécuter des tâches dans le cadre du mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel devraient s’appliquer à compter de la date d’entrée en vigueur du présent règlement, afin de garantir que le mécanisme est opérationnel à compter de la date d’expiration du règlement (UE) 2022/2576.(112)Le règlement (UE) no 1227/2011 du Parlement européen et du ConseilRèglement (UE) no 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2011 concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie (JO L 326 du 8.12.2011, p. 1). et les règlements (UE) 2019/942 et (UE) 2022/869 devraient donc être modifiés en conséquence.(113)Étant donné que l’objectif du présent règlement, à savoir l’établissement de règles équitables concernant les conditions d’accès aux réseaux de transport de gaz naturel ainsi qu’aux installations de stockage et de GNL, et de mesures relatives au mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel, et au mécanisme visant à soutenir le développement de l’hydrogène, ne peut pas être réalisé de manière suffisante par les États membres mais peut, en raison des dimensions ou des effets de l’action, être mieux réalisé au niveau de l’Union, celle-ci peut prendre des mesures conformément au principe de subsidiarité consacré à l’article 5 du traité sur l’Union européenne. Conformément au principe de proportionnalité énoncé audit article, le présent règlement n’excède pas ce qui est nécessaire pour atteindre cet objectif,ONT ADOPTÉ LE PRÉSENT RÈGLEMENT: