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:
CHAPITRE IOBJET, CHAMP D’APPLICATION ET DÉFINITIONS
Article premierObjet et champ d’applicationLe présent règlement:a)établit des règles non discriminatoires pour déterminer les conditions d’accès aux systèmes de gaz naturel et d’hydrogène, compte tenu des particularités des marchés nationaux et régionaux, en vue d’assurer le bon fonctionnement des marchés intérieurs du gaz naturel et de l’hydrogène et de contribuer à la flexibilité du système énergétique; etb)facilite l’émergence et l’exploitation de marchés du gaz naturel et de l’hydrogène qui soient transparents, qui fonctionnent correctement et qui présentent un niveau élevé de sécurité de l’approvisionnement et prévoit des mécanismes pour harmoniser les règles d’accès au réseau en matière d’échanges transfrontaliers de gaz naturel et d’hydrogène.Les objectifs visés au premier alinéa comprennent notamment:a)la définition de principes harmonisés pour les tarifs, ou leurs méthodes de calcul, relatifs à l’accès au réseau de gaz naturel à l’exclusion des installations de stockage de gaz naturel;b)l’établissement de services d’accès des tiers, et des principes harmonisés pour l’attribution des capacités et la gestion de la congestion;c)la fixation des exigences de transparence, des règles et des redevances d’équilibrage et la facilitation des échanges de capacités.Le présent règlement, à l’exception de l’article 34, paragraphe 5, s’applique seulement aux installations de stockage de gaz naturel et aux installations de stockage d’hydrogène visées à l’article 33, paragraphe 3 ou 4, ou à l’article 37 de la directive (UE) 2024/1788.Les États membres peuvent mettre en place, conformément à la directive (UE) 2024/1788, une entité ou un organisme soumis aux prescriptions du présent règlement afin d’exercer une ou plusieurs fonctions habituellement confiées au gestionnaire de réseau de transport ou au gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène. Cette entité ou cet organisme est soumis à la procédure de certification conformément à l’article 14 du présent règlement et à la procédure de désignation en vertu de l’article 71 de la directive (UE) 2024/1788.
Article 2Définitions1.Aux fins du présent règlement, on entend par:1)"base d’actifs régulés": les actifs de réseau d’un gestionnaire de réseau de transport, d’un gestionnaire de réseau de distribution, d’un gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène et d’un gestionnaire de réseau de distribution d’hydrogène utilisés pour la fourniture de services de réseau régulés qui sont pris en compte dans le calcul des revenus tirés des services liés au réseau;2)"transport": le transport tel qu’il est défini à l’article 2, point 17), de la directive (UE) 2024/1788;3)"contrat de transport": un contrat conclu par le gestionnaire de réseau de transport ou le gestionnaire de réseau d’hydrogène avec un utilisateur du réseau en vue d’effectuer des services de transport de gaz naturel ou d’hydrogène;4)"capacité": le débit maximal, exprimé en mètres cubes par unité de temps ou en unités d’énergie par unité de temps, auquel l’utilisateur du réseau a droit en application des dispositions du contrat de transport;5)"capacité inutilisée": la capacité ferme obtenue par un utilisateur du réseau au titre d’un contrat de transport mais que cet utilisateur n’a pas nominée à l’échéance du délai fixé dans le contrat;6)"gestion de la congestion": la gestion du portefeuille de capacités du gestionnaire du réseau de transport en vue de l’utilisation optimale et maximale de la capacité technique et de la détection en temps utile des futurs points de congestion et de saturation;7)"marché secondaire": le marché des capacités échangées autrement que sur le marché primaire;8)"nomination": l’indication par l’utilisateur du réseau, au gestionnaire de réseau de transport, du débit que l’utilisateur du réseau souhaite effectivement injecter dans le système ou enlever du système, avant une telle injection ou un tel enlèvement;9)"renomination": l’indication d’une nomination corrigée, à la suite d’une nomination;10)"intégrité du système": l’état dans lequel la pression et la qualité du gaz naturel ou de l’hydrogène respectent les limites inférieures et supérieures, de sorte que le transport de gaz naturel ou d’hydrogène est garanti du point de vue technique;11)"période d’équilibrage": la période durant laquelle chaque utilisateur du réseau doit compenser l’enlèvement d’une quantité de gaz naturel ou d’hydrogène, exprimée en unités d’énergie, par l’injection de la même quantité de gaz naturel ou d’hydrogène, conformément au code de réseau;12)"utilisateur du réseau": l’utilisateur du réseau tel qu’il est défini à l’article 2, point 60), de la directive (UE) 2024/1788;13)"service interruptible": tout service offert par le gestionnaire de réseau de transport ou, le cas échéant, le gestionnaire du réseau de distribution, ou le gestionnaire de réseau d’hydrogène, en rapport avec une capacité interruptible;14)"capacité interruptible": la capacité de transport de gaz naturel ou d’hydrogène qui peut être interrompue par le gestionnaire de réseau de transport ou, le cas échéant, le gestionnaire du réseau de distribution, ou le gestionnaire de réseau d’hydrogène, conformément aux conditions stipulées dans le contrat de transport;15)"service à long terme": tout service offert par le gestionnaire de réseau de transport ou, le cas échéant, le gestionnaire du réseau de distribution, ou le gestionnaire de réseau d’hydrogène, pour une durée d’un an ou plus;16)"service à court terme": tout service offert par le gestionnaire de réseau de transport ou, le cas échéant, le gestionnaire du réseau de distribution, ou le gestionnaire de réseau d’hydrogène, pour une durée inférieure à un an;17)"capacité ferme": la capacité de transport et de distribution de gaz naturel et d’hydrogène dont le gestionnaire de réseau de transport ou, le cas échéant, le gestionnaire du réseau de distribution, ou le gestionnaire de réseau d’hydrogène, garantit par contrat le caractère non interruptible;18)"service ferme": tout service offert par le gestionnaire de réseau de transport ou, le cas échéant, le gestionnaire du réseau de distribution, ou le gestionnaire de réseau d’hydrogène, en rapport avec une capacité ferme;19)"capacité technique": la capacité ferme maximale qui peut être offerte aux utilisateurs du réseau compte tenu de l’intégrité du système et des exigences d’exploitation du gestionnaire de réseau de transport ou, le cas échéant, du gestionnaire du réseau de distribution, ou du gestionnaire de réseau d’hydrogène;20)"capacité contractuelle": la capacité qui a été attribuée à l’utilisateur du réseau au titre d’un contrat de transport;21)"capacité disponible": la part de la capacité technique qui n’est pas encore attribuée et qui reste disponible pour le système à un moment donné;22)"congestion contractuelle": une situation dans laquelle le niveau de la demande de capacité ferme dépasse la capacité technique;23)"marché primaire": le marché des capacités échangées directement par le gestionnaire de réseau de transport ou, le cas échéant, le gestionnaire du réseau de distribution, ou le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène;24)"congestion physique": une situation dans laquelle le niveau de la demande de fournitures effectives dépasse la capacité technique à un moment donné;25)"capacité d’installation de GNL": la capacité offerte par un terminal GNL pour la liquéfaction du gaz naturel ou l’importation, le déchargement, les services auxiliaires, le stockage temporaire et la regazéification du GNL;26)"espace": le volume de gaz naturel ou d’hydrogène que l’utilisateur d’une installation de stockage a le droit d’utiliser pour le stockage de gaz naturel ou d’hydrogène;27)"capacité de soutirage": le débit auquel l’utilisateur d’une installation de stockage a le droit de prélever du gaz naturel ou de l’hydrogène dans l’installation de stockage de gaz naturel ou dans l’installation de stockage d’hydrogène;28)"capacité d’injection": le débit auquel l’utilisateur d’une installation de stockage a le droit d’injecter du gaz naturel ou de l’hydrogène dans l’installation de stockage de gaz naturel ou dans l’installation de stockage d’hydrogène;29)"capacité de stockage": toute combinaison d’un espace, d’une capacité d’injection et d’une capacité de soutirage;30)"système entrée-sortie": le système entrée-sortie tel qu’il est défini à l’article 2, point 57), de la directive (UE) 2024/1788;31)"zone d’équilibrage": la zone d’équilibrage telle qu’elle est définie à l’article 2, point 58), de la directive (UE) 2024/1788;32)"point d’échange virtuel": le point d’échange virtuel tel qu’il est défini à l’article 2, point 59), de la directive (UE) 2024/1788;33)"point d’entrée": le point d’entrée tel qu’il est défini à l’article 2, point 61), de la directive (UE) 2024/1788;34)"point de sortie": le point de sortie tel qu’il est défini à l’article 2, point 62), de la directive (UE) 2024/1788;35)"capacité conditionnelle": une capacité ferme assortie de conditions transparentes et prédéfinies soit pour fournir un accès entrant ou sortant au point d’échange virtuel, soit pour limiter les possibilités d’attribution;36)"possibilité d’attribution": la combinaison quelconque d’une capacité d’entrée avec une capacité de sortie, quelles qu’elles soient, ou inversement;37)"revenus autorisés": la somme des revenus des services de transport et des revenus des services autres que de transport, pour la fourniture de services par le gestionnaire de réseau de transport pour une période de temps donnée au sein d’une période de régulation donnée, que ce gestionnaire de réseau de transport est en droit d’obtenir en vertu d’un régime autre qu’un régime de plafonnement des prix et qui est fixée conformément à l’article 78, paragraphe 7, point a), de la directive (UE) 2024/1788;38)"revenus cibles": la somme des revenus attendus de services de transport calculés conformément aux principes énoncés à l’article 17, paragraphe 1, et des revenus attendus des services autres que de transport, pour la fourniture de services par le gestionnaire de réseau de transport pour une période de temps donnée au sein d’une période de régulation donnée en vertu d’un régime de plafonnement des prix;39)"nouvelle infrastructure": une infrastructure qui n’est pas achevée au plus tard le 4 août 2003;40)"gaz naturel": le gaz naturel tel qu’il est défini à l’article 2, point 1), de la directive (UE) 2024/1788;41)"gaz renouvelable": le gaz renouvelable tel qu’il est défini à l’article 2, point 2), de la directive (UE) 2024/1788;42)"système de gaz naturel": le système de gaz naturel tel qu’il est défini à l’article 2, point 3), de la directive (UE) 2024/1788;43)"système d’hydrogène": le système d’hydrogène tel qu’il est défini à l’article 2, point 4), de la directive (UE) 2024/1788;44)"installation de stockage d’hydrogène": une installation de stockage d’hydrogène telle qu’elle est définie à l’article 2, point 5), de la directive (UE) 2024/1788;45)"gestionnaire de stockage d’hydrogène": un gestionnaire de stockage d’hydrogène tel qu’il est défini à l’article 2, point 6), de la directive (UE) 2024/1788;46)"terminal d’hydrogène": le terminal d’hydrogène tel qu’il est défini à l’article 2, point 8), de la directive (UE) 2024/1788;47)"gestionnaire de terminal d’hydrogène": le gestionnaire de terminal d’hydrogène tel qu’il est défini à l’article 2, point 9), de la directive (UE) 2024/1788;48)"qualité de l’hydrogène": la qualité de l’hydrogène telle qu’elle est définie à l’article 2, point 10), de la directive (UE) 2024/1788;49)"hydrogène bas carbone": l’hydrogène bas carbone tel qu’il est défini à l’article 2, point 11), de la directive (UE) 2024/1788;50)"gaz bas carbone": le gaz bas carbone tel qu’il est défini à l’article 2, point 12), de la directive (UE) 2024/1788;51)"gestionnaire de réseau de transport": le gestionnaire de réseau de transport tel qu’il est défini à l’article 2, point 18), de la directive (UE) 2024/1788;52)"réseau de conduites en amont": un réseau de conduites en amont tel qu’il est défini à l’article 2, point 16), de la directive (UE) 2024/1788;53)"distribution": la distribution telle qu’elle est définie à l’article 2, point 19), de la directive (UE) 2024/1788;54)"gestionnaire de réseau de distribution": le gestionnaire de réseau de distribution tel qu’il est défini à l’article 2, point 20), de la directive (UE) 2024/1788;55)"réseau d’hydrogène": le réseau d’hydrogène tel qu’il est défini à l’article 2, point 21), de la directive (UE) 2024/1788;56)"transport d’hydrogène": le transport d’hydrogène tel qu’il est défini à l’article 2, point 22), de la directive (UE) 2024/1788;57)"réseau de transport d’hydrogène": le réseau de transport d’hydrogène tel qu’il est défini à l’article 2, point 23), de la directive (UE) 2024/1788;58)"réseau de distribution d’hydrogène": le réseau de distribution d’hydrogène tel qu’il est défini à l’article 2, point 24), de la directive (UE) 2024/1788;59)"gestionnaire de réseau d’hydrogène": le gestionnaire de réseau d’hydrogène tel qu’il est défini à l’article 2, point 25), de la directive (UE) 2024/1788;60)"gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène": le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène tel qu’il est défini à l’article 2, point 26), de la directive (UE) 2024/1788;61)"gestionnaire de réseau de distribution d’hydrogène": le gestionnaire de réseau de distribution d’hydrogène tel qu’il est défini à l’article 2, point 27), de la directive (UE) 2024/1788;62)"fourniture": la fourniture telle qu’elle est définie à l’article 2, point 28), de la directive (UE) 2024/1788;63)"installation de stockage de gaz naturel": une installation de stockage de gaz naturel telle qu’elle est définie à l’article 2, point 31), de la directive (UE) 2024/1788;64)"gestionnaire de système de stockage de gaz naturel": le gestionnaire de système de stockage de gaz naturel tel qu’il est défini à l’article 2, point 32), de la directive (UE) 2024/1788;65)"installation de GNL": une installation de GNL telle qu’elle est définie à l’article 2, point 33), de la directive (UE) 2024/1788;66)"gestionnaire de système de GNL": un gestionnaire de système de GNL tel qu’il est défini à l’article 2, point 34), de la directive (UE) 2024/1788;67)"système": un système tel qu’il est défini à l’article 2, point 35), de la directive (UE) 2024/1788;68)"services auxiliaires": des services auxiliaires tels qu’ils sont définis à l’article 2, point 36), de la directive (UE) 2024/1788;69)"interconnexion": une interconnexion telle qu’elle est définie à l’article 2, point 39), de la directive (UE) 2024/1788;70)"interconnexion d’hydrogène": une interconnexion d’hydrogène telle qu’elle est définie à l’article 2, point 40), de la directive (UE) 2024/1788;71)"utilisateur du système": un utilisateur du système tel qu’il est défini à l’article 2, point 46), de la directive (UE) 2024/1788;72)"client": un client tel qu’il est défini à l’article 2, point 47), de la directive (UE) 2024/1788;73)"client final": un client final tel qu’il est défini à l’article 2, point 50), de la directive (UE) 2024/1788;74)"client grossiste": un client grossiste tel qu’il est défini à l’article 2, point 51), de la directive (UE) 2024/1788;75)"contrôle": le contrôle tel qu’il est défini à l’article 2, point 55), de la directive (UE) 2024/1788;76)"contrat à long terme": un contrat à long terme tel qu’il est défini à l’article 2, point 56), de la directive (UE) 2024/1788;77)"point d’interconnexion": un point d’interconnexion tel qu’il est défini à l’article 2, point 63), de la directive (UE) 2024/1788;78)"point d’interconnexion virtuel": un point d’interconnexion virtuel tel qu’il est défini à l’article 2, point 64), de la directive (UE) 2024/1788;79)"acteur du marché": un acteur du marché tel qu’il est défini à l’article 2, point 65), de la directive (UE) 2024/1788;80)"interopérabilité": l’interopérabilité telle qu’elle est définie à l’article 2, point 71), de la directive (UE) 2024/1788;81)"principe de primauté de l’efficacité énergétique": le principe de primauté de l’efficacité énergétique tel qu’il est défini à l’article 2, point 18), du règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du ConseilRèglement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climat, modifiant les règlements (CE) no 663/2009 et (CE) no 715/2009 du Parlement européen et du Conseil, les directives 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE et 2013/30/UE du Parlement européen et du Conseil, les directives 2009/119/CE et (UE) 2015/652 du Conseil et abrogeant le règlement (UE) no 525/2013 du Parlement européen et du Conseil (JO L 328 du 21.12.2018, p. 1).;82)"réaffectation": une réaffectation telle qu’elle est définie à l’article 2, point 18), du règlement (UE) 2022/869;83)"entreprise verticalement intégrée": une entreprise verticalement intégrée telle qu’elle est définie à l’article 2, point 43), de la directive (UE) 2024/1788.2.Les définitions figurant au paragraphe 1, points 4) à 24), relatives au transport s’appliquent par analogie aux installations de stockage et de GNL.
CHAPITRE IIRÈGLES GÉNÉRALES APPLICABLES AUX SYSTÈMES DE GAZ NATUREL ET AUX SYSTÈMES D’HYDROGÈNESection 1Règles générales d’organisation des marchés et accès à l’infrastructure
Article 3Principes générauxLes États membres, les autorités de régulation désignées conformément à l’article 76 de la directive (UE) 2024/1788 (ci-après dénommées "autorités de régulation"), les gestionnaires de systèmes de gaz naturel ou les gestionnaires de systèmes d’hydrogène et les gestionnaires délégués, tels que les gestionnaires de zone de marché ou les gestionnaires de plateforme de réservation, veillent à ce que les marchés du gaz naturel et de l’hydrogène soient exploités conformément aux principes suivants:a)les prix du gaz naturel et de l’hydrogène sont formés sur la base de l’offre et de la demande;b)les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution, et les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène et les gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène coopèrent afin d’assurer aux utilisateurs du réseau la liberté de réserver des capacités d’entrée et de sortie de manière indépendante; le gaz naturel et, à partir de 2033, l’hydrogène sont transportés au moyen du système entrée-sortie plutôt que de flux contractuels;c)les tarifs appliqués aux points d’entrée et de sortie du système de gaz naturel et du système d’hydrogène sont structurés de manière à contribuer à l’intégration du marché, à renforcer la sécurité de l’approvisionnement et à promouvoir l’interconnexion entre les réseaux de gaz naturel et entre les réseaux d’hydrogène;d)les entreprises exerçant des activités dans le même système entrée-sortie échangent du gaz naturel et, à partir de 2033, de l’hydrogène au point d’échange virtuel; les producteurs de gaz renouvelable et de gaz bas carbone ont un accès égal au point d’échange virtuel, qu’ils soient ou non raccordés au réseau de distribution ou au réseau de transport; le gaz naturel et, à partir de 2033, l’hydrogène peuvent être échangés physiquement aux points d’entrée ou de sortie en provenance ou à destination de pays tiers;e)il incombe aux utilisateurs du réseau d’équilibrer leurs portefeuilles d’équilibrage afin de réduire au minimum la nécessité pour les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène d’effectuer des actions d’équilibrage;f)les actions d’équilibrage sont exécutées sur la base de produits normalisés conformément au code de réseau sur l’équilibrage établi en vertu du présent règlement, et effectuées sur une plateforme de négociation ou au moyen de services d’équilibrage conformément audit code de réseau;g)les règles du marché évitent les actions qui empêchent la formation des prix sur la base de l’offre et de la demande de gaz naturel et d’hydrogène;h)les règles du marché garantissent que les marchés du gaz naturel et de l’hydrogène adoptent une approche axée sur le consommateur et efficace sur le plan énergétique;i)les règles du marché favorisent l’émergence et le fonctionnement d’un marché liquide des échanges de gaz naturel et d’hydrogène, stimulant la formation et la transparence des prix;j)les règles du marché permettent la décarbonation des systèmes de gaz naturel et des systèmes d’hydrogène, y compris en rendant possible l’intégration sur les marchés du gaz naturel et de l’hydrogène produits à partir de sources d’énergie renouvelables et en offrant des incitations en faveur des économies d’énergie et de l’efficacité énergétique, de la réduction de la demande, de la flexibilité de la demande et de l’intégration du système énergétique, et en facilitant la réalisation des objectifs de l’Union en matière de climat et d’énergie;k)les règles du marché fournissent des incitations appropriées aux investissements, en particulier aux investissements à long terme en faveur d’un système décarboné et durable de gaz naturel et d’un système décarboné et durable d’hydrogène, au stockage d’énergie, à l’efficacité énergétique, à la réduction de la demande et à la participation active de la demande pour répondre aux besoins du marché et aux besoins liés à l’intégration du système, et facilitent une concurrence équitable et la sécurité de l’approvisionnement, tout en appliquant le principe de primauté de l’efficacité énergétique en évitant les incitations aux investissements qui entraînent des actifs échoués;l)les règles relatives à la planification du réseau ciblent, le cas échéant, l’utilisation d’hydrogène pour les secteurs difficiles à décarboner, en tenant compte du potentiel de réduction des gaz à effet de serre, encouragent les mesures visant à réduire la demande en gaz fossile, et contribuent à l’utilisation prudente et rationnelle des ressources naturelles et à la réalisation des objectifs de l’Union en matière de climat et d’énergie;m)les obstacles aux flux transfrontaliers de gaz naturel et d’hydrogène, s’ils existent, entre les systèmes entrée-sortie sont supprimés;n)les règles du marché facilitent la coopération et l’intégration régionales.
Article 4Développement du gaz renouvelable et du gaz bas carbone dans les régions dépendant du charbon et d’activités à forte intensité de carboneLa Commission soutient et encourage la pénétration du gaz renouvelable et du gaz bas carbone, en particulier de l’hydrogène et du biométhane, dans le système énergétique de l’Union, en particulier dans les régions dépendant du charbon et d’activités à forte intensité de carbone, dans le but d’accroître la part du gaz renouvelable en particulier dans les processus industriels, le chauffage urbain et le stockage de l’énergie, et d’accélérer ainsi l’élimination progressive des combustibles fossiles solides dans les secteurs industriels et du chauffage urbain. La Commission soutient également la conversion des combustibles fossiles en hydrogène et biométhane renouvelables et bas carbone, ainsi que la constitution d’une main-d’œuvre qualifiée en matière d’hydrogène.
Article 5Séparation des bases d’actifs régulés1.Lorsqu’un gestionnaire de réseau de transport, un gestionnaire de réseau de distribution ou un gestionnaire de réseau d’hydrogène fournit des services régulés pour le gaz naturel, l’hydrogène ou l’électricité, il respecte l’exigence de dissociation comptable prévue à l’article 75 de la directive (UE) 2024/1788 et à l’article 56 de la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du ConseilDirective (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et modifiant la directive 2012/27/UE (JO L 158 du 14.6.2019, p. 125). et il dispose d’une base d’actifs régulés séparée pour ses actifs dédiés au gaz naturel, à l’hydrogène ou à l’électricité. Cette base d’actifs régulés séparée garantit que:a)les revenus des services tirés de la fourniture de services régulés spécifiques ne peuvent être utilisés que pour recouvrer le capital et les charges d’exploitation se rapportant aux actifs compris dans la base d’actifs régulés ayant servi à la fourniture des services régulés;b)lorsque des actifs sont transférés à une autre base d’actifs régulés, leur valeur est établie et soumise au contrôle et à l’approbation de l’autorité de régulation, et garantit l’absence de subventions croisées.2.Un État membre n’autorise aucun transfert financier entre des services régulés qui sont séparés au sens du paragraphe 1.3.Les États membres peuvent autoriser les gestionnaires de réseau d’hydrogène à répartir dans le temps la récupération des coûts du réseau d’hydrogène au moyen de tarifs d’accès au réseau pour veiller à ce que les futurs utilisateurs contribuent dûment aux coûts initiaux de développement du réseau d’hydrogène. Une telle répartition intertemporelle des coûts et sa méthodologie sous-jacente sont soumises à l’approbation de l’autorité de régulation. Les États membres peuvent mettre en place des mesures, telles qu’une garantie de l’État, pour couvrir le risque financier supporté par les gestionnaires de réseau d’hydrogène lié à l’écart de recouvrement initial des coûts découlant de l’application de la répartition intertemporelle des coûts, pour autant que ces mesures soient conformes à l’article 107 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne.4.Par dérogation au paragraphe 2, un État membre peut autoriser les transferts financiers entre services régulés séparés au sens du paragraphe 1, à condition que l’autorité de régulation ait établi que le financement des réseaux au moyen des tarifs d’accès au réseau payés par ses seuls utilisateurs du réseau n’est pas viable. Dans son évaluation, l’autorité de régulation tient compte, entre autres, de la valeur des transferts financiers prévus, des subventions croisées qui en résultent entre les utilisateurs des réseaux respectifs et du rapport coût/efficacité de ces transferts financiers.Les conditions suivantes s’appliquent à un transfert financier au sens du présent paragraphe:a)tous les revenus nécessaires au transfert financier sont perçus au titre d’un terme tarifaire spécifique;b)le terme tarifaire spécifique n’est perçu qu’à partir des points de sortie vers des clients finals situés dans les mêmes États membres que le bénéficiaire du transfert financier;c)le terme tarifaire spécifique et le transfert financier ou les méthodes de calcul de ceux-ci sont approuvés avant leur entrée en vigueur par l’autorité de régulation;d)le terme tarifaire spécifique et le transfert financier approuvés, ainsi que les méthodes, lorsqu’elles sont approuvées, sont publiés au plus tard trente jours avant leur date de mise en œuvre;e)la Commission et l’ACER ont reçu la notification par l’État membre que celui-ci a autorisé les transferts financiers.5.L’autorité de régulation peut approuver un transfert financier et un terme tarifaire spécifique visés au paragraphe 4, pour autant que:a)les tarifs d’accès au réseau sont facturés aux utilisateurs de la base d’actifs régulés qui bénéficie d’un transfert financier;b)la somme des transferts financiers et des revenus des services qui sont perçus via les tarifs d’accès au réseau n’est pas supérieure aux revenus autorisés ou cibles;c)un transfert financier est approuvé pour une durée limitée qui ne dépasse pas un tiers de la durée restante d’amortissement de l’infrastructure concernée.6.Au plus tard le 5 août 2025, l’ACER adresse des recommandations aux gestionnaires de réseau de transport, aux gestionnaires de réseau de distribution, aux gestionnaires de réseau d’hydrogène et aux autorités de régulation sur les méthodes de détermination de la répartition intertemporelle des coûts.L’ACER met à jour les recommandations visées au premier alinéa au moins tous les deux ans.L’ACER peut adresser des recommandations aux gestionnaires de réseau de transport, aux gestionnaires de réseau de distribution, aux gestionnaires de réseau d’hydrogène et aux autorités de régulation sur les méthodes utilisées pour:a)déterminer la valeur des actifs transférés à une autre base d’actifs régulés et la destination des bénéfices et pertes qui peuvent en résulter;b)calculer le volume et la durée maximale du transfert financier et du terme tarifaire spécifique;c)établir les critères de répartition des contributions au terme tarifaire spécifique entre les clients finals raccordés à la base d’actifs régulés.
Article 6Services d’accès des tiers en ce qui concerne les gestionnaires de réseau de transport1.Les gestionnaires de réseau de transport:a)offrent des capacités et des services à l’ensemble des utilisateurs du réseau de façon non discriminatoire;b)offrent des capacités aussi bien fermes qu’interruptibles; le prix de la capacité interruptible reflète la probabilité d’interruption;c)offrent aux utilisateurs du réseau des capacités tant à long terme qu’à court terme.En ce qui concerne le premier alinéa, point a), lorsqu’un gestionnaire de réseau de transport offre un même service à différents clients, il le fait à des conditions contractuelles équivalentes, en ayant recours soit à des contrats de transport harmonisés, soit à un code de réseau commun approuvés par l’autorité de régulation conformément à la procédure prévue à l’article 78 ou 79 de la directive (UE) 2024/1788.2.Au plus tard le 5 août 2025, la Commission:a)procède à une évaluation de l’incidence sur le système de gaz naturel d’un régime tarifaire dans lequel aucun tarif ne sera facturé pour l’accès aux réseaux de transport aux points d’interconnexion entre États membres ou aux points d’interconnexion avec des pays tiers dont les réseaux relient deux États membres ou plus; etb)présente un rapport au Parlement européen et au Conseil.Ce rapport peut, le cas échéant, être accompagné de propositions législatives visant à remédier aux obstacles recensés dans l’évaluation.3.Les contrats de transport comportant une date d’entrée en vigueur non standard, ou signés pour une durée inférieure à celle d’un contrat-type de transport annuel, ne donnent pas lieu à des tarifs arbitrairement plus élevés ou réduits ne reflétant pas la valeur commerciale du service, conformément aux principes énoncés à l’article 17, paragraphe 1.4.Lorsque plusieurs points d’interconnexion relient les deux mêmes systèmes entrée-sortie adjacents, les gestionnaires de réseaux de transport adjacents concernés proposent les capacités disponibles aux points d’interconnexion sur un seul point d’interconnexion virtuel. Toute capacité contractuelle aux points d’interconnexion, quelle que soit la date de sa conclusion, est transférée au point d’interconnexion virtuel.Un point d’interconnexion virtuel n’est établi que pour autant que les conditions suivantes soient remplies:a)les capacités techniques totales aux points d’interconnexion virtuels sont supérieures ou égales à la somme des capacités techniques à chacun des points d’interconnexion contribuant aux points d’interconnexion virtuels;b)le point d’interconnexion virtuel facilite une utilisation économique et efficiente du système, notamment conformément aux règles prévues aux articles 10 et 11.5.Le cas échéant, des services d’accès peuvent être accordés à des tiers, à condition que les utilisateurs du réseau fournissent des garanties de solvabilité appropriées. Ces garanties ne constituent pas des obstacles indus à l’accès au marché et sont non discriminatoires, transparentes et proportionnées.6.Les gestionnaires de réseau de transport ont accès, si nécessaire et dans le cadre de l’accomplissement de leurs tâches, notamment en ce qui concerne le transport transfrontalier, au réseau d’autres gestionnaires de réseau de transport.7.Les paragraphes 1 à 6 s’entendent sans préjudice de la possibilité pour les États membres de prendre des mesures proportionnées pour restreindre temporairement les approvisionnements en gaz naturel provenant de la Fédération de Russie et de la Biélorussie, pour une durée déterminée, qui peut être renouvelée si cela est justifié, en limitant au préalable les offres émanant d’un utilisateur individuel quelconque du réseau pour des capacités à des points d’entrée de la Fédération de Russie ou de la Biélorussie, lorsque cela est nécessaire pour protéger leurs intérêts essentiels en matière de sécurité et ceux de l’Union, et à condition que ces mesures:a)ne perturbent pas indûment le bon fonctionnement du marché intérieur du gaz naturel et les flux transfrontières de gaz naturel entre les États membres, et ne compromettent pas la sécurité de l’approvisionnement de l’Union ou d’un État membre;b)respectent le principe de la solidarité énergétique;c)soient prises dans le respect des droits et obligations de l’Union et des États membres à l’égard des pays tiers.Compte tenu de la nécessité d’assurer la sécurité de l’approvisionnement de l’Union, les mesures prises par les États membres en vertu du premier alinéa peuvent viser à diversifier les approvisionnements en gaz naturel en vue de supprimer progressivement la dépendance à l’égard du gaz naturel russe, lorsqu’il peut être démontré que ces mesures sont nécessaires pour protéger leurs intérêts essentiels en matière de sécurité et ceux de l’Union.Avant de décider d’une mesure visée au premier alinéa, l’État membre concerné consulte la Commission et, dans la mesure où ils sont susceptibles d’être affectés par la mesure concernée, les autres États membres, les parties contractantes de la Communauté de l’énergie, les pays tiers qui sont parties contractantes à l’accord sur l’Espace économique européen et le Royaume-Uni de Grande-Bretagne et d’Irlande du Nord. L’État membre concerné tient le plus grand compte de la situation dans ces États membres et pays tiers et de toute préoccupation exprimée à cet égard par ces États membres, ces pays tiers ou la Commission.
Article 7Services d’accès des tiers en ce qui concerne les gestionnaires de réseau d’hydrogène1.Les gestionnaires de réseau d’hydrogène offrent leurs services à l’ensemble des utilisateurs du réseau de façon non discriminatoire, sous réserve de conditions contractuelles équivalentes pour un même service. Les gestionnaires de réseau d’hydrogène publient sur leur site internet les conditions contractuelles et les tarifs facturés pour l’accès au réseau et, le cas échéant, les redevances d’équilibrage.2.La capacité maximale d’un réseau d’hydrogène est mise à la disposition des acteurs du marché en tenant compte de l’intégrité du système et de l’exploitation efficiente et sûre du réseau.3.La durée maximale des contrats de capacité est de 20 ans pour les infrastructures achevées avant le 1er janvier 2028 et de 15 ans pour les infrastructures achevées à cette date ou après cette date. Les autorités de régulation ont le droit d’imposer des durées maximales plus courtes si cela est nécessaire pour assurer le fonctionnement du marché de l’hydrogène, préserver la concurrence et assurer, à terme, l’intégration transfrontalière. Lorsqu’elles adoptent une décision sur l’imposition d’une durée maximale plus courte, les autorités de régulation tiennent compte, entre autres, de l’engagement des utilisateurs du réseau visant à garantir le financement du réseau et des incidences négatives sur les possibilités de planification et de refinancement.4.Les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène mettent en œuvre et publient des procédures de gestion de la congestion non discriminatoires et transparentes, qui facilitent également les échanges transfrontaliers d’hydrogène sur une base non discriminatoire.5.Les gestionnaires de réseau d’hydrogène évaluent régulièrement la situation sur le marché en ce qui concerne la demande de nouveaux investissements, en tenant compte de la sécurité de l’approvisionnement et de l’efficience de l’utilisation finale de l’hydrogène.6.À compter du 1er janvier 2033, les réseaux d’hydrogène sont organisés sous la forme de systèmes entrée-sortie.7.Les États membres peuvent décider de ne pas appliquer le paragraphe 6 du présent article aux réseaux d’hydrogène qui bénéficient d’une dérogation en vertu de l’article 52 de la directive (UE) 2024/1788 et qui ne sont pas connectés à un autre réseau d’hydrogène.8.À compter du 1er janvier 2033, ou lorsqu’un État membre décide d’appliquer l’accès réglementé des tiers aux réseaux d’hydrogène conformément à l’article 35 de la directive (UE) 2024/1788 avant le 1er janvier 2033, l’article 17 du présent règlement s’applique aux tarifs d’accès aux réseaux d’hydrogène et les obligations incombant aux gestionnaires de réseau de transport énoncées à l’article 17, paragraphes 1, 2, 4 et 5 du présent règlement s’appliquent aux gestionnaires de réseau d’hydrogène. Les articles 18 et 19 du présent règlement ne sont pas applicables aux réseaux d’hydrogène. Ces articles ne s’appliquent qu’aux réseaux de gaz naturel.Les autorités de régulation consultent les autorités de régulation des États membres directement connectés et les parties prenantes concernées avant de prendre une décision sur la méthode de fixation des tarifs d’accès au réseau d’hydrogène pour les points d’entrée et de sortie aux points d’interconnexion transfrontaliers entre ces États membres directement connectés, y compris pour tout point d’interconnexion virtuel. Les autorités de régulation soumettent également la méthode tarifaire envisagée à l’ACER. Par dérogation à l’article 17, les autorités de régulation peuvent décider de ne pas facturer de tarifs d’accès au réseau d’hydrogène ou, lorsque les capacités sont allouées au moyen d’enchères, de fixer les prix de réserve à zéro.Lorsqu’elles décident de la méthode de fixation des tarifs d’accès au réseau d’hydrogène à un point d’interconnexion entre les États membres, les autorités de régulation concernées appliquent les principes tarifaires visés à l’article 17, paragraphes 1, 2, 4 et 5 et tiennent compte des résultats des consultations visées au deuxième alinéa du présent paragraphe, en particulier des consultations des autorités de régulation des États membres directement connectés, et de l’incidence des tarifs d’accès au réseau choisis sur les échanges transfrontaliers et le fonctionnement du marché dans les États membres directement connectés.Les autorités de régulation des États membres directement connectés peuvent demander à l’ACER de fournir un avis fondé sur les faits relatif à la méthode de fixation des tarifs d’accès au réseau d’hydrogène ou des prix de réserve pour les points d’entrée et de sortie aux points d’interconnexion transfrontaliers entre ces États membres, conformément à l’article 6, paragraphe 5, du règlement (UE) 2019/942. L’ACER informe la Commission en conséquence, le cas échéant, conformément à l’article 6, paragraphe 6, du règlement (UE) 2019/942. Lorsqu’elle émet un avis fondé sur les faits, l’ACER procède à son évaluation en tenant dûment compte des principes de tarification visés à l’article 17, paragraphes 1 et 2, du présent règlement.Les autres modalités nécessaires à la mise en œuvre du présent paragraphe, notamment la procédure de consultation transfrontière ou la demande d’avis auprès de l’ACER, sont fixées dans un code de réseau établi en vertu de l’article 72, paragraphe 1.9.À compter du 1er janvier 2033, les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène se conforment aux exigences imposées aux gestionnaires de réseau de transport en vertu des articles 5, 10 et 13 lorsqu’ils proposent leurs services, et publient les tarifs pour chaque point de réseau sur une plateforme en ligne gérée par le réseau européen des gestionnaires de réseau d’hydrogène (REGRH). Jusqu’à l’adoption et l’entrée en vigueur d’un code de réseau sur l’attribution des capacités des réseaux de transport d’hydrogène en vertu de l’article 72, paragraphe 1, point d), cette publication peut s’effectuer sous la forme de liens vers les tarifs publiés sur les sites internet des gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène.
Article 8Services d’accès des tiers en ce qui concerne les installations de stockage de gaz naturel, les terminaux d’hydrogène et les installations de GNL et les installations de stockage d’hydrogène1.Les gestionnaires de système de GNL, les gestionnaires de terminaux d’hydrogène, les gestionnaires de stockage d’hydrogène et les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel:a)offrent des services de façon non discriminatoire à l’ensemble des utilisateurs du réseau répondant à la demande du marché; en particulier, lorsqu’un gestionnaire de système de GNL, un gestionnaire de terminal d’hydrogène, un gestionnaire de stockage d’hydrogène ou un gestionnaire de système de stockage de gaz naturel offre un même service à différents clients, il le fait à des conditions contractuelles équivalentes;b)offrent des services compatibles avec l’utilisation des réseaux de transport de gaz naturel et d’hydrogène interconnectés et facilitent l’accès par la coopération avec le gestionnaire de réseau de transport ou le gestionnaire de réseau d’hydrogène; etc)rendent publiques les informations nécessaires, notamment les données relatives à l’utilisation et à la disponibilité des services, dans un délai compatible avec les contraintes commerciales raisonnables des utilisateurs d’installations de GNL, d’installations de stockage de gaz naturel, de terminaux d’hydrogène ou d’installations de stockage d’hydrogène, sous réserve du contrôle de cette publication par l’autorité de régulation.2.Chaque gestionnaire de système de stockage de gaz naturel et gestionnaire de stockage d’hydrogène:a)offre aux tiers des services d’accès aussi bien fermes qu’interruptibles; le prix de la capacité interruptible reflète la probabilité d’interruption;b)offre aux utilisateurs d’installations de stockage des services tant à long terme qu’à court terme;c)offre aux utilisateurs d’installations de stockage des services à la fois liés et non liés de capacité de stockage.3.Chaque gestionnaire de système de GNL offre aux utilisateurs d’installations de GNL des services à la fois liés et non liés au sein de l’installation de GNL, en fonction des besoins exprimés par lesdits utilisateurs.4.Les contrats d’utilisation d’installations de GNL et d’utilisation d’installations de stockage de gaz naturel et les contrats d’utilisation d’installations de stockage d’hydrogène et de terminaux d’hydrogène ne donnent pas lieu à des tarifs arbitrairement plus élevés lorsqu’ils sont signés:a)en dehors d’une "année gaz", avec une date d’entrée en vigueur non standard; oub)pour une durée inférieure à celle d’un contrat standard sur une base annuelle.5.Le cas échéant, des services d’accès peuvent être accordés à des tiers, à condition que les utilisateurs du réseau fournissent des garanties de solvabilité appropriées. Ces garanties ne constituent pas des obstacles indus à l’accès au marché et sont non discriminatoires, transparentes et proportionnées.6.Les limites contractuelles concernant le volume minimal requis des capacités des installations de GNL ou des terminaux d’hydrogène et des capacités de stockage de gaz naturel ou d’hydrogène sont justifiées sur la base de contraintes techniques et permettent aux petits utilisateurs de stockage d’accéder aux services de stockage.7.Les paragraphes 1 à 6 s’entendent sans préjudice de la possibilité pour les États membres de prendre des mesures proportionnées pour restreindre temporairement les approvisionnements en GNL provenant de la Fédération de Russie et de la Biélorussie, pour une durée déterminée, qui peut être renouvelée si cela est justifié, en limitant au préalable les offres émanant d’un utilisateur individuel quelconque du réseau ou la fourniture de capacités d’installation de GNL à un utilisateur individuel quelconque du réseau pour des livraisons provenant de la Fédération de Russie ou de la Biélorussie, lorsque cela est nécessaire pour protéger leurs intérêts essentiels en matière de sécurité et ceux de l’Union, et à condition que ces mesures:a)ne perturbent pas indûment le bon fonctionnement du marché intérieur du gaz naturel et les flux transfrontières de gaz naturel entre les États membres, et ne compromettent pas la sécurité de l’approvisionnement de l’Union ou d’un État membre;b)respectent le principe de la solidarité énergétique;c)soient prises dans le respect des droits et obligations de l’Union et des États membres à l’égard des pays tiers.Compte tenu de la nécessité d’assurer la sécurité de l’approvisionnement de l’Union, les mesures prises par les États membres en vertu du premier alinéa peuvent viser à diversifier les approvisionnements en GNL en vue de supprimer progressivement la dépendance à l’égard du gaz naturel russe, lorsqu’il peut être démontré que ces mesures sont nécessaires pour protéger leurs intérêts essentiels en matière de sécurité et ceux de l’Union.Avant de décider d’une mesure visée au premier alinéa, l’État membre concerné consulte la Commission et, dans la mesure où ils sont susceptibles d’être affectés par la mesure concernée, les autres États membres, les parties contractantes de la Communauté de l’énergie, les pays tiers qui sont parties contractantes à l’accord sur l’Espace économique européen et le Royaume-Uni de Grande-Bretagne et d’Irlande du Nord. L’État membre concerné tient le plus grand compte de la situation dans ces États membres et pays tiers et de toute préoccupation exprimée à cet égard par ces États membres, ces pays tiers ou la Commission.
Article 9Évaluation de la demande du marché du gaz renouvelable et du gaz bas carbone par les gestionnaires de système de GNL et les gestionnaires de système de stockage de gaz naturelLes gestionnaires de système de GNL et les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel évaluent, au moins tous les deux ans, la situation sur le marché en ce qui concerne la demande de nouveaux investissements permettant l’utilisation de gaz renouvelable et de gaz bas carbone, y compris les composés de l’hydrogène tels que l’ammoniac liquide et les vecteurs d’hydrogène organique liquide, dans les installations. Ces gestionnaires informent les autorités de régulation concernées des résultats de l’évaluation de la demande du marché. Lorsqu’ils planifient de nouveaux investissements, les gestionnaires de système de GNL et les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel évaluent la demande du marché en vue de faciliter l’utilisation de gaz renouvelable et de gaz bas carbone dans leurs installations et tiennent compte de la sécurité de l’approvisionnement. Les gestionnaires de système de GNL et les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel rendent publics les plans éventuels concernant de nouveaux investissements permettant l’utilisation de gaz renouvelable et de gaz bas carbone dans leurs installations.
Article 10Principes des mécanismes d’attribution des capacités et procédures de gestion de la congestion en ce qui concerne les gestionnaires de réseau de transport1.La capacité maximale à tous les points pertinents visés à l’article 33, paragraphe 3, est mise à la disposition des acteurs du marché, en tenant compte de l’intégrité du système et de l’exploitation efficace du réseau.2.Le gestionnaire de réseau de transport met en œuvre et publie des mécanismes non discriminatoires et transparents d’attribution des capacités qui:a)fournissent des indices économiques appropriés permettant d’exploiter la capacité technique de manière efficace et maximale, facilitent les investissements dans les nouvelles infrastructures et dans des solutions alternatives axées sur la demande ne nécessitant pas de nouveaux investissements dans les infrastructures, et facilitent les échanges transfrontaliers de gaz naturel;b)sont compatibles avec les mécanismes du marché, y compris les marchés spot et les centres d’échanges, tout en étant flexibles et adaptables en fonction de l’évolution des conditions du marché; etc)sont compatibles avec les régimes d’accès aux réseaux des États membres.3.Les gestionnaires de réseau de transport mettent en œuvre et publient des procédures non discriminatoires et transparentes de gestion de la congestion qui facilitent les échanges transfrontaliers de gaz naturel de manière non discriminatoire et sont fondées sur les principes suivants:a)en cas de congestion contractuelle, le gestionnaire de réseau de transport offre la capacité inutilisée sur le marché primaire au moins sur une base d’arrangement à court terme (à un jour) et interruptible; etb)les utilisateurs du réseau peuvent revendre ou sous-louer leur capacité contractuelle inutilisée sur le marché secondaire.Concernant le premier alinéa, point a), un État membre peut demander que les utilisateurs du réseau adressent une notification au gestionnaire de réseau de transport ou informent celui-ci.4.Les gestionnaires de réseau de transport évaluent régulièrement la situation sur le marché en ce qui concerne la demande de nouveaux investissements en tenant compte du scénario commun élaboré pour le plan décennal de développement du réseau en vertu de l’article 55 de la directive (UE) 2024/1788, ainsi que de la sécurité de l’approvisionnement.
Article 11Principes des mécanismes d’attribution des capacités et procédures de gestion de la congestion en ce qui concerne les installations de stockage de gaz naturel, les terminaux d’hydrogène, les installations de stockage d’hydrogène et les installations de GNL1.La capacité maximale d’une installation de stockage de gaz naturel, d’une installation de GNL, d’une installation de stockage d’hydrogène ou d’un terminal d’hydrogène est mise à la disposition des acteurs du marché, en tenant compte de l’intégrité et de l’exploitation du système.2.Les gestionnaires de système de GNL, les gestionnaires de stockage d’hydrogène, les gestionnaires de terminaux d’hydrogène et les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel mettent en œuvre et publient des mécanismes non discriminatoires et transparents d’attribution des capacités qui:a)fournissent des signaux économiques appropriés permettant d’exploiter les capacités de manière efficace et optimale et facilitent les investissements dans les nouvelles infrastructures;b)sont compatibles avec les mécanismes du marché, y compris les marchés spot et les centres d’échanges, tout en étant flexibles et adaptables en fonction de l’évolution des conditions du marché; etc)sont compatibles avec les régimes d’accès aux réseaux connectés.3.Les contrats d’utilisation de terminaux de GNL, de terminaux d’hydrogène, d’installations de stockage d’hydrogène et d’installations de stockage de gaz naturel comprennent des mesures visant à empêcher la rétention de capacités en tenant compte des principes suivants qui s’appliquent en cas de congestion contractuelle:a)le gestionnaire de réseau met à disposition sur le marché primaire, sans attendre, la capacité inutilisée et, en ce qui concerne les installations de stockage de gaz naturel, il met cette capacité à disposition au moins la veille pour le lendemain et sur une base interruptible;b)les utilisateurs peuvent revendre leur capacité contractuelle sur le marché secondaire;c)au plus tard le 5 février 2026, les gestionnaires de système de GNL, les gestionnaires de terminaux d’hydrogène, les gestionnaires de stockage d’hydrogène et les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel veillent, à titre individuel ou conjointement avec d’autres gestionnaires du même type, à ce qu’une plateforme de réservation transparente et non discriminatoire destinée aux utilisateurs d’installations de GNL, de terminaux d’hydrogène, d’installations de stockage d’hydrogène et d’installations de stockage de gaz naturel soit disponible pour permettre auxdits utilisateurs de revendre leur capacité contractuelle sur le marché secondaire conformément au point b).
Article 12Échanges de droits à capacitéChaque gestionnaire de réseau de transport, gestionnaire de système de stockage de gaz naturel, gestionnaire de système de GNL, gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène, gestionnaire de terminal d’hydrogène et gestionnaire de stockage d’hydrogène prend des mesures raisonnables pour faire en sorte que les droits à capacité puissent être librement échangés et pour faciliter ces échanges de manière transparente et non discriminatoire. Il élabore des contrats et des procédures harmonisés en matière de transport, d’installations de GNL, de terminaux d’hydrogène, d’installations de stockage de gaz naturel et d’installations de stockage d’hydrogène sur le marché primaire afin de faciliter l’échange secondaire de capacités et il reconnaît le transfert des droits primaires à capacité lorsque celui-ci est notifié par les utilisateurs du réseau.Les contrats et procédures harmonisés sont notifiés aux autorités de régulation.
Article 13Règles et redevances d’équilibrage1.Les règles d’équilibrage sont conçues de façon équitable, non discriminatoire et transparente et reposent sur des critères objectifs. Les règles d’équilibrage reflètent les véritables besoins du système, compte tenu des ressources dont dispose le gestionnaire du réseau de transport. Les règles d’équilibrage sont fondées sur le marché.2.Afin de permettre aux utilisateurs du réseau de prendre des mesures correctives en temps utile, le gestionnaire de réseau de transport fournit, par voie électronique, des informations suffisantes, transmises au moment opportun et fiables sur la situation d’équilibrage des utilisateurs du réseau.Les informations fournies sont fonction du degré d’information dont dispose le gestionnaire de réseau de transport et de la période de liquidation pour laquelle des redevances d’équilibrage sont calculées.La fourniture des informations visées au présent paragraphe n’est pas payante.3.Les redevances d’équilibrage reflètent les coûts dans la mesure du possible, mais sont suffisamment incitatives pour que les utilisateurs du réseau équilibrent leurs injections et leurs enlèvements de gaz naturel. Elles évitent les subventions croisées entre utilisateurs du réseau et n’empêchent pas l’entrée de nouveaux arrivants sur le marché.Toute méthode de calcul des redevances d’équilibrage, ainsi que les valeurs finales, sont publiées par les autorités de régulation ou le gestionnaire de réseau de transport, selon les cas.4.Les États membres veillent à ce que les gestionnaires de réseau de transport s’efforcent d’harmoniser les régimes d’équilibrage et de rationaliser les structures et les niveaux des redevances d’équilibrage pour faciliter le commerce du gaz naturel effectué au point d’échange virtuel.
Article 14Certification des gestionnaires de réseau de transport et des gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène1.La Commission examine, dès sa réception, toute notification d’une décision concernant la certification d’un gestionnaire de réseau de transport ou d’un gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène comme prévu à l’article 71, paragraphe 6, de la directive (UE) 2024/1788. Dans un délai de 50 jours ouvrables à compter de la date de la réception de cette notification, la Commission rend son avis à l’autorité de régulation concernée quant à sa compatibilité avec l’article 71, paragraphe 2, ou l’article 72, ainsi qu’avec l’article 60 de la directive (UE) 2024/1788 pour les gestionnaires de réseau de transport, ou l’article 68 de ladite directive pour les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène, selon le cas.Lorsqu’elle élabore son avis visé au premier alinéa, la Commission peut demander à l’ACER de fournir son avis sur la décision de l’autorité de régulation. Dans ce cas, le délai de 50 jours ouvrables visé au premier alinéa est prolongé de 50 jours ouvrables supplémentaires.Si la Commission ne rend pas d’avis durant les délais visés aux premier et deuxième alinéas, elle est réputée ne pas avoir d’objections à l’encontre de la décision de l’autorité de régulation.2.Dans un délai de 50 jours ouvrables à compter de la réception d’un avis de la Commission en vertu du paragraphe 1, l’autorité de régulation adopte sa décision finale concernant la certification du gestionnaire de réseau de transport ou du gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène, en tenant le plus grand compte de cet avis. La décision de l’autorité de régulation et l’avis de la Commission sont publiés ensemble.3.Les autorités de régulation ou la Commission peuvent, à n’importe quel moment de la procédure, demander à un gestionnaire de réseau de transport, à un gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène ou à une entreprise assurant la production ou la fourniture, toute information utile à l’accomplissement de leurs tâches en application du présent article.4.Les autorités de régulation et la Commission préservent la confidentialité des informations commercialement sensibles.5.La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l’article 80 pour compléter le présent règlement en fournissant des lignes directrices détaillant la procédure à suivre pour l’application des paragraphes 1 et 2 du présent article.6.Lorsque la Commission reçoit une notification concernant la certification d’un gestionnaire de réseau de transport conformément à l’article 60, paragraphe 9, de la directive (UE) 2024/1788, elle prend une décision relative à la certification. L’autorité de régulation se conforme à la décision de la Commission.
Article 15Certification des gestionnaires de système de stockage de gaz naturel1.Les États membres veillent à ce que tous les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel, y compris ceux qui sont contrôlés par un gestionnaire de réseau de transport, soient certifiés, conformément à la procédure prévue au présent article, par l’autorité de régulation ou par une autorité compétente désignée par l’État membre concerné en vertu de l’article 3, paragraphe 2, du règlement (UE) 2017/1938 (ci-après dénommée, dans les deux cas, "autorité de certification").Le présent article s’applique également aux gestionnaires de système de stockage de gaz naturel contrôlés par des gestionnaires de réseau de transport qui sont certifiés en vertu de la directive 2009/73/CE ou (UE) 2024/1788.2.Au plus tard le 1er février 2023 ou dans un délai de 150 jours ouvrables à compter de la date de réception d’une notification en application du paragraphe 9, l’autorité de certification émet un projet de décision de certification en ce qui concerne les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel qui exploitent des installations de stockage souterrain de gaz naturel dont la capacité est supérieure à 3,5 TWh lorsque, quel que soit le nombre de gestionnaires de système de stockage de gaz naturel, l’ensemble des installations de stockage de gaz naturel étaient remplies le 31 mars 2021 et le 31 mars 2022 à un niveau qui, en moyenne, était inférieur à 30 % de leur capacité maximale.En ce qui concerne les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel visés au premier alinéa, l’autorité de certification met tout en œuvre pour émettre un projet de décision de certification le 1er novembre 2022 au plus tard.En ce qui concerne les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel autres que ceux visés au premier alinéa, l’autorité de certification émet un projet de décision de certification au plus tard le 2 janvier 2024 ou dans un délai de 18 mois à compter de la date de réception d’une notification en application du paragraphe 8 ou 9.3.Lorsqu’elle examine le risque pour la sécurité de l’approvisionnement en énergie dans l’Union, l’autorité de certification tient compte de tout risque pour la sécurité de l’approvisionnement en gaz naturel au niveau national, régional ou de l’Union ainsi que de toute atténuation de ce risque, résultant notamment:a)d’une relation de propriété, d’approvisionnement ou de toute autre relation commerciale susceptible d’avoir une incidence négative sur les incitations et la capacité du gestionnaire de système de stockage de gaz naturel à remplir l’installation de stockage souterrain de gaz naturel;b)des droits et obligations de l’Union découlant du droit international à l’égard d’un pays tiers, y compris un accord conclu avec un ou plusieurs pays tiers auquel l’Union est partie et qui traite de la question de la sécurité de l’approvisionnement en énergie;c)des droits et obligations des États membres concernés à l’égard d’un pays tiers découlant d’accords conclus par les États membres concernés avec un ou plusieurs pays tiers, dans la mesure où ces accords sont conformes au droit de l’Union; oud)de tout autre fait ou circonstance spécifique.4.Si l’autorité de certification conclut qu’une personne exerçant un contrôle direct ou indirect ou un quelconque pouvoir sur le gestionnaire de système de stockage de gaz naturel pourrait mettre en péril la sécurité de l’approvisionnement en énergie ou les intérêts essentiels en matière de sécurité de l’Union ou de tout État membre, l’autorité de certification refuse d’accorder la certification. À défaut, l’autorité de certification peut délivrer une décision de certification sous réserve du respect de conditions garantissant une atténuation suffisante des risques susceptibles d’avoir une incidence négative sur le remplissage des installations de stockage souterrain de gaz naturel, pour autant que l’application des conditions puisse être pleinement assurée par une mise en œuvre et un suivi efficaces. Ces conditions peuvent notamment consister à exiger du propriétaire du système de stockage ou du gestionnaire de système de stockage de gaz naturel qu’il transfère la gestion du système de stockage.5.Lorsque l’autorité de certification conclut que les risques liés à l’approvisionnement en gaz naturel ne peuvent pas être atténués en imposant les conditions visées au paragraphe 4, y compris en exigeant du propriétaire du système de stockage de gaz naturel ou du gestionnaire de système de stockage de gaz naturel qu’il transfère la gestion du système de stockage de gaz naturel, et refuse donc d’accorder la certification, elle:a)impose au propriétaire du système de stockage de gaz naturel ou au gestionnaire de système de stockage de gaz naturel, ou à toute personne qu’elle estime susceptible de mettre en péril la sécurité de l’approvisionnement en énergie ou les intérêts essentiels en matière de sécurité de l’Union ou de tout État membre, de céder les parts ou les droits qu’il détient sur la propriété du système de stockage de gaz naturel ou la propriété du gestionnaire de système de stockage de gaz naturel, et fixe un délai pour cette cession;b)ordonne, le cas échéant, des mesures provisoires pour faire en sorte que cette personne ne puisse exercer aucun contrôle ou pouvoir sur le propriétaire du système de stockage de gaz naturel ou le gestionnaire de système de stockage de gaz naturel jusqu’à la cession de ses parts ou de ses droits; etc)prévoit des mesures compensatoires appropriées conformément au droit national.6.L’autorité de certification notifie sans tarder son projet de décision de certification à la Commission, accompagné de toutes les informations pertinentes.La Commission émet un avis sur le projet de décision de certification à l’autorité de certification dans un délai de vingt-cinq jours ouvrables à compter de cette notification. L’autorité de certification tient le plus grand compte de l’avis de la Commission.7.L’autorité de certification émet la décision de certification au plus tard dans un délai de vingt-cinq jours ouvrables à compter de la réception de l’avis de la Commission.8.Avant la mise en service d’une installation de stockage souterrain de gaz naturel nouvellement construite, le gestionnaire de système de stockage de gaz naturel est certifié conformément aux paragraphes 1 à 7. Le gestionnaire de système de stockage de gaz naturel notifie à l’autorité de certification son intention de mettre l’installation de stockage de gaz naturel en service.9.Les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel notifient à l’autorité de certification concernée toute transaction prévue qui nécessiterait une réévaluation de la manière dont ils se conforment aux exigences de certification énoncées aux paragraphes 1 à 4.10.Les autorités de certification surveillent en permanence les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel pour ce qui est du respect des exigences liées à la certification énoncées aux paragraphes 1 à 4. Elles rouvrent une procédure de certification pour évaluer le respect des règles dans chacune des situations suivantes:a)en cas de réception d’une notification de la part du gestionnaire de système de stockage de gaz naturel en application du paragraphe 8 ou 9;b)de leur propre initiative, lorsqu’elles ont connaissance du fait qu’une modification prévue des pouvoirs ou de l’influence exercés sur un gestionnaire de système de stockage de gaz naturel pourrait entraîner le non-respect des exigences énoncées aux paragraphes 1, 2 et 3;c)sur demande motivée de la Commission.11.Les États membres prennent toutes les mesures nécessaires pour assurer la continuité de l’exploitation des installations de stockage souterrain de gaz naturel situées sur leurs territoires respectifs. Ces installations de stockage souterrain de gaz naturel ne peuvent cesser leurs activités que si les exigences techniques et de sécurité ne sont pas respectées ou lorsque l’autorité de certification conclut, après avoir procédé à une évaluation et avoir pris en compte l’avis du réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour le gaz (ci-après dénommé "REGRT pour le gaz"), que cette cessation n’amoindrirait pas la sécurité de l’approvisionnement en gaz au niveau de l’Union ou au niveau national.Des mesures compensatoires appropriées sont prises, le cas échéant, si la cessation des activités n’est pas autorisée.12.La Commission peut publier des orientations concernant l’application du présent article.13.Le présent article ne s’applique pas aux parties des installations de GNL qui sont utilisées pour le stockage.
Article 16Coopération des gestionnaires de réseau de transport1.Les gestionnaires de réseau de transport coopèrent avec les autres gestionnaires de réseau de transport et d’infrastructures pour coordonner la maintenance de leurs réseaux respectifs afin de limiter toute interruption des services de transport offerts aux utilisateurs du réseau et aux gestionnaires de réseau de transport dans d’autres zones.2.Les gestionnaires de réseau de transport coopèrent entre eux et avec les autres gestionnaires d’infrastructures afin de maximiser la capacité technique au sein du système entrée-sortie et de réduire autant que possible la consommation d’énergie pour exploiter le système de gaz naturel.
Section 2Accès aux réseaux
Article 17Tarifs d’accès aux réseaux1.Les tarifs, ou leurs méthodes de calcul, appliqués par les gestionnaires de réseau de transport et approuvés par les autorités de régulation conformément à l’article 78, paragraphe 7, de la directive (UE) 2024/1788, ainsi que les tarifs publiés conformément à l’article 31, paragraphe 1, de ladite directive, sont transparents, tiennent compte de la nécessaire intégrité du réseau et de la nécessité de l’améliorer, et 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. Les tarifs, ou leurs méthodes de calcul, sont appliqués de façon non discriminatoire.Les tarifs peuvent aussi être fixés selon des modalités faisant appel au marché, par exemple les enchères, pour autant que ces modalités et les revenus qu’elles génèrent soient approuvées par les autorités de régulation.Les tarifs, ou leurs méthodes de calcul, favorisent l’efficacité des échanges de gaz naturel et de la concurrence et, dans le même temps, visent à éviter les subventions croisées entre utilisateurs du réseau, offrent des incitations à l’investissement et préservent ou instaurent l’interopérabilité des réseaux de transport.Les tarifs applicables aux utilisateurs du réseau sont non discriminatoires et sont fixés de manière distincte pour chaque point d’entrée et de sortie du réseau de transport. Les mécanismes de répartition des coûts et la méthode de fixation des tarifs concernant les points d’entrée et de sortie sont approuvés par les autorités de régulation. Les autorités de régulation veillent à ce que les tarifs de réseau ne soient pas calculées sur la base des flux contractuels.2.Les tarifs d’accès au réseau ne limitent pas la liquidité du marché ni ne faussent les échanges transfrontaliers entre différents réseaux de transport. Lorsque, nonobstant les dispositions de l’article 78, paragraphe 7, de la directive (UE) 2024/1788, des différences dans les structures tarifaires entravent les échanges entre réseaux de transport, les gestionnaires de réseau de transport s’emploient activement, en étroite coopération avec les autorités nationales concernées, à renforcer la convergence des structures tarifaires et des principes de tarification.3.Jusqu’au 31 décembre 2025, l’autorité de régulation peut appliquer un rabais allant jusqu’à 100 % aux tarifs de transport et de distribution fondés sur la capacité aux points d’entrée et de sortie en provenance et à destination des installations de stockage souterrain de gaz naturel et aux points d’entrée des installations de GNL, sauf si et dans la mesure où une telle installation de stockage qui est raccordée à plus d’un réseau de transport ou de distribution est utilisée pour concurrencer un point d’interconnexion.À partir du 1er janvier 2026, l’autorité de régulation peut appliquer un rabais allant jusqu’à 100 % aux tarifs de transport et de distribution fondés sur la capacité aux points d’entrée et de sortie en provenance et à destination des installations de stockage souterrain de gaz naturel et aux points d’entrée des installations de GNL aux fins de renforcer la sécurité de l’approvisionnement. L’autorité de régulation réexamine ce rabais tarifaire et sa contribution à la sécurité de l’approvisionnement au cours de chaque période de régulation, dans le cadre de la consultation périodique effectuée conformément au code de réseau adopté en vertu de l’article 71, paragraphe 2, premier alinéa, point d).4.Les autorités de régulation peuvent fusionner des systèmes entrée-sortie adjacents en vue de permettre une intégration régionale totale ou partielle lorsque les tarifs peuvent être supprimés aux points d’interconnexion entre les systèmes entrée-sortie concernés. À la suite d’une consultation publique menée par les autorités de régulation ou par les gestionnaires de réseau de transport, les autorités de régulation peuvent approuver un tarif commun et un mécanisme de compensation efficace entre gestionnaires de réseau de transport aux fins de la répartition des coûts découlant de la suppression des points d’interconnexion.5.Les États membres disposant de plusieurs systèmes entrée-sortie interconnectés, ou de plusieurs gestionnaires de réseau au sein d’un même système entrée-sortie, peuvent appliquer un tarif de réseau uniforme dans le but de créer des conditions de concurrence équitables pour les utilisateurs du réseau, à condition qu’un plan du réseau ait été approuvé et qu’un mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau soit mis en place.
Article 18Rabais sur les tarifs pour le gaz renouvelable et le gaz bas carbone1.Lors de la fixation des tarifs, un rabais est appliqué pour le gaz renouvelable et le gaz bas carbone:a)aux points d’entrée en provenance d’installations de production de gaz renouvelable et de gaz bas carbone;b)aux tarifs de transport fondés sur la capacité aux points d’entrée et de sortie en provenance et à destination des installations de stockage de gaz naturel, sauf si cette installation de stockage est connectée à plusieurs réseaux de transport ou de distribution et est utilisée pour concurrencer un point d’interconnexion.Le rabais appliqué en vertu du premier alinéa, point a), est fixé à 100 % pour les tarifs concernés fondés sur la capacité afin de développer l’injection de gaz renouvelable, et à 75 % pour le gaz bas carbone.Le rabais appliqué en vertu du premier alinéa, point b), est fixé à 100 % dans les États membres où le gaz renouvelable ou le gaz bas carbone a été injecté pour la première fois dans le système.2.Les modalités des rabais accordés conformément au paragraphe 1 du présent article peuvent être fixées dans le code de réseau sur les structures tarifaires visé à l’article 71, paragraphe 2, premier alinéa, point d).3.Au plus tard le 5 août 2029 et tous les cinq ans par la suite, la Commission réexamine le niveau des rabais prévus aux paragraphes 1 et 4. La Commission publie un rapport donnant une vue d’ensemble de la mise en œuvre des rabais et évalue si le niveau de ces rabais reste satisfaisant au regard des dernières évolutions du marché. La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l’article 80 pour modifier le présent règlement en changeant le niveau des rabais prévus aux paragraphes 1 et 4 du présent article.4.À partir du 5 août 2025, les utilisateurs du réseau obtiennent du gestionnaire de réseau de transport un rabais de 100 % sur le tarif fondé sur la capacité aux points d’interconnexion entre États membres, pour le gaz renouvelable, et de 75 % pour le gaz bas carbone, après avoir fourni au gestionnaire de réseau de transport concerné une preuve de durabilité, fondée sur un certificat de durabilité valable, obtenu pour le gaz renouvelable en vertu des articles 29 et 30 de la directive (UE) 2018/2001 et enregistré dans la base de données de l’Union visée à l’article 31 bis de ladite directive, et fondée sur un certificat valable, obtenu pour le gaz bas carbone en vertu de l’article 9 de la directive (UE) 2024/1788.En ce qui concerne les rabais visés au premier alinéa:a)les gestionnaires de réseau de transport sont tenus de n’accorder le rabais que pour l’itinéraire le plus court possible pour ce qui est des franchissements de frontières entre le lieu où a été enregistrée pour la première fois dans la base de données de l’Union la déclaration spécifique relative à la preuve de durabilité, fondée sur un certificat visé au premier alinéa, et le lieu où elle a été annulée, étant réputée consommée, à condition que la prime d’enchères éventuelles ne soit pas couverte par le rabais;b)les gestionnaires de réseau de transport fournissent à l’autorité de régulation concernée des informations sur les volumes réels et attendus de gaz renouvelable et de gaz bas carbone et sur l’incidence de l’application du rabais tarifaire sur leurs revenus, et les autorités de régulation surveillent et évaluent l’incidence du rabais sur la stabilité tarifaire;c)dès que les revenus d’un gestionnaire de réseau de transport provenant de ces tarifs spécifiques sont réduits de 10 % du fait de l’application du rabais, les gestionnaires de réseau de transport affectés et tous les gestionnaires de réseau de transport voisins négocient un mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport;d)les autres modalités nécessaires à la mise en œuvre du rabais pour le gaz renouvelable et le gaz bas carbone, telles que le calcul de la capacité admissible au rabais et les procédures requises, sont définies dans un code de réseau établi en vertu de l’article 71.Les gestionnaires de réseau de transport concernés conviennent d’un mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport dans un délai de trois ans à compter de la réduction de 10 % de leurs revenus provenant des tarifs spécifiques comme visé au deuxième alinéa, point c), du présent paragraphe. Si, dans ce délai, aucun accord n’est conclu, les autorités de régulation concernées disposent d’un délai supplémentaire de deux ans pour arrêter conjointement un mécanisme de compensation approprié entre gestionnaires de réseau de transport. À défaut d’accord entre les autorités de régulation, l’article 6 du règlement (UE) 2019/942 s’applique. Si les autorités de régulation ne parviennent pas à un accord dans un délai de deux ans, ou à leur demande conjointe, l’ACER adopte une décision individuelle, conformément à l’article 6, paragraphe 10, du règlement (UE) 2019/942.5.Par dérogation aux paragraphes 1 et 4 du présent article, les autorités de régulation peuvent décider de ne pas appliquer de rabais ou de fixer des rabais inférieurs à ceux prévus aux paragraphes 1 et 4 du présent article, à condition que cette dérogation soit conforme aux principes généraux de tarification énoncés à l’article 17, et notamment au principe de reflet des coûts, lorsque l’un des critères suivants est rempli:a)la dérogation est nécessaire pour une exploitation efficace du réseau de transport, pour garantir un cadre financier stable pour les investissements existants ou pour éviter des subventions croisées indues, des distorsions dans les échanges transfrontaliers ou un mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport inefficace;b)l’application des rabais prévus aux paragraphes 1 et 4 n’est pas nécessaire en raison du degré d’avancement du déploiement du gaz renouvelable et du gaz bas carbone dans l’État membre concerné ou de l’existence d’autres mécanismes de soutien pour accroître l’utilisation de gaz renouvelable ou de gaz bas carbone.
Article 19Revenus des gestionnaires de réseau de transport1.À partir du 5 août 2025, l’autorité de régulation concernée assure la transparence des méthodes, des paramètres et des valeurs utilisés pour déterminer les revenus autorisés ou cibles des gestionnaires de réseau de transport. L’autorité de régulation publie les informations visées à l’annexe I ou exige la publication par le gestionnaire de réseau de transport concerné sous réserve de la protection des données considérées par l’autorité de régulation concernée comme étant commercialement sensibles. Ces informations sont mises à disposition dans un format librement accessible, téléchargeable et non modifiable (lecture seule) et, dans la mesure du possible, dans une ou plusieurs langues communément comprises.2.Les coûts du gestionnaire de réseau de transport font l’objet d’une comparaison de l’efficacité des gestionnaires de réseau de transport. L’ACER procède à cette comparaison de l’efficience. Au plus tard le 5 août 2027, puis tous les quatre ans, l’ACER publie une étude comparant l’efficacité des coûts des gestionnaires de réseau de transport, sous réserve de la protection des données considérées par l’ACER comme étant commercialement sensibles. Les autorités de régulation concernées et les gestionnaires de réseau de transport fournissent à l’ACER toutes les données nécessaires à cette comparaison. Lorsqu’elles fixent périodiquement les revenus autorisés ou cibles des gestionnaires de réseau de transport, les autorités de régulation concernées tiennent compte de cette comparaison ainsi que des circonstances nationales.3.Les autorités de régulation concernées évaluent l’évolution à long terme des tarifs de transport sur la base des variations attendues de leurs revenus autorisés ou cibles et de la demande de gaz naturel au cours de la période de régulation concernée et, lorsque les données sont disponibles, jusqu’en 2050. Aux fins de cette évaluation, l’autorité de régulation inclut les informations relatives à la stratégie décrite dans le plan national intégré en matière d’énergie et de climat de l’État membre concerné et les scénarios qui sous-tendent le plan décennal de développement du réseau tel qu’il a été élaboré conformément à l’article 55 de la directive (UE) 2024/1788.
Section 3Exploitation de réseau de transport, de système de stockage de gaz naturel, de système de GNL et de terminal d’hydrogène
Article 20Capacités fermes pour le gaz renouvelable et le gaz bas carbone vers le réseau de transport1.Les gestionnaires de réseaux de transport établissent des capacités fermes pour l’accès des installations de production de gaz renouvelable et de gaz bas carbone raccordées à leur réseau. À cette fin, les gestionnaires de réseau de transport élaborent, en coopération avec les gestionnaires de réseau de distribution, des procédures et arrangements, y compris des investissements, pour assurer un flux inversé depuis le réseau de distribution vers le réseau de transport. Les investissements majeurs sont pris en compte dans le plan décennal de développement du réseau en vertu de l’article 55, paragraphe 2, point a), de la directive (UE) 2024/1788.2.Le paragraphe 1 s’entend sans préjudice de la possibilité, pour les gestionnaires de réseau de transport, d’élaborer des alternatives à des investissements dans le flux inversé, telles que des solutions de réseau intelligent ou le raccordement à d’autres gestionnaires de réseau, y compris le raccordement direct d’installations de production de gaz renouvelable et de gaz bas carbone au réseau de transport. L’accès ferme aux capacités peut être limité pour offrir des capacités soumises à des limitations opérationnelles, afin de garantir la sécurité des infrastructures et l’efficience économique. L’autorité de régulation est responsable de l’examen et de l’approbation des conditions imposées aux gestionnaires de réseau de transport en ce qui concerne les capacités conditionnelles et veille à ce que toute limitation de la capacité ferme ou limitation opérationnelle soit introduite par les gestionnaires de réseau de transport sur la base de procédures transparentes et non discriminatoires et ne crée pas de barrière injustifiée à l’entrée sur le marché. Lorsque l’installation de production supporte les coûts liés à l’établissement d’une capacité ferme, aucune limitation ne s’applique.
Article 21Coordination transfrontière concernant la qualité du gaz dans le système de gaz naturel1.Les gestionnaires de réseau de transport coopèrent afin d’éviter les restrictions aux flux transfrontières dues aux différences de qualité du gaz aux points d’interconnexion entre les États membres. Lorsqu’ils coopèrent de la sorte, les gestionnaires de réseau de transport tiennent compte des caractéristiques des installations des clients finals pour le gaz naturel.Le présent article ne s’applique pas aux mélanges d’hydrogène lorsque la teneur en hydrogène mélangé dans le système de gaz naturel dépasse 2 % en volume.2.Les États membres veillent à ce que des spécifications techniques divergentes, y compris des paramètres de qualité du gaz tels que la teneur en oxygène et le mélange d’hydrogène dans le système de gaz naturel, ne soient pas utilisées pour restreindre les flux transfrontières de gaz naturel. En outre, les États membres veillent à ce que les mélanges d’hydrogène dans le système de gaz naturel répondent aux spécifications techniques acceptables pour les clients.3.Lorsqu’une restriction aux flux transfrontières due à des différences de qualité du gaz ne peut être évitée par les gestionnaires de réseau de transport concernés dans leurs opérations normales, ils en informent sans tarder les autorités de régulation concernées. Les informations comprennent une description et les motifs justifiant toute mesure déjà prise par les gestionnaires de réseau de transport.4.Les autorités de régulation concernées conviennent d’un commun accord, dans un délai de six mois à compter de la réception des informations visées au paragraphe 3, de reconnaître ou non la restriction.5.En ce qui concerne les restrictions aux flux transfrontières dues à des différences de mélange d’hydrogène dans le système de gaz naturel et reconnues en vertu du paragraphe 4, les gestionnaires de réseau de transport acceptent les flux de gaz naturel contenant de l’hydrogène aux points d’interconnexion entre États membres dans le système de gaz naturel sous réserve des paragraphes 6 à 13, et après l’achèvement de la procédure décrite auxdits paragraphes.6.Lorsque les autorités de régulation concernées reconnaissent la restriction en vertu du paragraphe 4, elles demandent aux gestionnaires de réseau de transport concernés d’accomplir, dans un délai de douze mois à compter de la reconnaissance de la restriction visée audit paragraphe, les actions suivantes dans l’ordre:a)coopérer et définir, sans modifier les spécifications relatives à la qualité du gaz, des options techniquement faisables qui peuvent inclure des engagements de flux et un traitement du gaz naturel, en vue de supprimer la restriction constatée compte tenu des informations fournies par les clients finals directement raccordés au système de gaz naturel du gestionnaire de réseau de transport concerné ou par toute autre partie prenante qui pourrait être affectée par cette procédure;b)réaliser conjointement une analyse coûts-avantages sur les options techniquement faisables afin de définir des solutions économiquement efficaces qui spécifient la ventilation des coûts et des avantages entre les catégories d’acteurs affectés;c)établir une estimation de la durée de mise en œuvre pour chaque option envisageable;d)mener une consultation publique, en particulier des clients finals affectés qui sont raccordés au système de gaz naturel, sur les solutions faisables recensées et prendre en considération les résultats de cette consultation;e)présenter une proposition conjointe de solution fondée sur l’analyse coûts-avantages et les résultats de la consultation publique pour éliminer la restriction reconnue, comprenant le calendrier de sa mise en œuvre, à leurs autorités de régulation concernées, pour approbation, et aux autres autorités nationales compétentes de chaque État membre concerné, pour information.7.Lorsque les gestionnaires de réseau de transport concernés ne sont pas parvenus à un accord en vue de présenter une proposition conjointe en vertu du paragraphe 6, point e), chaque gestionnaire de réseau de transport informe sans tarder son autorité de régulation.8.Les autorités de régulation concernées prennent une décision conjointe coordonnée de levée de la restriction reconnue, en tenant compte de l’analyse coûts-avantages réalisée par les gestionnaires de réseau de transport concernés et des résultats de la consultation publique menée en vertu du paragraphe 6, point d), du présent article dans un délai de six mois à compter de la réception des informations visées au paragraphe 7 du présent article, conformément à l’article 6, paragraphe 10, du règlement (UE) 2019/942.9.Par dérogation au paragraphe 8 du présent article, en ce qui concerne les restrictions aux flux transfrontières dues à des différences de mélange d’hydrogène dans le système de gaz naturel, les autorités de régulation concernées peuvent déclarer conjointement qu’aucune autre action n’a lieu d’être pour lever lesdites restrictions. La décision conjointe coordonnée est prise dans un délai de six mois à compter de la réception des informations visées au paragraphe 7 du présent article conformément à l’article 6, paragraphe 10, du règlement (UE) 2019/942 et elle tient compte de l’analyse coûts-avantages et des résultats de la consultation publique menée en vertu du paragraphe 6, point d), du présent article. Les autorités de régulation concernées réexaminent tous les quatre ans une décision de maintenir la restriction reconnue en vertu du présent paragraphe.10.La décision conjointe coordonnée des autorités de régulation concernées visée au paragraphe 8 inclut une décision relative à la répartition des coûts d’investissement à supporter par chacun des gestionnaires de réseau de transport aux fins de la mise en œuvre de la solution convenue, et à leur inclusion dans les revenus autorisés ou cibles des gestionnaires de réseau de transport, compte tenu des coûts et des avantages économiques, sociaux et environnementaux de la solution dans les États membres concernés et de ses conséquences pour les tarifs.11.L’ACER peut adresser des recommandations aux autorités de régulation concernant les modalités de ces décisions de répartition des coûts visées au paragraphe 10.12.Lorsque les autorités de régulation concernées ne peuvent parvenir à un accord comme visé au paragraphe 4 du présent article, l’ACER adopte une décision relative à la restriction, conformément à l’article 6, paragraphe 10, du règlement (UE) 2019/942. Lorsque l’ACER reconnaît la restriction, elle demande aux gestionnaires de réseau de transport concernés d’accomplir, dans un délai de douze mois, les actions visées au paragraphe 6 du présent article, dans l’ordre.13.Lorsque les autorités de régulation concernées ne parviennent pas à prendre une décision conjointe coordonnée comme visée aux paragraphes 8 et 10 du présent article, l’ACER adopte une décision relative à la solution pour éliminer la restriction reconnue et relative à la répartition des coûts d’investissements à supporter par chaque gestionnaire de réseau de transport aux fins de la mise en œuvre de la solution convenue ou déclare qu’aucune autre action n’a lieu d’être en vertu du paragraphe 9 du présent article, conformément à l’article 6, paragraphe 10, du règlement (UE) 2019/942. Toute décision de maintien de la restriction reconnue en vertu du présent paragraphe est réexaminée tous les quatre ans par l’ACER.14.Les autres modalités nécessaires à la mise en œuvre du présent article, y compris les modalités de l’analyse coûts-avantages, sont fixées dans un code de réseau établi en vertu de l’article 71, paragraphe 2.
Article 22Présomption de conformité des pratiques avec les normes harmonisées pour le gaz naturelLes pratiques qui sont en conformité avec les normes harmonisées, ou des parties de celles-ci, dont les références ont été publiées au Journal officiel de l’Union européenne sont présumées être en conformité avec les exigences prévues dans les actes d’exécution adoptés en vertu de l’article 71, paragraphe 2, premier alinéa, point a).
Article 23Spécifications communes pour le biométhane1.La Commission peut adopter des actes d’exécution établissant des spécifications communes pour faciliter l’intégration efficace au regard des coûts de volumes importants de biométhane dans le système de gaz naturel existant, y compris aux points d’interconnexion transfrontières, ou peut établir ces spécifications dans un code de réseau en vertu de l’article 71, paragraphe 2, premier alinéa, point a), lorsque:a)ces exigences ne sont pas couvertes par des normes harmonisées, ou des parties de celles-ci, dont les références ont été publiées au Journal officiel de l’Union européenne;b)la Commission, conformément à l’article 10, paragraphe 1, du règlement (UE) no 1025/2012, a demandé à une ou plusieurs organisations européennes de normalisation d’élaborer une norme harmonisée pour ces exigences et qu’au moins une des conditions suivantes est remplie:i)la demande de la Commission n’a été acceptée par aucune organisation européenne de normalisation;ii)la Commission constate des retards excessifs dans l’adoption des normes harmonisées demandées;iii)une organisation européenne de normalisation a émis une norme qui ne correspond pas exactement à la demande de la Commission; ouc)la Commission a décidé, conformément à la procédure prévue à l’article 11, paragraphe 5, du règlement (UE) no 1025/2012, de maintenir partiellement les références aux normes harmonisées, ou à des parties de celles-ci, couvrant ces exigences, ou de retirer lesdites références.Les actes d’exécution visés au premier alinéa du présent paragraphe sont adoptés en conformité avec la procédure d’examen visée à l’article 81, paragraphe 3.2.Au début de l’élaboration du projet d’acte d’exécution établissant les spécifications communes visées au paragraphe 1, la Commission recueille les avis des organismes ou groupes d’experts concernés établis en vertu de la législation sectorielle pertinente de l’Union et consulte dûment toutes les parties prenantes concernées. Sur la base de cette consultation, la Commission élabore le projet d’acte d’exécution.3.Les pratiques qui sont en conformité avec des spécifications communes, ou des parties de celles-ci, sont présumées être en conformité avec les exigences prévues dans les actes d’exécution adoptés en vertu de l’article 71, paragraphe 2, premier alinéa, point a), dans la mesure où ces exigences sont couvertes par ces spécifications communes ou des parties de celles-ci.4.Lorsqu’une norme harmonisée est adoptée par une organisation européenne de normalisation et proposée à la Commission aux fins de la publication de sa référence au Journal officiel de l’Union européenne, la Commission évalue cette norme harmonisée conformément au règlement (UE) no 1025/2012. Lorsque la référence d’une norme harmonisée est publiée au Journal officiel de l’Union européenne, la Commission abroge les actes d’exécution visés au paragraphe 1 du présent article, ou des parties de ces actes, qui couvrent les mêmes exigences visées au paragraphe 1 du présent article.5.Lorsqu’elle établit les spécifications communes en vertu du présent article, la Commission tient le plus grand compte des exigences de sécurité nécessaires à l’exploitation sûre du système de gaz naturel, en particulier l’exploitation sûre des installations de stockage de gaz naturel dans l’ensemble de l’Union.
Article 24Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour le gazTous les gestionnaires de réseau de transport coopèrent au niveau de l’Union par l’intermédiaire du REGRT pour le gaz pour promouvoir la réalisation et le bon fonctionnement du marché intérieur du gaz naturel et des échanges transfrontaliers et pour assurer une gestion optimale, une exploitation coordonnée et une évolution technique solide du réseau de transport de gaz naturel.
Article 25Organisation du REGRT pour le gaz1.Le REGRT pour le gaz, à son initiative ou à la demande motivée de la Commission ou de l’ACER, publie et soumet à la Commission et à l’ACER tout projet de modification des statuts du REGRT pour le gaz, de la liste de ses membres ou de son règlement intérieur, y compris les règles applicables à la consultation d’autres parties prenantes.2.Dans un délai de quatre mois à compter de la réception des documents visés au paragraphe 1, et après consultation officielle des organisations représentant toutes les parties prenantes, en particulier les utilisateurs du réseau, dont les clients, l’ACER émet un avis à l’intention de la Commission sur le projet de modification des statuts, de la liste des membres et de règlement intérieur du REGRT pour le gaz.3.Dans un délai de trois mois à compter de la date de réception dudit avis, la Commission émet un avis sur le projet de modification des statuts, de la liste des membres et de règlement intérieur du REGRT pour le gaz, en tenant compte de l’avis de l’ACER visé au paragraphe 2.4.Dans un délai de trois mois à compter de la réception de l’avis favorable de la Commission, le REGRT pour le gaz adopte et publie ses statuts, sa liste des membres et son règlement intérieur révisés.
Article 26Tâches du REGRT pour le gaz1.Le REGRT pour le gaz élabore des codes de réseau dans les domaines visés à l’article 71, paragraphes 1 et 2, à la demande que lui adresse la Commission conformément à l’article 71, paragraphe 9.Le code de réseau visé à l’article 71, paragraphe 2, premier alinéa, point d), est élaboré conjointement avec le REGRH.2.Le REGRT pour le gaz peut élaborer des codes de réseau dans les domaines visés à l’article 71, paragraphes 1 et 2, en vue d’atteindre les objectifs visés à l’article 24, lorsque ces codes de réseau ne correspondent pas à des domaines concernés par une demande qui lui a été adressée par la Commission. Ces codes de réseau sont soumis à l’ACER pour avis. Le REGRT pour le gaz tient dûment compte de cet avis.3.Le REGRT pour le gaz adopte:a)des outils communs de gestion de réseau pour assurer la coordination de l’exploitation du réseau dans des conditions normales et en situation d’urgence, y compris une échelle commune de classification des incidents, et des plans communs de recherche;b)tous les deux ans, un plan décennal non contraignant de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturel visé à l’article 32 (ci-après dénommé "plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturel"), incluant des perspectives européennes sur l’adéquation de l’approvisionnement;c)des recommandations relatives à la coordination de la coopération technique entre les gestionnaires de réseau de transport de l’Union et ceux des pays tiers;d)des recommandations à l’intention des gestionnaires de réseau de transport sur leur coopération technique avec les gestionnaires de réseau de distribution et les gestionnaires de réseau d’hydrogène;e)un programme de travail annuel;f)un rapport annuel;g)des perspectives annuelles estivales et hivernales concernant l’approvisionnement;h)au plus tard le 1er janvier 2025 et tous les deux ans par la suite, un rapport de suivi de la qualité du gaz, qui comprend l’évolution des paramètres de qualité du gaz, l’évolution du niveau et du volume d’hydrogène mélangé dans le système de gaz naturel, les prévisions concernant l’évolution attendue des paramètres de qualité du gaz et du volume d’hydrogène mélangé dans le système de gaz naturel, l’incidence du mélange d’hydrogène sur les flux transfrontières, ainsi que des informations sur les cas liés à des différences dans les spécifications relatives à la qualité du gaz ou dans les spécifications relatives aux niveaux de mélange et sur la manière dont ces cas ont été traités, en vue de satisfaire aux exigences qualitatives des différentes applications finales;i)un rapport annuel indiquant la quantité de gaz renouvelable et de gaz bas carbone injectés dans le réseau de gaz naturel.Le rapport de suivi de la qualité du gaz visé au premier alinéa, point h), couvre également l’évolution des aspects énumérés audit point lorsque cela est pertinent pour le réseau de distribution, sur la base des informations fournies par l’entité européenne des gestionnaires de réseau de distribution (ci-après dénommée "entité des GRD de l’Union") mise en place conformément à l’article 52, paragraphe 1, du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du ConseilRèglement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité (JO L 158 du 14.6.2019, p. 54)..4.Les perspectives européennes sur l’adéquation de l’approvisionnement visées au paragraphe 3, point b), portent sur l’aptitude globale du système de gaz naturel à répondre à la demande en gaz naturel, actuelle et prévue, pour les cinq années à venir, ainsi que pour la période comprise entre cinq et dix ans à compter de la date de ces perspectives. Les perspectives européennes sur l’adéquation de l’approvisionnement se fondent sur les perspectives sur l’approvisionnement national élaborées par chaque gestionnaire de réseau de transport. Les perspectives européennes sur l’adéquation de l’approvisionnement prévoient expressément la surveillance de la progression de la production annuelle de biométhane durable.Lorsque les perspectives européennes sur l’adéquation de l’approvisionnement et les plans nationaux intégrés définitifs en matière d’énergie et de climat mis à jour révèlent que la production annuelle ne progresse pas suffisamment ou que la consommation de gaz naturel ne diminue pas suffisamment compte tenu du potentiel existant, la Commission peut adresser des recommandations aux États membres si cela est nécessaire pour la réalisation des objectifs de l’union de l’énergie, conformément à l’article 34 du règlement (UE) 2018/1999.Le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturel comprend une modélisation du réseau intégré, y compris les réseaux d’hydrogène, l’élaboration de scénarios, des perspectives européennes sur l’adéquation de l’approvisionnement et une évaluation de la souplesse du système. Ce plan promeut le principe de primauté de l’efficacité énergétique et l’intégration du système énergétique.5.Le programme de travail annuel visé au paragraphe 3, point e), comprend une liste et une description des codes de réseau à élaborer, un plan relatif à la coordination de la gestion du réseau, et une liste des activités de recherche et de développement qui seront mises en œuvre au cours de l’année, ainsi qu’un calendrier indicatif.6.Les codes de réseau sont élaborés pour des questions transfrontalières ayant trait au réseau et pour des questions relatives à l’intégration du marché et s’appliquent sans préjudice du droit des États membres d’établir des codes de réseau nationaux n’affectant pas les échanges transfrontaliers.7.Le REGRT pour le gaz surveille et analyse la mise en œuvre des codes de réseau et des lignes directrices adoptées par la Commission conformément à l’article 71, paragraphe 13, ou à l’article 74 ainsi que leur incidence sur l’harmonisation des règles applicables visant à faciliter l’intégration du marché. Le REGRT pour le gaz communique ses conclusions à l’ACER et intègre les résultats de l’analyse dans le rapport annuel visé au paragraphe 3, point f), du présent article.8.Le REGRT pour le gaz met à la disposition de l’ACER toutes les informations dont elle a besoin pour accomplir ses tâches conformément à l’article 27, paragraphe 1.9.L’ACER examine les plans décennaux nationaux de développement du réseau pour s’assurer de leur compatibilité avec le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturel. Si elle relève une incompatibilité entre un plan décennal national de développement du réseau et le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturel, l’ACER recommande de modifier, pour autant que de besoin, le plan décennal national de développement du réseau ou le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturel. Si un tel plan décennal national de développement du réseau est élaboré conformément à l’article 55 de la directive (UE) 2024/1788, l’ACER recommande à l’autorité de régulation concernée de modifier le plan décennal national de développement du réseau conformément à l’article 55, paragraphe 5, de ladite directive et en informe la Commission.10.À la demande de la Commission, le REGRT pour le gaz donne à la Commission son avis sur l’adoption des orientations prévues à l’article 74.11.Le REGRT pour le gaz coopère avec le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour l’électricité (ci-après dénommé "REGRT pour l’électricité") et le REGRH.
Article 27Surveillance du REGRT pour le gaz exercée par l’ACER1.L’ACER surveille l’exécution des tâches du REGRT pour le gaz prévues à l’article 26, paragraphes 1, 2 et 3, et rend compte de ses constatations à la Commission.L’ACER surveille la mise en œuvre, par le REGRT pour le gaz, des codes de réseau élaborés en application de l’article 26, paragraphe 2, et des codes de réseau établis conformément à l’article 71, paragraphes 1 à 12, mais qui n’ont pas été adoptés par la Commission en application de l’article 71, paragraphe 13. Lorsque le REGRT pour le gaz n’a pas mis en œuvre un de ces codes de réseau, l’ACER lui demande de fournir une explication dûment motivée à ce manquement. L’ACER informe la Commission de cette explication et donne son avis sur celle-ci.L’ACER surveille et analyse la mise en œuvre des codes de réseau et des lignes directrices adoptés par la Commission conformément aux articles 70, 71, 73 et 74, et leur incidence sur l’harmonisation des règles applicables visant à faciliter l’intégration du marché et du système énergétique, ainsi que sur l’absence de discrimination, une concurrence effective et le bon fonctionnement du marché, et elle communique son rapport à la Commission.2.Le REGRT pour le gaz soumet à l’ACER, pour avis, le projet de plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturel, le projet de programme de travail annuel, y compris les informations relatives au processus de consultation, et les autres documents visés à l’article 26, paragraphe 3.Dans les deux mois à compter de la date de réception de ces documents, l’ACER émet un avis dûment motivé ainsi que des recommandations à l’intention du REGRT pour le gaz et de la Commission, si elle estime que le projet de programme de travail annuel ou le projet de plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturel soumis par le REGRT pour le gaz ne contribue pas à garantir un traitement non discriminatoire, une concurrence effective et le bon fonctionnement du marché ou un niveau suffisant d’interconnexion transfrontalière accessible à des tierces parties. Le REGRT pour le gaz tient dûment compte de l’avis et des recommandations de l’ACER.
Article 28Autorités de régulationLorsqu’elles accomplissent leurs missions et exercent leurs compétences au titre du présent règlement, les autorités de régulation veillent au respect du présent règlement, des codes de réseau et des lignes directrices adoptées en vertu des articles 70 à 74.Si nécessaire, elles coopèrent entre elles, avec la Commission et l’ACER, en application du chapitre V de la directive (UE) 2024/1788.
Article 29Consultations effectuées par le REGRT pour le gaz1.Lors de la préparation des codes de réseau, du projet de plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturel et du programme de travail annuel visés à l’article 26, paragraphes 1, 2 et 3, le REGRT pour le gaz mène un large processus de consultation publique, à un stade précoce et d’une manière ouverte et transparente, impliquant tous les acteurs du marché concernés, et en particulier les organisations représentant toutes les parties prenantes, conformément au règlement intérieur visé à l’article 25, paragraphe 1. Cette consultation implique également les autorités de régulation et d’autres autorités nationales, les entreprises de fourniture et de production, les utilisateurs du réseau, y compris les clients, les gestionnaires de réseau de distribution, y compris les organisations sectorielles concernées, les organismes techniques et les plateformes concernées de parties prenantes. Le REGRT pour le gaz publie les projets de codes de réseau, de plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturel et de programme de travail annuel afin que les parties prenantes puissent formuler leurs observations à leur égard, et il leur accorde suffisamment de temps pour leur permettre de participer de façon efficace au processus de consultation. Cette consultation a pour objet de recenser les points de vue et les propositions des parties prenantes concernées au cours du processus décisionnel.2.Tous les documents et procès-verbaux relatifs aux consultations mentionnées au paragraphe 1 sont rendus publics.3.Avant d’adopter le programme de travail annuel et les codes de réseau visés à l’article 26, paragraphes 1, 2 et 3, le REGRT pour le gaz indique comment les observations recueillies lors de la consultation ont été prises en compte. Il motive l’absence de prise en compte de certaines de ces observations.
Article 30Coûts du REGRT pour le gazLes coûts liés aux activités du REGRT pour le gaz visées aux articles 24, 25, 26, 70 et 71 du présent règlement, ainsi qu’à l’article 11 du règlement (UE) 2022/869, sont pris en charge par les gestionnaires de réseau de transport et sont pris en compte dans le calcul des tarifs. Les autorités de régulation approuvent ces coûts pour autant qu’ils soient raisonnables et appropriés.
Article 31Coopération régionale des gestionnaires de réseau de transport1.Les gestionnaires de réseau de transport établissent une coopération régionale au sein du REGRT pour le gaz pour contribuer à l’accomplissement des tâches visées à l’article 26, paragraphes 1, 2 et 3.2.Les gestionnaires de réseau de transport favorisent la mise en place de modalités pratiques permettant d’assurer une gestion optimale du réseau et encouragent l’établissement de bourses de l’énergie, l’attribution coordonnée de capacités transfrontalières par des solutions non discriminatoires basées sur le marché, en tenant dûment compte de l’intérêt spécifique des ventes aux enchères implicites pour les attributions à court terme, et l’intégration de mécanismes d’équilibrage.3.En vue de la réalisation des objectifs visés aux paragraphes 1 et 2 du présent article, la Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l’article 80 pour compléter le présent règlement en établissant la définition de la zone géographique couverte par chaque structure de coopération régionale, compte tenu des structures de coopération régionales existantes. Chaque État membre est autorisé à promouvoir la coopération dans plus d’une zone géographique.Aux fins de la rédaction des actes délégués visés au premier alinéa, la Commission consulte l’ACER et le REGRT pour le gaz.
Article 32Plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturelLe REGRT pour le gaz adopte et publie, tous les deux ans, le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturel. Le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturel comprend une modélisation du réseau intégré, l’élaboration de scénarios, des perspectives européennes sur l’adéquation de l’approvisionnement et une évaluation de la souplesse du réseau, y compris des indications concernant les infrastructures à démanteler.En particulier, le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturel:a)est fondé sur les plans d’investissement nationaux et le chapitre IV du règlement (UE) 2022/869;b)en ce qui concerne les interconnexions transfrontalières, est également fondé sur les besoins raisonnables des différents utilisateurs du réseau et intègre les engagements à long terme des investisseurs visés à l’article 55, paragraphe 7, de la directive (UE) 2024/1788; etc)recense les lacunes en matière d’investissement, notamment en ce qui concerne les capacités transfrontalières.En ce qui concerne le deuxième alinéa, point c), le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour le gaz naturel peut comporter en annexe un relevé des entraves à l’augmentation de la capacité transfrontalière du réseau dues à des procédures ou à des pratiques d’agrément différentes.
Article 33Exigences de transparence en ce qui concerne les gestionnaires de réseau de transport1.Le gestionnaire de réseau de transport publie des informations détaillées concernant les capacités et les services qu’il offre et les conditions qu’il applique, ainsi que les informations techniques nécessaires aux utilisateurs du réseau pour obtenir un accès effectif au réseau.2.Afin de garantir des tarifs transparents, objectifs et non discriminatoires et de favoriser une utilisation efficace du réseau de gaz naturel, les gestionnaires de réseau de transport ou les autorités de régulation concernées publient des informations raisonnablement et suffisamment détaillées sur la formation, la méthodologie et la structure des tarifs.3.Pour les services fournis, chaque gestionnaire de réseau de transport publie, de façon régulière et continue et sous une forme normalisée et conviviale, des informations chiffrées sur les capacités techniques, contractuelles et disponibles pour tous les points pertinents, y compris les points d’entrée et de sortie conformément aux lignes directrices figurant à l’annexe I.4.Les points pertinents d’un réseau de transport pour lesquels des informations doivent être publiées sont approuvés par les autorités compétentes, après consultation des utilisateurs du réseau.5.Le gestionnaire de réseau de transport divulgue toujours les informations requises au titre du présent règlement d’une façon intelligible et aisément accessible, en exposant clairement les données chiffrées qu’elles comportent, et d’une manière non discriminatoire.6.Le gestionnaire de réseau de transport rend publiques les informations sur l’offre et la demande ex ante et ex post, sur la base des nominations et des attributions, des prévisions et des flux entrants et sortants réalisés sur le réseau. L’autorité de régulation veille à ce que toutes ces informations soient rendues publiques. Le degré de détail des informations publiées est fonction des informations dont dispose le gestionnaire de réseau de transport.Le gestionnaire de réseau de transport rend publiques les mesures prises, ainsi que les dépenses effectuées et les revenus générés aux fins de l’équilibrage du réseau.Les acteurs du marché concernés communiquent au gestionnaire de réseau de transport les données visées au présent article.7.Les gestionnaires de réseau de transport rendent publiques des informations détaillées concernant la qualité du gaz naturel transporté dans leurs réseaux qui pourrait affecter les utilisateurs du réseau, en vertu des articles 16 et 17 du règlement (UE) 2015/703.
Article 34Exigences de transparence en ce qui concerne les installations de stockage de gaz naturel, les installations de stockage d’hydrogène, les installations de GNL et les terminaux d’hydrogène1.Les gestionnaires de système GNL, les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel, les gestionnaires de terminaux d’hydrogène et les gestionnaires de stockage d’hydrogène publient des informations détaillées concernant tous les services qu’ils offrent et les conditions qu’ils appliquent, ainsi que les informations techniques nécessaires aux utilisateurs d’installations de GNL, d’installations de stockage de gaz naturel, d’installations de stockage d’hydrogène et de terminaux d’hydrogène pour obtenir un accès effectif auxdites installations et auxdits terminaux. Les autorités de régulation peuvent demander à ces gestionnaires de publier toute autre information pertinente pour les utilisateurs du réseau.2.Les gestionnaires de système GNL fournissent des moyens conviviaux permettant de calculer les tarifs des services disponibles.3.Pour les services fournis, les gestionnaires de système GNL, les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel, les gestionnaires de terminaux d’hydrogène et les gestionnaires de stockage d’hydrogène publient, de façon régulière et continue et sous une forme normalisée et conviviale, des informations chiffrées sur les capacités contractuelles et disponibles des installations de GNL, des installations de stockage de gaz naturel, des installations de stockage d’hydrogène et des terminaux d’hydrogène.4.Les gestionnaires de système GNL, les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel, les gestionnaires de terminaux d’hydrogène et les gestionnaires de stockage d’hydrogène divulguent les informations requises au titre du présent règlement d’une façon intelligible et aisément accessible, en exposant clairement les données chiffrées qu’elles comportent, et d’une manière non discriminatoire.5.Les gestionnaires de système GNL, les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel, les gestionnaires de terminaux d’hydrogène et les gestionnaires de stockage d’hydrogène rendent publics la quantité de gaz naturel ou d’hydrogène présente dans chaque installation de GNL, installation de stockage de gaz naturel, installation de stockage d’hydrogène et terminal d’hydrogène, ou dans chaque groupe d’installations de stockage si cela correspond à la manière dont l’accès est offert aux utilisateurs du réseau, les flux entrants et sortants, ainsi que les capacités disponibles des installations de GNL, des installations de stockage de gaz naturel, des installations de stockage d’hydrogène et des terminaux d’hydrogène, y compris pour les installations bénéficiant de la dérogation aux dispositions concernant l’accès des tiers. Ces informations sont également communiquées au gestionnaire de réseau de transport ou au gestionnaire de réseau d’hydrogène pour le stockage et les terminaux d’hydrogène, qui les publie à un niveau agrégé par réseau ou sous-réseau défini en fonction des points pertinents. Ces informations sont mises à jour au moins une fois par jour.Lorsque l’utilisateur d’une installation de stockage de gaz naturel ou d’hydrogène est le seul utilisateur d’une installation de stockage de gaz naturel ou d’une installation de stockage d’hydrogène, il peut soumettre à son autorité de régulation une demande motivée de traitement confidentiel des données visées au premier alinéa. Si l’autorité de régulation conclut que cette demande est justifiée, compte tenu notamment de la nécessité de concilier, d’une part, l’intérêt de la protection légitime de secrets commerciaux dont la divulgation nuirait à la stratégie commerciale globale de l’utilisateur du réseau et, d’autre part, l’objectif consistant à créer des marchés intérieurs du gaz naturel et de l’hydrogène concurrentiels, elle peut autoriser le gestionnaire du système de stockage de gaz naturel ou le gestionnaire de stockage d’hydrogène à ne pas rendre publiques les données visées au premier alinéa, pour une durée maximale d’un an.Le deuxième alinéa s’applique sans préjudice des obligations visées au premier alinéa, sauf lorsque les données agrégées sont identiques aux données du système de stockage de gaz naturel ou d’hydrogène individuel dont l’autorité de régulation a approuvé la non-publication.6.Afin de garantir des tarifs transparents, objectifs et non discriminatoires et de favoriser une utilisation efficace des infrastructures, les gestionnaires de système GNL, les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel, les gestionnaires de terminaux d’hydrogène et les gestionnaires de stockage d’hydrogène ou les autorités de régulation concernées rendent publiques des informations suffisamment détaillées sur la formation, la méthodologie et la structure des tarifs relatifs aux infrastructures soumises à un accès des tiers réglementé. Les installations de GNL qui bénéficient d’une exemption en application de l’article 78 du présent règlement, de l’article 22 de la directive 2003/55/CE et de l’article 36 de la directive 2009/73/CE et les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel relevant du régime négocié d’accès de tiers au réseau publient leurs tarifs d’utilisation des infrastructures afin de garantir un degré suffisant de transparence.Chaque gestionnaire de système GNL et chaque gestionnaire de système de stockage de gaz naturel publient d’une façon transparente, continue et conviviale les informations requises en application du présent article sur une plateforme européenne unique qui est tenue à jour par ces gestionnaires.
Article 35Conservation d’informations par les gestionnaires de réseauLes gestionnaires de réseau de transport, les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel et les gestionnaires de système GNL tiennent pendant cinq ans à la disposition des autorités nationales, y compris les autorités de régulation et les autorités nationales de la concurrence, et de la Commission toutes les informations visées aux articles 33 et 34 et au point 3) de l’annexe I.
Section 4Gestion du réseau de distribution
Article 36Capacités fermes pour le gaz renouvelable et le gaz bas carbone vers le réseau de distribution1.Les gestionnaires de réseaux de distribution établissent des capacités fermes pour l’accès des installations de production de gaz renouvelable et de gaz bas carbone raccordées à leur réseau. À cette fin, les gestionnaires de réseau de distribution élaborent, en coopération entre eux et avec les gestionnaires de réseau de transport, des procédures et arrangements, y compris des investissements, pour assurer un flux inversé depuis le réseau de distribution vers le réseau de transport. Les investissements majeurs dans le réseau de transport de gaz naturel résultant de la nécessité de capacités supplémentaires dans le réseau de distribution sont pris en compte dans le plan décennal de développement du réseau en vertu de l’article 55, paragraphe 2, point a), de la directive (UE) 2024/1788.2.Le paragraphe 1 s’entend sans préjudice de la possibilité, pour les gestionnaires de réseau de distribution, d’élaborer des alternatives à des investissements dans le flux inversé, telles que des solutions de réseau intelligent ou le raccordement à d’autres gestionnaires de réseau. L’accès ferme aux capacités peut être limité pour offrir des capacités soumises à des limitations opérationnelles, afin de garantir la sécurité des infrastructures et l’efficience économique. L’autorité de régulation veille à ce que toute limitation de la capacité ferme ou limitation opérationnelle soit introduite par des gestionnaires de réseau de distribution sur la base de procédures transparentes et non discriminatoires et ne crée pas de barrière injustifiée à l’entrée sur le marché. Lorsque l’installation de production supporte les coûts liés à l’établissement d’une capacité ferme, aucune limitation ne s’applique.
Article 37Coopération entre gestionnaires de réseau de distribution et gestionnaires de réseau de transportLes gestionnaires de réseau de distribution coopèrent avec les autres gestionnaires de réseau de distribution afin de coordonner la maintenance, le développement du système, les nouveaux raccordements, les démantèlements et la gestion du système pour garantir l’intégrité du système, en vue de maximiser les capacités et de réduire au minimum la consommation de gaz combustible.
Article 38Exigences de transparence en ce qui concerne les gestionnaires de réseau de distributionLorsque les gestionnaires de réseau de distribution sont responsables de la gestion de la qualité du gaz dans leurs réseaux, ils rendent publiques des informations détaillées concernant la qualité du gaz naturel transporté dans leurs réseaux qui pourrait affecter les utilisateurs du réseau, en vertu des articles 16 et 17 du règlement (UE) 2015/703.
Article 39Entité européenne pour les gestionnaires de réseau de distributionLes gestionnaires de réseau de distribution exploitant un système de gaz naturel et les gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène exploitant un réseau d’hydrogène peuvent coopérer au niveau de l’Union par l’intermédiaire de l’entité des GRD de l’Union, afin de promouvoir l’achèvement et le bon fonctionnement du marché intérieur du gaz naturel, de collaborer au développement du marché de l’hydrogène et de favoriser une gestion optimale ainsi qu’une exploitation coordonnée des réseaux de distribution et de transport.Les membres inscrits peuvent participer à l’entité des GRD de l’Union directement ou être représentés par une association nationale désignée par un État membre ou par une association au niveau de l’Union.Les coûts liés aux activités de l’entité des GRD de l’Union sont pris en charge par les gestionnaires de réseau de distribution et les gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène qui sont des membres inscrits et sont pris en compte dans le calcul des tarifs. Les autorités de régulation approuvent les coûts pour autant qu’ils soient raisonnables et proportionnés et elles motivent leur décision en cas de non-approbation.
Article 40Modifications des principales règles et procédures applicables à l’entité des GRD de l’Union1.Les principales règles et procédures applicables à l’entité des GRD de l’Union en vertu de l’article 54 du règlement (UE) 2019/943 s’appliquent également aux gestionnaires de réseaux de distribution exploitant un système de gaz naturel et aux gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène.2.Le groupe consultatif stratégique visé à l’article 54, paragraphe 2, point f), du règlement (UE) 2019/943 se compose également de représentants d’associations représentant les gestionnaires européens de réseau de distribution exploitant un système de gaz naturel ou des gestionnaires européens de réseau de distribution d’hydrogène.3.Au plus tard le 5 août 2025, l’entité des GRD de l’Union soumet à la Commission et à l’ACER un projet de statuts actualisés, y compris un code de conduite, une liste de membres inscrits, un projet de règlement intérieur actualisé, comportant notamment les règles de procédure pour la consultation du REGRT pour l’électricité, du REGRT pour le gaz et d’autres parties prenantes, et un projet de règles financières actualisées.Le projet de règlement intérieur actualisé de l’entité des GRD de l’Union garantit une représentation juste et équilibrée de tous les gestionnaires de réseau de distribution participants, y compris ceux qui sont propriétaires ou exploitants de réseaux de gaz naturel, et des gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène.4.Dans un délai de quatre mois à compter de la réception des documents soumis en application du paragraphe 3, et après consultation des organisations représentant toutes les parties prenantes, en particulier les utilisateurs du réseau de distribution, y compris les clients, l’ACER communique à la Commission son avis sur ces documents.5.Dans un délai de trois mois à compter de la réception de l’avis de l’ACER, la Commission émet un avis sur les documents soumis en application du paragraphe 3, en tenant compte de l’avis de l’ACER visé au paragraphe 4.6.Dans un délai de trois mois à compter de la réception de l’avis favorable de la Commission, les gestionnaires de réseau de transport adoptent et publient les statuts, le règlement intérieur et les règles de financement actualisés de l’entité des GRD de l’Union.7.Les documents visés au paragraphe 3 sont présentés à la Commission et à l’ACER en cas de modification de ceux-ci ou sur demande motivée de l’une d’elles. La Commission et l’ACER peuvent émettre un avis conformément à la procédure prévue aux paragraphes 3, 4 et 5.
Article 41Tâches supplémentaires de l’entité des GRD de l’Union1.L’entité des GRD de l’Union s’acquitte des tâches énumérées à l’article 55, paragraphe 1, points a) à e), du règlement (UE) 2019/943 et mène les activités énumérées à l’article 55, paragraphe 2, points c), d) et e), dudit règlement, également en ce qui concerne les systèmes de distribution de gaz naturel ou les réseaux de distribution d’hydrogène.2.Outre les tâches énumérées à l’article 55, paragraphe 1, du règlement (UE) 2019/943, l’entité des GRD de l’Union participe à l’élaboration des codes de réseau pertinents pour la gestion et la planification des réseaux de distribution et pour la gestion coordonnée des réseaux de transport et des réseaux de distribution en application du présent règlement, et contribue à l’atténuation des émissions fugitives de méthane provenant du système de gaz naturel.Lorsqu’elle participe à l’élaboration de nouveaux codes de réseau en application de l’article 71 du présent règlement, l’entité des GRD de l’Union se conforme aux exigences de consultation prévues à l’article 56 du règlement (UE) 2019/943.3.Outre les activités énumérées à l’article 55, paragraphe 2, du règlement (UE) 2019/943, l’entité des GRD de l’Union:a)coopère avec le REGRT pour le gaz et le REGRH pour ce qui est de la surveillance de la mise en œuvre des codes de réseau et des lignes directrices adoptés en vertu du présent règlement qui sont pertinents pour l’exploitation et la planification des réseaux de distribution de gaz naturel et d’hydrogène et l’exploitation coordonnée des réseaux de transport et des réseaux de distribution ainsi que des réseaux de transport et de distribution d’hydrogène;b)coopère avec le REGRT pour le gaz et le REGRH et adopte les meilleures pratiques concernant l’exploitation et la planification coordonnées des réseaux de transport et de distribution ainsi que des réseaux de transport et de distribution d’hydrogène, y compris en ce qui concerne des questions telles que l’échange de données entre gestionnaires et la coordination des ressources énergétiques décentralisées;c)s’efforce d’identifier les meilleures pratiques pour la mise en œuvre des résultats des évaluations réalisées en vertu de l’article 23, paragraphe 1 ter, de la directive (UE) 2018/2001 et de l’article 25 de la directive (UE) 2023/1791 et pour la coopération entre les gestionnaires de réseau de distribution d’électricité, de réseau de distribution de gaz naturel, de réseau de distribution d’hydrogène et de réseau de chauffage et de refroidissement urbain, notamment aux fins de l’évaluation prévue à l’article 24, paragraphe 8, de la directive (UE) 2018/2001, y compris des recommandations pour le placement approprié d’électrolyseurs en vue de garantir l’utilisation de la chaleur résiduelle dans le réseau de chauffage urbain.4.L’entité des GRD de l’Union contribue aux travaux du REGRT pour le gaz en lien avec son rapport sur la qualité du gaz, en ce qui concerne les réseaux de distribution lorsque les gestionnaires de réseau de distribution sont responsables de la gestion de la qualité du gaz, comme visé à l’article 26, paragraphe 3.5.L’entité des GRD de l’Union contribue aux travaux du REGRH en lien avec son rapport de suivi sur la qualité de l’hydrogène à adopter en vertu de l’article 59, paragraphe 1, point j), du présent règlement en ce qui concerne les réseaux de distribution d’hydrogène lorsque les gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène sont responsables de la gestion de la qualité de l’hydrogène en vertu de l’article 50 de la directive (UE) 2024/1788.
Section 5Agrégation de la demande et achats communs de gaz naturel, et mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène
Article 42Mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturelLa Commission établit un mécanisme d’agrégation volontaire de la demande et d’achats communs de gaz naturel conformément aux articles 43 à 49.
Article 43Contrat avec un prestataire de services1.Par dérogation à l’article 176 du règlement (UE, Euratom) 2018/1046, la Commission peut conclure un contrat couvrant les services nécessaires avec une ou des entités établies dans l’Union dans le cadre des procédures de passation de marchés pertinentes prévues par le règlement (UE, Euratom) 2018/1046, afin de réaliser l’objectif prévu à l’article 42 du présent règlement.2.Lorsque la Commission sélectionne un prestataire de services, elle s’appuie sur des critères qui préservent l’intégrité du marché intérieur, qui garantissent la concurrence et la sécurité de l’approvisionnement et qui sont conformes à l’article 44. La Commission précise les exigences applicables au prestataire de services dans le cahier des charges correspondant.
Article 44Critères de sélection du prestataire de services1.Le prestataire de services est sélectionné par la Commission parmi les entités qui respectent les critères d’éligibilité suivants:a)le prestataire de services est établi et a son siège d’exploitation sur le territoire d’un État membre;b)le prestataire de services et ses sous-traitants:i)ne font pas 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, interdisant de mettre à leur disposition ou de leur transférer des fonds ou des ressources économiques ou de leur fournir un financement ou une aide financière, directement ou indirectement, ou consistant en un gel d’avoirs; ouii)ne sont pas, directement ou indirectement, détenus ou contrôlés par une personne physique ou morale, une entité ou un organisme faisant l’objet de telles mesures restrictives de l’Union, ou n’agissent pas, directement ou indirectement, pour le compte ou selon les instructions d’une telle personne physique ou morale ou entité ou d’un tel organisme.2.Sans préjudice des autres obligations de diligence, des obligations contractuelles entre la Commission et les prestataires de services sont mises en place afin de faire en sorte que le prestataire de services, lorsqu’il accomplit ses tâches prévues à l’article 45, ne met ni fonds ni ressources économiques, directement ou indirectement, à la disposition de personnes physiques ou morales, d’entités ou d’organismes, ni n’en dégage à leur profit, lorsque ces personnes physiques ou morales, entités ou organismes:a)font 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, interdisant de mettre à leur disposition ou de leur transférer des fonds ou des ressources économiques ou de leur fournir un financement ou une aide financière, directement ou indirectement, ou consistant en un gel d’avoirs; oub)sont, directement ou indirectement, détenus ou contrôlés par une personne physique ou morale, une entité ou un organisme faisant l’objet de telles mesures restrictives de l’Union, ou agissent, directement ou indirectement, pour le compte ou selon les instructions d’une telle personne physique ou morale ou entité ou d’un tel organisme.3.Le prestataire de services ne fait pas partie d’une entreprise verticalement intégrée, sauf s’il s’agit d’une entité dissociée conformément au chapitre IX de la directive (UE) 2024/1788.
Article 45Tâches du prestataire de services1.Le prestataire de services organise les tâches d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel. Le prestataire de services peut, notamment, mais pas exclusivement, mettre en œuvre les éléments suivants:a)évaluation et agrégation de la demande des entreprises de gaz naturel et des entreprises consommant du gaz naturel;b)recueil des offres émanant des fournisseurs ou producteurs de gaz naturel afin de faire correspondre ces offres à la demande agrégée;c)attribution des offres de fourniture aux participants à l’agrégation de la demande, selon une répartition proportionnée entre les petits et gros participants en fonction des volumes de demande présentés;d)fourniture de tous services auxiliaires connexes, y compris des services visant à faciliter la conclusion de contrats pour l’achat de gaz naturel.
Article 46Participation au mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel1.La participation au mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel est ouverte aux entreprises de gaz naturel et aux entreprises consommant du gaz naturel établies dans l’Union de manière non discriminatoire. Ces entreprises sont exclues de la participation en tant que fournisseurs, producteurs et acheteurs si elles:a)font 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, interdisant de mettre à leur disposition ou de leur transférer des fonds ou des ressources économiques ou de leur fournir un financement ou une aide financière, directement ou indirectement, ou consistant en un gel d’avoirs; oub)sont, directement ou indirectement, détenues ou contrôlées par une personne physique ou morale, une entité ou un organisme faisant l’objet de telles mesures restrictives de l’Union, ou agissent, directement ou indirectement, pour le compte ou selon les instructions d’une telle personne physique ou morale ou entité ou d’un tel organisme.2.Des obligations contractuelles sont mises en place afin de garantir qu’aucuns fonds ni ressources économiques ne sont mis, directement ou indirectement, à la disposition des personnes physiques ou morales, des entités ou des organismes, ni dégagés à leur profit, lorsque ces personnes physiques ou morales, entités ou organismes:a)font 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, interdisant de mettre à leur disposition ou de leur transférer des fonds ou des ressources économiques ou de leur fournir un financement ou une aide financière, directement ou indirectement, ou consistant en un gel d’avoirs; oub)sont, directement ou indirectement, détenus ou contrôlés par une personne physique ou morale, une entité ou un organisme faisant l’objet de telles mesures restrictives de l’Union, ou agissent, directement ou indirectement, pour le compte ou selon les instructions d’une telle personne physique ou morale ou entité ou d’un tel organisme.3.Les entreprises de gaz naturel et les entreprises consommant du gaz naturel établies sur le territoire des parties contractantes de la Communauté de l’énergie peuvent participer au mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel, à condition que les mesures ou arrangements nécessaires pour permettre leur participation au mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel soient en place conformément à la présente section.4.Les entreprises de gaz naturel et les entreprises consommant du gaz naturel participant à l’agrégation de la demande peuvent, de façon transparente, coordonner des éléments des conditions du contrat d’achat ou utiliser des contrats d’achat commun afin d’obtenir de meilleures conditions auprès de leurs fournisseurs, pour autant qu’elles respectent le droit de l’Union, et notamment le droit de l’Union en matière de concurrence, en particulier les articles 101 et 102 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne.5.Les participants au mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel communiquent à la Commission ou au prestataire de services concerné, selon le cas, les éléments suivants des contrats conclus:a)volume;b)parties au contrat;c)durée.6.Les participants au mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel peuvent faire savoir à la Commission ou au prestataire de services concerné, selon le cas, si la mise en correspondance et l’appel d’offres n’ont pas abouti à la conclusion d’un contrat de fourniture.7.Le destinataire des informations communiquées en application des paragraphes 5 et 6 veille à ce que l’accès aux informations confidentielles soit strictement limité au prestataire de services et aux services de la Commission pour lesquels il est absolument nécessaire de disposer de ces informations. Ces informations sont traitées avec la confidentialité requise.
Article 47Limitation temporaire de la participation au mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel1.Afin de protéger les intérêts essentiels en matière de sécurité de l’Union et de ses États membres, et dans un souci de préservation de la sécurité de l’approvisionnement, 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 sont pas offerts par l’intermédiaire du mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel jusqu’au 31 décembre 2025.2.L’exclusion visée au paragraphe 1 s’applique à tous les approvisionnements en GNL originaires d’installations de GNL situées dans la Fédération de Russie ou en Biélorussie et aux approvisionnements en gaz naturel parvenant aux États membres ou aux parties contractantes de la Communauté de l’énergie via les points d’entrée suivants:a)Greifswald;b)Lubmin II;c)Imatra;d)Narva;e)Värska;f)Luhamaa;g)Šakiai;h)Kotlovka;i)Kondratki;j)Wysokoje;k)Tieterowka;l)Mozyr;m)Kobryń;n)Sudzha (RU)/(UA);o)Belgorod (RU)/(UA);p)Valuyki (RU)/(UA);q)Serebryanka (RU)/(UA);r)Pisarevka (RU)/(UA);s)Sokhranovka (RU)/(UA);t)Prokhorovka (RU)/(UA);u)Platovo (RU)/(UA);v)Strandzha 2 (BG)/Malkoclar (TR).
Article 48Possibilité de limiter la participation au mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel1.À compter du 1er janvier 2026, la Commission peut décider, au moyen d’un acte d’exécution, d’exclure temporairement le 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, de la participation au mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel, lorsque cela est nécessaire pour protéger les intérêts essentiels en matière de sécurité ou la sécurité de l’approvisionnement de l’Union ou d’un État membre, à condition que ces mesures:a)ne perturbent pas indûment le bon fonctionnement du marché intérieur du gaz naturel et les flux transfrontières de gaz naturel entre les États membres, et ne compromettent pas la sécurité de l’approvisionnement de l’Union ou d’un État membre;b)respectent le principe de la solidarité énergétique;c)soient prises dans le respect des droits et obligations de l’Union ou des États membres à l’égard des pays tiers.2.Suffisamment longtemps avant le premier cycle d’appels d’offres de 2026, la Commission évalue si toutes les conditions prévues au paragraphe 1 sont remplies en vue de décider de toute mesure qui y est visée. La décision ainsi adoptée est valable pour une durée maximale d’un an et peut être reconduite si cela se justifie.La Commission évalue en permanence si les conditions prévues au paragraphe 1 sont remplies et tient le Parlement européen et le Conseil dûment informés de ses évaluations, y compris de l’évaluation visée au premier alinéa du présent paragraphe.3.Compte tenu de la nécessité d’assurer la sécurité de l’approvisionnement de l’Union, les mesures prises par la Commission en vertu du paragraphe 1 peuvent viser à diversifier les approvisionnements en gaz naturel ou en GNL en vue de réduire la dépendance à l’égard du gaz naturel russe, lorsqu’il peut être démontré que ces mesures sont nécessaires pour protéger les intérêts essentiels en matière de sécurité de l’Union et des États membres.4.Les décisions visées au paragraphe 1 contiennent une liste:a)de tous les points d’entrée à partir de la Fédération de Russie ou de la Biélorussie ou d’autres pays tiers servant de pays de transit qu’il est interdit d’utiliser pour acheminer des approvisionnements en gaz naturel relevant de l’agrégation de la demande et des achats communs; etb)de toutes les installations de GNL situées en Fédération de Russie ou en Biélorussie.Les fournisseurs ou producteurs de gaz naturel participant au mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel fournissent une assurance quant au respect de l’article 47 et des décisions adoptées en application du paragraphe 1 du présent article.5.La Commission prend des mesures appropriées pour garantir l’application effective du présent article et de l’article 47 et peut exiger des fournisseurs ou producteurs de gaz naturel participant au mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel toutes les informations nécessaires pour l’aider dans cette tâche, y compris la présentation aux acheteurs des documents d’expédition pertinents lors des livraisons de gaz naturel, lorsque cela est techniquement possible.
Article 49Comité de pilotage1.Afin de faciliter la coordination et les échanges d’informations en ce qui concerne le mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel, la Commission est assistée par un comité de pilotage.2.Le comité de pilotage est composé de représentants des États membres et d’un représentant de la Commission. La participation des États membres est facultative et dépend notamment de l’ordre du jour des réunions du comité de pilotage. Les représentants des parties contractantes de la Communauté de l’énergie peuvent participer, à l’invitation de la Commission, aux travaux du comité de pilotage pour le gaz sur toutes les questions d’intérêt mutuel. La Commission préside les réunions du comité de pilotage.
Article 50GarantiesLes États membres, en ce qui concerne les participants établis sur leur territoire, ou d’autres parties prenantes concernées peuvent fournir un soutien de trésorerie, y compris des garanties, aux participants au mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel, conformément aux règles en matière d’aides d’État, le cas échéant, notamment lorsque l’autorité compétente de l’État membre concerné a déclaré un des niveaux de crise visés à l’article 11, paragraphe 1, du règlement (UE) 2017/1938.
Article 51RapportsLa Commission fait régulièrement rapport au comité de pilotage et remet un rapport annuel au Parlement européen et au Conseil sur le fonctionnement du mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel.Les informations fournies dans le rapport comprennent au moins:a)des informations sur le nombre d’entreprises de gaz naturel et les volumes de gaz naturel participant au mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel;b)des informations sur le nombre de contrats conclus et les volumes de gaz naturel en résultant, respectivement contractés et livrés à l’Union;c)la description des règles applicables lors des cycles d’appels d’offres aux participants à l’agrégation de la demande et aux fournisseurs ou producteurs de gaz naturel;d)un aperçu du coût total du mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel, y compris les dépenses engagées pour le prestataire de services;e)tout évolution majeure du fonctionnement du mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs de gaz naturel.
Article 52Mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène1.La Commission peut établir un mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène comprenant les éléments précisés au paragraphe 2 à mettre en œuvre au titre des activités de la Banque européenne de l’hydrogène. Ce mécanisme volontaire peut être en place jusqu’au 31 décembre 2029.2.La Commission peut passer un contrat avec le prestataire de services concerné, appliquant par analogie la procédure énoncée aux articles 43 et 44, pour la mise en œuvre notamment, mais pas exclusivement, des éléments suivants:a)recueil et traitement des données de marché concernant, par exemple, la disponibilité des infrastructures ou l’évolution des flux et prix de l’hydrogène, afin d’accroître la transparence du développement du marché de l’hydrogène;b)recueil et évaluation de la demande des acheteurs;c)recueil des offres d’hydrogène émanant des fournisseurs;d)accès aux informations utiles et nécessaires recueillies en application du présent paragraphe auprès des fournisseurs et acheteurs, sous réserve de leur consentement et conformément aux règles de l’Union en matière de concurrence.3.Afin de concourir à la réalisation des objectifs de décarbonation prévus dans le présent règlement, les États membres peuvent fournir un soutien en trésorerie, y compris des garanties, pour l’hydrogène au titre des activités de la Banque européenne de l’hydrogène et conformément aux règles en matière d’aides d’État, le cas échéant.4.La coordination et les échanges d’informations concernant le mécanisme visé au paragraphe 1 peuvent être facilités par le groupe de coordination pertinent distinct des groupes d’experts consacrés au gaz naturel.En ce qui concerne l’hydrogène, un tel groupe de coordination est établi et mène ses activités dans le cadre de celles de la Banque européenne de l’hydrogène.5.Avant l’expiration du mécanisme visé au paragraphe 1, la Commission présente au Parlement européen et au Conseil un rapport dans lequel elle évalue les performances dudit mécanisme. En particulier, la Commission évalue la contribution dudit mécanisme au développement du marché de l’hydrogène dans l’Union.S’il y a lieu, cette évaluation peut être assortie d’une proposition législative visant à élaborer un mécanisme d’agrégation de la demande et d’achats communs d’hydrogène à caractère volontaire.
Article 53Participation au mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène1.La participation au mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène est ouverte aux entreprises d’hydrogène et aux entreprises consommant de l’hydrogène établies dans l’Union de façon non discriminatoire. Lesdites entreprises sont exclues de la participation en tant que fournisseurs et acheteurs si elles:a)font 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, interdisant de mettre à leur disposition ou de leur transférer des fonds ou des ressources économiques ou de leur fournir un financement ou une aide financière, directement ou indirectement, ou consistant en un gel d’avoirs; oub)sont, directement ou indirectement, détenues ou contrôlées par une personne physique ou morale, une entité ou un organisme faisant l’objet de telles mesures restrictives de l’Union, ou agissent, directement ou indirectement, pour le compte ou selon les instructions d’une telle personne physique ou morale ou entité ou d’un tel organisme.2.Des obligations contractuelles sont mises en place afin de garantir qu’aucuns fonds ni ressources économiques ne sont mis, directement ou indirectement, à la disposition des personnes physiques ou morales, des entités ou des organismes, ni dégagés à leur profit, lorsque ces personnes physiques ou morales, entités ou organismes:a)font 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, interdisant de mettre à leur disposition ou de leur transférer des fonds ou des ressources économiques ou de leur fournir un financement ou une aide financière, directement ou indirectement, ou consistant en un gel d’avoirs; oub)sont, directement ou indirectement, détenus ou contrôlés par une personne physique ou morale, une entité ou un organisme faisant l’objet de telles mesures restrictives de l’Union, ou agissent, directement ou indirectement, pour le compte ou selon les instructions d’une telle personne physique ou morale ou entité ou d’un tel organisme.3.Les entreprises d’hydrogène et les entreprises consommant de l’hydrogène établies sur le territoire des parties contractantes de la Communauté de l’énergie peuvent participer au mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène à condition que les mesures ou arrangements nécessaires pour permettre leur participation au mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène soient en place, conformément au présent article et aux articles 52 et 54.
Article 54Possibilité de limiter la participation au mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène1.La Commission peut décider, au moyen d’un acte d’exécution, d’exclure temporairement les offres d’approvisionnement en hydrogène originaires de la Fédération de Russie ou de la Biélorussie, de la collecte effectuée par l’intermédiaire du mécanisme de soutien au développement du marché de l’hydrogène, lorsque cela est nécessaire pour protéger les intérêts essentiels en matière de sécurité ou la sécurité de l’approvisionnement de l’Union ou d’un État membre, à condition que ces mesures:a)ne perturbent pas indûment le bon fonctionnement du marché intérieur de l’hydrogène et ne compromettent pas la sécurité de l’approvisionnement de l’Union ou d’un État membre;b)respectent le principe de la solidarité énergétique;c)soient prises dans le respect des droits et obligations de l’Union ou des États membres à l’égard des pays tiers.2.Suffisamment longtemps avant la première collecte d’offres, la Commission évalue si toutes les conditions prévues au paragraphe 1 sont remplies en vue de décider de toute mesure qui y est visée. La décision ainsi adoptée est valable pour une durée maximale d’un an et peut être reconduite si cela se justifie.La Commission évalue en permanence si les conditions prévues au paragraphe 1 sont remplies et tient le Parlement européen et le Conseil dûment informés de ses évaluations, y compris de l’évaluation visée au premier alinéa du présent paragraphe.3.La Commission prend des mesures appropriées pour garantir l’application effective du présent article.
CHAPITRE IIIRÈGLES APPLICABLES AUX RÉSEAUX D’HYDROGÈNE
Article 55Coordination transfrontalière concernant la qualité de l’hydrogène1.Les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène coopèrent afin d’éviter les restrictions aux flux d’hydrogène transfrontaliers dues aux différences de qualité de l’hydrogène de manière à satisfaire aux exigences qualitatives des différentes applications finales conformément aux normes de qualité applicables à l’hydrogène.2.Lorsqu’une restriction aux flux transfrontières due à des différences de qualité de l’hydrogène ne peut être évitée par les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène concernés dans leurs opérations normales, ils en informent sans tarder les autorités de régulation concernées. Les informations comprennent une description et les motifs justifiant toute mesure déjà prise par les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène.3.Les autorités de régulation concernées conviennent d’un commun accord, dans un délai de six mois à compter de la réception des informations visées au paragraphe 2, de reconnaître ou non la restriction.4.Lorsque les autorités de régulation concernées reconnaissent la restriction en vertu du paragraphe 3, elles demandent aux gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène concernés d’accomplir, dans un délai de douze mois à compter de la reconnaissance de la restriction visée audit paragraphe, les actions suivantes dans l’ordre:a)coopérer et définir des options techniquement faisables pour éliminer la restriction reconnue;b)réaliser conjointement une analyse coûts-avantages sur les options techniquement faisables afin de définir des solutions économiquement efficaces qui spécifient la ventilation des coûts et des avantages entre les catégories d’acteurs affectés;c)établir une estimation de la durée de mise en œuvre pour chaque option envisageable;d)mener une consultation publique sur les solutions faisables recensées et prendre en considération les résultats de cette consultation;e)présenter une proposition conjointe de solution, fondée sur l’analyse coûts-avantages et les résultats de la consultation publique, pour éliminer la restriction reconnue, comprenant le calendrier de sa mise en œuvre, à leurs autorités de régulation concernées, pour approbation, et aux autres autorités nationales compétentes de chaque État membre concerné, pour information.5.Lorsque les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène concernés ne sont pas parvenus à un accord en vue de présenter une proposition conjointe en vertu du paragraphe 4, point e), chaque gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène informe sans tarder son autorité de régulation.6.Les autorités de régulation concernées prennent une décision conjointe coordonnée de levée de la restriction reconnue, en tenant compte de l’analyse coûts-avantages réalisée par les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène concernés et des résultats de la consultation publique menée conformément au paragraphe 4, point d), du présent article dans un délai de six mois à compter de la réception des informations visées au paragraphe 5 du présent article, conformément à l’article 6, paragraphe 10, du règlement (UE) 2019/942.7.La décision conjointe coordonnée des autorités de régulation concernées visée au paragraphe 6 inclut une décision relative à la répartition des coûts d’investissement à supporter par chacun des gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène aux fins de la mise en œuvre de la solution convenue, et à leur inclusion dans les tarifs après le 1er janvier 2033, compte tenu des coûts et des avantages économiques, sociaux et environnementaux de la solution dans les États membres concernés.8.L’ACER peut adresser des recommandations aux autorités de régulation concernant les modalités de ces décisions de répartition des coûts visées au paragraphe 7.9.Lorsque les autorités de régulation concernées ne peuvent parvenir à un accord comme visé au paragraphe 3 du présent article, l’ACER adopte une décision relative à la restriction, conformément à l’article 6, paragraphe 10, du règlement (UE) 2019/942. Lorsque l’ACER reconnaît la restriction, elle demande aux gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène concernés d’accomplir, dans un délai de douze mois, les actions visées au paragraphe 4 du présent article, dans l’ordre.10.Lorsque les autorités de régulation concernées ne parviennent pas à prendre une décision conjointe coordonnée comme visé aux paragraphes 6 et 7 du présent article, l’ACER adopte une décision relative à la solution pour lever la restriction reconnue et à la répartition des coûts d’investissements à supporter par chaque gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène aux fins de la mise en œuvre de la solution convenue, conformément à l’article 6, paragraphe 10, du règlement (UE) 2019/942.11.Les autres modalités nécessaires pour la mise en œuvre du présent article, notamment celles concernant une spécification commune contraignante sur la qualité de l’hydrogène pour les interconnexions transfrontalières d’hydrogène, l’analyse coûts-avantages pour la levée des restrictions de flux transfrontaliers dues aux différences de qualité de l’hydrogène, les règles d’interopérabilité applicables aux infrastructures d’hydrogène transfrontalières, abordant notamment les accords d’interconnexion, les unités, les échanges de données, la communication et la fourniture d’informations entre les acteurs du marché concernés, sont fixées dans un code de réseau établi en vertu de l’article 72, paragraphe 1, point b).
Article 56Coopération entre gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène et gestionnaires de réseau de transport d’hydrogèneLes gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène coopèrent avec les autres gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène et les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène afin de coordonner la maintenance, le développement du réseau d’hydrogène, les nouveaux raccordements, les démantèlements et la gestion du système d’hydrogène afin de garantir l’intégrité du système d’hydrogène, en vue de maximiser les capacités et de réduire au minimum la consommation d’énergie pour exploiter le système d’hydrogène.
Article 57Réseau européen des gestionnaires de réseau pour l’hydrogène1.Les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène coopèrent au niveau de l’Union par l’intermédiaire du REGRH pour promouvoir le développement et le bon fonctionnement du marché intérieur de l’hydrogène et des échanges transfrontaliers et pour assurer une gestion optimale, une exploitation coordonnée et une évolution technique solide du réseau européen de transport d’hydrogène.2.Le REGRH coopère étroitement avec le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz pour recenser les synergies et favoriser l’intégration du système pour tous les vecteurs énergétiques afin de faciliter l’efficacité globale du système énergétique.3.Le REGRH se compose des gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène certifiés en application de l’article 71 de la directive (UE) 2024/1788.Les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène ont qualité peuvent adhérer au REGRH en qualité de membres dès le début de la procédure de certification menée par l’autorité de régulation, sous réserve:a)d’une certification positive ultérieure conformément à l’article 14 du présent règlement et à l’article 71 de la directive (UE) 2024/1788 obtenue dans un délai de 24 mois à compter de leur adhésion au REGRH en qualité de membres; etb)au minimum, d’élaborer des projets d’infrastructure pour l’hydrogène dont la décision finale d’investissement intervient dans un délai de quatre ans à compter de leur adhésion au REGRH en qualité de membres.Si la décision finale de certification visée au deuxième alinéa, point a), n’a pas été prise dans les 24 mois à compter de l’adhésion au REGRH en qualité de membre ou si la décision finale d’investissement visée au deuxième alinéa, point b), n’a pas été prise dans les quatre ans à compter de l’adhésion au REGRH en qualité de membre, la qualité de membre du REGRH du gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène expire.4.Par dérogation au paragraphe 3 du présent article, un gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène bénéficiant d’une dérogation à l’article 68 de la directive (UE) 2024/1788 peut avoir qualité pour devenir membre du REGRH à condition que le gestionnaire soit établi dans un État membre où aucun gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène n’est membre du REGRH en vertu du paragraphe 3 du présent article. Les États membres peuvent proposer un tel gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène et soumettre cette candidature au REGRH, à la Commission et à l’ACER. Les États membres peuvent révoquer une telle candidature à tout moment. Lorsque le gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène n’a pas pris de décision finale d’investissement en ce qui concerne un projet d’infrastructure d’hydrogène dans un délai de quatre ans à compter de l’adhésion au REGRH en qualité de membre, l’adhésion dudit gestionnaire au REGRH expire.5.Les États membres qui n’ont pas désigné de gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène, mais qui prévoient de développer un réseau de transport d’hydrogène conformément à leurs plans nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat, peuvent proposer une entité en tant que partenaire associé au sein du REGRH. L’État membre concerné soumet une candidature en vertu du présent paragraphe au REGRH, à la Commission et à l’ACER. Un État membre peut révoquer cette candidature à tout moment. Ladite candidature expire lorsqu’un gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène établi dans l’État membre concerné devient membre du REGRH.6.Lorsqu’il s’acquitte de ses fonctions en vertu du droit de l’Union, le REGRH agit en vue de l’établissement d’un marché intérieur de l’hydrogène fonctionnant correctement et intégré et contribue à la réalisation efficace et durable des objectifs fixés dans le cadre d’action en matière de climat et d’énergie, notamment en contribuant à l’intégration efficace de l’hydrogène produite à partir de sources d’énergie renouvelables et à l’amélioration de l’efficacité énergétique tout en préservant la sécurité du système d’hydrogène. Le REGRH dispose des ressources humaines et financières appropriées pour l’exécution de ses tâches.7.Le 1er septembre 2024 au plus tard, les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène soumettent à la Commission et à l’ACER, pour le futur REGRH, le projet de statuts, une liste de membres et un projet de règlement intérieur comportant notamment les règles de procédure applicables à la consultation des parties prenantes.8.Les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène soumettent à la Commission et à l’ACER tout projet de modification des statuts, de la liste des membres ou du règlement intérieur du REGRH.9.Dans un délai de quatre mois à compter de la réception des projets visés au paragraphe 7, et des projets de modification des statuts, de la liste des membres ou du règlement intérieur visés au paragraphe 8, et après consultation des organisations représentant toutes les parties prenantes, en particulier les utilisateurs du système d’hydrogène, y compris les clients, l’ACER émet un avis à l’intention de la Commission sur lesdits projets ou projets de modification des statuts, de la liste des membres ou du règlement intérieur.10.Dans un délai de trois mois à compter de la date de réception de l’avis de l’ACER, la Commission émet un avis sur les projets et projets de modification des statuts, de la liste des membres ou du règlement intérieur, en tenant compte de l’avis de l’ACER visé au paragraphe 9.11.Dans un délai de trois mois à compter de la réception de l’avis favorable de la Commission, les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène adoptent et publient les statuts, la liste des membres et le règlement intérieur du REGRH.12.Les documents visés au paragraphe 7 sont présentés à la Commission et à l’ACER en cas de modification de ceux-ci ou sur demande motivée de la Commission ou de l’ACER. La Commission et l’ACER émettent leurs avis conformément aux paragraphes 9, 10 et 11.
Article 58Période de transition avant l’établissement du REGRHDans l’attente de l’établissement du REGRH, le REGRT pour le gaz est responsable de l’élaboration de plans de développement de réseau à l’échelle de l’Union pour le gaz naturel et l’hydrogène visés aux articles 32 et 60. Dans l’accomplissement de cette tâche, le REGRT pour le gaz veille à consulter et associer de manière effective l’ensemble des acteurs du marché, notamment les acteurs du marché de l’hydrogène.
Article 59Tâches du REGRH1.Les tâches suivantes sont confiées au REGRH:a)élaborer, dans les domaines énoncés à l’article 72, des codes de réseau, en vue d’atteindre les objectifs visés à l’article 57;b)élaborer conjointement avec le REGRT pour le gaz les codes de réseau visés à l’article 72, paragraphe 1, point f);c)adopter et publier, tous les deux ans, un plan décennal non contraignant de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène visé à l’article 60 (ci-après dénommé "plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène"), comprenant des perspectives européennes sur l’adéquation de l’approvisionnement;d)coopérer avec le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz et l’entité des GRD de l’Union;e)formuler des recommandations à l’intention des gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène concernant leur coopération technique avec les gestionnaires de réseau de distribution d’hydrogène et avec les opérateurs de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution dans l’Union;f)formuler des recommandations relatives à la coordination de la coopération technique entre les gestionnaires de réseau d’hydrogène de l’Union et ceux des pays tiers;g)adopter un programme de travail annuel;h)adopter un rapport annuel;i)adopter des perspectives annuelles pour l’approvisionnement en hydrogène des États membres qui utilisent l’hydrogène pour la production d’électricité;j)adopter un rapport de suivi de la qualité de l’hydrogène au plus tard le 15 mai 2026 et tous les deux ans par la suite, comprenant des analyses et des prévisions concernant l’évolution attendue des paramètres de la qualité de l’hydrogène, ainsi que des informations sur des litiges liés à des différences dans les spécifications de qualité de l’hydrogène et sur les modalités de résolution de ces litiges;k)promouvoir la cybersécurité et la protection des données en coopération avec les autorités concernées et les entités réglementées;l)élaborer et promouvoir les bonnes pratiques en matière de détection, de surveillance et de réduction des fuites d’hydrogène.2.Le REGRH surveille et analyse la mise en œuvre des codes de réseau et des lignes directrices adoptées par la Commission conformément aux articles 72, 73 et 74, ainsi que leur incidence sur l’harmonisation des règles applicables visant à faciliter le développement et l’intégration du marché de l’hydrogène. Le REGRH communique ses conclusions à l’ACER et intègre les résultats de l’analyse dans le rapport annuel visé au paragraphe 1, point h), du présent article.3.Le REGRH publie les procès-verbaux des réunions de son assemblée, de son conseil d’administration et de ses comités et met régulièrement à la disposition du public des informations sur son processus décisionnel et ses activités.4.Le programme de travail annuel visé au paragraphe 1, point g), comprend une liste et une description des codes de réseau à élaborer, un plan relatif à la coordination de la gestion du réseau d’hydrogène, une liste des activités de recherche et de développement à mettre en œuvre au cours de l’année, ainsi qu’un calendrier indicatif.5.Le REGRH met à la disposition de l’ACER les informations dont elle a besoin pour accomplir ses tâches conformément à l’article 64. Afin de permettre au REGRH de satisfaire à cette exigence, les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène mettent à la disposition du REGRH les informations nécessaires.6.À la demande de la Commission, le REGRH donne à la Commission son point de vue sur l’adoption des lignes directrices prévues à l’article 74.
Article 60Plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène1.Le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène inclut la modélisation du réseau intégré d’hydrogène, l’élaboration de scénarios, des perspectives européennes sur l’adéquation de l’approvisionnement et une évaluation de la résilience du système.En particulier, le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène:a)s’appuie sur les plans nationaux de développement du réseau de transport d’hydrogène prévus à l’article 55 de la directive (UE) 2024/1788 et au chapitre IV du règlement (UE) 2022/869;b)en ce qui concerne les interconnexions transfrontalières, s’appuie également sur les besoins raisonnables des différents utilisateurs du réseau et intègre les engagements à long terme des investisseurs visés à l’article 55, paragraphe 7, de la directive (UE) 2024/1788; etc)recense les lacunes en matière d’investissements, notamment en ce qui concerne les capacités transfrontalières nécessaires, pour mettre en œuvre les corridors prioritaires pour l’hydrogène et les électrolyseurs visés au point 3 de l’annexe I du règlement (UE) 2022/869.Concernant le deuxième alinéa, point c), le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène peut comporter en annexe un relevé des entraves à l’augmentation de la capacité transfrontalière du réseau dues à des procédures ou à des pratiques d’agrément différentes. Ce relevé peut être accompagné, le cas échéant, d’un plan global visant à supprimer ces entraves et à accélérer la mise en œuvre des corridors prioritaires pour l’hydrogène et les électrolyseurs.2.L’ACER émet un avis sur les plans nationaux de développement du réseau de transport d’hydrogène lorsque cela est pertinent pour évaluer leur compatibilité avec le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène. Si l’ACER détecte des incompatibilités entre un plan national de développement du réseau de transport d’hydrogène et le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène, elle recommande de modifier le plan national de développement du réseau de transport d’hydrogène ou le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène, selon le cas.3.Lors de l’élaboration du plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène, le REGRH coopère avec le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz, en particulier en ce qui concerne l’élaboration de l’analyse coûts-avantages pour l’ensemble du système énergétique et du modèle interconnecté du marché et du réseau de l’énergie comprenant les infrastructures de transport de l’électricité, du gaz naturel et de l’hydrogène ainsi que le stockage du gaz naturel, le stockage de l’hydrogène, les terminaux de GNL et d’hydrogène ainsi que les électrolyseurs visés à l’article 11 du règlement (UE) 2022/869, les scénarios pour les plans décennaux de développement du réseau visés à l’article 12 dudit règlement et le recensement des lacunes en matière d’infrastructures visé à l’article 13 dudit règlement.
Article 61Planification intégrée du réseau au niveau de l’Union1.Au cours de la période de transition allant jusqu’au 1er janvier 2027, le REGRT pour le gaz élabore le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène 2026, avec la pleine participation des gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène ainsi qu’avec le REGRH dès qu’il sera établi. Le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène 2026 comporte deux chapitres distincts, l’un pour l’hydrogène et l’autre pour le gaz naturel. Le REGRT pour le gaz transfère sans tarder au REGRH toutes les informations, y compris les données et les analyses qu’il a collectées pendant la préparation des plans de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène au plus tard le 1er janvier 2027.2.Le REGRH élabore le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène 2028 conformément au présent article et à l’article 60.3.Le REGRH coopère étroitement avec le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz pour élaborer des plans intégrés de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union en vertu des articles 32 et 60 du présent règlement et de l’article 30 du règlement (UE) 2019/943 respectivement. Cette coopération porte notamment sur les éléments suivants:a)le REGRH avec le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz élaborent un ensemble unique de scénarios communs pour les plans décennaux de développement du réseau en vertu de l’article 12 du règlement (UE) 2022/869;b)le REGRH, le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz, travaillant de concert, élaborent chacun des rapports coordonnés sur les lacunes en matière d’infrastructures dans le cadre des plans décennaux de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union en vertu de l’article 13 du règlement (UE) 2022/869;c)dans un délai de six mois à compter de l’approbation du rapport sur les scénarios communs en vertu de l’article 12, paragraphe 6, du règlement (UE) 2022/869 et tous les deux ans par la suite, le REGRH publie les rapports sur les lacunes en matière d’infrastructures élaborés dans le cadre des plans décennaux de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union;d)le REGRH élabore un projet de méthode par secteur pour une analyse des coûts et avantages concernant l’ensemble du système énergétique de l’hydrogène ainsi qu’une modélisation cohérente et d’intégration progressive avec le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz en vertu de l’article 11 du règlement (UE) 2022/869, qui sont cohérents avec les méthodes élaborées tant par le REGRT pour l’électricité que le REGRT pour le gaz en application de l’article 11 du règlement (UE) 2022/869 et garantissent la transparence en ce qui concerne les solutions les plus rentables pour tous les vecteurs énergétiques, y compris des solutions non fondées sur les infrastructures;e)les méthodes visées au point d) du présent paragraphe sont appliquées pour l’élaboration de chaque plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène ultérieur mis au point par le REGRH en application de l’article 60 du présent règlement;f)le REGRH élabore les scénarios communs, les rapports sur les lacunes en matière d’infrastructures, le projet de méthode par secteur et la modélisation intégrée conformément aux articles 11, 12 et 13 du règlement (UE) 2022/869;g)lorsque des décisions doivent être prises pour assurer l’efficacité du système telle qu’elle est définie à l’article 2, point 4), de la directive (UE) 2023/1791 pour tous les vecteurs énergétiques, la Commission veille à ce que le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz et le REGRH coopèrent étroitement;h)le REGRH, le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz coopèrent de manière efficace, inclusive et transparente, facilitent la prise des décisions par consensus et élaborent les modalités de travail nécessaires aux fins de permettre cette coopération et de garantir leur représentation équitable.Le REGRH, de concert avec le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz, peut constituer des groupes de travail pour remplir les obligations qui lui incombent en vertu du premier alinéa, points a), b) et d), et veille à la représentation juste et égale des secteurs de l’hydrogène, de l’électricité et du gaz dans les groupes de travail.
Article 62Coûts du REGRHLes coûts liés à l’exécution des tâches du REGRH visées à l’article 59 sont pris en charge par les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène et sont pris en compte dans le calcul des tarifs. Les autorités de régulation approuvent ces coûts pour autant qu’ils soient raisonnables et appropriés.
Article 63Consultations effectuées par le REGRH1.Lors de la préparation des propositions présentées dans le cadre des tâches visées à l’article 59, le REGRH mène un large processus de consultation publique, à un stade précoce et d’une manière ouverte et transparente, impliquant tous les acteurs du marché concernés, et en particulier les organisations représentant toutes les parties prenantes, conformément au règlement intérieur visé à l’article 57. Le processus de consultation recueille les commentaires des parties prenantes avant l’adoption définitive de la proposition, dans le but de recenser les points de vue et les propositions de toutes les parties prenantes concernées au cours du processus décisionnel. Participent également à ladite consultation les autorités de régulation et d’autres autorités nationales, les producteurs, les utilisateurs du réseau, y compris les clients, les organismes techniques et les plateformes de parties prenantes.2.Tous les documents et procès-verbaux des réunions relatives aux consultations mentionnées au paragraphe 1 sont rendus publics.3.Avant d’adopter les propositions visées à l’article 59, le REGRH indique comment les observations recueillies lors de la consultation ont été prises en compte. Il motive l’absence de prise en compte de certaines de ces observations.
Article 64Surveillance du REGRH exercée par l’ACER1.L’ACER surveille l’exécution des tâches du REGRH prévues à l’article 59, et rend compte de ses constatations à la Commission.2.L’ACER surveille la mise en œuvre, par le REGRH, des codes de réseau et lignes directrices adoptés par la Commission comme prévu aux articles 72, 73 et 74. Lorsque le REGRH n’a pas mis en œuvre un de ces codes de réseau ou une de ces lignes directrices, l’ACER lui demande de fournir une explication dûment motivée à ce manquement. L’ACER informe la Commission de cette explication et donne son avis sur celle-ci.3.Le REGRH présente à l’ACER, pour avis, le projet de plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène, le projet de programme de travail annuel, y compris les informations relatives au processus de consultation, et les autres documents visés à l’article 59.Dans les deux mois à compter de la date de réception, l’ACER émet un avis dûment motivé ainsi que des recommandations à l’intention du REGRH et de la Commission, si elle estime que le projet de programme de travail annuel ou le projet de plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène soumis par le REGRH ne contribue pas à garantir un traitement non discriminatoire, une réelle concurrence et le bon fonctionnement du marché ou un niveau suffisant d’interconnexion transfrontalière. Le REGRH tient dûment compte de l’avis et des recommandations de l’ACER.
Article 65Coopération régionale des gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène1.Les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène établissent une coopération régionale au sein du REGRH pour contribuer à l’accomplissement des tâches visées à l’article 59.2.Les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène favorisent la mise en place de modalités pratiques permettant d’assurer gestion optimale du réseau et veillent à l’interopérabilité du système d’hydrogène interconnecté de l’Union afin de faciliter la coopération commerciale et opérationnelle entre les gestionnaires de réseaux de transport d’hydrogène adjacents.
Article 66Exigences de transparence en ce qui concerne les gestionnaires de réseau d’hydrogène1.Le gestionnaire de réseau d’hydrogène publie des informations détaillées concernant les services qu’il offre et les conditions qu’il applique, ainsi que les informations techniques nécessaires aux utilisateurs du réseau d’hydrogène pour obtenir un accès effectif au réseau.2.Afin de garantir des tarifs transparents, objectifs et non discriminatoires et de favoriser une utilisation efficace du réseau d’hydrogène, les gestionnaires de réseau d’hydrogène ou les autorités de régulation concernées publient, à partir du 1er janvier 2031, des informations complètes sur la formation, la méthodologie et la structure des tarifs.3.Les gestionnaires de réseau d’hydrogène rendent publiques des informations détaillées concernant la qualité de l’hydrogène transporté dans leurs réseaux qui pourrait affecter les utilisateurs du réseau.4.Les points pertinents d’un réseau d’hydrogène pour lesquels des informations doivent être publiées sont approuvés par les autorités compétentes après consultation des utilisateurs du réseau d’hydrogène.5.Les gestionnaires de réseau d’hydrogène divulguent toujours les informations requises au titre du présent règlement d’une façon intelligible et aisément accessible, en exposant clairement les données chiffrées qu’elles comportent, et d’une manière non discriminatoire.6.Les gestionnaires de réseau d’hydrogène rendent publiques les informations sur l’offre et la demande ex ante et ex post, y compris des prévisions périodiques et les informations enregistrées. L’autorité de régulation veille à ce que toutes ces informations soient rendues publiques. Le degré de détail des informations publiées est fonction des informations dont dispose le gestionnaire de réseau d’hydrogène.7.Les acteurs du marché concernés communiquent au gestionnaire de réseau d’hydrogène les données visées au présent article.8.Des dispositions plus détaillées requises pour la mise en œuvre des exigences de transparence applicables aux gestionnaires de réseau d’hydrogène, notamment en ce qui concerne le contenu, la fréquence et le format des communications d’informations par les gestionnaires de réseau d’hydrogène sont définies dans un code de réseau établi conformément à l’article 72, paragraphe 2.
Article 67Conservation d’informations dans le système d’hydrogèneLes gestionnaires de réseau d’hydrogène, les gestionnaires de stockage d’hydrogène et les gestionnaires de terminaux d’hydrogène tiennent pendant cinq ans à la disposition des autorités nationales, y compris les autorités de régulation et les autorités nationales de la concurrence, et de la Commission toutes les informations visées aux articles 34 et 66 et au point 4 de l’annexe I.
Article 68Présomption de conformité des pratiques avec les normes harmonisées pour l’hydrogèneLes pratiques qui sont en conformité avec les normes harmonisées, ou des parties de celles-ci, dont les références ont été publiées au Journal officiel de l’Union européenne sont présumées être en conformité avec les exigences prévues dans les actes délégués adoptés en vertu de l’article 72, paragraphe 1, point b).
Article 69Spécifications communes pour l’hydrogène1.La Commission peut fixer des spécifications communes dans un code de réseau en vertu de l’article 72, paragraphe 1, point b), du présent règlement ou peut adopter des actes d’exécution établissant des spécifications communes pour les exigences prévues à l’article 50 de la directive (UE) 2024/1788, lorsque:a)ces exigences ne sont pas couvertes par des normes harmonisées, ou des parties de celles-ci, dont les références ont été publiées au Journal officiel de l’Union européenne;b)la Commission, conformément à l’article 10, paragraphe 1, du règlement (UE) no 1025/2012, a demandé à une ou plusieurs organisations européennes de normalisation d’élaborer une norme harmonisée pour ces exigences et qu’au moins une des conditions suivantes est remplie:i)la demande de la Commission n’a été acceptée par aucune organisation européenne de normalisation;ii)la Commission constate des retards excessifs dans l’adoption des normes harmonisées demandées;iii)une organisation européenne de normalisation a émis une norme qui ne correspond pas exactement à la demande de la Commission; ouc)la Commission a décidé, conformément à la procédure prévue à l’article 11, paragraphe 5, du règlement (UE) no 1025/2012, de maintenir moyennant des restrictions ou de supprimer les références aux normes harmonisées, ou à des parties de celles-ci, couvrant ces exigences.Les actes d’exécution visés au premier alinéa du présent paragraphe sont adoptés en conformité avec la procédure d’examen visée à l’article 81, paragraphe 3.2.Au début de l’élaboration du projet d’acte d’exécution établissant les spécifications communes visées au paragraphe 1, la Commission recueille les avis des organismes ou groupes d’experts concernés établis en vertu de la législation sectorielle pertinente de l’Union et consulte dûment toutes les parties prenantes concernées. Sur la base de cette consultation, la Commission élabore le projet d’acte d’exécution.3.Les pratiques qui sont en conformité avec les spécifications communes, ou des parties de celles-ci, sont présumées être en conformité avec les exigences prévues dans les actes délégués adoptés en vertu de l’article 72, paragraphe 1, point b), dans la mesure où ces exigences sont couvertes par ces spécifications communes ou des parties de celles-ci.4.Lorsqu’une norme harmonisée est adoptée par une organisation européenne de normalisation et proposée à la Commission aux fins de la publication de sa référence au Journal officiel de l’Union européenne, la Commission évalue cette norme harmonisée conformément au règlement (UE) no 1025/2012. Lorsque la référence d’une norme harmonisée est publiée au Journal officiel de l’Union européenne, la Commission abroge les actes d’exécution visés au paragraphe 1 du présent article, ou des parties de ces actes, qui couvrent les mêmes exigences visées au paragraphe 1 du présent article.
CHAPITRE IVCODES DE RÉSEAU ET LIGNES DIRECTRICES
Article 70Adoption de codes de réseau et de lignes directrices1.La Commission peut, sous réserve des habilitations prévues aux articles 71 à 74, adopter des actes délégués ou des actes d’exécution. Ces actes peuvent être adoptés soit comme des codes de réseau sur la base des propositions de textes élaborées par le REGRT pour le gaz ou le REGRH ou, s’il est prévu ainsi d’après la liste des priorités établie en vertu de l’article 71, paragraphe 3, par l’entité des GRD de l’Union, le cas échéant en coopération avec le REGRT pour le gaz, le REGRH et l’ACER, selon la procédure prévue aux articles 71, 72 et 73, soit comme des lignes directrices selon la procédure prévue à l’article 74.2.Les codes de réseau et lignes directrices:a)assurent le degré d’harmonisation minimal requis pour atteindre les objectifs du présent règlement;b)tiennent compte des particularités régionales, le cas échéant;c)n’excèdent pas ce qui est nécessaire aux fins du point a); etd)s’appliquent à tous les points d’interconnexion à l’intérieur de l’Union et aux points d’entrée et de sortie en provenance et à destination de pays tiers à partir du 5 août 2026.3.Jusqu’au 5 février 2026, les autorités de régulation peuvent présenter à la Commission une demande de dérogation à l’application des codes de réseau et des lignes directrices visées au paragraphe 1 aux points d’entrée et de sortie en provenance et à destination de pays tiers en vertu du paragraphe 2, point d). La demande de dérogation est présentée simultanément à la Commission et à l’ACER. Dans un délai de trois mois à compter de la date de réception de la demande de dérogation, l’ACER émet un avis motivé à l’intention de la Commission.La Commission adopte une décision sur la demande de dérogation, en tenant compte de l’avis motivé de l’ACER et après avoir évalué si l’autorité de régulation:a)a démontré qu’un code de réseau ou une ligne directrice, ou un élément spécifique de ces actes, ne peut être effectivement mis en œuvre aux points d’entrée et de sortie en provenance et à destination de pays tiers; dans le cas de points d’interconnexion avec des pays tiers qui ont l’obligation de s’adapter à l’acquis de l’Union dans le domaine de l’énergie, y compris au présent règlement, en vertu d’un accord conclu entre l’Union et ces pays tiers, mais lorsque l’application ou la mise en œuvre n’a pas été achevée, la demande de dérogation précise quelles dispositions du présent règlement n’ont pas été effectivement appliquées ou mises en œuvre dans le pays tiers concerné ou quelles règles techniques existantes ou absentes dans le pays tiers concerné entravent l’application des dispositions spécifiques du code de réseau ou de la ligne directrice concerné;b)a expliqué quelles mesures ont été prises pour réduire les obstacles à l’application des dispositions spécifiques du code de réseau ou de la ligne directrice concernée;c)a démontré que la dérogation ne nuit pas au bon fonctionnement du marché intérieur du gaz naturel ou à la sécurité de l’approvisionnement de l’Union ou d’un État membre.La dérogation est limitée aux dispositions spécifiques qui ne peuvent être effectivement mises en œuvre et elle est accordée pour une durée limitée.
Article 71Établissement de codes de réseau pour le gaz naturel1.La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l’article 80 pour compléter le présent règlement en établissant des codes de réseau dans les domaines suivants:a)les règles relatives à la sécurité et à la fiabilité du réseau, y compris les règles relatives à la sécurité de fonctionnement du réseau et les règles de fiabilité garantissant la qualité de service du réseau;b)les règles de raccordement au réseau, notamment les règles relatives au raccordement des installations de production de gaz renouvelable et de gaz bas carbone, et les procédures applicables aux demandes de raccordement;c)les procédures opérationnelles en cas d’urgence, y compris les plans de défense du système, les plans de restauration, les interactions du marché, l’échange d’informations et les outils et installations de communication;d)les règles applicables aux échanges liées à la fourniture technique et opérationnelle de services d’accès au réseau et d’équilibrage du réseau;e)l’efficacité énergétique des réseaux de gaz naturel et de leurs composants, ainsi que l’efficacité énergétique en ce qui concerne la planification des réseaux et les investissements permettant la solution de la plus haute efficacité énergétique du point de vue du réseau;f)les aspects en matière de cybersécurité des flux transfrontaliers de gaz naturel, y compris des règles sur les exigences minimales communes, la planification, la surveillance, les rapports et la gestion de crise.2.La Commission peut adopter des actes d’exécution établissant des codes de réseau dans les domaines suivants:a)les règles d’interopérabilité pour le système de gaz naturel, mettant en œuvre l’article 21du présent règlement et les articles 10, 39 et 44 de la directive (UE) 2024/1788, y compris en ce qui concerne les accords d’interconnexion, les règles relatives au contrôle du flux et les principes de mesurage pour la quantité de gaz naturel et la qualité du gaz, les règles d’attribution et de mise en correspondance, des ensembles communs d’unités, l’échange de données, la qualité du gaz, y compris les règles relatives à la gestion des restrictions transfrontalières dues à des différences de qualité du gaz ou à des différences dans les pratiques d’odorisation ou à des différences du volume d’hydrogène mélangé dans le système de gaz naturel, les analyses coûts-avantages pour l’élimination des restrictions des flux transfrontaliers, la classification selon l’indice de Wobbe, les mesures d’atténuation, les niveaux minimaux admissibles pour les paramètres de qualité du gaz pertinents pour assurer un flux transfrontalier sans entrave de biométhane, par exemple la teneur en oxygène, le contrôle de la qualité du gaz à court et à long termes, la communication d’informations et la coopération entre les acteurs du marché concernés, les rapports sur la qualité du gaz, la transparence, les procédures de communication y compris en cas de circonstances exceptionnelles;b)l’attribution des capacités et les règles de gestion de la congestion mettant en œuvre les articles 8 à 11 du présent règlement et l’article 31 de la directive (UE) 2024/1788, notamment les règles relatives à la coopération sur les procédures de maintenance et le calcul de la capacité affectant l’attribution des capacités, la normalisation des produits et unités de capacité, notamment le groupage, la méthode d’attribution y compris les algorithmes d’enchères, la séquence et la procédure applicable aux capacités existantes, supplémentaires, fermes et interruptibles, les plateformes de réservation de capacités, les systèmes de surréservation et de rachat, les systèmes use-it-or-lose-it à court et long termes ou tout autre système de gestion de la congestion qui empêche la rétention de capacités;c)les règles d’équilibrage incluant des règles liées au réseau relatives aux procédures de nomination, des règles relatives aux redevances d’équilibrage, les processus de règlement associés à la redevance d’équilibrage journalière et des règles d’équilibrage opérationnel entre les réseaux des gestionnaires de réseau de transport mettant en œuvre les articles 8 à 11 du présent règlement et l’article 39, paragraphe 5, de la directive (UE) 2024/1788;d)les règles relatives aux structures tarifaires de transport harmonisées mettant en œuvre les articles 17 et 18 du présent règlement et l’article 78, paragraphe 7, de la directive (UE) 2024/1788, y compris les règles relatives à l’application d’une méthode de calcul des prix de référence, les exigences associées en matière de consultation et de publication, notamment en ce qui concerne les revenus autorisés ou cibles, ainsi que le calcul des prix de réserve des produits standard de capacité, les rabais pour le terminal de GNL et le stockage de GNL, les procédures pour la mise en œuvre de l’octroi d’un rabais pour le gaz renouvelable et le gaz bas carbone, notamment les principes communs pour les mécanismes de compensation entre gestionnaires de réseau de transport en application de l’article 17, paragraphe 4, et de l’article 18 du présent règlement, le cas échéant;e)les règles relatives à la détermination de la valeur des actifs transférés et du terme tarifaire spécifique.Les actes d’exécution visés au premier alinéa du présent paragraphe sont adoptés en conformité avec la procédure d’examen visée à l’article 81, paragraphe 3.3.Après consultation de l’ACER, du REGRT pour le gaz, du REGRH, de l’entité des GRD de l’Union et des autres parties prenantes concernées, la Commission établit, tous les trois ans, une liste des priorités qui recense les domaines visés aux paragraphes 1 et 2 devant être pris en considération pour l’élaboration des codes de réseau.Si l’objet du code de réseau est en rapport direct avec l’exploitation du réseau de distribution et ne concerne pas principalement le réseau de transport, la Commission peut demander à l’entité des GRD de l’Union, en coopération avec le REGRT pour le gaz, de convoquer un comité de rédaction et de soumettre à l’ACER une proposition de code de réseau.4.La Commission invite l’ACER à lui soumettre, dans un délai raisonnable ne dépassant pas six mois à compter de la réception de la demande de la Commission, des lignes directrices-cadres non contraignantes fixant des principes clairs et objectifs pour l’élaboration des codes de réseau liés aux domaines recensés dans la liste des priorités. La demande de la Commission peut comporter des conditions auxquelles les lignes directrices-cadres doivent répondre. Ces lignes directrices-cadres contribuent à garantir l’intégration du marché, un traitement non discriminatoire, une concurrence effective et le bon fonctionnement du marché. Sur demande motivée de l’ACER, la Commission peut prolonger le délai pour soumettre les lignes directrices-cadres.5.L’ACER consulte le REGRT pour le gaz, le REGRH, l’entité des GRD de l’Union et les autres parties prenantes concernées au sujet des lignes directrices-cadres de manière ouverte et transparente pendant une période de deux mois au moins.6.L’ACER, lorsqu’elle y est invitée en vertu du paragraphe 4, soumet des lignes directrices-cadres à la Commission.7.Si la Commission estime que les lignes directrices-cadres ne contribuent pas à garantir l’intégration du marché, un traitement non discriminatoire, une concurrence effective et le bon fonctionnement du marché, elle peut demander à l’ACER de réexaminer ces lignes directrices-cadres dans un délai raisonnable et de les lui soumettre à nouveau.8.Si l’ACER ne présente pas de lignes directrices-cadres ou qu’elle ne présente pas à nouveau de lignes directrices-cadres dans le délai fixé par la Commission au titre du paragraphe 4 ou 7, la Commission élabore les lignes directrices-cadres concernées.9.La Commission demande au REGRT pour le gaz ou, lorsque cela est prévu dans la liste des priorités visée au paragraphe 3, à l’entité des GRD de l’Union en coopération avec le REGRT pour le gaz, de soumettre à l’ACER, dans un délai raisonnable, ne dépassant pas douze mois à compter de la réception de la demande de la Commission, une proposition de code de réseau conformément aux lignes directrices-cadres pertinentes.10.Le REGRT pour le gaz ou, lorsque cela est prévu dans la liste des priorités visée au paragraphe 3, l’entité des GRD de l’Union, en coopération avec le REGRT pour le gaz, convoque un comité de rédaction pour l’aider dans le processus d’élaboration du code de réseau. Le comité de rédaction se compose de représentants de l’ACER, du REGRT pour le gaz, du REGRH, le cas échéant de l’entité des GRD de l’Union, et d’un nombre limité des principales parties prenantes affectées. Le REGRT pour le gaz ou, lorsque cela est prévu dans la liste des priorités visée au paragraphe 3, l’entité des GRD de l’Union en coopération avec le REGRT pour le gaz, élabore des propositions de codes de réseau dans les domaines visés aux paragraphes 1 et 2, lorsque la Commission en fait la demande en vertu du paragraphe 9.11.L’ACER révise la proposition de code de réseau pour veiller à ce que le code respecte les lignes directrices-cadres pertinentes et contribue à garantir l’intégration du marché, un traitement non discriminatoire, une concurrence effective et le bon fonctionnement du marché, et soumet le code de réseau révisé à la Commission dans un délai de six mois à compter de la réception de la proposition. Dans la proposition soumise à la Commission, l’ACER prend en compte les opinions exprimées par toutes les parties concernées lors de la rédaction de la proposition de code de réseau dirigée par le REGRT pour le gaz ou l’entité des GRD de l’Union et consulte les parties prenantes concernées au sujet de la version révisée de la proposition de code de réseau à soumettre à la Commission.12.Lorsque le REGRT pour le gaz ou l’entité des GRD de l’Union n’ont pas élaboré un code de réseau dans le délai fixé par la Commission conformément au paragraphe 9, cette dernière peut inviter l’ACER à préparer un projet de code de réseau sur la base des lignes directrices-cadres pertinentes. L’ACER peut procéder à une nouvelle consultation aux fins de l’élaboration d’un projet de code de réseau en vertu du présent paragraphe. Elle soumet à la Commission un projet de code de réseau élaboré conformément au présent paragraphe et peut recommander son adoption.13.Lorsque le REGRT pour le gaz ou l’entité des GRD de l’Union n’ont pas élaboré un code de réseau, ou que l’ACER n’a pas élaboré un projet de code de réseau comme visé au paragraphe 12, la Commission peut adopter, de sa propre initiative, ou sur proposition de l’ACER en vertu du paragraphe 11, un ou plusieurs codes de réseau dans les domaines énumérés aux paragraphes 1 et 2.14.Lorsque la Commission propose, de sa propre initiative, d’adopter un code de réseau, comme visé au paragraphe 13, elle consulte l’ACER, le REGRT pour le gaz et toutes les autres parties prenantes concernées au sujet du projet de code de réseau pendant une période de deux mois au moins.15.Le présent article s’applique sans préjudice du droit de la Commission d’adopter et de modifier les lignes directrices, comme prévu à l’article 74. Il ne porte pas atteinte à la possibilité, pour le REGRT pour le gaz, d’élaborer des orientations non contraignantes dans les domaines indiqués aux paragraphes 1 et 2 du présent article lorsque ces orientations ne concernent pas des domaines couverts par une demande adressée par la Commission au REGRT pour le gaz. Le REGRT pour le gaz soumet ces orientations éventuelles à l’ACER pour avis et tient dûment compte de cet avis.
Article 72Établissement de codes de réseau pour l’hydrogène1.La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l’article 80 pour compléter le présent règlement en établissant des codes de réseau dans les domaines suivants:a)l’efficacité énergétique des réseaux d’hydrogène et de leurs composants, ainsi que l’efficacité énergétique en ce qui concerne la planification des réseaux et les investissements permettant d’adopter la solution de la plus haute efficacité énergétique du point de vue du système;b)les règles d’interopérabilité pour le réseau d’hydrogène, notamment les accords d’interconnexion, les unités, l’échange de données, la transparence, la communication, la fourniture d’informations et la coopération entre les acteurs du marché concernés ainsi que la qualité de l’hydrogène, en particulier les spécifications communes aux points d’interconnexion et la normalisation, l’odorisation, les analyses coûts-avantages pour l’élimination des restrictions applicables aux flux en raison de différences dans la qualité de l’hydrogène et les rapports sur la qualité de l’hydrogène;c)les règles relatives au système de compensation financière pour les infrastructures d’hydrogène transfrontalières visées à l’article 59 de la directive (UE) 2024/1788;d)les règles relatives à l’attribution des capacités et à la gestion de la congestion, notamment les règles relatives à la coopération sur les procédures de maintenance et le calcul de la capacité affectant l’attribution des capacités, la normalisation des produits et unités de capacité, notamment le groupage, la méthode d’attribution y compris les algorithmes d’enchères, la séquence et la procédure applicable aux capacités existantes, supplémentaires, fermes et interruptibles, les plateformes de réservation de capacités, les systèmes de surréservation et de rachat, les systèmes use-it-or-lose-it à court et long termes ou tout autre système de gestion de la congestion qui empêche la rétention de capacités;e)les règles concernant les structures tarifaires harmonisées pour l’accès au réseau d’hydrogène, notamment les tarifs aux points d’interconnexion visés à l’article 7, paragraphe 8, les règles relatives à l’application d’une méthode de calcul du prix de référence, les exigences associées en matière de consultation et de publication, notamment en ce qui concerne les revenus autorisés ou cibles, ainsi que le calcul des prix de réserve des produits standard de capacité et les revenus autorisés;f)les règles relatives à la détermination de la valeur des actifs transférés et du terme tarifaire spécifique;g)les règles relatives à la détermination de la répartition intertemporelle des coûts;h)les règles d’équilibrage incluant des règles liées au réseau relatives à la procédure de nomination, des règles relatives aux redevances d’équilibrage et des règles d’équilibrage opérationnel entre les réseaux des gestionnaires de réseau d’hydrogène, les redevances d’équilibrage, les processus de règlement associés à la redevance d’équilibrage journalière et l’équilibrage opérationnel entre les réseaux des gestionnaires de réseau d’hydrogène;i)les aspects en matière de cybersécurité des flux transfrontaliers d’hydrogène, y compris des règles sur des exigences minimales communes, la planification, la surveillance, les rapports et la gestion de crise.2.La Commission peut adopter des actes d’exécution établissant des codes de réseau dans le domaine des règles de transparence mettant en œuvre l’article 66, comprenant des dispositions plus détaillées concernant le contenu, la fréquence et le format des communications d’informations par les gestionnaires de réseau d’hydrogène et mettant en œuvre le point 4 de l’annexe I, notamment des précisions en ce qui concerne le format et le contenu des informations nécessaires aux utilisateurs du réseau pour accéder de manière effective au réseau, les informations à publier en divers points pertinents, et les calendriers.Les actes d’exécution visés au premier alinéa du présent paragraphe sont adoptés en conformité avec la procédure consultative visée à l’article 81, paragraphe 2.3.Après avoir consulté l’ACER, le REGRH et, le cas échéant, le REGRT pour le gaz ou l’entité des GRD de l’Union, ainsi que les autres parties prenantes concernées, la Commission établit, tous les trois ans, une liste des priorités qui recense les domaines visés aux paragraphes 1 et 2 du présent article, devant être pris en considération pour l’élaboration des codes de réseau. La Commission établit la première liste des priorités pour l’élaboration de codes de réseau pour l’hydrogène dans un délai d’un an à compter de la mise en place du REGRH prévue à l’article 57.4.La Commission invite l’ACER à lui soumettre, dans un délai raisonnable ne dépassant pas six mois à compter de la réception de la demande de la Commission, des lignes directrices-cadres non contraignantes fixant des principes clairs et objectifs pour l’élaboration des codes de réseau liés aux domaines recensés dans la liste des priorités. La demande de la Commission peut comporter des conditions auxquelles les lignes directrices-cadres doivent répondre. Ces lignes directrices-cadres contribuent à garantir l’intégration du marché, un traitement non discriminatoire, une concurrence effective et le bon fonctionnement du marché. Sur demande motivée de l’ACER, la Commission peut prolonger le délai pour soumettre les lignes directrices-cadres.5.L’ACER consulte le REGRH et, le cas échéant, le REGRT pour le gaz, ainsi que les autres parties prenantes concernées au sujet des lignes directrices-cadres de manière ouverte et transparente pendant une période de deux mois au moins.6.L’ACER, lorsqu’elle y est invitée en vertu du paragraphe 4, soumet des lignes directrices-cadres à la Commission.7.Si la Commission estime que les lignes directrices-cadres ne contribuent pas à garantir l’intégration du marché, un traitement non discriminatoire, une concurrence effective et le bon fonctionnement du marché, elle peut demander à l’ACER de réexaminer ces lignes directrices-cadres dans un délai raisonnable et de les lui soumettre à nouveau.8.Si l’ACER ne présente pas de lignes directrices-cadres ou qu’elle ne présente pas à nouveau de lignes directrices-cadres dans le délai fixé par la Commission au titre du paragraphe 4 ou 7, la Commission élabore les lignes directrices-cadres concernées.9.La Commission demande au REGRH de soumettre à l’ACER, dans un délai raisonnable ne dépassant pas douze mois à compter de la réception de la demande de la Commission, une proposition de code de réseau conformément aux lignes directrices-cadres pertinentes.10.Le REGRH convoque un comité de rédaction pour l’aider dans le processus d’élaboration du code de réseau. Le comité de rédaction se compose de représentants de l’ACER, du REGRT pour le gaz, du REGRT pour l’électricité, le cas échéant de l’entité des GRD de l’Union, et d’un nombre limité des principales parties prenantes affectées. Le REGRH élabore des propositions de codes de réseau dans les domaines visés aux paragraphes 1 et 2 lorsque la Commission en fait la demande en vertu du paragraphe 9.11.L’ACER révise la proposition de code de réseau pour veiller à ce que le code respecte les lignes directrices-cadres pertinentes et contribue à garantir l’intégration du marché, un traitement non discriminatoire, une concurrence effective et le bon fonctionnement du marché, et soumet le code de réseau révisé à la Commission dans un délai de six mois à compter de la réception de la proposition. Dans la proposition soumise à la Commission, l’ACER prend en compte les opinions exprimées par toutes les parties concernées lors de la rédaction de la proposition de code de réseau dirigée par le REGRH et consulte les parties prenantes concernées au sujet de la version révisée de la proposition de code de réseau à soumettre à la Commission.12.Lorsque le REGRH n’a pas élaboré un code de réseau dans le délai fixé par la Commission conformément au paragraphe 9, cette dernière peut inviter l’ACER à préparer un projet de code de réseau sur la base des lignes directrices-cadres pertinentes. L’ACER peut procéder à une nouvelle consultation aux fins de l’élaboration d’un projet de code de réseau en vertu du présent paragraphe. Elle soumet à la Commission un projet de code de réseau élaboré en vertu du présent paragraphe et peut recommander son adoption.13.Lorsque le REGRH n’a pas élaboré un code de réseau, ou que l’ACER n’a pas élaboré de projet de code de réseau comme visé au paragraphe 12, la Commission peut adopter, de sa propre initiative, ou sur proposition de l’ACER en vertu du paragraphe 11, un ou plusieurs codes de réseau dans les domaines énumérés aux paragraphes 1 et 2.14.Lorsque la Commission propose, de sa propre initiative, d’adopter un code de réseau comme visé au paragraphe 13, elle consulte l’ACER, le REGRH, le REGRT pour le gaz et toutes les autres parties prenantes concernées au sujet du projet de code de réseau pendant une période de deux mois au moins.15.Le présent article s’applique sans préjudice du droit de la Commission d’adopter et de modifier les lignes directrices, comme prévu à l’article 74. Il ne porte pas atteinte à la possibilité, pour le REGRH, d’élaborer des orientations non contraignantes dans les domaines indiqués aux paragraphes 1 et 2 du présent article lorsque ces orientations ne concernent pas des domaines couverts par une demande adressée par la Commission au REGRH. Le REGRH soumet ces orientations éventuelles à l’ACER pour avis et tient dûment compte de cet avis.
Article 73Modification de codes de réseau1.La Commission est habilitée à modifier les codes de réseau dans les domaines énumérés à l’article 71, paragraphes 1 et 2, et à l’article 72, paragraphes 1 et 2, conformément à la procédure correspondante visée auxdits articles.2.Les personnes susceptibles d’être intéressées par un code de réseau adopté en vertu des articles 70, 71, 72 et du présent article, notamment le REGRT pour le gaz, le REGRH, l’entité des GRD de l’Union, les autorités de régulation, les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution, les utilisateurs du réseau et les consommateurs peuvent proposer des projets de modification de ce code de réseau à l’ACER. L’ACER peut également proposer des modifications de sa propre initiative.3.L’ACER peut soumettre à la Commission des propositions motivées de modifications, expliquant en quoi ces propositions sont compatibles avec les objectifs des codes de réseau énoncés à l’article 70 du présent règlement. Lorsqu’elle estime qu’une proposition de modification est recevable et lorsqu’il s’agit de modifications de sa propre initiative, l’ACER consulte toutes les parties prenantes concernées conformément à l’article 14 du règlement (UE) 2019/942.
Article 74Lignes directrices1.La Commission est habilitée à adopter des lignes directrices contraignantes dans les domaines énumérés au présent article.2.La Commission est habilitée à adopter des lignes directrices dans les domaines où de tels actes pourraient aussi être établis selon la procédure de code de réseau en vertu des articles 71 et 72. Ces lignes directrices sont adoptées sous la forme d’actes délégués ou d’actes d’exécution, en fonction de l’habilitation correspondante prévue dans le présent règlement.3.La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l’article 80 pour compléter le présent règlement en établissant des lignes directrices dans les domaines suivants:a)les modalités des services d’accès des tiers, notamment sur la nature, la durée et d’autres caractéristiques de ces services, conformément aux articles 6, 7 et 8;b)le détail des principes régissant les mécanismes d’attribution des capacités et les modalités d’application des procédures de gestion de la congestion dans les cas de congestion contractuelle, conformément aux articles 10 et 11;c)les modalités de communication des informations et la définition des informations techniques nécessaires aux utilisateurs du réseau pour obtenir un accès effectif au réseau, ainsi que la définition de tous les points pertinents pour les exigences de transparence, y compris les informations à publier à tous les points pertinents et leur fréquence de publication, conformément aux articles 33 et 34;d)les informations relatives à la méthodologie de calcul des tarifs pour les échanges transfrontaliers de gaz naturel, conformément aux articles 17 et 18.4.La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l’article 80 pour modifier les lignes directrices prévues à l’annexe I, en vue de préciser:a)le détail des informations à publier en ce qui concerne la méthodologie utilisée pour fixer les revenus régulés du gestionnaire de réseau de transport, conformément aux articles 33 et 34;b)le détail des principes des mécanismes d’attribution des capacités et des procédures de gestion de la congestion mettant en œuvre les articles 10 et 11;c)le détail des informations techniques nécessaires aux utilisateurs du réseau pour obtenir un accès effectif au système de gaz naturel mettant en œuvre l’article 33, paragraphe 1;d)le détail de la définition de tous les points pertinents, des informations à publier et du calendrier pour les exigences de transparence mettant en œuvre l’article 33;e)le détail de la forme et du contenu des informations techniques concernant l’accès au réseau à publier par les gestionnaires de réseau d’hydrogène mettant en œuvre l’article 66.5.Lorsqu’elle modifie des lignes directrices, la Commission consulte:a)l’ACER, le REGRT pour le gaz et l’entité des GRD de l’Union et, le cas échéant, d’autres parties prenantes pour les lignes directrices concernant le gaz naturel;b)l’ACER, le REGRH et l’entité des GRD de l’Union et, le cas échéant, d’autres parties prenantes pour les lignes directrices concernant l’hydrogène.
Article 75Droit des États membres de prévoir des mesures plus détailléesLe présent règlement s’applique sans préjudice du droit, pour les États membres, de maintenir ou d’introduire des mesures contenant des dispositions plus précises que celles établies dans le présent règlement, dans les lignes directrices visées à l’article 74 ou dans les codes de réseau visés aux articles 70 à 73, à condition que ces mesures soient compatibles avec le droit de l’Union.
Article 76Informations et confidentialité1.Les États membres et les autorités de régulation fournissent à la Commission, sur demande, toutes les informations nécessaires aux fins de l’application du présent règlement, y compris les lignes directrices et les codes de réseau adoptés en vertu du présent règlement.2.La Commission fixe un délai raisonnable pour la fourniture des informations, en tenant compte de la complexité et de l’urgence des informations requises.3.Si l’État membre ou l’autorité de régulation concernée ne fournit pas les informations dans le délai fixé par la Commission, celle-ci peut demander toutes les informations nécessaires aux fins de l’application du présent règlement directement aux entreprises concernées.Lorsqu’elle adresse une demande d’informations à une entreprise, la Commission transmet simultanément une copie de la demande à l’État membre ou à l’autorité de régulation concernée de l’État membre sur le territoire duquel est établi le siège de l’entreprise.4.Dans sa demande d’informations, la Commission indique les bases juridiques de la demande, le délai dans lequel les informations doivent être transmises, le but de la demande, ainsi que les sanctions prévues à l’article 77, paragraphe 2, au cas où les informations fournies sont inexactes, incomplètes ou trompeuses.5.Sont tenus de fournir les informations demandées les propriétaires des entreprises ou leurs représentants et, dans le cas de personnes morales, les personnes physiques autorisées à représenter l’entreprise selon la loi ou l’acte constitutif. Si des avocats sont autorisés à fournir les informations au nom de leurs clients, ces derniers restent pleinement responsables au cas où les informations fournies sont incomplètes, inexactes ou trompeuses.6.Si une entreprise ne fournit pas les informations demandées dans le délai fixé par la Commission ou les fournit de façon incomplète, la Commission peut demander par voie de décision que les informations lui soient fournies. Cette décision précise les informations demandées et fixe un délai raisonnable dans lequel elles doivent être fournies. Elle indique les sanctions prévues à l’article 77, paragraphe 2. Elle indique également le droit de recours qui peut être ouvert devant la Cour de justice de l’Union européenne contre la décision.La Commission transmet simultanément une copie de sa décision à l’État membre sur le territoire duquel se trouve la résidence de la personne ou le siège de l’entreprise ou à l’autorité de régulation de cet État membre.7.Les informations visées aux paragraphes 1 et 2 ne sont utilisées qu’aux fins de l’application du présent règlement.La Commission ne divulgue pas les informations obtenues en vertu du présent règlement lorsque ces informations sont couvertes par l’obligation de secret professionnel.
Article 77Sanctions1.Les États membres déterminent le régime des sanctions applicables aux violations du présent règlement, des codes de réseau et des lignes directrices adoptés en vertu des articles 70 à 74 et des lignes directrices prévues à l’annexe I, et prennent toutes les mesures nécessaires pour assurer la mise en œuvre de ces sanctions. Ces sanctions doivent être effectives, proportionnées et dissuasives. Les États membres informent la Commission, sans retard, du régime ainsi déterminé et des mesures ainsi prises, de même que, sans retard, de toute modification apportée ultérieurement à ce régime ou à ces mesures.2.La Commission peut, par voie de décision, infliger aux entreprises des amendes n’excédant pas 1 % du chiffre d’affaires total réalisé au cours de l’exercice comptable précédent, lorsque, de propos délibéré ou par négligence, ces entreprises fournissent des informations inexactes, incomplètes ou trompeuses en réponse à une demande d’informations faite en application de l’article 76, paragraphe 4, ou ne fournissent pas les informations dans le délai fixé par une décision prise en application de l’article 76, paragraphe 6, premier alinéa. Lorsqu’elle fixe le montant de l’amende, la Commission tient compte de la gravité du non-respect par l’entreprise des codes de réseau et des lignes directrices adoptées en vertu des articles 70 à 74 et des lignes directrices figurant à l’annexe I.3.Les sanctions prévues en application du paragraphe 1 et les décisions prises en application du paragraphe 2 ne sont pas de nature pénale.
CHAPITRE VDISPOSITIONS FINALES
Article 78Nouvelles infrastructures de gaz naturel et d’hydrogène1.Les nouvelles grandes infrastructures de gaz naturel, à savoir les interconnexions, les installations de GNL et les installations de stockage de gaz naturel, peuvent, sur demande, bénéficier pendant une durée déterminée d’une dérogation à l’application des dispositions du présent règlement, à l’exception de l’article 34, paragraphes 5 et 6, et à l’application de l’article 31, paragraphe 1, des articles 32, 33 et 60, de l’article 78, paragraphes 7 et 9, et de l’article 79, paragraphe 1, de la directive (UE) 2024/1788.Les nouvelles grandes infrastructures d’hydrogène, à savoir les interconnexions, les terminaux d’hydrogène et les installations de stockage souterrain d’hydrogène peuvent, sur demande, bénéficier pendant une durée déterminée d’une dérogation à l’application des dispositions du présent règlement, à l’exception de l’article 34, paragraphe 5 et 6, et à l’application des articles 35, 36, 37 et 68 de la directive (UE) 2024/1788.Toute dérogation de cette nature est soumise au respect de toutes les conditions suivantes:a)l’investissement renforce la concurrence dans la fourniture de gaz naturel et améliore la sécurité de l’approvisionnement;b)l’investissement contribue à la décarbonation et à la réalisation des objectifs de l’Union en matière de climat et d’énergie et a été décidé en appliquant le principe de primauté de l’efficacité énergétique;c)le niveau de risque lié à l’investissement est tel que cet investissement ne serait pas réalisé si une dérogation n’était pas accordée;d)l’infrastructure appartient à une personne physique ou morale qui est distincte, au moins sur le plan de la forme juridique, des gestionnaires de réseau dans les réseaux desquels elle sera construite;e)des redevances sont perçues auprès des utilisateurs de l’infrastructure concernée;f)la dérogation ne porte pas atteinte à la concurrence sur les marchés concernés susceptibles d’être affectés par l’investissement ou au bon fonctionnement du marché intérieur intégré pour le gaz naturel ou l’hydrogène, ni au bon fonctionnement des réseaux réglementés concernés, ni à la décarbonation ou à la sécurité de l’approvisionnement de l’Union;g)l’infrastructure n’a pas bénéficié d’une aide financière de l’Union pour des travaux au titre du règlement (UE) 2021/1153 du Parlement européen et du ConseilRèglement (UE) 2021/1153 du Parlement européen et du Conseil du 7 juillet 2021 établissant le mécanisme pour l’interconnexion en Europe et abrogeant les règlements (UE) no 1316/2013 et (UE) no 283/2014 (JO L 249 du 14.7.2021, p. 38)..L’évaluation des conditions visées au troisième alinéa prend en compte le principe de la solidarité énergétique. Les autorités nationales compétentes tiennent compte de la situation dans les autres États membres affectés et contrebalancent les éventuels effets négatifs par les effets positifs sur leur territoire.2.La dérogation visée au paragraphe 1 s’applique également aux augmentations significatives de la capacité des infrastructures existantes, ainsi qu’aux modifications de ces infrastructures permettant le développement de nouvelles sources d’approvisionnement en gaz renouvelable et en gaz bas carbone.3.L’autorité de régulation peut statuer, au cas par cas, sur la dérogation visée aux paragraphes 1 et 2.Avant d’adopter la décision relative à la dérogation, l’autorité de régulation ou, le cas échéant, une autre autorité compétente de l’État membre concerné consulte:a)les autorités de régulation des États membres dont les marchés sont susceptibles d’être affectés par les nouvelles infrastructures; etb)les autorités compétentes des pays tiers, lorsque l’infrastructure concernée est reliée au réseau de l’Union sous la juridiction d’un État membre et a son origine ou prend fin dans un ou plusieurs pays tiers.Lorsque les autorités du pays tiers consultées ne donnent pas suite à cette consultation dans un délai raisonnable ou dans un délai fixé à trois mois au plus, l’autorité de régulation concernée peut adopter la décision nécessaire.4.Si l’infrastructure concernée est située sur le territoire de plusieurs États membres, l’ACER peut soumettre aux autorités de régulation des États membres concernés un avis consultatif dans un délai de deux mois à compter de la date de réception de la demande de dérogation par la dernière de ces autorités de régulation. Cet avis consultatif peut servir de base à la décision des autorités de régulation.Si toutes les autorités de régulation concernées parviennent à un accord sur la demande de dérogation dans un délai de six mois à compter de la date de réception de celle-ci par la dernière des autorités de régulation, elles informent l’ACER de leur décision. Si l’infrastructure concernée est une conduite de transport entre un État membre et un pays tiers, l’autorité de régulation ou, le cas échéant, une autre autorité compétente de l’État membre sur le territoire duquel est situé le premier point d’interconnexion avec le réseau des États membres peut consulter, avant d’adopter la décision relative à la dérogation, l’autorité compétente dudit pays tiers en vue de garantir, pour ce qui est de l’infrastructure concernée, que le présent règlement est appliqué de manière cohérente sur le territoire de l’État membre et, le cas échéant, dans la mer territoriale dudit État membre. Si l’autorité du pays tiers consultée ne donne pas suite à la consultation dans un délai raisonnable ou dans un délai fixé à trois mois au plus, l’autorité de régulation concernée peut adopter la décision nécessaire.L’ACER accomplit, conformément à l’article 10 du règlement (UE) 2019/942, les tâches confiées aux autorités de régulation des États membres en application du présent article:a)si toutes les autorités de régulation concernées ne sont pas parvenues à un accord dans un délai de six mois à compter de la date de réception de la demande de dérogation par la dernière de ces autorités; oub)à la demande conjointe des autorités de régulation concernées.Toutes les autorités de régulation concernées peuvent demander conjointement que le délai visé au troisième alinéa, point a), soit prolongé d’une durée de trois mois au maximum.5.Avant d’adopter une décision, l’ACER consulte les autorités de régulation concernées et les demandeurs.6.Une dérogation peut couvrir tout ou partie de la capacité de la nouvelle infrastructure ou de l’infrastructure existante qui connait une augmentation de capacité importante.Pour décider de l’octroi d’une dérogation, il convient de prendre en compte, au cas par cas, la nécessité d’imposer des conditions concernant la durée de la dérogation et l’accès non discriminatoire à l’infrastructure. Pour décider de ces conditions, il est tenu compte, en particulier, de la capacité additionnelle à construire ou de la modification de la capacité existante, de la durée prévue du projet et des circonstances nationales.Avant d’accorder une dérogation, l’autorité de régulation arrête les règles et les mécanismes relatifs à la gestion et à l’attribution des capacités. Les règles exigent que tous les utilisateurs potentiels de l’infrastructure soient invités à manifester leur souhait de contracter des capacités avant que l’attribution des capacités de la nouvelle infrastructure n’ait lieu, y compris pour leur propre usage. L’autorité de régulation exige que les règles de gestion de la congestion incluent l’obligation d’offrir les capacités inutilisées sur le marché et exige que les utilisateurs de l’infrastructure puissent négocier leurs capacités contractuelles sur le marché secondaire. Dans son appréciation des critères visés au paragraphe 1, points a), c) et f), l’autorité de régulation tient compte des résultats de cette procédure d’attribution des capacités.La décision de dérogation, y compris les conditions visées au deuxième alinéa, est dûment motivée et publiée.7.Aux fins de l’analyse visant à déterminer si une nouvelle grande infrastructure est destinée à renforcer la sécurité de l’approvisionnement en application du paragraphe 1, point a), du présent article, l’autorité compétente prend en considération la mesure dans laquelle la nouvelle infrastructure est destinée à améliorer le respect, par les États membres, de leurs obligations au titre du règlement (UE) 2017/1938, au niveau tant régional que national.8.Lorsqu’une autorité autre que l’autorité de régulation est compétente pour adopter des décisions de dérogation, les États membres peuvent prévoir que leur autorité de régulation ou l’ACER, selon le cas, doit soumettre un avis sur la demande de dérogation à cette autorité compétente de l’État membre concerné, avant l’adoption de la décision formelle de dérogation. Cet avis est publié en même temps que la décision.9.L’autorité compétente transmet sans tarder à la Commission une copie de chaque demande de dérogation après réception. L’autorité compétente notifie, sans tarder, à la Commission la décision de dérogation, ainsi que toutes les informations pertinentes. Ces informations peuvent être communiquées à la Commission sous une forme agrégée pour lui permettre d’apprécier la décision de dérogation et comprennent notamment:a)les raisons détaillées sur la base desquelles l’autorité de régulation ou l’État membre a octroyé ou refusé la dérogation, ainsi qu’une référence au(x) point(s) pertinent(s) du paragraphe 1 énonçant les conditions sur lesquelles cette décision se fonde, y compris les données financières démontrant qu’elle était nécessaire;b)l’analyse effectuée quant aux incidences de l’octroi de la dérogation sur la concurrence et sur le bon fonctionnement du marché intérieur;c)les raisons justifiant la durée de la dérogation et la part des capacités totales de l’infrastructure pour laquelle la dérogation est octroyée;d)lorsque la dérogation concerne une interconnexion, le résultat de la consultation des autorités de régulation concernées;e)la contribution de l’infrastructure à la diversification de l’approvisionnement.10.Dans un délai de 50 jours ouvrables à compter du jour suivant celui de la réception de la notification au titre du paragraphe 9, la Commission peut adopter une décision exigeant que les instances émettrices modifient ou retirent la décision d’accorder une dérogation. Avant d’adopter la décision de dérogation, la Commission peut solliciter l’avis du conseil scientifique consultatif européen sur le changement climatique établi en vertu de l’article 10 bis du règlement (CE) no 401/2009 du Parlement européen et du ConseilRèglement (CE) no 401/2009 du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relatif à l’Agence européenne pour l’environnement et au réseau européen d’information et d’observation pour l’environnement (JO L 126 du 21.5.2009, p. 13). afin de déterminer si la dérogation contribue à la réalisation des objectifs de l’Union en matière de climat et d’énergie. Ce délai peut être prolongé d’une période supplémentaire de 50 jours ouvrables si la Commission sollicite un complément d’information. Ce délai supplémentaire court à compter du jour suivant celui de la réception du complément d’information. Le délai initial peut aussi être prolongé d’un commun accord entre la Commission et les instances émettrices.Si les renseignements demandés ne sont pas fournis dans le délai prévu dans la demande, la notification est considérée avoir été retirée, à moins que, avant l’expiration du délai, le délai ait été prolongé d’un commun accord entre la Commission et l’autorité de régulation, ou que l’autorité de régulation ait informé la Commission, par une déclaration dûment motivée, qu’elle considère la notification comme étant complète.L’autorité de régulation se conforme à la décision de la Commission demandant la modification ou le retrait de la décision de dérogation dans un délai d’un mois et en informe la Commission.La Commission veille à préserver la confidentialité des informations commercialement sensibles.Lorsque la Commission approuve une décision de dérogation, cette approbation perd effet:a)après deux ans à compter de son adoption lorsque la construction de l’infrastructure n’a pas encore commencé;b)après cinq ans à compter de son adoption si l’infrastructure n’est pas entrée en service au cours de cette période, à moins que la Commission décide que ce retard est dû à des obstacles majeurs indépendants de la volonté de la personne à qui la dérogation a été octroyée.11.La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l’article 80 pour compléter le présent règlement en établissant des lignes directrices pour l’application des conditions prévues au paragraphe 1 du présent article et pour la procédure à suivre aux fins de l’application des paragraphes 3, 6, 8 et 9 du présent article.
Article 79DérogationsLe présent règlement ne s’applique pas aux systèmes de transport de gaz naturel situés dans les États membres pendant la durée des dérogations accordées en application de l’article 86 de la directive (UE) 2024/1788.
Article 80Exercice de la délégation1.Le pouvoir d’adopter des actes délégués conféré à la Commission est soumis aux conditions fixées au présent article.2.Le pouvoir d’adopter les actes délégués visés à l’article 14, paragraphe 5, à l’article 18, paragraphe 3, à l’article 31, paragraphe 3, à l’article 71, paragraphe 1, à l’article 72, paragraphe 1, à l’article 74, paragraphes 3 et 4, et à l’article 78, paragraphe 11, est conféré à la Commission pour une durée indéterminée à compter du 4 août 2024.3.La délégation de pouvoir visée à l’article 14, paragraphe 5, à l’article 18, paragraphe 3, à l’article 31, paragraphe 3, à l’article 71, paragraphe 1, à l’article 72, paragraphe 1, à l’article 74, paragraphes 3 et 4, et à l’article 78, paragraphe 11, peut être révoquée à tout moment par le Parlement européen ou le Conseil. La décision de révocation met fin à la délégation de pouvoir qui y est précisée. La révocation prend effet le jour suivant celui de la publication de ladite décision au Journal officiel de l’Union européenne ou à une date ultérieure qui est précisée dans ladite décision. Elle ne porte pas atteinte à la validité des actes délégués déjà en vigueur.4.Avant l’adoption d’un acte délégué, la Commission consulte les experts désignés par chaque État membre, conformément aux principes définis dans l’accord interinstitutionnel du 13 avril 2016 "Mieux légiférer".5.Aussitôt qu’elle adopte un acte délégué, la Commission le notifie au Parlement européen et au Conseil simultanément.6.Un acte délégué adopté en vertu de l’article 14, paragraphe 5, de l’article 18, paragraphe 3, de l’article 31, paragraphe 3, de l’article 71, paragraphe 1, de l’article 72, paragraphe 1, de l’article 74, paragraphe 3 ou 4, ou de l’article 78, paragraphe 11, n’entre en vigueur que si le Parlement européen ou le Conseil n’a pas exprimé d’objections dans un délai de deux mois à compter de la notification de cet acte au Parlement européen et au Conseil ou si, avant l’expiration de ce délai, le Parlement européen et le Conseil ont tous deux informé la Commission de leur intention de ne pas exprimer d’objections. Ce délai est prolongé de deux mois à l’initiative du Parlement européen ou du Conseil.
Article 81Comité1.La Commission est assistée par le comité institué par l’article 91 de la directive (UE) 2024/1788. Ledit comité est un comité au sens du règlement (UE) no 182/2011.2.Lorsqu’il est fait référence au présent paragraphe, l’article 4 du règlement (UE) no 182/2011 s’applique.3.Lorsqu’il est fait référence au présent paragraphe, l’article 5 du règlement (UE) no 182/2011 s’applique.
Article 82Réexamen et rapports1.Au plus tard le 31 décembre 2030, la Commission réexamine le présent règlement et présente un rapport au Parlement européen et au Conseil, accompagné, le cas échéant, de propositions législatives.2.Au plus tard le 5 août 2029, la Commission peut élaborer un rapport évaluant la manière de renforcer l’intégration du système et de tirer parti de nouvelles synergies entre les secteurs de l’hydrogène, de l’électricité et du gaz naturel, y compris en évaluant la possibilité d’une coopération renforcée entre le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz et le REGRH, ou d’une intégration de ceux-ci. Ce rapport est accompagné, le cas échéant, de propositions législatives.
Article 83Modifications du règlement (UE) no 1227/2011Le règlement (UE) no 1227/2011 est modifié comme suit:1)À l’article 2, point 1), b), et points 4) et 5), à l’article 3, paragraphe 3, à l’article 3, paragraphe 4, point c), à l’article 4, paragraphe 1, et à l’article 8, paragraphe 5, les mots "(d’/l’/de l’)électricité ou (de/le/du) gaz naturel" sont remplacés par les mots "(d’/l’/de l’)électricité, (d’/l’/de l’)hydrogène ou (de/le/du) gaz naturel".2)À l’article 6, paragraphe 2, points a) et b), les mots "les marchés de l’électricité et du gaz" sont remplacés par les mots "les marchés de l’électricité, de l’hydrogène et du gaz naturel".
Article 84Modifications apportées au règlement (UE) 2017/1938Le règlement (UE) 2017/1938 est modifié comme suit:1)L’article 1er est remplacé par le texte suivant:
"Article premierObjetLe présent règlement établit des dispositions visant à préserver la sécurité de l’approvisionnement en gaz dans l’Union en garantissant le fonctionnement correct et continu du marché intérieur du gaz, en permettant la mise en œuvre de mesures exceptionnelles lorsque le marché ne peut plus fournir les volumes de gaz requis, y compris une mesure de solidarité de dernier recours, et en instaurant une définition et une répartition claires des responsabilités entre les entreprises de gaz naturel, les États membres et l’Union tant du point de vue de l’action préventive que de la réaction à des ruptures concrètes de l’approvisionnement en gaz. Le présent règlement établit également des mécanismes transparents concernant, dans un esprit de solidarité, la coordination de la préparation et de la réaction à des urgences aux niveaux national, régional et de l’Union.".
2)L’article 2 est modifié comme suit:a)le point 1) est supprimé;b)le point suivant est ajouté:"32)"gaz": le gaz naturel tel qu’il est défini à l’article 2, point 1), de la directive (UE) 2024/1788Directive (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)."..
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Directive (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).".3)L’article 7 est modifié comme suit:a)le paragraphe 1 est remplacé par le texte suivant:"1.Au plus tard le 1er novembre 2026, le REGRT pour le gaz effectue une simulation à l’échelle de l’Union des scénarios de rupture de l’approvisionnement et de défaillance d’infrastructures, y compris des scénarios de rupture prolongée d’une seule source d’approvisionnement. Cette simulation comprend l’identification et l’évaluation des corridors d’approvisionnement d’urgence en gaz et indique également quels États membres sont en mesure de faire face aux risques identifiés, y compris en ce qui concerne le stockage de gaz et le GNL, ainsi que des scénarios explorant les effets d’une diminution de la demande de gaz résultant des économies d’énergie et des mesures d’efficacité énergétique. Les scénarios de rupture de l’approvisionnement en gaz et de défaillance d’infrastructures ainsi que la méthodologie pour la simulation sont définis par le REGRT pour le gaz en coopération avec le groupe de coordination pour le gaz. Le REGRT pour le gaz garantit un niveau de transparence approprié et l’accès aux hypothèses de modélisation qu’il a utilisées dans ses scénarios. La simulation à l’échelle de l’Union des scénarios de rupture de l’approvisionnement en gaz et de défaillance d’infrastructures est répétée tous les quatre ans, jusqu’à ce que les circonstances justifient des mises à jour plus fréquentes.";b)au paragraphe 4, le point e) est remplacé par le texte suivant:"e)en tenant compte des risques liés au contrôle des infrastructures pertinentes pour la sécurité de l’approvisionnement en gaz dans la mesure où cela peut notamment impliquer des risques de sous-investissement, la remise en cause de la diversification, le détournement des infrastructures existantes, y compris la rétention de capacités de stockage, ou le non-respect du droit de l’Union;".4)L’article 8 est modifié comme suit:a)le paragraphe 1 est supprimé;b)au paragraphe 3, le troisième alinéa est remplacé par le texte suivant:"Les chapitres régionaux contiennent des mesures transfrontalières appropriées et efficaces, y compris en ce qui concerne le stockage de gaz et le GNL, sous réserve d’un accord entre les États membres faisant partie d’un même groupe de risque ou de groupes de risque différents qui sont affectés par lesdites mesures et qui les mettront en œuvre sur la base de la simulation visée à l’article 7, paragraphe 1, et de l’évaluation commune des risques.".5)L’article suivant est inséré:
"Article 8 bisMesures relatives à la cybersécurité1.Lors de l’élaboration des plans d’action préventive et des plans d’urgence, les États membres prennent en considération les mesures appropriées relatives à la cybersécurité.2.La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l’article 19 pour compléter le présent règlement en établissant des règles spécifiques pour le secteur gazier pour les aspects en matière de cybersécurité des flux transfrontaliers de gaz, y compris des règles sur des exigences minimales communes, la planification, la surveillance, les rapports et la gestion de crise.3.Aux fins de l’élaboration des actes délégués visés au paragraphe 2 du présent article, la Commission travaille étroitement avec l’Agence de l’Union européenne pour la cybersécurité (ENISA), le REGRT et un nombre limité des principales parties prenantes concernées, ainsi que des entités possédant des compétences en matière de cybersécurité, dans le cadre de leur propre mandat, telles que les centres d’opérations de sécurité (SOC) pertinents pour les entités réglementées et les centres de réponse aux incidents de sécurité informatique (CSIRT), visés à l’article 10 de la directive (UE) 2022/2555 du Parlement européen et du ConseilDirective (UE) 2022/2555 du Parlement européen et du Conseil du 14 décembre 2022 concernant des mesures destinées à assurer un niveau élevé commun de cybersécurité dans l’ensemble de l’Union, modifiant le règlement (UE) no 910/2014 et la directive (UE) 2018/1972, et abrogeant la directive (UE) 2016/1148 (directive SRI 2) (JO L 333 du 27.12.2022, p. 80)."..
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Directive (UE) 2022/2555 du Parlement européen et du Conseil du 14 décembre 2022 concernant des mesures destinées à assurer un niveau élevé commun de cybersécurité dans l’ensemble de l’Union, modifiant le règlement (UE) no 910/2014 et la directive (UE) 2018/1972, et abrogeant la directive (UE) 2016/1148 (directive SRI 2) (JO L 333 du 27.12.2022, p. 80).".6)À l’article 9, le paragraphe 1 est modifié comme suit:a)le point e) est remplacé par le texte suivant:"e)d’autres mesures préventives conçues pour faire face aux risques identifiés dans l’évaluation des risques, telles que celles liées à la nécessité de renforcer les interconnexions entre États membres voisins, d’accroître davantage l’efficacité énergétique, de prévenir la rétention de capacités, de réduire la demande de gaz et à la possibilité de diversifier les voies et les sources d’approvisionnement en gaz et l’utilisation régionale des capacités de stockage et de GNL existantes, le cas échéant, de manière à maintenir l’approvisionnement en gaz de tous les clients dans toute la mesure du possible;";b)le point suivant est ajouté:"l)des informations relatives aux mesures liées à la cybersécurité visées à l’article 8 bis.".7)À l’article 11, le paragraphe suivant est inséré:"7 bis.Par dérogation à l’article 6, paragraphes 1, 2 et 3, à l’article 6 ter, paragraphe 1, troisième alinéa, point a), à l’article 6 quater, paragraphe 2, deuxième alinéa, point b), et à l’article 10, paragraphe 1, point l), les États membres peuvent, à titre exceptionnel, décider de prendre des mesures temporaires pour réduire la consommation de gaz non essentielle des clients protégés, en particulier lorsque l’un des niveaux de crise prévus au paragraphe 1 du présent article ou une urgence au niveau régional ou de l’Union prévue à l’article 12 est déclaré. Ces mesures temporaires sont limitées à la consommation de gaz non essentielle et tiennent compte des éléments suivants:a)l’incidence d’une interruption sur des chaînes d’approvisionnement essentielles pour la société;b)les éventuelles incidences négatives dans d’autres États membres, en particulier sur les chaînes d’approvisionnement de secteurs en aval qui sont essentiels pour la société;c)les dommages potentiels à long terme causés aux installations industrielles;d)les possibilités de réduire la consommation et d’utiliser des produits de substitution dans l’Union.De telles mesures exceptionnelles ne peuvent être prises qu’après une évaluation effectuée par les autorités compétentes des conditions de détermination de ces volumes de gaz non essentiels.En conséquence des mesures visées au premier alinéa du présent paragraphe, la réduction de la consommation de gaz non essentielle des clients vulnérables, tels qu’ils sont définis par les États membres conformément à l’article 26 de la directive (UE) 2024/1788, doit être évitée.".8)À l’article 12, paragraphe 6, le deuxième alinéa est remplacé par le texte suivant:"Dans un délai de trois jours à compter de la notification de la demande de la Commission, l’État membre ou l’autorité compétente modifie son action et en informe la Commission ou expose à la Commission les raisons pour lesquelles il ou elle n’est pas d’accord avec la demande. Dans ce dernier cas, la Commission peut, dans un délai de trois jours à compter de son information, modifier ou retirer sa demande ou convoquer l’État membre ou l’autorité compétente et, lorsque la Commission le juge nécessaire, le groupe de coordination pour le gaz, afin d’étudier la question. La Commission expose de manière détaillée les motifs qui l’amènent à demander la modification de l’action. L’État membre ou l’autorité compétente modifie son action ou entreprend une action pour assurer le respect du paragraphe 5 autant que possible au regard des contraintes techniques et de sûreté pour l’intégrité du système gazier. L’État membre ou l’autorité compétente informe la Commission des mesures adoptées.".9)L’article 13 est modifié comme suit:a)les paragraphes 3, 4 et 5 sont remplacés par le texte suivant:"3.Une mesure de solidarité est prise en dernier recours et s’applique à condition que l’État membre demandeur:a)a déclaré un état d’urgence en application de l’article 11;b)n’a pas été en mesure de couvrir le déficit d’approvisionnement en gaz de ses clients protégés au titre de la solidarité, malgré l’application de la mesure visée à l’article 11, paragraphe 3, ou, lorsqu’un État membre a pris des mesures temporaires pour réduire la consommation de gaz non essentielle des clients protégés conformément à l’article 11, paragraphe 7 bis, les volumes essentiels de consommation de gaz de ses clients protégés au titre de la solidarité;c)a épuisé toutes les mesures fondées sur le marché (mesures volontaires), toutes les mesures non fondées sur le marché (mesures obligatoires) et toutes les mesures prévues dans son plan d’urgence;d)a notifié à la Commission et aux autorités compétentes de tous les États membres avec lesquels il est connecté soit directement, soit, en vertu du paragraphe 2, via un pays tiers, une demande explicite accompagnée d’une description des mesures mises en œuvre visées au point c) du présent paragraphe;3 bis.Les États membres qui sont tenus de répondre à la demande de solidarité en vertu du paragraphe 1 ont le droit de déduire de l’offre de solidarité les approvisionnements de ses clients protégés au titre de la solidarité ou, lorsqu’un État membre a pris des mesures temporaires pour réduire la consommation de gaz non essentielle des clients protégés conformément à l’article 11, paragraphe 7 bis, les approvisionnements de volumes essentiels de consommation de gaz de ses clients protégés au titre de la solidarité;4.Les États membres qui reçoivent une demande de solidarité font des offres sur la base de mesures volontaires axées sur la demande autant que possible et le plus longtemps possible, avant de recourir à des mesures non fondées sur le marché.Lorsque les mesures fondées sur le marché se révèlent insuffisantes pour l’État membre qui répond à la demande de solidarité pour couvrir le déficit d’approvisionnement en gaz des clients protégés au titre de la solidarité dans l’État membre demandeur, l’État membre qui répond à la demande de solidarité peut introduire des mesures non fondées sur le marché pour satisfaire aux obligations fixées aux paragraphes 1 et 2.5.Si plus d’un État membre est susceptible de répondre à la demande de solidarité d’un État membre, l’État membre demandeur, après avoir consulté tous les États membres tenus de répondre à la demande de solidarité, recherche l’offre la plus avantageuse en se fondant sur les coûts, la rapidité de la livraison, la fiabilité et la diversification des approvisionnements en gaz. Lorsque les offres disponibles fondées sur le marché se révèlent insuffisantes pour couvrir le déficit d’approvisionnement en gaz des clients protégés au titre de la solidarité dans l’État membre demandeur ou, lorsque l’État membre demandeur a pris des mesures temporaires pour réduire la consommation de gaz non essentielle des clients protégés conformément à l’article 11, paragraphe 7 bis, le déficit d’approvisionnement en gaz des volumes essentiels de consommation de gaz de ses clients protégés au titre de la solidarité, les États membres tenus de répondre à la demande de solidarité sont obligés d’activer des mesures non fondées sur le marché.";b)le paragraphe 8 est modifié comme suit:i)au premier alinéa, la partie introductive est remplacée par le texte suivant:"La solidarité au titre du présent règlement s’entend contre compensation. L’État membre qui fait appel à la solidarité verse ou fait verser rapidement une compensation équitable à l’État membre qui répond à la demande de solidarité.Lorsque deux États membres ont convenu des arrangements techniques et juridiques nécessaires en application du paragraphe 10 (accord de solidarité), cette compensation équitable couvre au minimum:";ii)les deuxième et troisième alinéas sont remplacés par le texte suivant:"Conformément aux premier et deuxième alinéas, une compensation équitable inclut, entre autres, tous les coûts raisonnables que l’État membre qui répond à une demande de solidarité supporte du fait de l’obligation de verser une compensation en vertu des droits fondamentaux garantis par le droit de l’Union et en vertu des obligations internationales applicables dans le cadre de la mise en œuvre du présent article, ainsi que tout autre coût raisonnable découlant du versement d’une compensation conformément aux règles nationales en matière d’compensation.Les États membres adoptent les mesures nécessaires, en particulier les arrangements techniques, juridiques et financiers en application du paragraphe 10, pour mettre en œuvre les premier, deuxième et troisième alinéas du présent paragraphe. Ces mesures peuvent prévoir les modalités pratiques d’un versement rapide.";c)les paragraphes suivants sont insérés:"8 bis.Lorsqu’il n’a pas été convenu, entre deux États membres, des arrangements techniques, juridiques et financiers nécessaires conformément au paragraphe 10 au moyen d’un accord de solidarité, la livraison de gaz en vertu de l’obligation prévue au paragraphe 1 en cas d’urgence est soumise aux conditions énoncées dans le présent paragraphe.La compensation de la mesure de solidarité ne dépasse pas des coûts raisonnables. À moins que l’État membre qui demande la solidarité et l’État membre qui répond à la demande de solidarité n’en conviennent autrement, la compensation comprend:a)le prix du gaz dans l’État membre qui répond à la demande de solidarité;b)les coûts de stockage et de transport;c)les frais de contentieux pour les procédures judiciaires ou d’arbitrage connexes impliquant l’État membre qui répond à la demande de solidarité;d)les autres coûts indirects qui ne sont pas couverts par le prix du gaz, tels que le remboursement des dommages financiers ou autres résultant d’obligations de délestage de clients liées aux mesures de solidarité.À moins que l’État membre faisant appel à la solidarité et l’État membre qui répond à la demande de solidarité ne conviennent d’un autre prix, le prix du gaz fourni à l’État membre faisant appel à la solidarité correspond au prix du marché journalier du jour précédant la demande de solidarité dans l’État membre qui répond à la demande de solidarité, ou au prix du marché journalier correspondant observé au cours de la journée précédant la demande de solidarité sur la plateforme boursière accessible la plus proche, sur un point d’échange virtuel ou sur un nœud gazier convenu. La compensation pour les volumes de gaz livrés dans le cadre d’une demande de solidarité est versée directement par l’État membre faisant appel à la solidarité à l’État membre qui y a répondu ou à l’entité que les deux États membres indiquent dans leur réponse à la demande de solidarité ainsi que dans l’accusé de réception et la confirmation du volume à prendre.L’État membre auquel la demande d’une mesure de solidarité est adressée prend la mesure de solidarité dès que possible et, au plus tard, à l’heure de livraison indiquée pour la demande. Un État membre peut refuser d’apporter sa solidarité à un État membre qui en fait la demande à condition que l’État membre requis démontre:a)qu’il ne dispose pas de suffisamment de gaz pour les volumes à fournir aux clients protégés au titre de la solidarité; oub)qu’il n’a pas de capacité d’interconnexion disponible suffisante, comme le prévoit l’article 13, paragraphe 7, ou les flux de gaz transitant par un pays tiers sont limités.Ce refus est strictement limité aux volumes de gaz concernés par une ou les deux limitations visées au quatrième alinéa.Outre les règles par défaut prévues au présent paragraphe, les États membres peuvent convenir d’arrangements techniques et de la coordination des mesures de solidarité. Le présent paragraphe est sans préjudice des arrangements existants garantissant un fonctionnement sûr et fiable du système gazier.8 ter.Lorsqu’il n’a pas été convenu, entre deux États membres, des arrangements techniques, juridiques et financiers nécessaires conformément au paragraphe 10 au moyen d’un accord de solidarité, l’État membre qui demande l’application des mesures de solidarité adresse une demande de solidarité à un autre État membre, en précisant au moins les informations suivantes:a)les coordonnées de l’autorité compétente de l’État membre;b)le cas échéant, les coordonnées des gestionnaires de réseau de transport concernés de l’État membre;c)le cas échéant, les coordonnées du tiers agissant au nom de l’État membre;d)le délai de livraison, y compris le calendrier de la première livraison possible et la durée prévue des livraisons;e)les points de livraison et d’interconnexion;f)le volume de gaz en kWh pour chaque point d’interconnexion;g)la qualité du gaz.La demande de solidarité est envoyée simultanément aux États membres potentiellement à même de prendre des mesures de solidarité, à la Commission et aux gestionnaires de crise désignés en vertu de l’article 10, paragraphe 1, point g).Les États membres qui reçoivent une demande de solidarité envoient une réponse indiquant les coordonnées visées au premier alinéa, points a), b) et c), et le volume et la qualité pouvant être livrés aux points d’interconnexion au moment demandés visés au premier alinéa, points d) à g). Si le volume pouvant être fourni par des mesures volontaires est insuffisant, la réponse indique le volume résultant d’une éventuelle réduction de livraison, du déblocage de stocks stratégiques ou de l’application d’autres mesures.Les demandes de solidarité sont soumises au moins 48 heures avant l’heure de livraison indiquée pour le gaz.La réponse aux demandes de solidarité est donnée dans les 18 heures. La confirmation du volume à prendre par l’État membre faisant appel à la solidarité est effective dans les six heures à compter de la réception de l’offre de solidarité et au moins 24 heures avant l’heure de livraison indiquée pour le gaz. La demande peut être soumise pour une durée d’un jour ou de plusieurs jours, et la réponse correspond à la durée demandée. Lorsque plusieurs États membres répondent à une demande de solidarité et que des arrangements bilatéraux en matière de solidarité ont été mis en place avec un ou plusieurs d’entre eux, ces arrangements prévalent entre les États membres ayant un accord bilatéral. Les règles par défaut prévues au présent paragraphe ne sont applicables que vis-à-vis des autres États membres répondant à la demande de solidarité.La Commission peut faciliter la mise en œuvre de la solidarité, notamment au moyen d’un modèle disponible sur une plateforme sécurisée en ligne pour permettre la transmission en temps réel des demandes et des offres.8 quater.Lorsqu’une mesure de solidarité a été fournie conformément aux paragraphes 1 et 2, le montant final d’une compensation équitable qui a été versée par l’État membre demandeur fait l’objet d’un contrôle ex post par les autorités de régulation nationales de l’État membre fournisseur et de l’État membre demandeur dans les trois mois à compter de la fin de l’urgence.Lorsque les autorités de régulation nationales ne sont pas parvenues à un accord sur le calcul du montant final de la compensation équitable, elles en informent sans tarder les autorités compétentes concernées, la Commission et l’Agence. Dans ce cas, ou à la demande conjointe des autorités de régulation nationales, l’Agence calcule le niveau approprié de la compensation équitable des coûts indirects occasionnés par la réponse à la demande de solidarité et émet un avis fondé sur les faits dans un délai de trois mois à compter de la date à laquelle elle a été saisie. Avant d’émettre cet avis fondé sur les faits, l’Agence consulte les autorités de régulation nationales et les autorités compétentes concernées.Le délai de trois mois visé au deuxième alinéa peut être prolongé d’une période supplémentaire de deux mois si l’Agence sollicite un complément d’informations. Ce délai supplémentaire court à compter du jour suivant celui de la réception des informations complètes. L’État membre demandeur est consulté et donne son avis sur les conclusions du contrôle ex post. À la suite de la consultation de l’État membre demandeur, l’autorité qui effectue ce contrôle ex post est habilitée à demander la rectification du montant de la compensation, en tenant compte de l’avis de l’État membre demandeur. Les conclusions de ce contrôle ex post sont transmises à la Commission, qui les prend en considération dans son rapport sur l’urgence en application de l’article 14, paragraphe 3.";d)les paragraphes 10 et 11 sont remplacés par le texte suivant:"10.Les États membres adoptent les mesures nécessaires pour faire en sorte que le gaz soit fourni aux clients protégés au titre de la solidarité dans l’État membre demandeur conformément aux paragraphes 1 et 2 et mettent tout en œuvre pour convenir d’arrangements techniques, juridiques et financiers. Ces arrangements techniques, juridiques et financiers sont convenus entre les États membres qui sont connectés directement ou, conformément au paragraphe 2, connectés via un pays tiers, et sont décrits dans leurs plans d’urgence respectifs. Ces arrangements peuvent, entre autres, porter sur les éléments suivants:a)la sécurité opérationnelle des réseaux;b)les prix du gaz à appliquer et la méthodologie pour fixer ces prix, compte tenu de l’impact sur le fonctionnement du marché;c)l’utilisation des interconnexions, y compris la capacité bidirectionnelle et le stockage souterrain de gaz;d)les volumes de gaz ou la méthodologie pour déterminer ces volumes;e)les catégories de coûts qui devront faire rapidement l’objet d’une compensation équitable, qui peuvent inclure le préjudice subi par les secteurs ayant fait l’objet de délestages;f)une indication de la méthode pouvant servir au calcul de la compensation équitable.Les arrangements financiers convenus entre les États membres avant qu’il ne soit fait appel à la solidarité contiennent des dispositions permettant le calcul de la compensation équitable d’au moins tous les coûts pertinents et raisonnables occasionnés par la réponse à la demande de solidarité et un engagement de verser cette compensation.Tout mécanisme de compensation comprend des mesures encourageant la participation à des solutions fondées sur le marché, telles que des enchères et des mesures axées sur la demande. Il ne crée aucune mesure comportant des effets pervers, notamment sur le plan financier, qui encourageraient les acteurs du marché à différer leur action jusqu’à ce que des mesures non fondées sur le marché soient appliquées. Tous les mécanismes de compensation, ou du moins un résumé de ceux-ci, sont consignés dans les plans d’urgence.Lorsque de nouveaux coûts importants raisonnables à inclure dans la compensation équitable sont engendrés, résultant de procédures judiciaires en vertu du paragraphe 8, deuxième alinéa, point c), après la conclusion du contrôle ex post, l’État membre fournisseur en informe immédiatement l’État membre demandeur. Les autorités de régulation nationales et, le cas échéant, l’Agence effectuent un nouveau contrôle ex post en vertu du paragraphe 8 quater. Le résultat de ce nouveau contrôle ex post est sans préjudice de l’obligation de l’État membre fournisseur d’indemniser les dommages causés aux clients au titre du droit national et de leur droit à recevoir une compensation équitable.11.Tant qu’un État membre peut couvrir, par sa production propre, la consommation de gaz de ses clients protégés au titre de la solidarité, il n’est pas considéré comme nécessaire de conclure des arrangements techniques, juridiques et financiers avec les États membres avec lesquels il est connecté directement ou, conformément au paragraphe 2, via un pays tiers, dans le but de bénéficier de la solidarité. L’obligation de l’État membre concerné de faire preuve de solidarité à l’égard des autres États membres en application du présent article ne s’en trouve pas affectée.";e)les paragraphes 12, 13 et 14 sont supprimés;f)le paragraphe 15 est remplacé par le texte suivant:"15.Les obligations fixées aux paragraphes 1 et 2 du présent article cessent de s’appliquer immédiatement après que la fin de l’urgence est déclarée ou après que la Commission conclut, conformément à l’article 11, paragraphe 8, premier alinéa, que la déclaration d’urgence n’est pas ou n’est plus justifiée.".10)L’article suivant est inséré:
"Article 13 bisCoopération entre États membres indirectement connectés recourant à des mesures fondées sur le marché (mesures volontaires)1.Sans préjudice du principe de solidarité énergétique, le présent article s’applique lorsque des États membres qui sont indirectement connectés via un autre État membre et qui ont reçu une demande de contribution volontaire en vertu du paragraphe 2 du présent article contribuent à fournir les volumes de gaz demandés en vertu de l’article 13, paragraphe 1 ou 2, en recourant à des mesures volontaires visées à l’article 13, paragraphe 3, point c).2.L’État membre qui demande la solidarité au titre de l’article 13 peut adresser simultanément une demande de contribution volontaire sur la base de mesures fondées sur le marché à un ou plusieurs autres États membres indirectement connectés afin de rechercher l’offre ou la combinaison d’offres la plus avantageuse en se fondant sur les coûts, la rapidité de la livraison, la fiabilité et la diversification des approvisionnements en gaz en vertu de l’article 13, paragraphe 4.Les demandes au titre du premier alinéa du présent article sont soumises aux États membres indirectement connectés susceptibles de fournir des volumes de gaz sur la base de mesures volontaires, à la Commission et aux gestionnaires de crise désignés en vertu de l’article 10, paragraphe 1, point g), au moins 48 heures avant l’heure de livraison indiquée pour le gaz. Ces demandes comprennent au moins les informations visées à l’article 13, paragraphe 8 ter, premier alinéa.Les États membres qui reçoivent la demande en application du premier alinéa du présent article répondent à l’État membre demandeur et en informent la Commission et les gestionnaires de crise désignés en vertu de l’article 10, paragraphe 1, point g), dans un délai de 18 heures, en indiquant s’ils peuvent faire une offre de volumes de gaz sur la base de mesures volontaires. La réponse contient au moins les informations visées à l’article 13, paragraphe 8 bis. Les États membres peuvent réagir en indiquant leur incapacité à contribuer en recourant à des mesures fondées sur le marché.3.Lorsque la somme des volumes de gaz résultant des offres en application de l’article 13, paragraphes 1 et 2, et des offres en application du présent article n’atteint pas les volumes requis, les offres en application du présent article sont automatiquement sélectionnées.Lorsque la somme des volumes de gaz résultant des offres en application de l’article 13, paragraphes 1 et 2, et des offres en application du présent article dépasse les volumes requis, les offres en application du présent article sont prises en compte dans le processus de sélection des offres en vertu de l’article 13, paragraphe 4, et l’État membre demandeur recherche, après consultation de tous les États membres concernés, l’offre ou la combinaison d’offres la plus avantageuse parmi les offres en application de l’article 13 ou du présent article, en se fondant sur les coûts, la rapidité de la livraison, la fiabilité et la diversification. Lorsque les contributions prévues au présent article sont sélectionnées par les États membres demandeurs, la demande en application de l’article 13, paragraphes 1 et 2, est réduite en conséquence.L’État membre demandeur informe les États membres concernés des volumes qu’il a sélectionnés dans un délai de six heures à compter de la réception de l’offre et au moins 24 heures avant l’heure de livraison indiquée pour le gaz.4.Lorsqu’un État membre indirectement connecté fournit une contribution volontaire à l’État membre demandeur sur la base de mesures fondées sur le marché en vertu des paragraphes 1 et 2 du présent article, la compensation équitable ne dépasse pas les coûts raisonnables et peut inclure les coûts visés à l’article 13, paragraphe 8 bis, deuxième alinéa. Le montant final de la compensation équitable est soumis au mécanisme de contrôle ex post décrit à l’article 13, paragraphe 8 quater.5.Les gestionnaires de réseau de transport des États membres concernés coopèrent et échangent des informations par l’intermédiaire du SCRG institué par le REGRT pour le gaz conformément à l’article 3, paragraphe 6, afin de déterminer les capacités d’interconnexion disponibles dans un délai de six heures à compter de la réception de la demande d’un État membre ou de la Commission. Le REGRT pour le gaz informe la Commission et les autorités compétentes des États membres concernés en conséquence.".
11)À l’article 14, paragraphe 3, le premier alinéa est remplacé par le texte suivant:"Après une urgence, l’autorité compétente visée au paragraphe 1 présente à la Commission, dans les meilleurs délais et au plus tard six semaines après la fin de l’urgence, une évaluation détaillée de l’urgence et de l’efficacité des mesures mises en œuvre, qui comprend une évaluation de l’impact économique de l’urgence, de l’impact sur le secteur de l’électricité et de l’assistance fournie à l’Union et à ses États membres ou reçue de l’Union et de ses États membres. Le cas échéant, cette évaluation comprend une description détaillée des circonstances qui ont conduit à activer le mécanisme visé à l’article 13 et les conditions dans lesquelles les approvisionnements en gaz manquants ont été reçus, notamment le prix et la compensation financière versée et, le cas échéant, les raisons pour lesquelles les offres de solidarité n’ont pas été acceptées ou le gaz n’a pas été fourni. Cette évaluation est mise à la disposition du groupe de coordination pour le gaz, et les mises à jour des plans d’action préventifs et des plans d’urgence en tiennent compte.".12)À l’article 17 bis, le paragraphe suivant est ajouté:"2.Le rapport que la Commission doit présenter au plus tard le 28 février 2025 comprend également une évaluation générale de l’application des articles 6 bis à 6 quinquies, de l’article 7, paragraphe 1, de l’article 7, paragraphe 4, point g), de l’article 13, de l’article 13 bis, de l’article 16, paragraphe 3, de l’article 17 bis, de l’article 18 bis, de l’article 20, paragraphe 4, et des annexes I bis et I ter. Le rapport est accompagné, le cas échéant, d’une proposition législative visant à modifier le présent règlement.".13)L’article 19 est modifié comme suit:a)au paragraphe 2, la phrase suivante est insérée après la première phrase:"Le pouvoir d’adopter les actes délégués visés à l’article 8 bis, paragraphe 2, est conféré à la Commission pour une durée de cinq ans à compter du 4 août 2024.".b)au paragraphe 3, la première phrase est remplacée par le texte suivant:"3.La délégation de pouvoir visée à l’article 3, paragraphe 8, à l’article 7, paragraphe 5, à l’article 8, paragraphe 5, et à l’article 8 bis, paragraphe 2 peut être révoquée à tout moment par le Parlement européen ou le Conseil.";c)au paragraphe 6, la première phrase est remplacée par le texte suivant:"6.Un acte délégué adopté en vertu de l’article 3, paragraphe 8, de l’article 7, paragraphe 5, de l’article 8, paragraphe 5, ou de l’article 8 bis, paragraphe 2 n’entre en vigueur que si le Parlement européen ou le Conseil n’a pas exprimé d’objections dans un délai de deux mois à compter de la notification de cet acte au Parlement européen et au Conseil ou si, avant l’expiration de ce délai, le Parlement européen et le Conseil ont tous les deux informé la Commission de leur intention de ne pas exprimer d’objections.".14)L’annexe VI est modifiée comme suit:a)à la section 5, premier alinéa, point a), deuxième alinéa, le tiret suivant est inséré après le deuxième tiret, "les mesures visant à diversifier les voies d’acheminement du gaz et les sources d’approvisionnement":"—les mesures visant à prévenir la rétention de capacités;";b)à la section 11.3, premier alinéa, point a), deuxième alinéa, le tiret suivant est inséré après le deuxième tiret, "les mesures visant à diversifier les voies d’acheminement du gaz et les sources d’approvisionnement":"—les mesures visant à prévenir la rétention de capacités;".
Article 85Modifications apportées au règlement (UE) 2019/942Le règlement (UE) 2019/942 est modifié comme suit:1)À l’article 2, le point a) est remplacé par le texte suivant:"a)émet des avis et des recommandations destinés aux gestionnaires de réseau de transport, au REGRT pour l’électricité, au REGRT pour le gaz, au réseau européen des gestionnaires de réseau d’hydrogène (REGRH), à l’entité des GRD de l’Union, aux centres de coordination régionaux et aux opérateurs désignés du marché de l’électricité ainsi qu’aux entités établies par les gestionnaires de réseau de transport de gaz naturel, les gestionnaires de système GNL, les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel ou les gestionnaires de stockage d’hydrogène ou les gestionnaires de réseau d’hydrogène;".2)À l’article 3, paragraphe 2, le premier alinéa est remplacé par le texte suivant:"À la demande de l’ACER, les autorités de régulation, le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz, le REGRH, les centres de coordination régionaux, l’entité des GRD de l’Union, les gestionnaires de réseau de transport pour le gaz naturel, les gestionnaires de réseau d’hydrogène, les opérateurs désignés du marché de l’électricité et les entités établies par les gestionnaires de réseau de transport du gaz naturel, les gestionnaires de système GNL, les gestionnaires de système de stockage de gaz naturel ou les gestionnaires de stockage d’hydrogène ou les gestionnaires de terminaux d’hydrogène lui fournissent les informations dont elle a besoin pour accomplir ses missions au titre du présent règlement, à moins que l’ACER ait déjà demandé et reçu de telles informations.".3)L’article 4 est modifié comme suit:a)les paragraphes 1, 2 et 3 sont remplacés par le texte suivant:"1.L’ACER émet un avis, à l’intention de la Commission, sur le projet de statuts, la liste des membres et le projet de règlement intérieur du REGRT pour l’électricité conformément à l’article 29, paragraphe 2, du règlement (UE) 2019/943, sur ceux du REGRT pour le gaz conformément à l’article 25, paragraphe 2, du règlement (UE) 2024/1789 du Parlement européen et du ConseilRèglement (UE) 2024/1789 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 sur 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 (JO L, 2024/1789, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1789/oj).";, sur ceux du REGRH conformément à l’article 57, paragraphe 9, du règlement (UE) 2024/1789 et sur ceux de l’entité des GRD de l’Union conformément à l’article 53, paragraphe 3, du règlement (UE) 2019/943 et à l’article 40, paragraphe 4, du règlement (UE) 2024/1789.2.L’ACER surveille l’exécution des tâches du REGRT pour l’électricité conformément à l’article 32 du règlement (UE) 2019/943, du REGRT pour le gaz conformément à l’article 27 du règlement (UE) 2024/1789, du REGRH conformément à l’article 64 du règlement (UE) 2024/1789 et de l’entité des GRD de l’Union telles qu’énoncées à l’article 55 du règlement (UE) 2019/943 et à l’article 41 du règlement (UE) 2024/1789.3.L’ACER peut émettre un avis:a)à l’intention du REGRT pour l’électricité conformément à l’article 30, paragraphe 1, point a), du règlement (UE) 2019/943, du REGRT pour le gaz conformément à l’article 26, paragraphe 2, du règlement (UE) 2024/1789 et du REGRH conformément à l’article 59, paragraphe 1, dudit règlement sur les codes de réseau;b)à l’intention du REGRT pour l’électricité conformément à l’article 32, paragraphe 2, du règlement (UE) 2019/943, du REGRT pour le gaz conformément à l’article 26, paragraphe 2, du règlement (UE) 2024/1789, et du REGRH conformément à l’article 60, paragraphe 2, du règlement (UE) 2024/1789 sur le projet de plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union et sur d’autres documents pertinents visés à article 30, paragraphe 1, du règlement (UE) 2019/943 et à l’article 26, paragraphe 3, et à l’article 59, paragraphe 1, du règlement (UE) 2024/1789, en tenant compte des objectifs que sont l’absence de discrimination, la concurrence effective et le bon fonctionnement et le fonctionnement sûr des marchés intérieurs de l’électricité, de l’hydrogène et du gaz naturel;c)à l’intention de l’entité des GRD de l’Union sur le projet de programme de travail annuel et d’autres documents pertinents visés à l’article 55, paragraphe 2, du règlement (UE) 2019/943 et à l’article 41, paragraphe 3, du règlement (UE) 2024/1789, en tenant compte des objectifs que sont l’absence de discrimination, la concurrence effective et le bon fonctionnement et le fonctionnement sûr des marchés intérieurs de l’électricité, de l’hydrogène et du gaz naturel.
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Règlement (UE) 2024/1789 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 sur 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 (JO L, 2024/1789, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1789/oj).";b)les paragraphes 6, 7 et 8 sont remplacés par le texte suivant:"6.Les autorités de régulation concernées se coordonnent afin d’identifier conjointement les cas où le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz, le REGRH, l’entité des GRD de l’Union ou des centres de coordination régionaux ont manqué à leurs obligations au titre du droit de l’Union et elles prennent des mesures appropriées conformément à l’article 59, paragraphe 1, point c), et à l’article 62, paragraphe 1, point f), de la directive (UE) 2019/944 ou à l’article 78, paragraphe 1, point e), de 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)."..L’ACER, à la demande d’une ou de plusieurs autorités de régulation ou de sa propre initiative, émet un avis motivé ainsi qu’une recommandation à l’intention du REGRT pour l’électricité, du REGRT pour le gaz, du REGRH, de l’entité des GRD de l’Union ou des centres de coordination régionaux quant au respect de leurs obligations.7.Si un avis motivé de l’ACER identifie un cas de manquement possible du REGRT pour l’électricité, du REGRT pour le gaz, du REGRH, de l’entité des GRD de l’Union ou d’un centre de coordination régionale à leurs obligations respectives, les autorités de régulation concernées prennent à l’unanimité des décisions coordonnées établissant s’il existe un manquement aux obligations pertinentes et, le cas échéant, déterminent les mesures que doit prendre le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz, le REGRH, l’entité des GRD de l’Union ou le centre de coordination régionale pour remédier à ce manquement. Si les autorités de régulation ne parviennent pas à prendre de telles décisions coordonnées à l’unanimité dans un délai de quatre mois à compter de la date de réception de l’avis motivé de l’ACER, l’affaire est renvoyée à l’ACER pour décision, conformément à l’article 6, paragraphe 10.8.Si le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz, le REGRH, l’entité des GRD de l’Union ou un centre de coordination régionale n’a pas remédié dans un délai de trois mois à un manquement à ses obligations identifié conformément au paragraphe 6 ou 7 du présent article, ou si l’autorité de régulation de l’État membre dans lequel l’entité a son siège n’a pas pris de mesures pour assurer le respect des obligations, l’ACER émet une recommandation à l’intention de l’autorité de régulation pour qu’elle prenne des mesures, conformément à l’article 59, paragraphe 1, point c), et à l’article 62, paragraphe 1, point f), de la directive (UE) 2019/944 ou à l’article 78, paragraphe 1, point f), de la directive (UE) 2024/1788, afin de veiller à ce que le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz, le REGRH, l’entité des GRD de l’Union ou le centre de coordination régional se conforme à ses obligations, et elle en informe la Commission.
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Directive (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).".4)L’article 5, paragraphe 1, est remplacé par le texte suivant:"1.L’ACER participe au développement de codes de réseau conformément à l’article 59 du règlement (UE) 2019/943 et aux articles 71 et 72 du règlement (UE) 2024/1789 et de lignes directrices conformément à l’article 61, paragraphe 6, du règlement (UE) 2019/943 et à l’article 74, paragraphe 5, du règlement (UE) 2024/1789. Elle a notamment pour tâche:a)de soumettre à la Commission des lignes directrices-cadres non contraignantes, lorsqu’elle y est invitée en application de l’article 59, paragraphe 4, du règlement (UE) 2019/943 ou de l’article 71, paragraphe 4, ou de l’article 72, paragraphe 4, du règlement (UE) 2024/1789. L’ACER réexamine les lignes directrices-cadres et les soumet à nouveau à la Commission lorsqu’elle y est invitée en application de l’article 59, paragraphe 7, du règlement (UE) 2019/943 ou de l’article 71, paragraphe 7, ou de l’article 72, paragraphe 7, du règlement (UE) 2024/1789;b)de réviser le code de réseau conformément à l’article 59, paragraphe 11, du règlement (UE) 2019/943 et à l’article 71, paragraphe 11, ou à l’article 72, paragraphe 11, du règlement (UE) 2024/1789. Au cours de sa révision, l’ACER prend en compte les opinions exprimées par toutes les parties impliquées lors de la rédaction de la proposition de ce code de réseau révisé dirigée par le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz, le REGRH ou l’entité des GRD de l’Union, et consulte les parties prenantes concernées sur la version de la proposition à soumettre à la Commission. À cette fin, l’ACER peut faire appel, le cas échéant, au comité de rédaction établi en vertu des codes de réseau. L’ACER rend compte à la Commission du résultat des consultations. Ensuite, l’ACER soumet le code de réseau révisé à la Commission, conformément à l’article 59, paragraphe 11, du règlement (UE) 2019/943 et à l’article 71, paragraphe 11, ou à l’article 72, paragraphe 11, du règlement (UE) 2024/1789. Lorsque le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz, le REGRH ou l’entité des GRD de l’Union ne sont pas parvenus à établir un code de réseau, l’ACER prépare et soumet à la Commission un projet de code de réseau, lorsqu’elle y est invitée en application de l’article 59, paragraphe 12, du règlement (UE) 2019/943 ou de l’article 71, paragraphe 12, ou de l’article 72, paragraphe 12, du règlement (UE) 2024/1789;c)de rendre un avis dûment motivé, à l’intention de la Commission, conformément à l’article 32, paragraphe 1, du règlement (UE) 2019/943 ou à l’article 27, paragraphe 1, ou à l’article 64, paragraphe 2, du règlement (UE) 2024/1789, si le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz, le REGRH ou l’entité des GRD de l’Union n’a pas mis en œuvre un code de réseau élaboré en application de l’article 30, paragraphe 1, point a), du règlement (UE) 2019/943 ou de l’article 26, paragraphe 1, ou de l’article 59, paragraphe 1, point a), du règlement (UE) 2024/1789 ou un code de réseau qui a été établi conformément à l’article 59, paragraphes 3 à 12, du règlement (UE) 2019/943 ou à l’article 71, paragraphes 3 à 12, ou à l’article 72, paragraphes 3 à 12, du règlement (UE) 2024/1789 mais qui n’a pas été adopté par la Commission en application de l’article 59, paragraphe 13, du règlement (UE) 2019/943 ou de l’article 71, paragraphe 13, ou de l’article 72, paragraphe 13, du règlement (UE) 2024/1789;d)de surveiller et d’analyser la mise en œuvre des codes de réseau adoptés par la Commission conformément à l’article 59 du règlement (UE) 2019/943 et aux articles 71 et 72 du règlement (UE) 2024/1789, ainsi que des lignes directrices adoptées conformément à l’article 61 du règlement (UE) 2019/943 et à l’article 74 du règlement (UE) 2024/1789, et leur incidence sur l’harmonisation des règles applicables visant à faciliter l’intégration du marché, ainsi que sur l’absence de discrimination, une concurrence effective et le bon fonctionnement du marché, et de rendre compte à la Commission.".5)L’article 6 est modifié comme suit:a)le paragraphe 3 est remplacé par le texte suivant:"3.Au plus tard le 5 juillet 2022 et tous les quatre ans par la suite, la Commission soumet au Parlement européen et au Conseil un rapport relatif à l’indépendance des autorités de régulation conformément à l’article 57, paragraphe 7, de la directive (UE) 2019/944 et à l’article 76, paragraphe 6, de la directive (UE) 2024/1788.";b)le paragraphe 5 est remplacé par le texte suivant:"5.L’ACER émet un avis, fondé sur les faits, à la demande d’une ou de plusieurs autorités de régulation ou de la Commission, concernant la conformité d’une décision prise par une autorité de régulation aux codes de réseau et aux lignes directrices visés dans le règlement (UE) 2019/943, le règlement (UE) 2024/1789, la directive (UE) 2019/944 ou la directive (UE) 2024/1788, à d’autres dispositions pertinentes de ces règlements ou directives, ou à l’article 13 du règlement (UE) 2017/1938.";c)les paragraphes suivants sont insérés:"9 bis.L’ACER adresse des recommandations aux gestionnaires de réseau de transport, aux gestionnaires de réseau de distribution, aux gestionnaires de réseau d’hydrogène et aux autorités de régulation en ce qui concerne les méthodes de fixation de la répartition intertemporelle des coûts en application de l’article 5, paragraphe 6, premier alinéa, du règlement (UE) 2024/1789.L’ACER peut adresser des recommandations aux gestionnaires de réseau de transport, aux gestionnaires de réseau de distribution, aux gestionnaires de réseau d’hydrogène et aux autorités de régulation en ce qui concerne les bases d’actifs régulés en application de l’article 5, paragraphe 6, troisième alinéa, du règlement (UE) 2024/1789.9 ter.L’ACER peut adresser des recommandations aux autorités de régulation en ce qui concerne la répartition des coûts des solutions concernant les restrictions aux flux transfrontaliers dues aux différences de qualité du gaz, en application de l’article 21, paragraphe 11, du règlement (UE) 2024/1789.9 quater.L’ACER peut adresser des recommandations aux autorités de régulation en ce qui concerne la répartition des coûts des solutions concernant les restrictions aux flux transfrontaliers dues aux différences de qualité de l’hydrogène, en application de l’article 55, paragraphe 8, du règlement (UE) 2024/1789.9 quinquies.L’ACER publie des rapports de suivi relatifs à la congestion aux points d’interconnexion, en application du point 2.2.1. 2 de l’annexe I du règlement (UE) 2024/1789.";d)le paragraphe 10 est modifié comme suit:i)le premier alinéa est remplacé par le texte suivant:"L’ACER est compétente pour adopter des décisions individuelles en ce qui concerne les questions de réglementation ayant un effet sur le commerce transfrontalier ou sur la sécurité du réseau transfrontalier qui requièrent une décision conjointe de la part d’au moins deux autorités de régulation, lorsque ces compétences ont été conférées aux autorités de régulation en vertu de l’un des actes juridiques suivants:a)un acte législatif de l’Union adopté au titre de la procédure législative ordinaire;b)des codes de réseau et des lignes directrices visés aux articles 59 à 61 du règlement (UE) 2019/943 adoptés avant le 4 juillet 2019, y compris les révisions ultérieures de ces codes de réseau et lignes directrices;c)des codes de réseau et des lignes directrices visés aux articles 59 à 61 du règlement (UE) 2019/943 adoptés sous la forme d’actes d’exécution conformément à l’article 5 du règlement (UE) no 182/2011;d)des lignes directrices en application de l’annexe I du règlement (UE) 2024/1789; oue)des codes de réseau et des lignes directrices visées aux articles 71 à 74 du règlement (UE) 2024/1789.";ii)au deuxième alinéa, le point a) est remplacé par le texte suivant:"a)lorsque les autorités de régulation compétentes ne sont pas parvenues à un accord dans un délai de six mois à partir de la date à laquelle la dernière de ces autorités a été saisie du problème, ou dans un délai de quatre mois en ce qui concerne les cas visés à l’article 4, paragraphe 7, du présent règlement, ou à l’article 59, paragraphe 1, point c), ou à l’article 62, paragraphe 1, point f), de la directive (UE) 2019/944 ou à l’article 78, paragraphe 1, point f), de la directive (UE) 2024/1788;";iii)les troisième et quatrième alinéas sont remplacés par le texte suivant:"Les autorités de régulation compétentes peuvent demander conjointement que le délai visé au présent paragraphe, deuxième alinéa, point a), soit prolongé de six mois au maximum, sauf en ce qui concerne les cas visés à l’article 4, paragraphe 7, du présent règlement ou à l’article 59, paragraphe 1, point c) ou à l’article 62, paragraphe 1, point f), de la directive (UE) 2019/944 ou à l’article 78, paragraphe 1, point f), de la directive (UE) 2024/1788.Lorsque les compétences de décision sur les questions transfrontalières visées au premier alinéa du présent paragraphe ont été conférées aux autorités de régulation dans de nouveaux codes de réseau ou lignes directrices visés aux articles 59 à 61 du règlement (UE) 2019/943 adoptés sous la forme d’actes délégués après le 4 juillet 2019, l’ACER n’est compétente de manière volontaire en vertu du présent paragraphe, deuxième alinéa, point b), que sur la base d’une requête présentée par au moins 60 % des autorités de régulation compétentes. Si deux autorités de régulation seulement sont impliquées, l’une d’elles peut saisir l’ACER.";e)au paragraphe 12, le point a) est remplacé par le texte suivant:"a)arrête sa décision dans un délai de six mois à compter du jour de la saisine, ou dans un délai de quatre mois à compter de cette date en ce qui concerne les cas visés à l’article 4, paragraphe 7, du présent règlement, à l’article 59, paragraphe 1, point c), ou à l’article 62, paragraphe 1, point f), de la directive (UE) 2019/944 ou à l’article 78, paragraphe 1, point f), de la directive (UE) 2024/1788; et".6)L’article 14, paragraphe 1, est remplacé par le texte suivant:"1.Dans l’exercice de ses tâches, notamment dans le processus d’élaboration de lignes directrices-cadres conformément à l’article 59 du règlement (UE) 2019/943 ou aux articles 71 et 72 du règlement (UE) 2024/1789, et dans le processus de proposition de modifications de codes de réseau au titre de l’article 60 du règlement (UE) 2019/943 ou de l’article 73 du règlement (UE) 2024/1789, l’ACER consulte, de manière approfondie et à un stade précoce, les acteurs du marché, les gestionnaires de réseau de transport, les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène, les consommateurs, les utilisateurs finaux et, s’il y a lieu, les autorités de la concurrence, sans préjudice de leurs compétences respectives, de manière ouverte et transparente, en particulier lorsque ses tâches concernent les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de transport d’hydrogène.".7)L’article 15 est modifié comme suit:a)le paragraphe 1 est remplacé par le texte suivant:"1.L’ACER, en coopération étroite avec la Commission, les États membres et les autorités nationales concernées, y compris les autorités de régulation, et sans préjudice des compétences des autorités de la concurrence, surveille les marchés de gros et de détail de l’électricité et du gaz naturel, notamment les niveaux et la formation des prix de détail et de gros, afin de faciliter l’identification, par les autorités compétentes, d’éventuelles pratiques anticoncurrentielles, injustes ou opaques adoptées par les opérateurs du marché et en ce qui concerne le respect des droits du consommateur fixés par la directive (UE) 2019/944 et la directive (UE) 2024/1788, les incidences de l’évolution du marché sur les clients résidentiels, l’accès aux réseaux, y compris l’accès à l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables, le progrès réalisé au regard des interconnexions, les obstacles potentiels aux échanges transfrontaliers, notamment l’incidence du mélange d’hydrogène dans le système de gaz naturel et les obstacles aux flux transfrontaliers de méthane, les obstacles réglementaires rencontrés par les nouveaux arrivants sur le marché et les plus petits acteurs du marché, y compris les communautés énergétiques citoyennes et les communautés d’énergie renouvelable, les interventions de l’État empêchant que les prix reflètent la rareté réelle, comme prévu à l’article 10, paragraphe 4, du règlement (UE) 2019/943, les performances des États membres dans le domaine de la sécurité de l’approvisionnement en électricité sur la base des résultats de l’évaluation européenne de l’adéquation des ressources visée à l’article 23 dudit règlement, compte tenu notamment de l’évaluation ex post visée à l’article 17 du règlement (UE) 2019/941.L’ACER, en étroite coopération avec la Commission, les États membres et les autorités nationales compétentes, y compris les autorités de régulation, et sans préjudice des compétences des autorités de la concurrence, surveillent les marchés de l’hydrogène, en particulier l’incidence de l’évolution du marché sur les consommateurs d’hydrogène, l’accès au réseau d’hydrogène, y compris l’accès au réseau d’hydrogène produit à partir de sources d’énergie renouvelables, les progrès accomplis en matière d’interconnexions et les obstacles potentiels aux échanges transfrontaliers.";b)le paragraphe 2 est remplacé par le texte suivant:"2.L’ACER publie chaque année un rapport sur les résultats de ses activités de surveillance visées au paragraphe 1. Dans ce rapport, elle relève toute entrave à l’achèvement des marchés intérieurs de l’électricité, du gaz naturel et de l’hydrogène.";c)les alinéas suivants sont ajoutés:"6.L’ACER publie des études comparant l’efficience des coûts des gestionnaires de réseau de transport de l’Union, en application de l’article 19, paragraphe 2, du règlement (UE) 2024/1789.7.L’ACER émet des avis concernant un format harmonisé pour la publication d’informations techniques relatives à l’accès aux réseaux de transport d’hydrogène et publie un rapport de suivi sur la congestion aux points d’interconnexion, en vertu des lignes directrices qui figurent à l’annexe I du règlement (UE) 2024/1789.".
Article 86Modifications apportées au règlement (UE) 2022/869Le règlement (UE) 2022/869 est modifié comme suit:1)Les articles 11, 12 et 13 sont remplacés par le texte suivant:
"Article 11Analyse des coûts et avantages pour l’ensemble du système énergétique1.Le REGRT pour l’électricité et le réseau européen des gestionnaires de réseau pour l’hydrogène (REGRH) visé à l’article 57 du règlement (UE) 2024/1789 du Parlement européen et du ConseilRèglement (UE) 2024/1789 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 sur 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 (JO L, 2024/1789, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1789/oj). élaborent des projets cohérents de méthode par secteur, y compris en ce qui concerne la modélisation du réseau et du marché de l’énergie visée au paragraphe 10 du présent article, pour une analyse harmonisée des coûts et avantages concernant l’ensemble du système énergétique à l’échelle de l’Union des projets inscrits sur la liste de l’Union relevant des catégories d’infrastructures énergétiques prévues au point 1), a), b), d) et f), et au point 3) de l’annexe II du présent règlement.Les méthodes visées au premier alinéa du présent paragraphe sont définies conformément aux principes établis à l’annexe V, sont fondées sur des hypothèses communes permettant de comparer les projets et sont conformes aux objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière de climat et d’énergie et à son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050 ainsi qu’aux règles et indicateurs visés à l’annexe IV.Les méthodes visées au premier alinéa du présent paragraphe sont appliquées à l’élaboration de chaque plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union défini par la suite par le REGRT pour l’électricité, en vertu de l’article 30 du règlement (UE) 2019/943, ou par le REGRH, en vertu de l’article 60 du règlement (UE) 2024/1789.Au plus tard le 24 avril 2023, le REGRT pour l’électricité publie et soumet aux États membres, à la Commission et à l’Agence ses projets cohérents de méthode par secteur, après avoir recueilli les contributions des parties prenantes concernées dans le cadre du processus de consultation visé au paragraphe 2 du présent article. Toute méthode d’analyse coûts-avantages de l’hydrogène à l’échelle du système énergétique élaborée par le REGRT pour le gaz au plus tard le 1er septembre 2024 est approuvée conformément à la procédure prévue au présent article. Au plus tard le 1er décembre 2025, le REGRH publie et soumet aux États membres, à la Commission et à l’Agence son projet cohérent de méthode par secteur, après avoir recueilli les contributions des parties prenantes concernées dans le cadre de la procédure de consultation en application de l’article 61, paragraphe 3, point d), du règlement (UE) 2024/1789.2.Avant de soumettre leurs projets de méthode respectifs aux États membres, à la Commission et à l’Agence conformément au paragraphe 1, le REGRT pour l’électricité et le REGRH publient des avant-projets de méthode et mènent un large processus de consultation, et sollicitent des recommandations de la part des États membres ainsi qu’au moins des organisations représentant toutes les parties concernées, y compris l’entité européenne des gestionnaires de réseau de distribution instaurée en vertu de l’article 52, paragraphe 1, du règlement (UE) 2019/943 (ci-après dénommée "entité des GRD de l’Union"), des associations concernées par les marchés de l’électricité, du gaz naturel et de l’hydrogène, du chauffage et du refroidissement, des parties prenantes du domaine de la capture et du stockage du carbone et du domaine de la capture et de l’utilisation du carbone, des agrégateurs indépendants, des opérateurs de modulation de la consommation, des organisations concernées par les solutions d’efficacité énergétique, des associations de consommateurs d’énergie, des représentants de la société civile et, si cela est considéré approprié, des autorités de régulation nationales et d’autres autorités nationales.Dans un délai de trois mois à compter de la publication des projets préliminaires de méthode au titre du premier alinéa, toute partie prenante visée audit alinéa peut soumettre une recommandation.Le conseil scientifique consultatif européen sur le changement climatique établi au titre de l’article 10 bis du règlement (CE) no 401/2009 du Parlement européen et du ConseilRèglement (CE) no 401/2009 du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relatif à l’Agence européenne pour l’environnement et au réseau européen d’information et d’observation pour l’environnement (JO L 126 du 21.5.2009, p. 13).". peut, de sa propre initiative, rendre un avis au sujet des projets de méthode.Le cas échéant, les États membres et les parties prenantes visées au premier alinéa soumettent et rendent publiques leurs recommandations, et le conseil scientifique consultatif européen sur le changement climatique soumet son avis à l’Agence et, le cas échéant, au REGRT pour l’électricité et au REGRH et le rend public.Le processus de consultation est ouvert et transparent et a lieu en temps utile. Le REGRT pour l’électricité et le REGRH élaborent un rapport sur le processus de consultation, qui est rendu public.Lorsque le REGRT pour l’électricité et le REGRH ne tiennent pas compte, ou tiennent compte seulement en partie, des recommandations des États membres ou des parties prenantes, ainsi que des autorités nationales, ou de l’avis du conseil scientifique consultatif européen sur le changement climatique, ils motivent cette décision.3.Dans un délai de trois mois suivant la réception des projets de méthode, ainsi que des contributions reçues dans le cadre du processus de consultation et du rapport sur la consultation, l’Agence rend un avis au REGRT pour l’électricité et au REGRH. L’Agence communique son avis au REGRT pour l’électricité, au REGRH, aux États membres et à la Commission et le publie sur son site internet.4.Dans un délai de trois mois à compter de la réception des projets de méthode, les États membres peuvent rendre un avis à l’intention du REGRT pour l’électricité, du REGRH et de la Commission. Afin de faciliter la consultation, la Commission peut organiser des réunions spécifiques des groupes en vue d’examiner les projets de méthode.5.Dans un délai de trois mois suivant la réception des avis de l’Agence et des États membres visés aux paragraphes 3 et 4, le REGRT pour l’électricité et le REGRH modifient leurs méthodes respectives pour tenir pleinement compte des avis rendus par l’Agence et les États membres et les soumettent, accompagnées de l’avis de l’Agence, à la Commission pour approbation. La Commission rend sa décision dans un délai de trois mois à compter de la soumission des méthodes respectivement par le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz et le REGRH.6.Dans les deux semaines à compter de la date d’approbation par la Commission conformément au paragraphe 5, le REGRT pour l’électricité et le REGRH publient leurs méthodes respectives sur leurs sites internet. Ils publient les données d’entrée correspondantes et toute autre donnée pertinente relative aux réseaux, aux flux de charge et aux marchés, sous une forme suffisamment précise, sous réserve des restrictions prévues par le droit national et les accords applicables en matière de confidentialité. La Commission et l’Agence veillent à ce que les données reçues soient traitées en toute confidentialité, par elles-mêmes et par toute partie chargée de réaliser pour leur compte des travaux d’analyse sur la base de ces données.7.Les méthodes sont mises à jour et améliorées régulièrement, conformément à la procédure décrite aux paragraphes 1 à 6. En particulier, elles sont modifiées après la soumission de la modélisation du réseau et du marché de l’énergie visée au paragraphe 10. L’Agence, de sa propre initiative ou sur demande dûment motivée des autorités de régulation nationales ou des parties concernées, et après consultation formelle, visée au paragraphe 2, premier alinéa, de la Commission et des organismes représentant toutes les parties concernées, peut demander que soient effectuées de telles mises à jour et améliorations, en les motivant et en en précisant les délais. L’Agence publie les demandes des autorités de régulation nationales et des parties concernées ainsi que l’ensemble des documents pertinents qui ne sont pas commercialement sensibles menant à une demande de mise à jour ou d’amélioration de la part de l’Agence.8.Pour les projets qui relèvent des catégories d’infrastructures énergétiques visées à au point 1), c) et e), et aux points 2), 4) et 5) de l’annexe II, la Commission assure l’élaboration de méthodes pour une analyse harmonisée des coûts et avantages pour l’ensemble du système énergétique au niveau de l’Union. Ces méthodes sont compatibles, en termes d’avantages et de coûts, avec celles élaborées par le REGRT pour l’électricité et le REGRH. L’Agence, avec le soutien des autorités de régulation nationales, favorise la cohérence de ces méthodes avec les méthodes élaborées par le REGRT pour l’électricité et le REGRH. Les méthodes sont élaborées de manière transparente, en prévoyant une large consultation des États membres et de toutes les parties concernées.9.Tous les trois ans, l’Agence établit et publie un ensemble d’indicateurs et de valeurs de référence correspondantes pour la comparaison des coûts d’investissement unitaires pour des projets comparables des catégories d’infrastructures énergétiques visées à l’annexe II. Les promoteurs de projets fournissent les données demandées aux autorités de régulation nationales et à l’Agence.L’Agence publie les premiers indicateurs pour les catégories d’infrastructures énergétiques visées aux points 1), 2) et 3) de l’annexe II, au plus tard le 24 avril 2023, dans la mesure où des données sont disponibles pour calculer des indicateurs et des valeurs de référence solides. Ces valeurs de référence peuvent être utilisées par le REGRT pour l’électricité et le REGRH pour analyser les coûts et les avantages des plans décennaux de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union élaborés par la suite.L’Agence publie les premiers indicateurs pour les catégories d’infrastructures énergétiques visées aux points 4) et 5) de l’annexe II, au plus tard le 24 avril 2025.10.Au plus tard le 31 octobre 2025, à l’issue d’un large processus de consultation des parties concernées, visée au paragraphe 2, premier alinéa, le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz et le REGRH soumettent conjointement à la Commission et à l’Agence une modélisation cohérente et d’intégration progressive permettant la compatibilité des méthodes par secteur sur la base d’hypothèses communes, portant notamment sur les infrastructures de transport d’électricité, de gaz naturel et d’hydrogène et sur les installations de stockage de gaz naturel, le gaz naturel liquéfié et les électrolyseurs, couvrant les corridors et domaines prioritaires d’infrastructures énergétiques visés à l’annexe I et élaborée conformément aux principes établis à l’annexe V.11.La modélisation visée au paragraphe 10 couvre, au minimum, les interconnexions entre les différents secteurs à tous les stades de la planification des infrastructures, notamment les scénarios, les technologies et la résolution spatiale, le recensement des lacunes en matière d’infrastructures, en particulier en ce qui concerne les capacités transfrontières, et l’évaluation des projets.12.La modélisation visée au paragraphe 10, une fois approuvée par la Commission conformément à la procédure prévue aux paragraphes 1 à 5, est incluse dans les méthodes visées au paragraphe 1, qui doivent être modifiées en conséquence.13.Au moins tous les cinq ans à compter de l’approbation conformément au paragraphe 10, et plus souvent si nécessaire, la modélisation et les méthodes d’analyse cohérente des coûts et avantages par secteur sont mises à jour conformément à la procédure visée au paragraphe 7.14.Jusqu’au 1er janvier 2027, le présent article s’applique sous réserve des dispositions transitoires énoncées à l’article 61 du règlement (UE) 2024/1789.
Article 12Scénarios pour les plans décennaux de développement du réseau1.Au plus tard le 24 janvier 2023, l’Agence, après avoir mené un large processus de consultation associant la Commission, les États membres, le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz, l’entité des GRD de l’Union et au moins les organisations représentant les associations concernées par les marchés de l’électricité, du gaz naturel et de l’hydrogène, du chauffage et du refroidissement, les parties prenantes du domaine de la capture et du stockage du carbone et du domaine de la capture et de l’utilisation du carbone, les agrégateurs indépendants, les opérateurs de modulation de la consommation, les organisations concernées par les solutions d’efficacité énergétique, les associations de consommateurs d’énergie et les représentants de la société civile, publie les orientations-cadres pour les scénarios communs à élaborer par le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz et le REGRH. Ces orientations-cadres sont régulièrement mises à jour, si nécessaire. Le processus de consultation pour toute mise à jour des orientations-cadres implique également le REGRH.Les orientations-cadres visées au premier alinéa établissent des critères pour l’élaboration transparente, non discriminatoire et solide de scénarios, en tenant compte des bonnes pratiques en matière d’évaluation des infrastructures et de planification du développement du réseau. Les orientations-cadres visent également à faire en sorte que les scénarios sous-jacents du REGRT pour l’électricité, du REGRT pour le gaz et du REGRH soient pleinement conformes au principe de primauté de l’efficacité énergétique, aux objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière de climat et d’énergie et à son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050 et prennent en considération les derniers scénarios disponibles de la Commission ainsi que, le cas échéant, les plans nationaux en matière d’énergie et de climat.Le conseil scientifique consultatif européen sur le changement climatique peut, de sa propre initiative, formuler des recommandations sur la manière d’assurer la conformité des scénarios avec les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et avec l’objectif de neutralité climatique de l’Union à l’horizon 2050. L’Agence tient dûment compte de cette contribution dans les orientations-cadres visées au premier alinéa.Lorsque l’Agence ne tient pas compte, ou tient compte seulement en partie, des recommandations de États membres, des parties prenantes et du conseil scientifique consultatif européen sur le changement climatique, elle motive cette décision.2.Le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz et le REGRH suivent les orientations-cadres de l’Agence lorsqu’ils élaborent les scénarios communs à utiliser pour les plans décennaux de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union.Les scénarios communs comprennent également une perspective à long terme jusqu’en 2050 et prévoient, le cas échéant, des étapes intermédiaires.3.Le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz et le REGRH invitent les organisations représentant toutes les parties prenantes concernées, y compris l’entité des GRD de l’Union, les associations concernées par les marchés de l’électricité, du gaz naturel et de l’hydrogène, du chauffage et du refroidissement, les parties prenantes du domaine de la capture et du stockage du carbone et du domaine de la capture et de l’utilisation du carbone, les agrégateurs indépendants, les opérateurs de modulation de la consommation, les organisations concernées par les solutions d’efficacité énergétique, les associations de consommateurs d’énergie et les représentants de la société civile, à participer au processus d’élaboration des scénarios, en particulier à ses principaux volets, tels que les hypothèses et la manière dont celles-ci sont prises en compte dans les données des scénarios.4.Le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz et le REGRH publient et soumettent un projet de rapport sur les scénarios communs à l’Agence, aux États membres et à la Commission pour avis.Le conseil scientifique consultatif européen sur le changement climatique peut, de sa propre initiative, rendre un avis sur le rapport sur les scénarios communs.5.Dans un délai de trois mois à compter de la réception du projet de rapport sur les scénarios communs, accompagné des contributions reçues dans le cadre du processus de consultation et d’un rapport sur la manière dont elles ont été prises en considération, l’Agence transmet son avis sur la compatibilité des scénarios avec les orientations-cadres visées au paragraphe 1, premier alinéa, comprenant le cas échéant des recommandations de modifications, au REGRT pour l’électricité, au REGRT pour le gaz, au REGRH aux États membres et à la Commission.Dans le même délai, le conseil scientifique consultatif européen sur le changement climatique peut, de sa propre initiative, rendre un avis sur la conformité des scénarios avec les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et avec l’objectif de neutralité climatique de l’Union à l’horizon 2050.6.Dans un délai de trois mois à compter de la réception de l’avis visé au paragraphe 5, la Commission, en tenant compte des avis de l’Agence et des États membres, approuve le projet de rapport sur les scénarios communs ou demande au REGRT pour l’électricité, au REGRT pour le gaz ou au REGRH de le modifier.Le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz et le REGRH motivent la manière dont toute demande de modification formulée par la Commission a été traitée.Si la Commission n’approuve pas le rapport sur les scénarios communs, elle transmet un avis motivé au REGRT pour l’électricité, au REGRT pour le gaz et au REGRH.7.Dans les deux semaines à compter de l’approbation du rapport sur les scénarios communs conformément au paragraphe 6, le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz et le REGRH publient ce rapport sur leur site internet. Ils publient également les données d’entrée et de sortie correspondantes sous une forme suffisamment claire et précise pour qu’un tiers puisse en reproduire les résultats, en tenant dûment compte de la législation nationale, des accords de confidentialité pertinents et des informations sensibles.8.Jusqu’au 1er janvier 2027, le présent article s’applique sous réserve des dispositions transitoires énoncées à l’article 61 du règlement (UE) 2024/1789.
Article 13Recensement des lacunes en matière d’infrastructures1.Dans un délai de six mois à compter de l’approbation du rapport sur les scénarios communs au titre de l’article 12, paragraphe 6, et tous les deux ans par la suite, le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz et le REGRH publient les projets de rapports sur les lacunes en matière d’infrastructures élaborés dans le cadre des plans décennaux de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union.Dans le cadre de l’évaluation des lacunes en matière d’infrastructures, le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz et le REGRH fondent leur analyse sur les scénarios visés à l’article 12, mettent en œuvre le principe de primauté de l’efficacité énergétique et examinent en priorité toutes les solutions pertinentes qui ne nécessitent pas de nouvelles infrastructures. Dans le cadre de l’examen de nouvelles solutions en matière d’infrastructures, l’évaluation des lacunes en matière d’infrastructures tient compte de tous les coûts pertinents, y compris les renforcements du réseau.L’évaluation des lacunes en matière d’infrastructures porte une attention particulière aux lacunes d’infrastructures susceptibles d’entraver la réalisation des objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et de son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050.Avant de publier leurs rapports respectifs, le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz et le REGRH mènent un large processus de consultation associant toutes les parties prenantes concernées, y compris l’entité des GRD de l’Union, les associations concernées par les marchés de l’électricité, du gaz naturel et de l’hydrogène, du chauffage et du refroidissement, les parties prenantes du domaine de la capture et du stockage du carbone et du domaine de la capture et de l’utilisation du carbone, les agrégateurs indépendants, les opérateurs de modulation de la consommation, les organisations concernées par les solutions d’efficacité énergétique, les associations de consommateurs d’énergie, les représentants de la société civile, l’Agence et tous les représentants des États membres concernés par les corridors prioritaires des infrastructures énergétiques définis à l’annexe I.2.Le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz et le REGRH soumettent leurs projets respectifs de rapport sur les lacunes en matière d’infrastructures à l’Agence, à la Commission et aux États membres pour avis.3.Dans un délai de trois mois à compter de la réception du rapport sur les lacunes en matière d’infrastructures, accompagné des contributions reçues dans le cadre du processus de consultation et d’un rapport sur la manière dont elles ont été prises en considération, l’Agence transmet son avis au REGRT pour l’électricité, au REGRT pour le gaz ou au REGRH, à la Commission et aux États membres et le rend public.4.Dans un délai de trois mois à compter de la réception de l’avis de l’Agence visé au paragraphe 3, la Commission, en tenant compte de cet avis et en s’appuyant sur des contributions des États membres, rédige son avis et le transmet au REGRT pour l’électricité, au REGRT pour le gaz ou au REGRH.5.Le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz et le REGRH adaptent leurs rapports sur les lacunes en matière d’infrastructures en tenant dûment compte de l’avis de l’Agence et conformément aux avis de la Commission et des États membres et les rendent publics.6.Jusqu’au 1er janvier 2027, le présent article s’applique sous réserve des dispositions transitoires énoncées à l’article 61 du règlement (UE) 2024/1789.
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Règlement (UE) 2024/1789 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 sur 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 (JO L, 2024/1789, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1789/oj).Règlement (CE) no 401/2009 du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relatif à l’Agence européenne pour l’environnement et au réseau européen d’information et d’observation pour l’environnement (JO L 126 du 21.5.2009, p. 13).".2)À l’article 31, le paragraphe suivant est ajouté:"5.Dans les annexes du présent règlement, toute référence au "REGRT pour le gaz" s’entend comme faite au "REGRT pour le gaz et au REGRH" aux fins des dispositions transitoires énoncées à l’article 61 du règlement (UE) 2024/1789. À partir du 1er janvier 2027, toute référence au "REGRT pour le gaz" s’entend comme faite au "REGRH".".
Article 87Modification de la décision (UE) 2017/684Les obligations de notification des accords intergouvernementaux dans le domaine de l’énergie relatifs au gaz naturel, comme prévu dans la décision (UE) 2017/684, s’entendent comme incluant les accords intergouvernementaux relatifs à l’hydrogène y compris les composés de l’hydrogène tels que l’ammoniac et les vecteurs d’hydrogène organique liquide.
Article 88AbrogationLe règlement (CE) no 715/2009 est abrogé. Les références faites au règlement abrogé s’entendent comme faites au présent règlement et sont à lire selon le tableau de correspondance figurant à l’annexe III du présent règlement.
Article 89Entrée en vigueur1.Le présent règlement entre en vigueur le vingtième jour suivant celui de sa publication au Journal officiel de l’Union européenne.Il est applicable à partir du 5 février 2025.2.Par dérogation au paragraphe 1 du présent article:a)l’article 11, paragraphe 3, point b), l’article 34, paragraphe 6, et l’article 84 sont applicables à partir du 1er janvier 2025;b)la section 5 est applicable à partir du 1er janvier 2025, à l’exception des articles 42, 43, 44, 52, 53 et 54, qui sont applicables à partir du 4 août 2024.
Le présent règlement est obligatoire dans tous ses éléments et directement applicable dans tout État membre.Fait à Bruxelles, le 13 juin 2024.Par le Parlement européenLa présidenteR. MetsolaPar le ConseilLa présidenteH. LahbibANNEXE ILignes directrices1.Informations à publier en ce qui concerne la méthodologie utilisée pour fixer les revenus régulés du gestionnaire de réseau de transportLes informations visées au point 1 à 5 sont publiées avant la période tarifaire par l’autorité de régulation ou par le gestionnaire de réseau de transport, selon ce que décide l’autorité de régulation.Ces informations sont fournies séparément pour les activités de transport lorsque le gestionnaire de réseau de transport fait partie d’une entité commerciale plus vaste ou d’une holding.1.Entité chargée de calculer, de fixer et d’approuver les différentes composantes de la méthodologie.2.Description de la méthodologie, avec, au minimum, une description des éléments suivants:a)méthodologie globale, par exemple régime avec fixation d’un plafond de revenus, régime hybride, régime à coûts remboursés avec marge (cost-plus) ou régime fondé sur une analyse comparative des tarifs;b)méthodologie appliquée pour fixer la base d’actifs régulés (BAR), y compris:i)méthodologie appliquée pour déterminer la valeur initiale (d’ouverture) des actifs telle qu’appliquée lors du lancement de la période de réglementation pertinente et lors de l’intégration de nouveaux actifs à la BAR;ii)méthodologie de réévaluation des actifs;iii)explications relatives à l’évolution de la valeur des actifs;iv)traitement des actifs mis hors service;v)méthodologie de calcul des amortissements appliquée à la BAR, y compris toute modification appliquée aux valeurs;c)méthodologie appliquée pour déterminer le coût du capital;d)méthodologie appliquée pour déterminer les charges totales (TOTEX) ou, le cas échéant, les charges d’exploitation (OPEX) et les charges de capital (CAPEX);e)méthodologie appliquée pour déterminer l’efficience des coûts, le cas échéant;f)méthodologie appliquée pour déterminer l’inflation;g)méthodologie appliquée pour déterminer les primes et les incitations, le cas échéant;h)coûts non maîtrisables;i)services fournis au sein de la holding, le cas échéant.3.Valeurs des paramètres utilisés dans la méthodologie:a)valeurs détaillées des paramètres pris en compte dans le calcul du coût des fonds propres et du coût de la dette ou du coût moyen pondéré du capital, exprimées en pourcentage;b)durées d’amortissement, en années, applicables séparément pour les conduites et les stations de compression;c)toute modification des durées d’amortissement ou toute accélération de l’amortissement des actifs;d)objectifs d’efficience, en pourcentage;e)indices d’inflation;f)primes et incitations.4.Valeurs des coûts et des charges utilisées pour fixer les revenus autorisés ou cibles, en euros et dans la monnaie locale, des éléments suivants:a)la BAR, par type d’actif et par année jusqu’à son amortissement complet, y compris:i)les investissements ajoutés à la BAR, par type d’actif;ii)l’amortissement par type d’actif jusqu’à l’amortissement complet des actifs;b)le coût du capital, y compris le coût des fonds propres et le coût de la dette;c)les charges d’exploitation;d)les primes et incitations, détaillées séparément pour chaque élément.5.Indicateurs financiers à fournir pour le gestionnaire de réseau de transport. Dans le cas où le gestionnaire de réseau de transport fait partie d’une holding ou d’une entreprise plus vaste, ces valeurs sont fournies séparément pour le gestionnaire de réseau de transport, y compris:a)résultat avant intérêts, impôts, dépréciation et amortissement (EBITDA);b)résultat avant intérêts et taxes (EBIT);c)rendement des actifs I (ROA) = EBITDA / RAB;d)rendement des actifs II (ROA) = EBIT / RAB;e)rendement des fonds propres (ROE) = bénéfices / fonds propres:i)rendement des capitaux engagés (RoCE);ii)ratio de levier;iii)dette nette / (dette nette + fonds propres);iv)dette nette / EBITDA.L’autorité de régulation ou le gestionnaire de réseau de transport fournit un modèle tarifaire simplifié qui comporte une ventilation des paramètres et des valeurs de la méthodologie et qui permet de reproduire le calcul des revenus autorisés ou cibles du gestionnaire de réseau de transport.6.Les gestionnaires de réseau de transport établissent et mettent à la disposition de l’autorité de régulation, à la demande de celle-ci, un relevé quotidien des opérations de maintenance en cours et des interruptions de service qui se sont produites. Ces informations sont également communiquées, sur demande, aux consommateurs affectés par des interruptions.2.Principes des mécanismes d’attribution des capacités et procédures de gestion de la congestion en ce qui concerne les gestionnaires de réseau de transport ainsi que leur application en cas de congestion contractuelle2.1.Principes des mécanismes d’attribution des capacités et procédures de gestion de la congestion en ce qui concerne les gestionnaires de réseau de transport1.Les mécanismes d’attribution des capacités et les procédures de gestion de la congestion favorisent le développement de la concurrence et la liquidité des échanges de capacités et sont compatibles avec les mécanismes commerciaux, dont les marchés spot et les centres d’échange. Ils sont souples et s’adaptent à l’évolution des conditions de marché.2.Ces mécanismes et procédures tiennent compte de l’intégrité du système concerné ainsi que de la sécurité de l’approvisionnement.3.Ces mécanismes et procédures n’empêchent pas les nouveaux arrivants d’accéder au marché ni ne constituent un obstacle indu à l’accès au marché. Ils n’empêchent pas les acteurs du marché, y compris les nouveaux entrants sur le marché et les entreprises ayant une petite part de marché, d’exercer une concurrence effective.4.Ces mécanismes et procédures fournissent des signaux économiques appropriés permettant d’assurer une utilisation efficace et optimale de la capacité technique et favorisent les investissements dans de nouvelles infrastructures.5.Les utilisateurs du réseau sont informés des circonstances qui pourraient avoir une incidence sur la disponibilité de la capacité contractuelle. Les informations relatives à l’interruption reflètent le niveau des informations dont dispose le gestionnaire de réseau de transport.6.S’il s’avère difficile de satisfaire aux obligations contractuelles de livraison pour des raisons liées à l’intégrité du système, les gestionnaires de réseau de transport en informent les utilisateurs et recherchent immédiatement une solution non discriminatoire.Les gestionnaires de réseau de transport mettent en œuvre les procédures après consultation des utilisateurs du réseau en accord avec l’autorité de régulation.2.2.Procédures de gestion de la congestion en cas de congestion contractuelle2.2.1.Dispositions générales1.Le présent point s’applique aux points d’interconnexion entre les systèmes entrée-sortie adjacents, qu’ils soient physiques ou virtuels, entre deux États membres ou plus, ou au sein d’un même État membre, pour autant que les utilisateurs aient la possibilité de réserver des capacités à ces points. Le présent point peut également s’appliquer aux points d’entrée et de sortie en provenance et à destination des pays tiers, sous réserve de la décision de l’autorité de régulation compétente. Les points de sortie vers les consommateurs finaux et les réseaux de distribution, les points d’entrée à partir des terminaux de GNL et des installations de production, et les points d’entrée et de sortie en provenance et à destination des installations de stockage de gaz naturel ne sont pas visés par le présent point.2.Sur la base des informations publiées par les gestionnaires de réseau de transport en application du point 3 de la présente annexe et, le cas échéant, validées par les autorités de régulation, l’ACER publie un rapport de suivi de la congestion aux points d’interconnexion au regard des produits de capacité ferme vendus au cours de l’année précédente, compte tenu dans la mesure du possible des échanges de capacités sur le marché secondaire et de l’utilisation de capacités interruptibles.Le rapport de suivi est publié tous les deux ans. L’ACER publie des rapports supplémentaires sur la base d’une demande motivée de la Commission, pas plus d’une fois par an.3.Toute capacité additionnelle rendue disponible par l’application de l’une des procédures de gestion de la congestion prévues aux points 2.2.2 à 2.2.5 est proposée par le ou les gestionnaires de réseau de transport concernés dans le cadre du processus d’attribution usuel.2.2.2.Accroissement de la capacité par un système de surréservation et de rachat1.Les gestionnaires de réseau de transport proposent et, après approbation par l’autorité de régulation, mettent en œuvre un système incitatif de surréservation et de rachat destiné à offrir des capacités additionnelles sur une base ferme. Avant la mise en œuvre, les autorités de régulation consultent celles des États membres frontaliers et tiennent compte de leurs avis. Capacités additionnelles désigne les capacités fermes offertes en plus de la capacité technique d’un point d’interconnexion calculée en vertu de l’article 6, paragraphe 1.2.Le système de surréservation et de rachat offre aux gestionnaires de réseau de transport une incitation à rendre disponibles des capacités additionnelles, compte tenu des conditions techniques du système entrée-sortie pertinent, telles que le pouvoir calorifique, la température et la consommation prévisible, et des capacités des réseaux adjacents. Les gestionnaires de réseau de transport suivent une approche dynamique pour réviser le calcul de la capacité technique ou additionnelle du système entrée-sortie.3.Le système de surréservation et de rachat est fondé sur un régime incitatif tenant compte des risques encourus par les gestionnaires de réseau de transport qui proposent des capacités additionnelles. Ce système de surréservation et de rachat est structuré de façon que les revenus des ventes de capacités additionnelles et les coûts découlant du système de rachat ou des mesures prises en vertu du point 6 soient partagés entre les gestionnaires de réseau de transport et les utilisateurs du réseau. Les autorités de régulation décident de la répartition des revenus et des coûts entre le gestionnaire de réseau de transport et l’utilisateur du réseau.4.Dans le but de déterminer les revenus des gestionnaires de réseau de transport, la capacité technique, notamment les capacités restituées ainsi que, le cas échéant, les capacités issues de l’application de mécanismes use-it-or-lose-it (UIOLI, c’est-à-dire d’offre de capacités qui, si elles ne sont pas utilisées, sont perdues) portant sur des capacités fermes à un jour et sur des capacités à long terme, est prise en compte pour être attribuée avant toute capacité additionnelle.5.Pour déterminer les capacités additionnelles, le gestionnaire de réseau de transport s’appuie sur des scénarios statistiques évaluant la quantité de capacité physique qui ne sera probablement pas utilisée à un moment et à un point d’interconnexion donnés. Il se fonde en outre sur un profil de risque pour l’offre de capacités additionnelles qui n’entraîne pas une obligation de rachat excessive. En outre, dans le cadre du système de surréservation et de rachat, la probabilité et les coûts du rachat de capacités sur le marché sont évalués et reflétés dans la quantité de capacités additionnelles qui devront être rendues disponibles.6.Lorsque cela s’avère nécessaire pour maintenir l’intégrité du système, les gestionnaires de réseau de transport appliquent une procédure de rachat fondée sur le marché dans laquelle les utilisateurs du réseau peuvent proposer de la capacité. Les utilisateurs du réseau reçoivent des informations sur la procédure de rachat applicable. L’application d’une procédure de rachat se fait sans préjudice des mesures d’urgence applicables.7.Les gestionnaires de réseau de transport vérifient, avant d’appliquer une procédure de rachat, si des mesures techniques et commerciales autres peuvent permettre de maintenir l’intégrité du système avec un meilleur rapport coût/efficacité.8.Lorsqu’il soumet son système de surréservation et de rachat, le gestionnaire de réseau de transport fournit toutes les données, estimations et modèles dont a besoin l’autorité de régulation pour évaluer ledit système. Le gestionnaire de réseau de transport rend compte régulièrement à l’autorité de régulation du fonctionnement du système et, à la demande de cette dernière, lui fournit toute donnée utile. L’autorité de régulation peut demander au gestionnaire de réseau de transport de réviser son système.2.2.3.Mécanisme use-it-or-lose-it (UIOLI) d’offre de capacités fermes à un jour1.En ce qui concerne la modification de la nomination initiale, les autorités de régulation exigent des gestionnaires de réseau de transport qu’ils appliquent au minimum, pour chaque utilisateur du réseau aux points d’interconnexion, les règles établies au point 3, si, sur la base du rapport annuel de suivi de l’ACER visé au point 2.2.1.2, il apparaît qu’aux points d’interconnexion, et au prix de réserve lorsqu’il s’agit d’enchères, la demande a été supérieure à l’offre dans le cadre des procédures d’attribution des capacités durant l’année couverte par le rapport, pour les produits destinés à être utilisés au cours de cette même année ou de l’une des deux suivantes, et ce:a)pour au minimum trois produits de capacité ferme de maturité égale à un mois;b)pour au minimum deux produits de capacité ferme de maturité égale à un trimestre;c)pour au minimum un produit de capacité ferme de maturité égale à au moins un an; oud)lorsque, durant au minimum six mois, aucun produit de capacité ferme de maturité égale à au moins un mois n’a été offert.2.Si, sur la base du rapport de suivi annuel de l’ACER visé au point 2.2.1.2, il est démontré qu’une situation décrite au point 1 ne devrait pas se reproduire au cours des trois années suivantes du fait, par exemple, d’un accroissement de la capacité disponible rendu possible par l’expansion physique du réseau ou de l’arrivée à échéance de contrats à long terme, les autorités de régulation compétentes peuvent décider de mettre un terme au mécanisme UIOLI d’offre de capacités fermes à un jour.3.Sont autorisées les renominations fermes jusqu’à 90 % au maximum et 10 % au minimum de la capacité contractuelle de l’utilisateur du réseau au point d’interconnexion. Cependant, si la nomination dépasse 80 % de la capacité contractuelle, la moitié de la capacité non nominée peut être renominée à la hausse. Si la nomination ne dépasse pas 20 % de la capacité contractuelle, la moitié de la capacité nominée peut être renominée à la baisse. L’application du présent point se fait sans préjudice des mesures d’urgence applicables.4.Le détenteur initial de la capacité contractuelle peut renominer sur une base interruptible la part soumise à restriction de sa capacité ferme contractuelle.5.Le point 3 ne s’applique pas aux utilisateurs du réseau (les personnes ou les entreprises et les entreprises qu’elles contrôlent au sens de l’article 3 du règlement (CE) no 139/2004 du ConseilRèglement (CE) no 139/2004 du Conseil du 20 janvier 2004 relatif au contrôle des concentrations entre entreprises ("le règlement CE sur les concentrations") (JO L 24 du 29.1.2004, p. 1). détenant moins de 10 % de la capacité technique moyenne au cours de l’année précédente au point d’interconnexion.6.Aux points d’interconnexion auxquels un mécanisme UIOLI d’offre de capacités fermes à un jour conforme au point 3 est appliqué, une évaluation de la relation avec le système de surréservation et de rachat conformément au point 2.2.2 est réalisée par l’autorité de régulation, qui peut décider à la suite de celle-ci de ne pas appliquer le point 2.2.2 auxdits points d’interconnexion. Cette décision est notifiée immédiatement à l’ACER et à la Commission.7.Une autorité de régulation peut décider de mettre en œuvre un mécanisme UIOLI d’offre de capacités fermes à un jour conformément au point 3 à un point d’interconnexion. Avant d’adopter sa décision, l’autorité de régulation consulte les autorités de régulation des États membres frontaliers. Lorsqu’elle prend sa décision, l’autorité de régulation tient compte des avis des autorités de régulation des États membres frontaliers.2.2.4.Restitution de capacités contractuellesLes gestionnaires de réseau de transport acceptent toute restitution de capacité ferme acquise contractuellement par l’utilisateur du réseau à un point d’interconnexion, à l’exception des produits de capacité ayant une maturité d’un jour ou inférieure à un jour. L’utilisateur du réseau conserve ses droits et obligations au titre du contrat de capacité jusqu’à ce que la capacité soit réattribuée par le gestionnaire de réseau de transport et si elle n’est pas réattribuée par le gestionnaire de réseau de transport. La capacité restituée est prise en compte pour être réattribuée uniquement lorsque toute la capacité disponible a été attribuée. Le gestionnaire de réseau de transport notifie immédiatement à l’utilisateur du réseau toute réattribution de la capacité qu’il a restituée. Les modalités et conditions spécifiques applicables à la restitution de capacité, notamment lorsque plusieurs utilisateurs du réseau restituent de la capacité, sont approuvées par l’autorité de régulation.2.2.5.Mécanisme use-it-or-lose-it (UIOLI) d’offre de capacités à long terme1.Les autorités de régulation demandent aux gestionnaires de réseau de transport de retirer systématiquement, en tout ou partie, les capacités contractuelles sous-utilisées par un utilisateur du réseau à un point d’interconnexion lorsque ce dernier n’a ni vendu ni offert sa capacité non utilisée à des conditions raisonnables et que d’autres utilisateurs du réseau demandent des capacités fermes. La capacité contractuelle est considérée comme étant systématiquement sous-utilisée notamment lorsque:a)l’utilisateur du réseau utilise annuellement en moyenne, à la fois entre le 1er avril et le 30 septembre et entre le 1er octobre et le 31 mars, moins de 80 % de sa capacité acquise par un contrat d’une durée effective de plus d’un an, sans qu’aucun motif approprié n’ait été fourni, soitb)l’utilisateur du réseau nomine systématiquement près de 100 % de sa capacité contractuelle et renomine à la baisse en vue de contourner les règles établies au point 2.2.3.3.2.L’application d’un mécanisme UIOLI d’offre de capacités fermes à un jour n’est pas considérée comme justifiant la non-application du point 1.3.Le retrait signifie pour l’utilisateur du réseau la perte partielle ou totale de sa capacité contractuelle pour une période donnée ou pour le reste de la période contractuelle effective. L’utilisateur du réseau conserve ses droits et obligations au titre du contrat de capacité jusqu’à ce que la capacité soit réattribuée par le gestionnaire de réseau de transport et si elle n’est pas réattribuée par le gestionnaire de réseau de transport.4.Les gestionnaires de réseau de transport fournissent régulièrement aux autorités de régulation toutes les données nécessaires pour qu’elles puissent surveiller la mesure dans laquelle sont utilisées les capacités acquises par un contrat d’une durée effective de plus d’un an ou par plusieurs contrats trimestriels formant au minimum deux ans.3.Définition des informations techniques nécessaires aux utilisateurs du réseau pour obtenir un accès effectif au système de gaz naturel, définition de tous les points pertinents pour les exigences de transparence et informations à publier à tous les points pertinents, avec leur fréquence de publication3.1.Définition des informations techniques nécessaires aux utilisateurs du réseau pour obtenir un accès effectif au réseau3.1.1.Forme de la publication1.Les gestionnaires de réseau de transport fournissent toutes les informations visées au point 3.1.2 et aux points 3.3.1 à 3.3.5 selon les modalités suivantes:a)sur un site internet accessible au public, gratuitement et sans obligation d’inscription ou d’enregistrement auprès du gestionnaire de réseau de transport;b)de façon régulière/continue; la fréquence sera fonction des changements qui se produisent et de la durée du service;c)sous une forme conviviale;d)d’une façon intelligible et aisément accessible, en exposant clairement les données chiffrées qu’elles comportent, et d’une manière non discriminatoire;e)sous un format téléchargeable convenu, sur la base d’un avis fourni par l’ACER concernant un format harmonisé, entre les gestionnaires de réseau de transport et les autorités de régulation, et permettant de procéder à des analyses quantitatives et comparatives;f)en utilisant les unités de manière cohérente, notamment le kWh (avec une température de combustion de référence de 298,15 K) pour le contenu énergétique et le m3 (à 273,15 K et 1,01325 bar) pour le volume. Le facteur constant de conversion en contenu énergétique doit être précisé. Il est également possible d’utiliser, pour la publication, d’autres unités que celles citées ci-dessus;g)dans les langues officielles de l’État membre et en anglais;h)toutes les données sont mises à disposition sur une plate-forme centrale à l’échelle de l’Union, établie par le REGRT pour le gaz avec un bon rapport coût/efficacité.2.Les gestionnaires de réseau de transport fournissent des détails concernant les modifications apportées à toutes les informations visées au point 3.1.2 et aux points 3.3.1 à 3.3.5 en temps utile, dès que ces dernières sont à leur disposition.3.1.2.Exigences de contenu relatives à la publication1.Les gestionnaires de réseau de transport publient au moins les informations ci-après concernant leurs systèmes et leurs services:a)une description détaillée et complète des différents services offerts et des redevances correspondantes perçues;b)les différents types de contrat de transport existant pour ces services;c)le code de réseau et/ou les conditions types définissant les droits et les responsabilités de tous les utilisateurs du réseau, y compris:i)les contrats de transport harmonisés et autres documents pertinents;ii)dans la mesure où cela se révèle pertinent pour l’accès au système, pour tous les points pertinents définis au point 3.2, la spécification des paramètres pertinents relatifs à la qualité du gaz, y compris, au minimum, le pouvoir calorifique supérieur, l’indice de Wobbe et la teneur en oxygène, et la responsabilité ou les coûts de conversion pour les utilisateurs du réseau lorsque le gaz ne correspond pas à ces spécifications;iii)dans la mesure où cela se révèle pertinent pour l’accès au système, pour tous les points pertinents, des informations relatives aux exigences de pression;iv)la procédure en cas d’interruption d’une capacité interruptible et notamment, le cas échéant, le calendrier, le volume, et l’ordre de priorité de chaque interruption, par exemple, au prorata ou sur la base "premier arrivé, dernier interrompu";d)les procédures harmonisées concernant l’utilisation du réseau de transport, y compris la définition des principaux termes;e)les dispositions concernant l’attribution des capacités, la gestion de la congestion et les procédures contre la rétention de capacités et de réutilisation;f)les règles applicables à l’échange de capacités sur le marché secondaire vis-à-vis du gestionnaire de réseau de transport;g)les règles d’équilibrage et la méthode de calcul des redevances d’équilibrage;h)le cas échéant, la flexibilité et les niveaux de tolérance inclus dans le transport et les autres services ne donnant pas lieu à une redevance spécifique, ainsi que toute offre de flexibilité supplémentaire et les redevances correspondantes;i)une description détaillée du système de gaz naturel du gestionnaire de réseau de transport et de ses points d’interconnexion pertinents tels qu’ils sont définis au point 3.2, ainsi que les noms des gestionnaires des réseaux ou installations interconnectés;j)les règles applicables à la connexion au système de gaz naturel exploité par le gestionnaire de réseau de transport;k)les informations relatives aux mécanismes d’urgence, pour autant qu’ils relèvent de la responsabilité du gestionnaire de réseau de transport, tels que des mesures pouvant conduire à l’interruption du raccordement de groupes de consommateurs et d’autres règles générales en matière de responsabilité applicables au gestionnaire de réseau de transport;l)toute procédure approuvée par les gestionnaires de réseau de transport aux points d’interconnexion et pertinente pour l’accès des utilisateurs aux réseaux de transport concernés, en ce qui concerne l’interopérabilité du réseau, les procédures de nomination et procédures de mise en correspondance approuvées, ainsi que d’autres procédures approuvées qui établissent des dispositions relatives aux attributions de flux de gaz et à l’équilibrage, y compris les méthodes utilisées;m)les gestionnaires de réseau de transport publient une description détaillée et complète de la méthode et du processus de calcul de la capacité technique, avec notamment des informations sur les paramètres employés et les principales hypothèses.3.2.Définition de tous les points pertinents pour les exigences de transparence1.Les points pertinents comprennent au moins:a)tous les points d’entrée et de sortie d’un réseau de transport qui sont gérés par un gestionnaire de réseau de transport, à l’exception des points de sortie auxquels est raccordé un seul client final et des points d’entrée directement raccordés à l’installation de production d’un seul producteur établi dans l’Union;b)tous les points d’entrée et de sortie connectant les zones d’équilibrage des gestionnaires de réseau de transport;c)tous les points raccordant le réseau d’un gestionnaire de réseau de transport à un terminal de GNL, à des plates-formes physiques de gaz naturel et à des installations de stockage et de production, à moins que ces installations de production ne bénéficient d’une exemption en vertu du point a);d)tous les points raccordant le réseau d’un gestionnaire de réseau de transport donné à l’infrastructure nécessaire à la fourniture de services auxiliaires.2.Les informations destinées aux clients finals uniques et aux installations de production, qui sont exclues de la définition des points pertinents figurant au point 3.2.1, a), sont publiées sous forme agrégée, au moins pour chaque zone d’équilibrage. Aux fins de l’application de la présente annexe, les informations agrégées ayant trait aux clients finals uniques et aux installations de productions, qui sont exclues de la définition des points pertinents figurant au point 3.2.1, a), sont considérées comme un même point pertinent.3.Lorsque des points situés à l’interconnexion de réseaux de transport exploités par deux ou plusieurs gestionnaires de réseau de transport sont gérés uniquement par les gestionnaires concernés, sans intervention contractuelle ou opérationnelle d’utilisateurs des réseaux, ou lorsqu’il s’agit de points connectant un réseau de transport et un réseau de distribution et qu’il n’existe pas de congestion contractuelle aux points en question, les gestionnaires de réseau de transport sont exemptés, pour ces points, de l’obligation de publier les exigences visées au point 3.3. L’autorité de régulation peut imposer aux gestionnaires de réseau de transport de publier les exigences visées au point 3.3 pour certains des points exemptés ou pour la totalité d’entre eux. Dans ce cas, les informations, si les gestionnaires de réseau de transport en disposent, sont publiées sous forme agrégée et à un niveau significatif, au moins pour chaque zone d’équilibrage. Aux fins de l’application de la présente annexe, les informations agrégées ayant trait à ces points sont considérées comme un même point pertinent.3.3.Informations à publier à tous les points pertinents et fréquence de publication1.À tous les points pertinents, les gestionnaires de réseau de transport publient les informations énumérées au deuxième alinéa, points a) à g), pour tous les services et services auxiliaires fournis (ces informations concernent en particulier le mélange, l’ajustement de la qualité du gaz et la conversion). Ces informations sont publiées sous forme de données chiffrées pour des pas horaires ou des pas quotidiens équivalant à la plus courte période de référence pour la réservation et la renomination de capacités et à la plus courte période de liquidation pour laquelle des redevances d’équilibrage sont calculées. Si la période de référence la plus courte n’est pas une période d’une journée, les informations énumérées au deuxième alinéa, points a) à g), doivent aussi être fournies pour la période d’une journée.Le gestionnaire de réseau publie les informations suivantes et ces mises à jour dès qu’elles sont à sa disposition ("en temps presque réel"):a)la capacité technique des flux dans les deux sens;b)la capacité contractuelle totale ferme et interruptible dans les deux sens;c)les nominations et renominations dans les deux sens;d)la capacité disponible ferme et interruptible dans les deux sens;e)les flux physiques réels;f)les interruptions prévues et effectives de capacité interruptible;g)les interruptions de services fermes prévues et non prévues et les informations relatives à la restauration des services fermes (notamment les opérations de maintenance du réseau et la durée probable de toute interruption due à la maintenance); les prévisions d’interruptions sont publiées au moins 42 jours à l’avance;h)les cas de rejet de demandes légalement valables de produits de capacité ferme de maturité supérieure ou égale au mois, avec le nombre de demandes rejetées et la quantité de capacité correspondante;i)en cas d’enchères, les lieux et dates auxquels des produits de capacité ferme de maturité supérieure ou égale au mois ont été vendus à des prix plus élevés que le prix de réserve;j)les lieux et dates auxquels aucun produit de capacité ferme de maturité supérieure ou égale au mois n’a été proposé dans le cadre du processus d’attribution usuel;k)la capacité totale rendue disponible par l’application des procédures de gestion de la congestion prévues aux points 2.2.2 à 2.2.5, pour chaque procédure de gestion de la congestion appliquée.2.Pour tous les points pertinents, les informations visées au point 3.3.1, a), b) et d), sont publiées au moins 24 mois à l’avance.3.À tous les points pertinents, les gestionnaires de réseau de transport publient, de façon continue pour les cinq années passées, des informations historiques sur les exigences visées au point 3.3.1, a) à g).4.Les gestionnaires de réseau de transport publient quotidiennement les valeurs mesurées du pouvoir calorifique supérieur, de l’indice de Wobbe, de la teneur en hydrogène en mélange dans le réseau de gaz naturel, de la teneur en méthane et de la teneur en oxygène à tous les points pertinents. Les chiffres préliminaires sont publiés au plus tard trois jours après la journée gazière considérée. Les chiffres définitifs sont publiés dans les trois mois suivant la fin du mois considéré.5.Pour tous les points pertinents, les gestionnaires de réseau de transport publient tous les ans les capacités disponibles, les capacités réservées et les capacités techniques pour toutes les années où des capacités font l’objet de contrats plus un an, et ce au moins pour les dix années qui suivent. Ces informations sont mises à jour au moins une fois par mois, voire plus fréquemment si de nouvelles informations sont disponibles. La publication reflète la période pour laquelle des capacités sont offertes au marché.3.4.Informations à publier sur le réseau de transport et fréquence de publication1.Les gestionnaires de réseau de transport veillent à la publication et à la mise à jour quotidiennes d’informations sur les quantités agrégées des capacités offertes et des capacités contractuelles sur le marché secondaire, c’est-à-dire vendues par un utilisateur du réseau à un autre utilisateur du réseau, lorsque les gestionnaires de réseau de transport disposent de ces informations. Ces informations incluent les éléments suivants:a)le point d’interconnexion où la capacité est vendue;b)le type de capacité, à savoir entrée, sortie, ferme, interruptible;c)la quantité et la durée des droits d’utilisation de la capacité;d)le type de vente, par exemple transfert ou attribution;e)le nombre total d’échanges ou de transferts;f)toute autre condition connue du gestionnaire de réseau de transport et visée au point 3.3.Lorsque ces informations sont fournies par un tiers, les gestionnaires de réseau de transport sont exemptés de cette obligation.2.Les gestionnaires de réseau de transport publient les conditions harmonisées dans lesquelles ils acceptent les transactions, par exemple les transferts et attributions, portant sur des capacités. Ces conditions doivent au moins comprendre:a)une description des produits normalisés pouvant être vendus sur le marché secondaire;b)les délais relatifs à la mise en œuvre/l’acceptation/l’enregistrement des échanges sur le marché secondaire; les raisons des éventuels retards doivent être publiées;c)la notification au gestionnaire du réseau de transport, par le vendeur ou par le tiers mentionné au point 3.4.1, du nom du vendeur et de l’acheteur et des spécifications de la capacité telles qu’elles sont décrites au point 3.4.1.Lorsque ces informations sont fournies par un tiers, les gestionnaires de réseau de transport sont exemptés de cette obligation.3.En ce qui concerne le service d’équilibrage de son réseau, chaque gestionnaire de réseau de transport communique à chaque utilisateur du réseau, pour chaque période d’équilibrage, ses volumes de déséquilibre préliminaires spécifiques ainsi que les données relatives aux coûts, pour chaque utilisateur du réseau, au plus tard un mois après la fin de la période d’équilibrage. Les données définitives relatives aux clients dont l’approvisionnement se fait sur la base de courbes de charge normalisées peuvent être fournies jusqu’à 14 mois plus tard. Lorsque ces informations sont fournies par un tiers, les gestionnaires de réseau de transport sont exemptés de cette obligation. Les exigences de confidentialité concernant les informations commercialement sensibles sont respectées lors de la fourniture de ces informations.4.Lorsque des services de flexibilité autres que des tolérances sont proposés, les gestionnaires de réseau de transport publient quotidiennement des prévisions à un jour concernant le degré maximal de flexibilité, le niveau de flexibilité réservé et la disponibilité en matière de flexibilité pour le marché pour la journée gazière suivante. Le gestionnaire de réseau de transport publie aussi des informations ex post sur l’utilisation cumulée de chaque service de flexibilité à la fin de chaque journée gazière. Si l’autorité de régulation estime que ces informations pourraient donner lieu à des abus de la part des utilisateurs du réseau, elle peut décider d’exempter le gestionnaire de réseau de transport de cette obligation.5.Les gestionnaires de réseau de transport publient, par zone d’équilibrage, la quantité de gaz dans le réseau de transport au début de chaque journée gazière et les prévisions de quantité de gaz naturel dans le réseau de transport à la fin de chaque journée gazière. Les prévisions de quantité de gaz naturel dans le réseau de transport à la fin de la journée gazière sont mises à jour heure par heure tout au long de la journée gazière. Si les redevances d’équilibrage sont calculées sur une base horaire, le gestionnaire de réseau de transport publie la quantité de gaz dans le réseau de transport sur une base horaire. Les gestionnaires de réseau de transport peuvent aussi publier, par zone d’équilibrage, les déséquilibres cumulés de tous les utilisateurs au début de chaque période d’équilibrage et les prévisions de déséquilibres cumulés de tous les utilisateurs à la fin de chaque journée gazière. Si l’autorité de régulation estime que ces informations pourraient donner lieu à des abus de la part des utilisateurs du réseau, elle peut décider d’exempter le gestionnaire de réseau de transport de cette obligation.6.Les gestionnaires de réseau de transport fournissent des moyens conviviaux permettant de calculer les tarifs.7.Les gestionnaires de réseau de transport tiennent pendant cinq ans au moins à la disposition des autorités nationales des relevés effectifs de tous les contrats de capacité et les autres informations concernant le calcul des capacités disponibles et l’accès à celles-ci, et notamment les nominations et interruptions individuelles. Les gestionnaires de réseau de transport conservent pendant au moins cinq ans toutes les informations pertinentes visées aux points 3.3.4 et 3.3.5 et les mettent à la disposition des autorités de régulation lorsque celles-ci en font la demande. Les deux parties respectent la confidentialité des informations commerciales.8.Par voie de publication à une date prédéfinie et avec un préavis suffisant, les gestionnaires de réseau de transport communiquent, au moins une fois par an, toutes les périodes de maintenance prévues qui sont susceptibles d’affecter les droits dont les utilisateurs du réseau disposent en vertu de contrats de transport, ainsi que toutes les informations correspondantes concernant l’exploitation. Cela comprend la publication, dans les meilleurs délais et sans discrimination, de tout changement dans les périodes de maintenance prévues et la notification de toute opération de maintenance imprévue, dès que le gestionnaire de réseau de transport dispose de ces informations. Au cours des périodes de maintenance, les gestionnaires de réseau de transport publient régulièrement des informations actualisées sur les détails, la durée prévisible et les effets des opérations de maintenance.4.Forme et contenu de la publication des informations techniques concernant l’accès au réseau par les gestionnaires de réseau d’hydrogène et informations à publier à tous les points pertinents, avec la fréquence de publication4.1.Forme de la publication des informations techniques concernant l’accès au réseau1.Les gestionnaires de réseau d’hydrogène fournissent toutes les informations nécessaires aux utilisateurs du réseau pour obtenir un accès effectif au réseau visées aux points 4.2 et 4.3 selon les modalités suivantes:a)sur un site internet accessible au public, gratuitement et sans obligation d’inscription ou d’enregistrement auprès du gestionnaire de réseau d’hydrogène;b)de façon régulière/continue; la fréquence sera fonction des changements qui se produisent et de la durée du service;c)sous une forme conviviale;d)d’une façon intelligible et aisément accessible, en exposant clairement les données chiffrées qu’elles comportent, et d’une manière non discriminatoire;e)sous un format téléchargeable convenu, sur la base d’un avis fourni par l’ACER concernant un format harmonisé, entre les gestionnaires de réseau d’hydrogène et les autorités de régulation, et permettant de procéder à des analyses quantitatives;f)en utilisant les unités de manière cohérente, notamment le kWh pour le contenu énergétique et le m3 pour le volume; le facteur constant de conversion en contenu énergétique doit être précisé; il est également possible d’utiliser, pour la publication, d’autres unités que celles citées ci-dessus;g)dans les langues officielles de l’État membre et en anglais;h)toutes les données sont mises à disposition, à compter du 1er octobre 2026, sur une plate-forme centrale à l’échelle de l’Union, établie par le REGRH avec un bon rapport coût/efficacité.2.Les gestionnaires de réseau d’hydrogène fournissent des détails concernant les modifications apportées à toutes les informations visées aux points 4.2 et 4.3 en temps utile, dès que ces dernières sont à leur disposition.4.2.Contenu de la publication des informations techniques concernant l’accès au réseau1.Les gestionnaires de réseau d’hydrogène publient au moins les informations ci-après concernant leurs systèmes et leurs services:a)une description détaillée et complète des différents services offerts et de leurs redevances;b)les différents types de contrat de transport existant pour ces services;c)les codes de réseau et/ou les conditions types définissant les droits et les responsabilités de tous les utilisateurs du réseau, y compris:i)les contrats de transport harmonisés et autres documents pertinents;ii)dans la mesure où cela se révèle pertinent pour l’accès au réseau, pour tous les points pertinents, la spécification des paramètres pertinents relatifs à la qualité de l’hydrogène, et la responsabilité ou les coûts de conversion pour les utilisateurs du réseau lorsque l’hydrogène ne correspond pas à ces spécifications;iii)dans la mesure où cela se révèle pertinent pour l’accès au système, pour tous les points pertinents, des informations relatives aux exigences de pression;d)les procédures harmonisées appliquées lors de l’utilisation du réseau d’hydrogène, y compris la définition des principaux termes;e)le cas échéant, la flexibilité et les niveaux de tolérance inclus dans le transport et les autres services ne donnant pas lieu à une redevance spécifique, ainsi que toute offre de flexibilité supplémentaire et les redevances correspondantes;f)une description détaillée du réseau d’hydrogène du gestionnaire de réseau d’hydrogène et de ses points d’interconnexion pertinents tels qu’ils sont définis au point 2, ainsi que les noms des gestionnaires des réseaux ou installations interconnectés;g)les règles applicables au raccordement au réseau exploité par le gestionnaire de réseau d’hydrogène;h)les informations relatives aux mécanismes d’urgence, pour autant qu’ils relèvent de la responsabilité du gestionnaire de réseau d’hydrogène, par exemple les mesures pouvant conduire à l’interruption du raccordement de groupes de consommateurs et les autres règles générales en matière de responsabilité applicables au gestionnaire de réseau d’hydrogène;i)toute procédure approuvée par les gestionnaires de réseau d’hydrogène aux points d’interconnexion et pertinente pour l’accès des utilisateurs au réseau d’hydrogène concerné, en ce qui concerne l’interopérabilité du réseau.2.Les points pertinents comprennent au moins:a)tous les points d’entrée et de sortie d’un réseau d’hydrogène qui sont gérés par un gestionnaire de réseau d’hydrogène, à l’exception des points de sortie auxquels est raccordé un seul client final et des points d’entrée directement raccordés à une installation de production d’un seul producteur établi dans l’Union;b)tous les points d’entrée et de sortie raccordant les réseaux des gestionnaires de réseau d’hydrogène;c)tous les points raccordant le réseau d’un gestionnaire de réseau d’hydrogène à un terminal de GNL, à des terminaux d’hydrogène, à des plates-formes physiques de gaz naturel et à des installations de stockage et de production, à moins que ces installations de production ne bénéficient d’une exemption en vertu du point a);d)tous les points raccordant le réseau d’un gestionnaire de réseau d’hydrogène donné à l’infrastructure nécessaire à la fourniture de services auxiliaires.3.Les informations destinées aux clients finals uniques et aux installations de production, qui sont exclues de la définition des points pertinents figurant au point 2, a), sont publiées sous forme agrégée et sont considérées comme un point pertinent unique.4.3.Informations à publier à tous les points pertinents et fréquence de publication1.À tous les points pertinents, les gestionnaires de réseau d’hydrogène publient les informations énumérées au deuxième alinéa, points a) à g), pour tous les services sous forme de données chiffrées pour des pas horaires ou des pas quotidiens.Les informations suivantes et leurs mises à jour sont publiées en temps presque réel:a)la capacité technique des flux dans les deux sens;b)la capacité contractuelle totale dans les deux sens;c)les nominations et renominations dans les deux sens;d)la capacité disponible dans les deux sens;e)les flux physiques réels;f)les interruptions prévues et effectives de capacité;g)les interruptions de services prévues et non prévues; les prévisions d’interruptions sont publiées au moins 42 jours à l’avance.2.Pour tous les points pertinents, les informations visées au point 1, a), b) et d), sont publiées au moins 24 mois à l’avance.3.À tous les points pertinents, les gestionnaires de réseau d’hydrogène publient, de façon continue pour les cinq années passées, des informations historiques sur les exigences visées au point 1, a) à f).4.Les gestionnaires de réseau d’hydrogène publient quotidiennement les valeurs mesurées de la pureté de l’hydrogène et des contaminants à tous les points pertinents. Les chiffres préliminaires sont publiés au plus tard dans les trois jours. Les chiffres définitifs sont publiés dans les trois mois suivant la fin du mois considéré.5.Les modalités de mise en œuvre des points 4.1, 4.2 et 4.3, par exemple les détails relatifs à la forme et au contenu des informations nécessaires aux utilisateurs du réseau pour obtenir un accès effectif au réseau, les informations à publier aux points pertinents et le détail des fréquences de publication, sont fixées dans un code de réseau établi en vertu de l’article 70.ANNEXE IIRèglement abrogé et liste de ses modifications successives
Règlement (CE) no 715/2009 du Parlement européen et du Conseil (JO L 211 du 14.8.2009, p. 36)
Décision 2010/685/UE de la Commission (JO L 293 du 11.11.2010, p. 67)
Décision 2012/490/UE de la Commission (JO L 231 du 28.8.2012, p. 16)
Règlement (UE) no 347/2013 du Parlement européen et du Conseil (JO L 115 du 25.4.2013, p. 39)(article 22 uniquement)
Décision (UE) 2015/715 de la Commission (JO L 114 du 5.5.2015, p. 9)
Règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil (JO L 328 du 21.12.2018, p. 1)(article 50 uniquement)
Règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil (JO L 152 du 3.6.2022, p. 45)(article 25 uniquement)
Règlement (UE) 2022/1032 du Parlement européen et du Conseil (JO L 173 du 30.6.2022, p. 17)(article 2 uniquement)
ANNEXE IIITableau de correspondance
Règlement (CE) no 715/2009Présent règlement
Article 1er, premier alinéa, partie introductiveArticle 1er, premier alinéa, partie introductive
Article 1er, premier alinéa, point a)Article 1er, premier alinéa, point a)
Article 1er, premier alinéa, point b)—
Article 1er, premier alinéa, point c)Article 1er, premier alinéa, point b)
Article 1er, deuxième, troisième et quatrième alinéasArticle 1er, deuxième, troisième et quatrième alinéas
Article 2, paragraphe 1, partie introductiveArticle 2, paragraphe 1, partie introductive
—Article 2, paragraphe 1, point 1)
Article 2, paragraphe 1, point 1)Article 2, paragraphe 1, point 2)
Article 2, paragraphe 1, point 2)Article 2, paragraphe 1, point 3)
Article 2, paragraphe 1, point 3)Article 2, paragraphe 1, point 4)
Article 2, paragraphe 1, point 4)Article 2, paragraphe 1, point 5)
Article 2, paragraphe 1, point 5)Article 2, paragraphe 1, point 6)
Article 2, paragraphe 1, point 6)Article 2, paragraphe 1, point 7)
Article 2, paragraphe 1, point 7)Article 2, paragraphe 1, point 8)
Article 2, paragraphe 1, point 8)Article 2, paragraphe 1, point 9)
Article 2, paragraphe 1, point 9)Article 2, paragraphe 1, point 10)
Article 2, paragraphe 1, point 10)Article 2, paragraphe 1, point 11)
Article 2, paragraphe 1, point 11)Article 2, paragraphe 1, point 12)
Article 2, paragraphe 1, point 12)Article 2, paragraphe 1, point 13)
Article 2, paragraphe 1, point 13)Article 2, paragraphe 1, point 14)
Article 2, paragraphe 1, point 14)Article 2, paragraphe 1, point 15)
Article 2, paragraphe 1, point 15)Article 2, paragraphe 1, point 16)
Article 2, paragraphe 1, point 16)Article 2, paragraphe 1, point 17)
Article 2, paragraphe 1, point 17)Article 2, paragraphe 1, point 18)
Article 2, paragraphe 1, point 18)Article 2, paragraphe 1, point 19)
Article 2, paragraphe 1, point 19)Article 2, paragraphe 1, point 20)
Article 2, paragraphe 1, point 20)Article 2, paragraphe 1, point 21)
Article 2, paragraphe 1, point 21)Article 2, paragraphe 1, point 22)
Article 2, paragraphe 1, point 22)Article 2, paragraphe 1, point 23)
Article 2, paragraphe 1, point 23)Article 2, paragraphe 1, point 24)
Article 2, paragraphe 1, point 24)Article 2, paragraphe 1, point 25)
Article 2, paragraphe 1, point 25)Article 2, paragraphe 1, point 26)
Article 2, paragraphe 1, point 26)Article 2, paragraphe 1, point 27)
Article 2, paragraphe 1, point 27)Article 2, paragraphe 1, point 28)
Article 2, paragraphe 1, point 28)Article 2, paragraphe 1, point 29)
—Article 2, paragraphe 1, points 30) à 83)
Article 2, paragraphe 2Article 2, paragraphe 2
—Articles 3, 4 et 5
Article 14, paragraphe 1Article 6, paragraphe 1
—Article 6, paragraphe 2
Article 14, paragraphe 2Article 6, paragraphe 3
—Article 6, paragraphe 4
Article 14, paragraphe 3Article 6, paragraphe 5
—Article 6, paragraphes 6 et 7
—Article 7
Article 15, paragraphes 1 et 2Article 8, paragraphes 1 et 2
—Article 8, paragraphe 3
Article 15, paragraphe 3Article 8, paragraphe 4
Article 15, paragraphe 4Article 8, paragraphe 5
Article 15, paragraphe 5Article 8, paragraphe 6
—Article 8, paragraphe 7
—Article 9
Article 16, paragraphes 1, 2 et 3Article 10, paragraphes 1, 2 et 3
Article 16, paragraphe 5Article 10, paragraphe 4
Article 16, paragraphe 4—
Article 17Article 11
Article 22Article 12
Article 21Article 13
Article 3Article 14
Article 3 bisArticle 15
—Article 16
Article 13Article 17, paragraphes 1, 2 et 3
—Article 17, paragraphes 4 et 5
—Articles 18 à 23
Article 4Article 24
Article 5Article 25
Article 8, paragraphes 1, 2 et 3Article 26, paragraphes 1, 2 et 3, premier alinéa, points a), b), c), e), f) et g)
—Article 26, paragraphe 3, premier alinéa, points d), h) et i)
—Article 26, paragraphe 3, deuxième alinéa
Article 8, paragraphe 4Article 26, paragraphe 4, premier alinéa
—Article 26, paragraphe 4, deuxième et troisième alinéas
Article 8, paragraphes 5, 7, 8 et 9Article 26, paragraphes 5 à 8
Article 8, paragraphes 11 et 12Article 26, paragraphes 9 et 10
—Article 26, paragraphe 11
Article 9Article 27
Article 24Article 28
Article 10Article 29
Article 11Article 30
Article 12Article 31
Article 8, paragraphe 10Article 32
Article 18, paragraphes 1 à 6Article 33, paragraphes 1 à 6
—Article 33, paragraphe 7
Article 19, paragraphe 1Article 34, paragraphe 1
—Article 34, paragraphe 2
Article 19, paragraphes 2 à 5Article 34, paragraphes 3 à 6, premier alinéa
—Article 34, paragraphe 6, deuxième alinéa
Article 20Article 35
—Articles 36 à 70
Article 8, paragraphe 6, points a), b), f), h) et l)Article 71, paragraphe 1, points a) à e)
—Article 71, paragraphe 1, point f)
Article 8, paragraphe 6, points e), g), j) et k)Article 71, paragraphe 2, points a) à d)
—Article 71, paragraphe 2, point e)
Article 8, paragraphe 6, points c), d) et i)—
Article 6, paragraphes 1, 2 et 3Article 71, paragraphes 3, 4 et 5
—Article 71, paragraphe 6
Article 6, paragraphes 4, 5 et 6Article 71, paragraphes 7, 8 et 9
—Article 71, paragraphe 10
Article 6, paragraphes 7 et 8—
Article 6, paragraphes 9 à 12Article 71, paragraphes 11 à 14
—Article 71, paragraphe 15
—Article 72
Article 7Article 73
Article 23Article 74
Article 26Article 75
Article 25Article 76, paragraphes 1 et 2
—Article 76, paragraphes 3 à 7
Article 27, paragraphes 1 et 2Article 77, paragraphes 1 et 3
—Article 77, paragraphe 2
—Article 78
Article 30Article 79
—Article 80
Article 28, paragraphe 1Article 81, paragraphe 1
Article 28, paragraphe 2—
—Article 81, paragraphes 2 et 3
—Articles 82 à 87
Article 31Article 88
Article 32Article 89
Annexe IAnnexe I
—Annexe II
Annexe IIIAnnexe III