Article 2 Proposition de RÈGLEMENT DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL concernant des…

COMMISSION EUROPÉENNE

Bruxelles, le 10.12.2025

COM(2025) 1006 final

2025/0399(COD)

Proposition de

RÈGLEMENT DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL

concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, modifiant les règlements (UE) 2019/942, (UE) 2019/943 et (UE) 2024/1789 et abrogeant le règlement (UE) 2022/869

(Texte présentant de l’intérêt pour l’EEE)

{SEC(2025) 2000 final} - {SWD(2025) 2000 final} - {SWD(2025) 2001 final}

EXPOSÉ DES MOTIFS

1.CONTEXTE DE LA PROPOSITION

•Justification et objectifs de la proposition

La présente proposition vise à contribuer au développement et à l’interopérabilité en temps utile et efficaces d’infrastructures énergétiques résilientes dans l’ensemble de l’UE. Les infrastructures des réseaux énergétiques jouent un rôle essentiel dans la relance de la compétitivité européenne, dans la garantie de la sécurité de notre Union ainsi que dans la transition énergétique et la décarbonation. Dans le même temps, le développement des réseaux énergétiques est confronté à des défis nouveaux et importants.

Les réseaux électriques devront répondre à la demande croissante liée à l’électrification des utilisations finales et à la montée en puissance du système d’hydrogène. L’électrification de la consommation d’énergie finale dans l’Union devrait passer d’environ 23 % actuellement à environ 32 % en 2030, comme le prévoit le pacte pour une industrie propre 1 . Les États membres devraient viser un niveau d’interconnexion électrique de 15 % d’ici à 2030 2 . Les réseaux devront intégrer 2,2 à 2,4 TW de capacité d’énergies renouvelables pour atteindre les objectifs de l’UE pour 2040 3 . Les réseaux devront s’adapter pour que l’UE dispose d’un système électrique plus décentralisé, numérisé et flexible, avec des millions de panneaux solaires en toiture et des communautés énergétiques locales partageant leurs ressources. D’ici à 2040, les réseaux de transport et de distribution d’électricité nécessiteront des investissements de 1 200 milliards d’EUR et les réseaux d’hydrogène de 240 milliards d’EUR 4 . À elles seules, les énergies renouvelables en mer devraient augmenter pour atteindre 360 GW d’ici à 2050 5 , à connecter au littoral, ce qui nécessitera notamment de renforcer le réseau terrestre. L’hydrogène jouera un rôle important dans la décarbonation des processus industriels et des transports, pour lesquels l’électrification n’est pas une solution réalisable. Les réseaux d’hydrogène connecteront les centres de production et de demande dans toute l’Europe, où la production d’hydrogène sur site n’est pas possible.

Le rapport Draghi 6 plaide en faveur d’une simplification et d’une rationalisation des procédures administratives et d’octroi d’autorisations, ainsi que d’une approche stratégique coordonnée du développement des infrastructures transfrontières entre l’UE et les États membres. Le Conseil a invité la Commission à proposer un cadre renforcé garantissant que la planification et le déploiement du réseau sont conformes aux objectifs de l’UE 7 . Dans ses conclusions du 16 juin 2025 8 , le Conseil a invité la Commission à proposer un train de mesures sur les réseaux comprenant des mesures visant, entre autres, à simplifier les règles de l’UE relatives aux réseaux, à intégrer les besoins au niveau de l’UE et aux niveaux régional et national, à garantir la réalisation des projets, à mettre au point des mécanismes efficaces de partage des coûts pour les projets transfrontières d’intérêt commun et à évaluer la nécessité de nouvelles propositions législatives visant à accélérer l’octroi des autorisations pour les infrastructures énergétiques. Dans ses conclusions, le Conseil européen a également appelé à une planification des investissements à long terme à l’échelle de l’Union en vue d’intégrer et d’interconnecter pleinement le marché de l’électricité de l’UE et de contribuer de la sorte à la sécurité énergétique de l’Union, ainsi qu’à la protection et à la résilience de ses infrastructures 9 . Le Parlement européen a souligné l’importance de moderniser et de développer les réseaux, ainsi que d’investir dans la numérisation, en mettant l’accent sur une planification intégrée intersectorielle et transversale 10 . Il estime également que les infrastructures transfrontières sont une condition du succès de l’approfondissement du marché unique et du renforcement de la résilience de l’Union 11 .

Adopté en 2013, le règlement RTE-E a contribué aux principaux objectifs de la politique énergétique de l’Union en établissant des règles pour définir et garantir le développement en temps utile de projets d’intérêt commun (PIC), qui garantiront l’interopérabilité des réseaux transeuropéens d’énergie, le fonctionnement du marché intérieur de l’énergie, la sécurité de l’approvisionnement dans l’Union et l’intégration des énergies renouvelables. Il a également contribué à rationaliser les procédures d’octroi des autorisations pour les PIC et a fourni une assistance réglementaire, des règles et des orientations pour la répartition transfrontière des coûts et la mise en place de mesures incitatives tenant compte des risques, ainsi que les conditions d’accès aux financements du mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE). Le règlement RTE-E a été révisé en 2022 afin d’aligner le cadre sur l’objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050 dans le cadre du pacte vert pour l’Europe.

Bien que les objectifs du règlement RTE-E restent largement valables, plusieurs lacunes doivent être comblées afin que le cadre soit adapté pour soutenir un système énergétique décarboné, compétitif et résilient à l’horizon 2050, conformément aux objectifs du pacte pour une industrie propre et à la loi européenne sur le climat.

Premièrement, les projets d’infrastructure existants et prévus ne sont pas suffisamment axés sur la réalisation des objectifs de l’UE en matière d’énergie et de climat. Il existe un écart important entre nos besoins transfrontières en matière d’infrastructures électriques et la vitesse et le niveau actuels de développement des infrastructures, tant au niveau du réseau de transport que du réseau de distribution 12 . En ce qui concerne l’électricité, environ la moitié des besoins transfrontières en électricité pour 2030 (41 sur 88 GW) ne seront pas couverts, et cet écart devrait s’accroître au cours de la prochaine décennie. D’ici à 2040, les besoins transfrontières en capacités d’électricité s’élèveront à 108 GW 13 . Le fait de ne pas répondre aux besoins en infrastructures pourrait entraver la décarbonation du système, compromettre la sécurité de l’approvisionnement et potentiellement entraîner une fragmentation accrue du marché et une hausse des prix de l’énergie. Sur le plan de l’efficacité du système, le cadre actuel n’envisage pas le recours à des solutions autres que l’expansion du réseau, telles que les leviers opérationnels ou les solutions numériques. En outre, l’amélioration de la planification et de l’intégration du réseau d’hydrogène sera essentielle pour garantir l’optimisation du système et la décarbonation de l’industrie.

Deuxièmement, la mise en œuvre des projets d’infrastructures transfrontières est trop lente, ce qui augmente les coûts globaux des projets et entrave la décarbonation du système. L’achèvement des projets d’infrastructures électriques prend jusqu’à dix ans pour les réseaux de transport. Les retards sont souvent attribués à des difficultés à parvenir à un accord sur le partage des coûts lorsque les projets présentent des avantages en dehors de leur État membre hôte. À mesure que les infrastructures transfrontières deviennent plus intégrées, le nombre de projets présentant des avantages

en dehors de leur État membre hôte devrait augmenter. En outre, les retards dans les procédures d’octroi d’autorisations continuent de constituer un goulet d’étranglement majeur, représentant plus de la moitié du temps nécessaire pour mener à bien un projet d’infrastructure de transport d’électricité.

Enfin, il existe des préoccupations relatives à la sécurité des infrastructures. Les récents incidents touchant à la sécurité physique et à la cybersécurité ont mis en évidence le risque que des acteurs hostiles ciblent les infrastructures énergétiques de l’Europe, avec des implications économiques au niveau des coûts et des conséquences pour la stabilité de notre système énergétique. Les acteurs de pays tiers manifestent également un intérêt croissant pour les investissements dans les infrastructures énergétiques de l’UE, ce qui peut accroître l’exposition de l’UE aux risques liés à la sécurité énergétique. Au-delà des actes intentionnels de sabotage, les risques émergents, notamment les aléas naturels et les effets du changement climatique, ont également une incidence sur la résilience des infrastructures énergétiques de l’UE.

La présente proposition de révision du règlement RTE-E vise à remédier à ces problèmes, qui ont été recensés dans l’analyse d’impact et le rapport de mise en œuvre accompagnant la présente proposition. Plus précisément, la proposition introduira des changements visant à:

·garantir que les projets inclus dans les plans de développement du réseau et sélectionnés en tant que PIC/PIM répondent de manière appropriée et efficace aux besoins en infrastructures recensés, en tenant dûment compte des leviers opérationnels;

·faciliter l’utilisation d’outils de partage des coûts pour accélérer le déploiement des projets d’infrastructures transfrontières, ce qui conduira à une utilisation accrue de ces outils et à une réduction des délais de déploiement des projets;

·simplifier et accélérer les procédures d’octroi des autorisations pour les projets d’infrastructures énergétiques transfrontières (PIC/PIM), ce qui permettra de respecter les délais existants;

·renforcer la sécurité physique et la cybersécurité ainsi que la résilience des infrastructures énergétiques transfrontières.

En outre, l’initiative a permis d’évaluer et de recenser un ensemble de mesures visant à simplifier et à améliorer l’efficacité du règlement RTE-E et à réduire, dans la mesure du possible, les coûts liés à la mise en conformité et à la réglementation pour les parties prenantes (voir ci-dessous).

•Cohérence avec les dispositions existantes dans le domaine d’action

La présente proposition répond à l’engagement pris par la Commission dans le plan d’action pour une énergie abordable 14 de proposer un train de mesures sur les réseaux européens comprenant des mesures législatives et non législatives visant, entre autres, à simplifier le règlement RTE-E, à assurer une planification et une mise en œuvre intégrées transfrontières des projets, en particulier en ce qui concerne les interconnexions; à simplifier l’octroi d’autorisations pour les réseaux, à améliorer la planification des réseaux de distribution d’électricité; à accélérer la montée en puissance du marché de l’hydrogène; et à stimuler la numérisation et l’innovation. La proposition s’appuie sur la révision du règlement RTE-E de 2022, ainsi que sur le plan d’action de l’UE pour les réseaux de 2023 15 , qui était axé sur la mise en œuvre du cadre du règlement RTE-E.

Le mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE) vient compléter le règlement RTE-E en remédiant au déficit de financement des PIC ayant une forte valeur socio-économique et sociétale mais non viables sur le plan commercial. L’éligibilité à une aide financière du MIE est liée à la portée des catégories d’infrastructures couvertes par le règlement RTE-E révisé, étant entendu que le fait d’avoir obtenu le statut de PIC ou de PMI est une condition préalable à l’obtention d’un financement au titre du MIE pour les projets d’infrastructures transfrontières. La proposition est cohérente avec l’actuel MIE au titre du cadre financier pluriannuel (CFP) 2021-2027, ainsi qu’avec la proposition relative au MIE au titre du CFP 2028-2034, qui souligne «à quel point il [est] vital de construire une véritable union de l’énergie et de disposer de réseaux d’infrastructures de l’UE bien intégrés» en augmentant considérablement le budget proposé pour le MIE-E 16 .

La proposition est également cohérente avec les objectifs généraux et spécifiques énoncés dans la directive et le règlement sur le marché de l’électricité, le règlement sur la gouvernance et la directive sur les énergies renouvelables, notamment en permettant l’intégration des marchés de l’énergie de l’Union et le déploiement et l’intégration à grande échelle des sources d’énergie renouvelables et des solutions de flexibilité.

•Cohérence avec les autres politiques de l’Union

La présente proposition vient compléter d’autres initiatives visant à créer un marché européen de l’énergie plus intégré. Elle est également conforme à l’objectif climatique de l’UE proposé à l’horizon 2040 et à l’obligation de neutralité climatique à l’horizon 2050 inscrite dans la loi européenne sur le climat. La présente proposition est adoptée en même temps qu’une directive modificative visant à accélérer l’octroi des autorisations pour les projets d’infrastructures énergétiques, notamment les réseaux de transport et de distribution, les stations de stockage et de recharge et les projets d’énergie renouvelable, afin de faciliter leur déploiement rapide.

La révision du règlement RTE-E vise à soutenir les objectifs de la législation relative au marché de l’électricité en garantissant que les infrastructures apportent un bien-être socio-économique supplémentaire et en renforçant davantage l’utilisation efficace des infrastructures existantes. Les mesures susceptibles de renforcer les objectifs d’interconnexion électrique inscrits dans le règlement sur la gouvernance seront évaluées dans le cadre de la révision dudit règlement, ainsi que les mesures visant à soutenir davantage les niveaux d’investissement nationaux nécessaires dans les infrastructures énergétiques.

Les mesures liées à la sécurité prévues par la présente proposition s’appuient sur les exigences de la législation horizontale en matière de sécurité, notamment la directive de l’UE sur la résilience des entités critiques 17 , la directive SRI 2 18 et le code de réseau sur des règles sectorielles concernant les aspects liés à la cybersécurité des flux transfrontaliers d’électricité 19 . Les mesures proposées au titre de la présente proposition soutiennent ses objectifs et sa mise en œuvre, ainsi que le cadre pour le filtrage des investissements directs étrangers dans l’Union, tout en étant spécifiquement axées sur les infrastructures relevant du champ d’application du règlement RTE-E. La révision de 2026 du cadre de l’UE en matière de sécurité énergétique abordera la sécurité énergétique de manière horizontale, complétant ainsi l’approche spécifique au réseau prévue par la présente proposition.

L’acte législatif pour l’accélération de l’activité industrielle comprendra des mesures visant à accélérer l’octroi des autorisations pour les projets destinés à décarboner les industries à forte intensité énergétique. Il est essentiel de disposer d’une capacité de réseau suffisante et d’un raccordement au réseau en temps utile pour électrifier l’industrie, de sorte que les deux initiatives sont élaborées en étroite coopération 20 . La proposition est également pertinente pour l’initiative de coopération transméditerranéenne en matière d’énergies renouvelables et de technologies propres (T-MED) et le pacte pour la Méditerranée.

Compte tenu du projet de train de mesures sur le captage, l’utilisation et le stockage du carbone, la présente proposition ne portera pas sur la planification des infrastructures transfrontières pour le dioxyde de carbone. Étant donné le lien étroit qui existe entre la planification du réseau aux niveaux local, régional et national et le secteur du chauffage et du refroidissement, la récente révision de la directive sur le gaz 21 exige une coordination plus étroite entre les secteurs. Le train de mesures sur les réseaux vise à s’appuyer sur ces exigences. En outre, le prochain plan d’action en faveur de l’électrification et la feuille de route stratégique sur la numérisation et l’IA dans le secteur de l’énergie, ainsi que la stratégie en matière de chauffage et de refroidissement, contribueront de manière importante à la planification future du réseau. Le train de mesures sous-tend également le futur acte législatif sur le développement de l’informatique en nuage et de l’IA afin d’attirer des investissements dans les centres de données.

2.BASE JURIDIQUE, SUBSIDIARITÉ ET PROPORTIONNALITÉ

•Base juridique

La proposition est fondée sur l’article 172 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (TFUE), lequel fournit la base juridique permettant d’adopter des orientations couvrant les objectifs, les priorités et les grandes lignes des mesures envisagées dans le domaine des réseaux transeuropéens, conformément à l’article 171. Les lignes directrices visent à recenser les PIC qui sont nécessaires pour rendre le règlement RTE-E adapté à sa finalité et à fixer les conditions dans lesquelles l’UE peut soutenir financièrement les PIC.

•Subsidiarité (en cas de compétence non exclusive)

Les modifications proposées respectent le principe de subsidiarité, étant donné qu’une action au niveau de l’Union contribuera plus efficacement à la poursuite de l’intégration du marché de l’énergie de l’Union par la modernisation et le développement du réseau énergétique transfrontière européen qu’une action au niveau national.

Nécessité d’une action de l’Union

Une infrastructure de transport d’énergie (comprenant un réseau interconnecté en mer et une infrastructure de réseau intelligent) apporte une valeur ajoutée européenne en raison de ses incidences transfrontalières et est indispensable à la réalisation d’un système énergétique neutre pour le climat. Le règlement RTE-E a contribué à obtenir des résultats en ce qui concerne l’intégration du marché de l’énergie de l’UE, la concurrence et la sécurité de l’approvisionnement. Un cadre de coopération régionale entre les États membres est nécessaire pour développer les infrastructures énergétiques transfrontières. Le marché intérieur de l’énergie nécessite des infrastructures transfrontières dont le développement impose la coopération de deux États membres ou plus, dotés tous d’un cadre réglementaire qui leur est propre.

La réglementation et la planification au niveau national ne sont pas suffisantes étant donné que les administrations nationales ne sont individuellement pas habilitées à gérer la planification des infrastructures transfrontières. Les éléments de réseau internes influencent considérablement les possibilités de développement des infrastructures transfrontières, ce qui a une incidence sur les échanges transfrontières. Il est nécessaire de mettre en place une coordination plus étroite de la planification aux niveaux national et européen en raison du caractère maillé du réseau de l’UE et afin de bâtir un système énergétique plus efficient.

Valeur ajoutée de l’Union européenne

Le règlement RTE-E a apporté une valeur ajoutée par rapport à ce qui aurait pu être réalisé au seul niveau national ou régional. Plus de 100 projets ont été menés à terme grâce au statut de PIC entre 2013 et 2025. L’accélération de l’électrification, de la décarbonation et de la numérisation de l’industrie et le déploiement de projets d’énergie renouvelable nécessitent le renforcement des infrastructures énergétiques à un rythme sans précédent, qui ne peut être atteint par les seules mesures nationales. Une planification transfrontière plus efficace améliorera l’intégration des sources d’énergie propres et répondra aux besoins du marché de l’électricité, ce qui aiderait l’UE à atteindre ses objectifs en matière d’énergie et de climat. Un marché plus intégré favorise le développement et l’adoption de technologies innovantes pour le transport et la distribution d’énergie et contribue à la flexibilité du système et à la sécurité d’approvisionnement. Cela peut permettre de créer un réseau plus efficace et d’améliorer les échanges transfrontières pour un système énergétique plus rentable et plus sûr.

•Proportionnalité

L’initiative est conforme au principe de proportionnalité. Elle relève du domaine d’action des réseaux transeuropéens de transport, tels que le définit l’article 170 du TFUE. L’intervention politique est proportionnelle à l’ampleur et à la nature des problèmes recensés dans l’analyse d’impact et à la réalisation des objectifs fixés dans l’initiative. La révision proposée du règlement RTE-E ne va pas au-delà de ce qui est nécessaire pour atteindre l’objectif général consistant à garantir le développement et l’interopérabilité en temps utile et efficaces d’infrastructures énergétiques résilientes, de sources d’énergies renouvelables et de flexibilité, y compris les stations de stockage et de recharge, dans l’ensemble de l’UE.

Les mesures proposées contribuent à répondre plus efficacement aux besoins de l’Union en matière d’infrastructures énergétiques, à accélérer le déploiement des projets et à renforcer la résilience des infrastructures de réseaux énergétiques de l’UE, sans imposer de coûts importants aux gestionnaires de réseau de transport et aux promoteurs de projets, aux États membres, aux autorités de régulation nationales et à l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER).

Sur la base des résultats du rapport de mise en œuvre, la Commission a évalué plusieurs options stratégiques relevant de quatre domaines d’impact du cadre RTE-E actuel, à savoir la planification des infrastructures et la mise en œuvre des projets, le partage des coûts et des avantages, l’octroi des autorisations et la sécurité. La comparaison des options (voir les sections 6 et 7 du rapport d’analyse d’impact) indique que l’option stratégique nº 2 est la mieux adaptée pour atteindre l’objectif spécifique de l’initiative sans faire peser de charge supplémentaire disproportionnée sur les acteurs concernés. La proposition se fonde sur l’option stratégique nº 2, qui semble proportionnée à la nature du problème en se concentrant sur la simplification des processus actuels et en proposant de nouveaux outils de fond jugés efficaces pour atteindre les objectifs de la présente initiative.

•Choix de l’instrument

S’appuyant sur l’expérience globalement positive de la mise en œuvre du règlement RTE-E actuel et sur l’évaluation positive du règlement précédent, l’instrument choisi est un règlement, un instrument efficace directement applicable et obligatoire dans tous ses éléments, garantissant une mise en œuvre uniforme et la sécurité juridique.

3.RÉSULTATS DES ÉVALUATIONS EX POST, DES CONSULTATIONS DES PARTIES INTÉRESSÉES ET DES ANALYSES D’IMPACT

•Évaluations ex post/bilans de qualité de la législation existante

Compte tenu de la portée de la révision proposée et de la récente modification du règlement RTE-E en 2022, il n’a pas été possible de procéder à une évaluation ex post. Au lieu de cela, un rapport de mise en œuvre a été élaboré et inclus dans le rapport d’analyse d’impact. Le rapport de mise en œuvre se concentre sur les performances des dispositions spécifiques introduites et révisées dans le cadre de la révision du règlement RTE-E de 2022. Il remplace une évaluation complète qui ne serait attendue que dans le cadre de la révision du règlement RTE-E prévue en 2027 22 . Une évaluation avait déjà été réalisée entre janvier 2019 et septembre 2020, dans le cadre de la révision du règlement RTE-E de 2022 23 .

Le rapport de mise en œuvre a prouvé la nécessité d’améliorations supplémentaires, notamment en ce qui concerne l’élaboration de scénarios, le recensement des besoins en infrastructures et le plan décennal de développement du réseau (TYNDP) qui en découle, la sélection et l’évaluation des projets de PIC/PIM, ainsi que la répartition transfrontière des coûts et les cadres d’octroi des autorisations. Le rapport a révélé que les processus d’élaboration de scénarios et de recensement des lacunes en matière d’infrastructures se heurtent à des obstacles, notamment des retards qui nuisent à leur efficacité dans la réalisation des objectifs du règlement RTE-E. La Commission et l’ACER n’ont que peu de moyens pour orienter le processus vers le recensement des projets essentiels pour l’Union. En outre, si les modifications liées à l’octroi d’autorisations apportées lors de la révision du règlement RTE-E de 2022 ont généralement atteint l’objectif visé, à savoir accroître la clarté et la flexibilité des procédures, d’autres améliorations pourraient être apportées pour soutenir l’accélération des procédures, contribuant ainsi à l’efficacité globale du processus. En ce qui concerne la répartition transfrontière des coûts, les dispositions du règlement RTE-E ont facilité la répartition des coûts d’investissement pour les PIC/PIM, principalement afin de soutenir les demandes au titre du MIE. Toutefois, il y a eu très peu de cas de participation de pays non hôtes aux décisions de répartition transfrontière des coûts, et aucun dans le secteur de l’électricité. Les dispositions ont donc eu une efficacité limitée pour susciter des investissements supplémentaires de la part de pays non hôtes qui pourraient par ailleurs bénéficier largement des résultats des projets.

La présente proposition vise à remédier aux problèmes recensés dans le rapport de mise en œuvre annexé au rapport d’analyse d’impact, au moyen de modifications ciblées du règlement RTE-E.

•Consultation des parties intéressées

Conformément aux lignes directrices pour une meilleure réglementation, la Commission a mené une vaste consultation publique en ligne entre le 13 mai et le 5 août 2025 sur le site web «Donnez votre avis». La consultation a porté sur les thèmes suivants: i) le fonctionnement général du règlement RTE-E, ii) la planification des infrastructures de l’UE, iii) la planification du réseau électrique au niveau national, iv) la capacité d’hébergement du réseau électrique, v) les autorisations, vi) les investissements dans les infrastructures de réseau, vii) les chaînes d’approvisionnement, viii) la numérisation et la résilience, et ix) la simplification.

La consultation a reçu au total 197 réponses. En outre, deux courriels ont été reçus via une boîte fonctionnelle prévue pour la consultation. Il y a eu 197 réponses à chaque question à choix multiples de la consultation publique, ce qui signifie que chaque répondant a répondu à toutes les questions. Pour certaines questions, les répondants devaient indiquer, sur une échelle de un à cinq, dans quelle mesure ils étaient d’accord ou non avec les affirmations. L’échelle était i) Pas du tout d’accord ii) Plutôt pas d’accord, iii) Neutre, iv) Plutôt d’accord, v) Tout à fait d’accord. Une option «Je ne sais pas» était également proposée.

Les avis des parties prenantes étaient partagés sur la question de savoir si le TYNDP et les plans nationaux de développement du transport garantissent une planification intégrée et cohérente aux niveaux national et de l’UE. Les avis sur la mesure dans laquelle le TYNDP recense tous les besoins transfrontières en infrastructures étaient également variés. Une majorité de répondants (54 %) a toutefois indiqué que le cadre de gouvernance actuel des TYNPD, y compris les rôles des parties prenantes, devait être révisé afin de renforcer son efficacité. En outre, conformément à la proposition législative, environ la moitié (44 %) estime que le TYNDP ne permet pas de combler les lacunes recensées en matière d’infrastructures et une majorité (60 %) convient que les projets nationaux devraient soutenir plus clairement les priorités à l’échelle de l’UE. En outre, une majorité de répondants (61 %) considère également qu’il est nécessaire de renforcer l’harmonisation entre les plans nationaux de développement du transport. En outre, une majorité de répondants (59 %) se sont déclarés favorables à la simplification du processus de demande du statut PIC/PIM en modifiant les exigences applicables aux projets ayant le statut PIC/PIM afin de pouvoir présenter une nouvelle demande au cours de chaque processus (pour autant que certaines conditions soient remplies), conformément à la présente proposition.

Interrogés sur la question de savoir si le TYNDP devrait adopter une approche plus descendante de la planification des infrastructures visant à aligner le développement du réseau sur les objectifs de l’UE et des États membres en matière d’énergie et de climat, 41 % des répondants (dont beaucoup de gestionnaires de réseau) n’étaient pas d’accord, tandis que 36 % étaient d’accord. De même, 41 % des répondants (dont beaucoup de gestionnaires de réseau) ont déclaré ne pas être d’accord avec le fait que le TYNDP adopte une approche européenne plus descendante afin de mieux relier les besoins recensés et les projets importants d’intérêt européen commun, tandis que 36 % se sont déclarés d’accord. Bien que la présente proposition législative renforce le rôle moteur de l’UE dans le processus de planification des infrastructures, la Commission prenant en charge l’élaboration du scénario central et étant habilitée à lancer des appels à propositions pour combler les lacunes en matière d’infrastructures, elle maintient toutefois une forte implication des États membres et la validation des étapes du processus, ce qui permet de trouver un équilibre et de s’aligner sur les résultats de la consultation publique. En ce qui concerne la fréquence des processus, la plupart des parties prenantes (85 %) ont estimé que le cycle actuel de deux ans était approprié. La proposition législative prolonge le cycle actuel de deux ans du TYNDP à quatre ans, mais maintient une certaine flexibilité si des mises à jour sont nécessaires.

La majorité des répondants se sont déclarés favorables à l’inclusion de renforcements internes (72 %) et de leviers opérationnels (54 %) dans le recensement des besoins en infrastructures, ce qui correspond bien à la proposition législative. Une majorité (62 %) des parties prenantes ont également convenu qu’une action plus importante au niveau de l’UE était nécessaire afin d’améliorer la visibilité et les avantages quantifiés des technologies numériques, innovantes et de développement du réseau. Une plus grande majorité (76 %) a fait valoir que des mesures supplémentaires étaient nécessaires pour accroître l’efficacité du réseau existant.

En ce qui concerne le partage des coûts, 38 % 24 des répondants ont déclaré que le cadre actuel n’était pas adapté à sa finalité et 36 % 25 se sont déclarés favorables à la poursuite du développement du cadre de répartition transfrontière des coûts afin de faciliter le partage des coûts d’investissement entre les pays, au-delà des États membres hôtes, proportionnellement aux avantages escomptés, ce qui témoigne d’un soutien à la révision législative. En outre, 37 % 26 des répondants ont estimé qu’une demande d’investissement dans le cadre de la répartition transfrontière des coûts pourrait également couvrir plusieurs projets («regroupement») afin de faciliter le partage des coûts entre davantage d’États membres bénéficiaires conformément à la présente proposition.

La plupart des répondants ont estimé que l’octroi des autorisations constituait un obstacle majeur au développement des infrastructures de réseau au rythme nécessaire à la transition énergétique, ce qui témoigne d’un soutien au renforcement du cadre RTE-E à cet égard. En outre, environ un tiers des répondants ont indiqué que les dispositions du règlement RTE-E relatives à l’octroi des autorisations n’étaient pas claires ou faciles à mettre en œuvre, 16 % restant neutres et 34 % étant incertains. Une grande majorité des parties prenantes est favorable à la simplification et à la rationalisation des évaluations environnementales, à la numérisation des procédures d’octroi d’autorisations et au raccourcissement des délais légaux pour l’autorisation des réseaux conformément à la proposition législative.

En ce qui concerne les mesures liées à la sécurité, plus d’un tiers des parties prenantes sont convenues que le cadre juridique de l’UE ne tenait pas suffisamment compte des risques émergents en matière de sécurité (38 %) 27 et que des critères de sécurité supplémentaires pour les PIC et les PIM étaient nécessaires afin de renforcer la protection contre les risques physiques et de cybersécurité (36 %) 28 , conformément à la proposition législative. En outre, seuls 14 % ont indiqué que le cadre traitait de la question d’empêcher les acteurs non fiables de participer à des projets d’infrastructures critiques, 19 % se déclarant neutres et près de la majorité des répondants, soit 45 % (entreprises: 41 %, associations professionnelles: 48 %, ONG: 86 %, autorités publiques: 40 %) se déclarant incertains.

Les commentaires reçus des parties prenantes dans le cadre de la consultation ont été pris en compte lors de l’élaboration de la proposition. Les mesures prévues par la présente proposition législative sont donc bien alignées sur les avis des parties prenantes.

Pour une analyse détaillée des résultats de la consultation publique, voir l’annexe 2 du rapport d’analyse d’impact accompagnant la présente initiative.

•Obtention et utilisation d’expertise

Les conclusions formelles adoptées dans le cadre du forum de Copenhague en 2023, 2024 et 2025 ont également été prises en considération dans l’analyse. Le forum de Copenhague réunit chaque année des représentants des institutions de l’UE, des gestionnaires de réseau de transport, des promoteurs de projets, des régulateurs, des entreprises du secteur de l’énergie, des ONG, ainsi que des membres de la société civile et de la communauté des bailleurs de fonds afin d’examiner les défis liés au développement des infrastructures énergétiques européennes.

Il a aussi été tenu compte des rapports annuels consolidés de suivi de l’ACER sur l’état d’avancement des PIC pour l’électricité et le gaz, des projets de capacités supplémentaires et des points d’interconnexion virtuels, des rapports sur la surveillance des marchés de l’électricité et du gaz, l’allocation de capacité et la gestion de la congestion, de même que d’autres actualisations concernant les décisions de répartition transfrontière des coûts, ainsi que des mesures incitatives tenant compte des risques spécifiques aux projets.

La proposition et l’analyse d’impact qui la sous-tend se fondent sur des données probantes résultant du rapport de mise en œuvre sur le règlement RTE-E, de la contribution des parties prenantes aux consultations approfondies menées à cet égard, ainsi que de l’analyse de la littérature, de l’analyse du portefeuille des PIC et de la modélisation. De plus amples informations ont été recueillies dans le cadre de plusieurs études d’appui visant à soutenir l’élaboration d’options stratégiques et l’évaluation des besoins d’investissement dans les infrastructures, de la planification des infrastructures et des coûts des retards.

•Analyse d’impact

Conformément aux lignes directrices pour une meilleure réglementation, la Commission a effectué une analyse d’impact de plusieurs options stratégiques. Ces travaux se sont appuyés sur une consultation structurée au sein de la Commission menée par un groupe de pilotage interservices. L’analyse d’impact a été présentée au comité d’examen de la réglementation, qui en a débattu. Le 26 septembre 2025, le comité d’examen de la réglementation a émis un avis favorable assorti de réserves, auxquelles il a été donné suite notamment de la manière suivante: i) en clarifiant davantage les sources de problèmes, les causes profondes et leurs liens avec les mesures proposées, ii) en approfondissant l’évaluation des considérations de subsidiarité, iii) en révisant les objectifs généraux et spécifiques, en précisant à quoi ressembleront les succès, en rendant les objectifs opérationnels plus SMART (spécifiques, mesurables, réalisables, pertinents et datés) et en précisant les modalités de suivi, iv) en présentant plus clairement et en justifiant la comparaison des différentes options au niveau des coûts et des avantages, v) en décrivant plus en détail le contenu des mesures d’autorisation et leurs incidences, vi) en mettant en évidence les compromis possibles avec d’autres objectifs de l’UE (voir annexe 1 du rapport d’analyse d’impact).

L’analyse d’impact a mis en évidence trois problèmes majeurs et leurs causes correspondantes. Pendant toute la durée des travaux d’analyse d’impact, différentes mesures ont été examinées dans quatre domaines d’intervention — i) la planification des infrastructures et la mise en œuvre des projets, ii) le partage des coûts et des avantages, iii) l’octroi des autorisations et iv) la sécurité — en vue de remédier aux problèmes recensés et d’atteindre les objectifs généraux et spécifiques de l’initiative. Les mesures relevant de chaque domaine d’intervention ont été regroupées en trois options stratégiques, selon une logique impliquant des degrés variables d’intervention et de coordination au niveau de l’UE et en tenant compte de la compatibilité et de la cohérence internes des mesures (voir la section 5.2.2 du rapport d’analyse d’impact).

L’option stratégique nº 1 consiste en une approche ascendante renforcée, qui n’introduit qu’un nombre limité de modifications du cadre législatif et politique actuel de l’UE par rapport au statu quo et implique une intervention supplémentaire minimale au niveau de l’UE. En ce qui concerne la planification des infrastructures et la mise en œuvre des projets, elle renforce le cadre existant en définissant mieux certaines exigences et en simplifiant les processus (y compris la sélection des PIC/PIM et les approbations de la Commission et de l’ACER) afin de garantir un processus de planification plus souple et plus solide. Elle harmonise également le champ d’application des catégories de PIC/PIM, notamment en renforçant les exigences relatives aux électrolyseurs et en supprimant la catégorie des réseaux gaziers intelligents. En ce qui concerne le partage des coûts et des avantages, elle améliore la transparence, renforce les principes de l’UE et permet de mieux utiliser les recettes tirées de la congestion pour financer les infrastructures électriques transfrontières, ce qui incite au partage des coûts. En ce qui concerne l’octroi des autorisations, elle soutient la mise en œuvre de la législation existante, notamment en publiant des orientations sur la mise en œuvre de certains aspects du cadre d’évaluation environnementale. En ce qui concerne la sécurité, elle introduit des considérations relatives à la résilience face aux risques physiques et de cybersécurité dans le cadre du suivi des PIC et des PIM.

L’option stratégique nº 2 consiste à passer d’une approche ascendante à une approche plus descendante, avec un rôle moteur plus important de l’UE et une coordination renforcée avec les acteurs actuels au niveau des États membres. Elle apporte des modifications plus importantes au cadre législatif et politique actuel de l’UE par rapport à l’option nº 1, avec une coordination supplémentaire au niveau de l’UE et une réorganisation du partage de certaines responsabilités entre les parties prenantes concernées. En ce qui concerne la planification des infrastructures et la mise en œuvre des projets, elle renforce notamment le rôle de la Commission en lui confiant l’élaboration du scénario central aux fins du recensement des besoins en infrastructures et introduit un mécanisme destiné à combler les écarts afin de garantir que tous les besoins en infrastructures sont pris en compte dans les propositions de projets. Elle élargit également le champ d’application de la catégorie des PIC dans le secteur de l’électricité afin d’y inclure de manière plus visible les leviers opérationnels et de mieux tenir compte du rôle des lignes intérieures. En ce qui concerne le partage des coûts et des avantages, elle met en place un cadre propice au regroupement volontaire de projets transfrontières afin de favoriser et de soutenir les discussions entre les États membres et les pays tiers concernés. En ce qui concerne l’octroi des autorisations, elle comporte des modifications législatives ciblées visant à accélérer les processus d’autorisation pour les infrastructures transfrontières couvertes par le règlement RTE-E. En ce qui concerne la sécurité, elle introduit des exigences de transparence supplémentaires en ce qui concerne les bénéficiaires effectifs finaux des PIC/PIM candidats et inclut des équipements liés à la sécurité et à la résilience pour la modernisation des infrastructures transfrontières existantes dans le domaine de l’électricité relevant du champ d’application du règlement RTE-E.

L’option stratégique nº 3 consiste en une approche entièrement descendante pour les infrastructures transfrontières. Elle comprend des modifications structurelles et institutionnelles substantielles par rapport au statu quo et un degré plus élevé de centralisation et de rationalisation au niveau de l’UE, notamment en confiant aux organes de l’UE la planification des infrastructures et la coordination de l’octroi des autorisations pour les projets d’infrastructures transfrontières. En ce qui concerne le partage des coûts et des avantages, elle s’appuie sur les mesures de l’option stratégique nº 2, mais introduit également une planification régionale obligatoire et un partage des coûts pour les projets d’infrastructures transfrontières en mer. En ce qui concerne la sécurité, les options stratégiques nº 2 et 3 sont identiques.

Les options stratégiques ont été comparées en fonction de leur efficacité, leur efficience, leur cohérence et leur proportionnalité. Les options stratégiques nº 2 et 3 sont considérées comme plus efficaces, efficientes et cohérentes avec le cadre politique global de l’UE que l’option stratégique nº 1. L’option stratégique nº 1 est à peine plus efficace sur le plan de la subsidiarité et de la proportionnalité. Par conséquent, l’option stratégique nº 1 n’est pas considérée comme une option privilégiée possible. Si les options stratégiques nº 2 et 3 donnent toutes deux de meilleurs résultats que l’option stratégique nº 1 en ce qui concerne leur efficacité pour atteindre les objectifs spécifiques, l’option stratégique nº 2 semble globalement plus efficace à ce stade pour garantir que les projets figurant dans les plans de réseau et sélectionnés en tant que PIC/PIM répondent de manière appropriée aux besoins en infrastructures recensés, ainsi que pour raccourcir et simplifier les procédures d’octroi des autorisations. En ce qui concerne l’efficience, l’option stratégique nº 3 est jugée moins efficiente en raison des ressources supplémentaires nécessaires et des coûts initiaux élevés pour mettre en place deux nouvelles entités au niveau de l’UE (ou renforcer les entités existantes) chargées de la planification des infrastructures et de la coordination des procédures d’octroi des autorisations. En ce qui concerne la subsidiarité et la proportionnalité, les mesures proposées dans l’option stratégique nº 3 (à savoir charger les entités de l’UE de la planification des infrastructures et de l’octroi des autorisations ainsi que de la planification obligatoire du réseau énergétique en mer) avec un degré élevé d’intervention au niveau de l’UE semblent disproportionnées à ce stade, étant donné qu’elles n’augmentent pas le niveau d’efficacité et devraient entraîner des coûts supplémentaires nettement plus élevés.

À la suite d’une comparaison des options stratégiques, l’option stratégique nº 2 a été considérée comme l’option privilégiée, la mieux adaptée pour atteindre les objectifs généraux et spécifiques de l’initiative de manière proportionnée. L’option stratégique nº 2 devrait avoir des incidences positives sur le plan économique, social ou environnemental. Les principaux groupes cibles susceptibles d’être touchés par cette initiative sont les citoyens et consommateurs européens, les promoteurs de projets [y compris les gestionnaires de réseau de transport (GRT)], les associations européennes de GRT [le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport (REGRT) pour l’électricité, le REGRT pour le gaz et le réseau européen des gestionnaires de réseau pour l’hydrogène (REGRH)], les autorités nationales compétentes et leurs représentants locaux et régionaux, les autorités de régulation nationales, les régulateurs de l’Union européenne, les gestionnaires de réseaux de transport et les organisations sectorielles des gestionnaires de réseau de distribution (GRD), ainsi que les producteurs d’énergie/l’industrie du secteur énergétique.

En ce qui concerne les incidences économiques, elle devrait réduire considérablement les coûts du système énergétique conformément au scénario de réseau optimal en veillant à ce que les projets recensés correspondent mieux aux besoins recensés et y répondent pleinement. Pour 2040, des investissements de 6 milliards d’EUR par an dans le réseau optimal permettraient de réduire les coûts du système de 14 milliards d’EUR par an, soit une économie nette de 8 milliards d’EUR par an. Cela devrait également avoir une forte incidence sur les prix de gros de l’électricité en améliorant l’interconnectivité, ce qui entraînera une convergence des prix et, dans l’ensemble, des prix plus stables et plus bas dans l’ensemble de l’UE. Un meilleur cadre de partage des coûts devrait faciliter la concrétisation et la mise en œuvre plus rapide des projets transfrontières, avec des avantages socio-économiques considérables. En outre, le fait de réduire les délais d’octroi des autorisations et, partant, d’accélérer la mise en œuvre des projets devrait générer des avantages économiques en évitant aux promoteurs de projets des coûts dus aux retards. Enfin, grâce à l’amélioration de la sécurité des infrastructures énergétiques, l’option privilégiée pourrait apporter des avantages en évitant les pertes de prospérité économique et les coûts de réparation.

Les réductions des coûts du système énergétique devraient avoir des répercussions positives sur la compétitivité, grâce aux coûts évités et à l’atténuation des hausses des tarifs de réseau pour les consommateurs, y compris l’industrie. L’option privilégiée présente également des effets positifs sur la numérisation, en mettant davantage l’accent sur l’utilisation de leviers opérationnels dans la planification du réseau et sur la numérisation des procédures d’octroi d’autorisations. Dans l’ensemble, l’option privilégiée devrait réduire les coûts administratifs et d’ajustement pour les entreprises (notamment les producteurs d’énergie, les promoteurs de projets, les GRT et les REGRT) en rationalisant la planification des infrastructures, les processus de demande et d’évaluation des PIC/PIM ainsi que les procédures d’octroi d’autorisations. Bien que les économies annuelles pour les entreprises ne puissent être estimées avec précision en raison du manque de données pertinentes, on peut conclure que l’option privilégiée permettrait de réaliser des économies de manière récurrente. Pour les États membres et les autorités nationales, l’option stratégique nº 2 engendrerait des coûts administratifs supplémentaires à court terme, liés à la mise en œuvre du cadre législatif révisé.

L’initiative devrait avoir des incidences sociales positives, bien qu’il soit difficile d’estimer les effets quantitatifs et distributifs. Une planification optimisée du réseau, fondée sur des estimations précises, de l’évolution future de l’offre et de la demande devrait éviter les actifs délaissés à l’avenir, en réduisant au minimum les coûts du réseau pour les consommateurs et en poursuivant l’électrification, ce qui permettrait de répartir les coûts d’investissement dans le réseau sur un plus grand nombre de kWh.

En ce qui concerne les avantages environnementaux, l’option privilégiée pourrait entraîner une baisse des émissions de CO2 (environ 27 millions de tonnes par an) en s’alignant sur le scénario de réseau optimal et en diminuant le délestage de la production d’énergie renouvelable. Les 108 GW supplémentaires de capacités transfrontières nécessaires d’ici à 2040, conformément au TYNDP de 2024, permettraient également de remplacer 65 TWh d’électricité produite à partir de gaz par de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables, en favorisant une meilleure intégration des sources de production qui n’émettent pas de dioxyde de carbone, ce qui entraînerait une baisse significative des émissions de CO2 en Europe, estimée à 27 millions de tonnes d’émissions de CO2 évitées en 2040 29 . En ce qui concerne l’octroi des autorisations, les incidences sur l’environnement dépendent fortement de la technologie utilisée, de la localisation des actifs et de l’état écologique de la faune et de la flore environnantes. Les incidences potentielles sont toutefois prises en compte lors de la conception des mesures proposées par l’introduction de mesures de sauvegarde.

•Réglementation affûtée et simplification

Le règlement RTE-E révisé devrait avoir des effets positifs en ce qui concerne la simplification et l’amélioration de l’efficience. L’initiative devrait alléger la charge administrative qui pèse sur les REGRT, les GRT et les promoteurs de projets, notamment en ce qui concerne la planification des infrastructures, grâce à la prise en charge par la Commission de l’élaboration du scénario central et à des simplifications telles que la diminution de la fréquence à un cycle de quatre ans et la modification du processus de demande et d’évaluation pour les PIC arrivés à maturité. Des procédures d’octroi d’autorisations rationalisées, simplifiées et numérisées pour les PIC et les PIM réduiraient également la charge administrative pesant sur les entreprises. Bien que les économies annuelles pour les entreprises ne puissent être estimées avec précision en raison du manque de données pertinentes, on peut conclure que la proposition permettra de réaliser des économies de manière récurrente.

Aucune incidence directe au niveau des coûts de mise en conformité ou des coûts administratifs pour les PME ou les microentreprises n’est prévue. Les PME pourraient bénéficier d’effets positifs sur la compétitivité en raison de la baisse des coûts du système énergétique, ainsi que d’une compétitivité accrue dans les domaines technologiques qui sont inclus ou renforcés dans la proposition (par exemple, les technologies à haute tension).

L’initiative est cohérente avec l’évaluation sous l’angle numérique et est adaptée à l’internet et aux environnements physique et numérique. La proposition comprend des mesures visant à promouvoir la numérisation (voir la fiche financière et numérique législative).

•Droits fondamentaux

L’initiative ne devrait pas avoir d’incidence sur les droits fondamentaux.

4.INCIDENCE BUDGÉTAIRE

L’incidence budgétaire associée à la proposition concerne les ressources de la direction générale de l’énergie de la Commission européenne et du Centre commun de recherche, ainsi que de l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER). La Commission assumera d’importantes responsabilités supplémentaires pour l’élaboration du scénario central dans le cadre du processus de recensement des besoins en infrastructures prévu dans le plan décennal de développement du réseau. Ces responsabilités nécessiteront des ressources supplémentaires (voir la fiche financière et numérique législative).

L’ACER se verra confier des responsabilités supplémentaires dans la supervision du plan décennal de développement du réseau, ainsi que dans le cadre de répartition transfrontière des coûts. Ces responsabilités supplémentaires nécessiteront également des ressources supplémentaires (voir la fiche financière et numérique législative).

5.AUTRES ÉLÉMENTS

•Plans de mise en œuvre et modalités de suivi, d’évaluation et d’information

Sur la base des processus existants de suivi des données issues de rapports établis régulièrement par les promoteurs de projets et les régulateurs nationaux, plusieurs indicateurs ont été élaborés pour mesurer la réalisation de chacun des objectifs spécifiques du règlement RTE-E révisé. Les incidences réelles de la législation feront l’objet d’un suivi et d’une évaluation au regard d’un ensemble d’indicateurs adaptés aux objectifs stratégiques spécifiques à atteindre au moyen de la législation.

Toutes les données feront l’objet d’un suivi sur la base de rapports établis régulièrement par les promoteurs de projets et les régulateurs nationaux, et sur la base des exigences existantes de l’ACER en matière de suivi, notamment le suivi bisannuel de la cohérence entre le TYNDP dans l’ensemble de l’Union et les plans nationaux de développement du réseau, le suivi annuel de l’état d’avancement des PIC et des PIM et des processus d’autorisation, le rapport de suivi annuel sur la gestion de la congestion et l’allocation de capacité, le suivi de l’application des leviers technologiques opérationnels et d’amélioration du réseau sur la base des données disponibles par le Joint Allocation Office, et le suivi annuel de la réalisation de l’objectif d’interconnexion, effectué dans le cadre du Semestre européen.

Au plus tard le 30 juin 2033, la Commission procède à un réexamen du présent règlement, sur la base des résultats des rapports et évaluations prévus à l’article 24 du présent règlement, ainsi que des rapports de suivi, d’information et d’évaluation réalisés conformément aux articles 22 et 23 du règlement (UE) 2021/1153.

•Explication détaillée de certaines dispositions de la proposition

Le chapitre I du règlement expose les dispositions générales, notamment son objet, ses objectifs et son champ d’application, ainsi que les définitions applicables. Il introduit, complété par l’annexe II, de nouvelles catégories d’infrastructures par rapport au règlement (UE) 2022/869 afin de renforcer la sécurité, la sûreté et l’efficacité des réseaux existants, notamment pour permettre aux éléments des réseaux à haute tension existants d’exploiter les systèmes en toute sécurité grâce à des investissements dans les équipements et les installations de surveillance, de contrôle et de numérisation, et pour accroître la protection et la résilience des éléments critiques de réseau grâce à des investissements dans des équipements spécialement conçus à cet effet et physiquement connectés à ces éléments. Les catégories et définitions de projets sont également adaptées afin de s’aligner sur le train de mesures relatives aux marchés de l’hydrogène et du gaz décarboné adopté en 2024, qui établit des règles communes pour la transition vers des gaz renouvelables et à faible teneur en carbone; ce train de mesures donne 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. Une définition des «leviers opérationnels» dans le secteur de l’électricité est également introduite; ces solutions doivent être dûment prises en considération, car elles peuvent se révéler moins coûteuses que l’expansion du réseau afin de garantir une planification du réseau optimale en fonction des coûts.

Le chapitre II présente les dispositions relatives au processus d’élaboration des listes de l’Union de projets d’intérêt commun et de projets d’intérêt mutuel au sein des groupes régionaux, les critères d’évaluation des projets par les groupes et le suivi de la mise en œuvre des projets.

L’article 3, complété par l’annexe III, prévoit des règles pour la création de groupes régionaux ainsi que pour le processus d’établissement de la liste des projets d’intérêt commun et des projets d’intérêt mutuel de l’Union. Par rapport au règlement (UE) 2022/869, l’article 3 et l’annexe III prévoient une approche simplifiée pour les projets avancés déjà inscrits sur la liste de l’Union afin de maintenir leur statut de projet d’intérêt commun ou de projet d’intérêt mutuel.

Par rapport au règlement (UE) 2022/869, l’article 4, qui définit les critères d’évaluation des projets par les groupes, complété par l’annexe IV, précise en outre que les projets d’intérêt mutuel s’étendent au premier point de raccordement dans le pays tiers et garantit que ces projets s’accompagnent d’un développement correspondant des infrastructures internes dans les pays tiers. Pour les pays contractants de la Communauté de l’énergie, les avantages apportés par les projets individuels sont pris en considération tant pour les pays contractants de l’UE que pour ceux de la Communauté de l’énergie, et pas seulement pour l’UE, comme cela a été fait jusqu’à présent.

À l’article 5, les dispositions relatives à la mise en œuvre et au suivi des projets inscrits sur la liste de l’Union sont renforcées par des exigences liées à l’évaluation des risques en ce qui concerne la sécurité physique et la cybersécurité, sur la base de la directive (UE) 2022/2557 sur la résilience des entités critiques et de la directive (UE) 2022/2555 concernant des mesures destinées à assurer un niveau élevé commun de cybersécurité dans l’ensemble de l’Union. En ce qui concerne les coordonnateurs européens qui peuvent être désignés lorsqu’un projet rencontre des difficultés importantes de mise en œuvre, l’article 6 prévoit que la période pendant laquelle la désignation s’applique peut être renouvelée.

Le chapitre III traite de l’octroi des autorisations et de l’acceptation par le public des projets d’intérêt commun. Par rapport au règlement (UE) 2022/869, ce chapitre a été révisé avec trois objectifs principaux: 1) mettre à jour le cadre d’autorisation afin de veiller à ce que les projets d’intérêt commun et les projets d’intérêt mutuel bénéficient du meilleur traitement possible compte tenu de leur importance stratégique et de leur statut particulier, notamment lors de l’examen des mesures d’autorisation introduites dans le train de mesures relatives aux marchés de l’hydrogène et du gaz décarboné et dans la directive révisée sur les énergies renouvelables; 2) mettre à jour le régime d’autorisation afin de soutenir l’accélération de l’octroi des autorisations pour les réseaux électriques, conformément aux besoins reconnus dans le rapport Draghi et aux modifications introduites dans la directive (UE) 2019/944; 3) rendre le régime d’autorisation plus clair et améliorer son efficacité.

L’article 7 sur le statut prioritaire des projets inscrits sur la liste de l’Union est mis à jour afin d’inclure des exigences selon lesquelles les projets d’intérêt commun et les projets d’intérêt mutuel dans le domaine de l’électricité sont automatiquement considérés comme étant d’un intérêt public majeur et, lorsqu’ils sont inclus dans un plan de développement national qui a fait l’objet d’une évaluation environnementale stratégique et d’une évaluation appropriée au titre de la directive 92/43/CEE s’ils sont susceptibles d’avoir une incidence importante sur des sites Natura 2000, peuvent, sous réserve de conditions strictes, être exemptés des évaluations prévues par la législation environnementale spécifique.

L’article 8 sur l’organisation de la procédure d’octroi des autorisations précise les responsabilités des autorités nationales compétentes établies en vertu du règlement conformément aux différents régimes d’autorisation, en particulier en ce qui concerne la coopération avec d’autres autorités et la médiation des contacts avec les promoteurs de projets. Il renforce également les exigences en matière de coopération transfrontière pour les projets impliquant plusieurs juridictions.

L’article 9 sur la transparence et la participation du public prévoit une plus grande clarté et une plus grande simplicité de la procédure, notamment en fusionnant les obligations de déclaration dudit article en un seul rapport.

L’article 10 sur la durée et la mise en œuvre de la procédure d’octroi des autorisations introduit en particulier l’obligation de numériser ces procédures; précise ce qui est considéré comme la date de début de la procédure; clarifie le caractère facultatif de la phase de demande préalable précise les étapes qui la composent (délimitation du champ d’application, examen, calendrier, vérification des dossiers de demande); souligne la nécessité de tenir compte des études et autorisations existantes afin de réduire les doubles emplois lors de la définition de la documentation nécessaire au processus d’autorisation; et introduit l’approbation tacite des décisions prises par les autorités nationales concernées, à l’exception des décisions en matière d’environnement.

Le chapitre IV présente les dispositions relatives à la planification intersectorielle des infrastructures, qui sont renforcées par rapport au règlement (UE) 2022/689, en vue de mieux orienter la planification, notamment en ce qui concerne la définition des scénarios futurs, le recensement des besoins et des goulets d’étranglement à long terme en matière d’infrastructures énergétiques et la prise en compte de ces besoins au moyen des solutions les plus adéquates.

L’article 11 habilite la Commission à adopter des actes délégués établissant un scénario central pour les secteurs de l’électricité, de l’hydrogène et du gaz à utiliser pour le TYNDP dans l’ensemble de l’Union, le processus de recensement des besoins en infrastructures, l’analyse coûts-avantages pour l’ensemble du système énergétique et la répartition transfrontière des coûts des projets d’infrastructures énergétiques. Afin de garantir que les données utilisées pour élaborer le scénario sont à jour, la Commission a le droit de les demander aux États membres, au REGRT pour l’électricité, au REGRT pour le gaz et au REGRH, le cas échéant. Le scénario devrait être élaboré de manière intersectorielle. Jusqu’à présent, les scénarios du TYNDP ont été élaborés par le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz et le REGRH.

L’article 12 charge le REGRT pour l’électricité et le REGRH d’élaborer un rapport sur le recensement des besoins en infrastructures respectivement pour l’électricité et pour l’hydrogène. Le rapport devrait recenser les lacunes en matière d’infrastructures qui compromettent la réalisation des objectifs de l’Union dans le domaine de l’électricité et de l’hydrogène, en se fondant notamment sur une méthodologie contraignante qui sera élaborée par l’ACER et sur le scénario central visé à l’article 11. Ledit article prévoit que les rapports sur le recensement des besoins en infrastructures doivent être approuvés par l’organe de décision du groupe RTE-E, qui est la configuration des réunions interrégionales de tous les groupes établis en vertu du règlement. En ce qui concerne plus particulièrement l’électricité, le rapport doit tenir compte des leviers opérationnels lors de l’évaluation et de la prise en compte des besoins.

L’article 13 habilite la Commission à lancer un processus de mise en correspondance des besoins dans le système électrique afin de déterminer les solutions possibles pour répondre aux besoins non satisfaits dans le cas où le rapport sur le recensement des besoins en infrastructures pour l’électricité conclurait que les projets soumis en vue de leur inclusion dans le TYNPD dans l’ensemble de l’Union ne répondent pas pleinement aux besoins en infrastructures recensés conformément à l’article 12. Le processus de mise en correspondance des besoins devrait être fondé sur la coopération régionale existante, pilotée par la Commission et liée au processus TYNDP.

L’article 14 charge le REGRT pour l’électricité et le REGRH d’utiliser des méthodes sectorielles uniformes pour une analyse harmonisée des coûts et avantages pour l’ensemble du système énergétique au niveau de l’Union lors de l’évaluation des projets (dans toutes les catégories d’infrastructures énergétiques à l’exception des réseaux électriques intelligents et du CO2) en vue de leur inclusion dans leurs plans décennaux respectifs de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union. Les méthodologies doivent être soumises à la Commission pour approbation. Le REGRT pour l’électricité et le REGRH sont tenus de calculer et de publier, dans le cadre du TYNDP dans l’ensemble de l’Union, les résultats des analyses coûts-avantages pour tous les projets, en montrant comment les avantages sont répartis entre les pays. L’article 14 précise en outre que, pour les projets de réseaux électriques intelligents et les projets relatifs au CO2, il appartient à la Commission d’élaborer des méthodes pour une analyse harmonisée des coûts et avantages pour l’ensemble du système énergétique au niveau de l’Union, comme c’est le cas aujourd’hui.

Les dispositions du chapitre V répondent à la nécessité de développer le réseau pour tenir compte de l’accroissement considérable attendu de la production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables en mer. Ce chapitre soutient la planification et le développement coordonnés à long terme des infrastructures en mer et terrestres. À titre de nouveauté, en vertu de l’article 15, les États membres sont tenus, dans le cadre de leurs accords non contraignants et de leurs corridors prioritaires spécifiques de réseaux en mer, d’envisager de fixer certains objectifs transfrontières, par exemple pour les projets hybrides ou les projets de connexions radiales transfrontières, afin d’atteindre le plus efficacement possible les objectifs de production d’énergies renouvelables en mer à déployer dans chaque bassin maritime.

Le chapitre VI renforce les dispositions relatives à un cadre réglementaire favorisant des investissements ayant une incidence transfrontière.

Premièrement, il précise, à l’article 17, les principes que les autorités de régulation nationales doivent appliquer lors de la répartition transfrontière des coûts, notamment celui selon lequel, afin de garantir la sécurité des investissements, la répartition transfrontière des coûts doit être fondée sur un accord ex ante de répartition des coûts, avec la possibilité d’ajustements ex post, à condition que ces ajustements soient explicitement définis dans la décision de répartition des coûts et clairement encadrés, y compris en ce qui concerne les calendriers et les catégories de coûts couverts. Le cas échéant, la répartition des coûts entre les États membres est fondée sur la répartition des avantages nets. Elle prévoit également que si 10 % ou plus des avantages estimés d’un projet se produisent dans un État membre, cet État membre et son autorité de régulation nationale participent au processus de répartition transfrontière des coûts. L’ACER est chargée de mettre à jour sa recommandation sur les bonnes pratiques quant au traitement à réserver aux demandes d’investissement pour des projets conformes aux principes susmentionnés, d’établir un registre central de toutes les décisions de répartition transfrontière des coûts prises par les autorités de régulation nationales et de l’héberger sur son site web, ainsi que de fournir un modèle non contraignant de répartition transfrontière des coûts afin de faciliter le travail des agences de régulation nationales.

Deuxièmement, un nouvel article (article 18) est introduit, qui soutient un processus dans le cadre duquel les promoteurs de projets peuvent regrouper deux ou plusieurs projets d’intérêt commun et projets d’intérêt mutuel afin de faciliter les discussions sur le partage des coûts entre les États membres concernés et avec les pays tiers, selon le cas, et sur les décisions relatives à la répartition transfrontière des coûts entre les autorités compétentes concernées des États membres ou entre les autorités compétentes des États membres et des pays tiers, selon le cas. L’article 18 clarifie davantage les règles relatives à l’analyse coûts-avantages conjointe et à la répartition transfrontière des coûts applicables à ces combinaisons de projets en vue de faciliter une éventuelle application du MIE.

Troisièmement, un nouvel article (article 19) est introduit, imposant aux gestionnaires de réseau de transport (ci-après les «GRT») de réserver, pour les investissements de réseau dans des projets inscrits sur la liste de l’Union qui sont pertinents pour réduire la congestion des interconnexions, 25 % des recettes provenant de la gestion de la congestion qui ne sont pas dépensées pour garantir la disponibilité réelle des capacités allouées et pour indemniser les exploitants d’installations de production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables en mer. L’article 19 précise les conditions d’utilisation des fonds et habilite la Commission à adopter des actes délégués afin de préciser les conditions dans lesquelles les GRT peuvent utiliser ces fonds et les conditions de leur déblocage. L’ACER est tenue de mettre à jour la méthode existante relative à l’utilisation des recettes tirées de la congestion conformément à l’article 19, paragraphe 4, du règlement sur l’électricité afin de garantir la cohérence avec ces nouvelles dispositions.

Enfin, l’article 20 fixe les conditions dans lesquelles les États membres et les autorités de régulation nationales peuvent accorder des incitations appropriées pour les projets qui présentent des risques plus élevés concernant le développement, la construction, l’exploitation ou l’entretien, par rapport aux risques normalement encourus pour un projet d’infrastructure comparable.

Le chapitre VII définit les conditions d’éligibilité des projets inscrits sur la liste de l’Union à une aide financière au titre du mécanisme pour l’interconnexion en Europe, y compris pour les nouvelles catégories d’infrastructures. En particulier, par rapport au règlement (UE) 2022/689, l’article 21 définit plus en détail les critères applicables aux projets autres que les infrastructures énergétiques qui relèvent de la compétence des autorités de régulation nationales. Étant donné que ces projets ne bénéficient pas d’une répartition transfrontière des coûts, ils doivent faire l’objet d’une évaluation effectuée par l’autorité nationale compétente et la disposition définit les conditions d’une telle évaluation. L’article 22 prévoit que les critères spécifiques énoncés à l’article 4, paragraphe 3, et les paramètres prévus à l’article 4, paragraphe 5, du règlement doivent être appliqués aux fins de la définition des critères d’attribution de l’aide financière de l’Union au titre du règlement relatif au mécanisme pour l’interconnexion en Europe et fixe des exigences supplémentaires pour les projets gaziers hérités du passé concernant Chypre et Malte au titre de l’article 27 du règlement.

Le chapitre VIII comprend des dispositions finales relatives aux actes délégués, à l’établissement de rapports et à l’évaluation, notamment en ce qui concerne la numérisation du processus d’autorisation, l’amélioration de la résilience des infrastructures énergétiques transfrontières face aux risques physiques et de cybersécurité et l’adoption de leviers opérationnels, le réexamen du règlement ainsi que l’information et la publicité des projets. Il continue de maintenir les dérogations existantes pour les interconnexions gazières de Chypre et de Malte jusqu’à ce que les deux pays soient, respectivement, directement interconnectés au réseau transeuropéen de gaz ou jusqu’au 31 décembre 2029, la date la plus proche étant retenue. Le chapitre énumère également les modifications apportées à d’autres éléments de l’acquis dans le domaine de l’énergie à la suite des modifications introduites dans le règlement et établit des dispositions transitoires et des dispositions en vue de l’abrogation de l’actuel règlement RTE-E. En particulier, le règlement révisé n’affecte en rien l’octroi, la poursuite ou la modification de l’aide financière octroyée précédemment au titre du mécanisme pour l’interconnexion en Europe, et la liste existante de projets d’intérêt commun et de projets d’intérêt mutuel de l’Union doit rester en vigueur et produire des effets jusqu’à l’établissement et l’entrée en vigueur d’une nouvelle liste de projets d’intérêt commun et de projets d’intérêt mutuel de l’Union conformes au présent règlement.

2025/0399 (COD)

Proposition de

RÈGLEMENT DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL

(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 172,

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 européen 30 ,

vu l’avis du Comité des régions 31 ,

statuant conformément à la procédure législative ordinaire,

considérant ce qui suit:

(1)La communication de la Commission du 26 février 2025 intitulée «Le pacte pour une industrie propre» 32 définit une feuille de route commune pour la compétitivité et la décarbonation. Assurer une énergie abordable est une condition essentielle pour la compétitivité de l’industrie de l’Union, en particulier pour les secteurs à forte intensité énergétique. L’accès à une énergie abordable est donc un aspect central du pacte pour une industrie propre ainsi que du plan d’action pour une énergie abordable 33 . Dans le même temps, les politiques de décarbonation sont un puissant moteur de croissance lorsqu’elles sont bien intégrées aux politiques industrielle, économique, commerciale et de concurrence, comme indiqué dans la communication de la Commission du 29 janvier 2025 intitulée «Une boussole pour la compétitivité de l’UE» 34 . Avec le règlement (UE) 2021/1119 du Parlement européen et du Conseil 35 , l’Union a défini un cadre ambitieux en vue de devenir une économie décarbonée à l’horizon 2050.

(2)Dans le cadre de l’ambition du règlement (UE) 2021/1119, l’objectif contraignant au niveau de l’Union en matière d’énergies renouvelables à l’horizon 2030 a été porté à 42,5 % d’énergies renouvelables dans le bouquet énergétique de l’Union d’ici à 2030, avec un objectif de 45 % 36 , et l’objectif contraignant au niveau de l’Union en matière d’efficacité énergétique a été revu à la hausse, avec une baisse de la consommation finale d’énergie de l’Union de 11,7 % d’ici à 2030 par rapport aux projections de 2020 37 . L’objectif intermédiaire de réduction d’au moins 55 % des émissions nettes de gaz à effet de serre (GES) par rapport aux niveaux de 1990 d’ici à 2030 étant en bonne voie, la Commission a proposé, le 2 juillet 2025, une modification du règlement (UE) 2021/1119 38 fixant un objectif climatique de l’Union pour 2040 consistant à réduire de 90 % les émissions nettes de GES par rapport aux niveaux de 1990.

(3)Les infrastructures doivent être en place pour soutenir la transition énergétique de l’Union conformément à ces objectifs, y compris l’électrification rapide, l’intensification de la production d’électricité renouvelable à partir de combustibles non fossiles, l’utilisation accrue des gaz renouvelables et à faibles émissions de carbone, l’intégration énergétique et l’adoption accrue de solutions innovantes. Les investissements actuels dans les infrastructures énergétiques transfrontières sont clairement insuffisants pour transformer et construire les infrastructures énergétiques nécessaires pour soutenir ces objectifs et il existe un écart important entre nos besoins transfrontières en matière d’infrastructures électriques et la vitesse et le niveau actuels de développement des infrastructures, tant au niveau du réseau de transport que du réseau de distribution 39 . En ce qui concerne l’électricité, environ la moitié des besoins transfrontières en électricité pour 2030 (41 sur 88 GW) ne seront pas couverts, et cet écart devrait s’accroître au cours de la prochaine décennie. D’ici à 2040, les besoins transfrontières en capacités d’électricité s’élèveront à 108 GW 40 . Il est donc nécessaire d’augmenter les investissements dans les infrastructures énergétiques, et le rapport Draghi 41 a notamment souligné la nécessité d’accroître rapidement le déploiement d’infrastructures énergétiques transfrontières afin de décarboner l’industrie européenne. Dans le pacte pour une industrie propre 42 et le plan d’action pour une énergie abordable qui l’accompagne 43 , la Commission a souligné le rôle crucial que joue l’achèvement de l’union de l’énergie en investissant dans les infrastructures énergétiques et les réseaux transfrontières pour préserver la compétitivité de l’industrie européenne et la prospérité des citoyens, ainsi que le caractère abordable et la sécurité de l’approvisionnement en énergie.

(4)Le règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil 44 a établi des orientations pour le développement et l’interopérabilité en temps utile des corridors et domaines prioritaires en matière d’infrastructures énergétiques transeuropéennes afin de contribuer à garantir l’atténuation du changement climatique, en particulier à parvenir aux objectifs de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et à son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050 au plus tard, et à assurer des interconnexions, la sécurité énergétique, l’intégration du marché et des systèmes, la concurrence au bénéfice de tous les États membres et des prix de l’énergie abordables. En particulier, le règlement (UE) 2022/869 prévoit le recensement de projets d’intérêt commun et de projets d’intérêt mutuel, facilite leur mise en œuvre et fixe les conditions d’éligibilité de ces projets à une aide financière de l’Union. Toutefois, compte tenu de leur nature transfrontière, les projets d’intérêt commun et les projets d’intérêt mutuel créent non seulement des externalités positives importantes et favorisent la solidarité, mais comportent aussi des difficultés spécifiques pour les promoteurs de projets, en raison de leur nature plurijuridictionnelle, des problèmes de coordination et d’une répartition souvent asymétrique des coûts et des avantages. Ils continuent donc de nécessiter un cadre au niveau de l’Union.

(5)Bien que les objectifs du règlement (UE) 2022/869 restent largement valables, le cadre actuel des réseaux transeuropéens dans le secteur de l’énergie devrait être adapté pour refléter pleinement les changements attendus dans le système énergétique qui résulteront du nouveau contexte politique, et en particulier de l’objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050 et de l’objectif intermédiaire proposé pour 2040. En particulier, il est nécessaire de mettre en place une planification plus intégrée du réseau afin de soutenir un marché intérieur de l’énergie de plus en plus interdépendant et décentralisé, d’accélérer les procédures d’octroi des autorisations et de veiller à ce que la sécurité et la résilience des infrastructures énergétiques transfrontières soient dûment prises en compte dans le cadre révisé des réseaux transeuropéens d’énergie. Outre le nouveau contexte politique et les nouveaux objectifs, le développement technologique a été rapide au cours de la dernière décennie. Ce développement devrait être pris en compte dans les catégories d’infrastructures énergétiques couvertes par le présent règlement, les critères de sélection des projets d’intérêt commun et des projets d’intérêt mutuel ainsi que les corridors et les domaines prioritaires. Cela étant, les dispositions du présent règlement ne devraient pas affecter le droit d’un État membre de déterminer les conditions d’exploitation de ses ressources énergétiques, son choix entre différentes sources d’énergie et la structure générale de son approvisionnement énergétique, conformément à l’article 194 du traité.

(6)La mise en œuvre des 13 corridors et domaines thématiques prioritaires recensés en matière d’infrastructures énergétiques transeuropéennes est essentielle à la réalisation des objectifs de l’Union en matière d’énergie et de climat, y compris la poursuite de l’intégration du marché, la sécurité énergétique, l’objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050 et des prix de l’énergie abordables. Ces priorités couvrent les investissements dans le transport et le stockage de l’électricité, les réseaux en mer pour les énergies renouvelables, les réseaux électriques intelligents, les équipements et installations conçus pour assurer la protection et la résilience des éléments critiques de réseau existants, le transport, le stockage et les terminaux d’hydrogène, les électrolyseurs, le transport et le stockage du dioxyde de carbone, ainsi que les équipements et installations de surveillance, de contrôle et de numérisation essentiels pour les réseaux à haute tension existants ayant une dimension transfrontière.

(7)Les infrastructures énergétiques de l’Union devraient être modernisées afin de renforcer leur résilience face aux catastrophes naturelles ou d’origine humaine, aux effets négatifs du changement climatique, aux actions délibérément hostiles et aux menaces qui pèsent sur leur sécurité, notamment en ce qui concerne les infrastructures critiques européennes telles que définies en vertu de la directive 2022/2557 du Parlement européen et du Conseil 45 .

(8)Dans le contexte géopolitique actuel, il est important d’assurer le flux ininterrompu d’électricité par-delà les frontières afin de garantir la sécurité de l’approvisionnement. Cela dépend non seulement de la résilience des interconnexions entre les États membres, mais aussi de celle des éléments critiques de réseau. Par conséquent, le présent règlement devrait introduire une nouvelle catégorie d’infrastructures sous la forme d’investissements dans des équipements et installations directement connectés aux éléments critiques de réseau et conçus pour renforcer leur résilience et leur protection. Cette nouvelle catégorie d’infrastructures devrait couvrir les éléments critiques de réseau, tels que définis dans le règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil 46 , qui soutiennent la sécurité du réseau et la sécurité de l’approvisionnement conformément aux scénarios de crise et aux plans de préparation aux risques des États membres au titre du règlement (UE) 2019/941 du Parlement européen et du Conseil 47 .

(9)Si les investissements étrangers peuvent apporter des avantages, tels que des possibilités de financement accrues pour les projets à forte intensité de capital, ils peuvent également accroître l’exposition de l’Union aux risques liés à la sécurité énergétique, tels que des perturbations ou une fiabilité réduite des flux transfrontaliers, en particulier lorsque ces investissements étrangers proviennent de pays tiers dont les intérêts géopolitiques divergent de ceux de l’Union. La transparence concernant le bénéficiaire ultime, y compris les informations sur l’investisseur ultime et la participation au capital, conformément au règlement (UE) 2019/452 du Parlement européen et du Conseil 48 , des infrastructures énergétiques transfrontières et des projets ayant une incidence transfrontière est donc essentielle pour éviter que l’Union ne devienne dépendante de pays tiers non fiables et devrait être prise en considération lors de la sélection des projets d’intérêt commun et des projets d’intérêt mutuel.

(10)Afin de garantir le développement accéléré et rentable du réseau et l’accès aux réseaux dans l’Union, les leviers opérationnels devraient jouer un rôle de premier plan pour répondre aux besoins du système parallèlement au renforcement physique du réseau, étant donné qu’elles peuvent être déployées plus rapidement et à moindre coût. Le déploiement de ces technologies devrait être envisagé avant d’investir dans l’expansion de l’infrastructure de réseau. À cette fin, une nouvelle catégorie d’infrastructures devrait couvrir des investissements dans les leviers technologiques opérationnels et les solutions numériques, y compris les solutions logicielles, lorsqu’elles sont déployées sur des éléments critiques de réseau existants pertinents pour les échanges transfrontières, et lorsqu’elles apportent des avantages quantifiés pour l’intégration du marché en ce qui concerne l’augmentation de la capacité transfrontière.

(11)Un train de mesures relatives aux marchés de l’hydrogène et du gaz décarboné a été adopté avec le règlement (UE) 2024/1789 du Parlement européen et du Conseil 49 et la directive (UE) 2024/1788 du Parlement européen et du Conseil 50 afin d’établir des règles communes au niveau de l’Union pour la transition vers des gaz renouvelables et à faible teneur en carbone. Les catégories d’infrastructures définies dans le présent règlement devraient être pleinement alignées sur les objectifs de ce train de mesures et garantir que les projets d’infrastructures énergétiques ont une incidence transfrontière significative. Lorsque cela est techniquement possible et le plus efficace, la possibilité de réaffecter les infrastructures et équipements existants devrait être prise en compte dans le développement de ces projets.

(12)Il convient d’établir des groupes régionaux (ci-après les «groupes») chargés de proposer et de réexaminer les projets d’intérêt commun et les projets d’intérêt mutuel afin de dresser des listes régionales de projets d’intérêt commun et de projets d’intérêt mutuel. Afin d’assurer un large consensus, ces groupes devraient prévoir et assurer une coopération étroite entre les États membres, les autorités de régulation nationales, les promoteurs de projets et les parties prenantes pertinentes. Dans le cadre de cette coopération, les autorités de régulation nationales devraient, au besoin, conseiller les groupes, notamment sur le réalisme des aspects réglementaires nationaux des projets proposés et du calendrier proposé pour la décision réglementaire d’approbation.

(13)Afin d’accroître l’efficacité des processus de planification du réseau et de développement des projets, il convient de renforcer la coopération entre les groupes. Il est nécessaire que la Commission joue un rôle important dans cette coopération en vue de faire face aux conséquences éventuelles des projets développés dans une région sur d’autres régions.

(14)Afin de compléter les groupes, plusieurs enceintes de coopération régionale ont été mises en place avec le soutien de la Commission. La coopération régionale au sein des enceintes et entre celles-ci et les groupes est un outil essentiel pour garantir une intégration plus poussée du système énergétique européen. Les quatre groupes de haut niveau couvrent différentes régions européennes, y compris avec la participation de pays tiers: le plan d’interconnexion des marchés énergétiques de la région de la Baltique (PIMERB), la coopération énergétique entre les pays des mers du Nord (NSEC), le groupe à haut niveau pour les interconnexions en Europe du Sud-Ouest (SWE) et le groupe à haut niveau sur la connexion gazière en Europe centrale et du Sud-Est (CESEC). La coopération régionale au sein de ces enceintes a permis de soutenir le suivi et d’accélérer la mise en œuvre de projets essentiels d’infrastructures énergétiques de dimension régionale et d’actions d’intégration du marché. Par conséquent, ces enceintes de coopération régionale devraient être de plus en plus déployées pour soutenir la réalisation des objectifs du présent règlement.

(15)Une nouvelle liste des projets d’intérêt commun et des projets d’intérêt mutuel de l’Union (ci-après la «liste de l’Union») devrait être établie tous les deux ans. Les projets d’intérêt commun et les projets d’intérêt mutuel qui ont été achevés ou qui ne remplissent plus les critères et exigences pertinents fixés par le présent règlement ne devraient pas figurer sur la nouvelle liste de l’Union.

(16)Les projets d’intérêt commun et les projets d’intérêt mutuel existants qui doivent être inscrits sur la nouvelle liste de l’Union devraient être soumis à la même procédure de sélection que les projets proposés aux fins de l’établissement de listes régionales et de la liste de l’Union, sauf s’ils ont obtenu l’approbation de l’autorité de régulation nationale compétente ou ont fait l’objet d’une décision d’investissement finale fournissant l’assurance suffisante que leur construction est en cours et qu’ils présentent des progrès suffisants dans leur rapport annuel, auquel cas ils devraient rester sur la liste de l’Union.

(17)Lorsque des projets d’intérêt commun et des projets d’intérêt mutuel existants qui doivent être inscrits sur la nouvelle liste de l’Union sont soumis à la même procédure de sélection que les projets proposés aux fins de l’établissement de listes régionales et de l’établissement de la liste de l’Union, la charge administrative devrait être limitée dans la mesure du possible, par exemple en utilisant les informations relatives aux projets transmises précédemment dans le cadre de l’évaluation, si elles sont encore à jour.

(18)Les projets d’intérêt commun et les projets d’intérêt mutuel devraient respecter des critères généraux et spécifiques communs, transparents et objectifs, compte tenu de leur contribution aux objectifs de la politique énergétique. Afin de pouvoir être inscrits sur la liste de l’Union, les projets proposés dans le domaine de l’électricité, à l’exception des réseaux électriques intelligents et des projets spécialement conçus pour assurer la protection et la résilience des éléments critiques de réseau existants, devraient faire partie du dernier plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union disponible. De même, les projets proposés dans le domaine de l’hydrogène et des électrolyseurs devraient faire partie du dernier plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union disponible.

(19)La durabilité en ce qui concerne l’intégration des sources d’énergie renouvelables dans le réseau ou la réduction des émissions de gaz à effet de serre, selon le cas, est un critère essentiel pour garantir la cohérence de la politique relative aux réseaux transeuropéens dans le secteur de l’énergie avec les objectifs de l’Union en matière d’énergie et de climat et les objectifs de neutralité climatique à l’horizon 2050, en tenant compte des spécificités de chaque État membre pour atteindre l’objectif de neutralité climatique. À cette fin, la durabilité est l’un des critères d’évaluation à appliquer pour toutes les catégories de projets.

(20)Il est de plus en plus nécessaire de renforcer l’intégration du marché et l’interconnexion des réseaux de l’Union avec ceux de l’Espace économique européen (EEE) et de la Communauté de l’énergie. Par conséquent, les avantages et les coûts des projets d’intérêt mutuel entre un État membre et un pays de l’EEE ou une partie contractante de la Communauté de l’énergie devraient être considérés de manière cumulative pour l’Union et pour le pays concerné dans l’EEE ou la partie contractante concernée dans la Communauté de l’énergie.

(21)L’Union devrait faciliter les projets d’infrastructure reliant les réseaux directement aux réseaux de pays tiers qui sont mutuellement bénéfiques et nécessaires à la transition énergétique et à la réalisation des objectifs en matière de climat, et qui répondent également aux critères spécifiques des catégories d’infrastructures pertinentes au titre du présent règlement. Afin de mettre davantage l’accent sur les projets transfrontières et de maintenir la complémentarité avec la politique extérieure de l’Union, dans le cas de projets d’intérêt mutuel, les projets devraient relier directement un État membre au premier point de raccordement au réseau électrique ou au premier point de raccordement à l’hydrogène ou au dioxyde de carbone dans le pays tiers.

(22)En ce qui concerne les projets d’intérêt mutuel liés aux réseaux d’électricité, seuls les projets d’interconnexion reliant les systèmes énergétiques devraient être éligibles, à condition que leur capacité de transfert puisse être pleinement utilisée pour les échanges sur le marché. Il incombe aux gestionnaires de réseau de transport (GRT) correspondants d’évaluer à l’avance les incidences de tout projet sur la sécurité et la stabilité du réseau afin de confirmer que le projet peut être pleinement intégré dans les réseaux d’électricité des pays concernés.

(23)Il est nécessaire de veiller à ce que les projets d’intérêt mutuel, qui bénéficient d’un traitement prioritaire, fassent véritablement progresser les objectifs de l’Union en matière de marché intérieur, de sécurité d’approvisionnement et de neutralité climatique. Par conséquent, les projets d’intérêt mutuel devraient pouvoir être inscrits sur la liste de l’Union uniquement si le cadre politique d’un pays tiers concerné présente un niveau élevé de convergence et est soutenu par des mécanismes d’exécution, et ces projets devraient faire la démonstration d’une contribution à la réalisation des objectifs généraux de l’Union et des pays tiers en matière d’énergie et de climat en termes de sécurité d’approvisionnement et de décarbonation.

(24)Il convient de présumer l’existence d’un niveau élevé de convergence du cadre politique pour les parties contractantes de l’EEE ou de la Communauté de l’énergie. Lorsqu’il s’agit d’autres pays tiers, ce niveau élevé de convergence peut être attesté par des accords bilatéraux contenant des dispositions utiles relatives aux objectifs stratégiques en matière de climat et d’énergie et concernant la décarbonation, puis évalués par le groupe concerné, avec l’appui de la Commission. En outre, le pays tiers avec lequel l’Union coopère au développement de projets d’intérêt mutuel devrait faciliter un calendrier similaire pour une mise en œuvre accélérée et d’autres mesures d’appui politique, comme le prévoit le présent règlement.

(25)Le pays tiers concerné devrait veiller à ce que la partie du projet d’intérêt mutuel située sur son territoire et tout investissement supplémentaire nécessaire à la réalisation de l’ensemble des avantages du projet d’intérêt mutuel, tels que le renforcement du réseau interne, soient également considérés comme une priorité et mis en œuvre en temps utile pour garantir la pleine utilisation du projet.

(26)Afin de garantir que les projets de stockage de CO2 impliquant des pays tiers contribuent au transport et au stockage transfrontières de dioxyde de carbone d’une manière compatible avec les exigences de l’Union en matière de climat et d’environnement, ces projets ne devraient être éligibles que s’ils sont nécessaires au fonctionnement du transport et du stockage transfrontières de dioxyde de carbone et si le pays tiers maintient et applique effectivement un cadre juridique adéquat. Ce cadre juridique dans le pays tiers devrait prévoir l’application de normes et de garanties permettant de prévenir toute fuite de CO2 et d’assurer la sécurité et l’efficacité du stockage permanent du dioxyde de carbone aux fins de la protection du climat, de la santé humaine et des écosystèmes. Ces normes et garanties devraient assurer un niveau de protection au moins équivalent à celui prévu par le droit de l’Union. Il convient de présumer que les parties contractantes de l’EEE ou de la Communauté de l’énergie respectent ces normes et ces garanties.

(27)Les projets d’intérêt commun et les projets d’intérêt mutuel devraient être mis en œuvre le plus rapidement possible et être suivis étroitement et évalués de manière approfondie par les autorités nationales compétentes, l’Agence et les groupes, tout en respectant dûment les exigences en matière de participation des parties prenantes et la législation environnementale et en réduisant la charge administrative des promoteurs de projets à un minimum. Il convient d’accorder une attention particulière à l’évaluation des risques en ce qui concerne l’adaptation au changement climatique, la sécurité physique et la cybersécurité, en s’appuyant, le cas échéant, sur les exigences de la directive (UE) 2022/2557 pour ce qui est de la résilience des entités critiques et sur les exigences de la directive 2022/2555 du Parlement européen et du Conseil 51 pour ce qui est des mesures visant à assurer un niveau élevé de cybersécurité dans l’ensemble de l’Union. Par ailleurs, les promoteurs de projets devraient rendre compte aux autorités nationales compétentes des mesures prises à la suite de l’évaluation des risques. Ils devraient également rendre compte du respect de la législation environnementale et démontrer que les projets ne causent pas de «préjudice important» à l’environnement au sens de l’article 17 du règlement (UE) 2020/852 du Parlement européen et du Conseil 52 . Pour les projets d’intérêt commun existants ayant atteint une maturité suffisante, ces considérations devraient être prises en compte lors de la sélection des projets en vue de leur inscription sur la nouvelle liste de l’Union par les groupes.

(28)La Commission devrait avoir la possibilité de désigner des coordonnateurs européens pour les projets confrontés à des difficultés ou à des retards particuliers, afin de faciliter la mise en œuvre des projets qui rencontrent des difficultés.

(29)La procédure d’octroi des autorisations ne devrait ni entraîner de charge administrative disproportionnée par rapport à la taille et à la complexité d’un projet, ni entraver le développement des réseaux transeuropéens et l’accès au marché.

(30)Les projets d’intérêt commun et les projets d’intérêt mutuel devraient bénéficier d’un «statut prioritaire» au niveau national afin de garantir un traitement administratif rapide et un traitement d’urgence dans toutes les procédures judiciaires et de règlement des litiges les concernant.

(31)Les États membres qui ne donnent pas actuellement l’importance la plus élevée au niveau national à des projets d’infrastructures énergétiques en ce qui concerne la procédure d’octroi des autorisations sont encouragés à envisager la mise en place d’une telle importance nationale élevée, notamment si cela est susceptible d’accélérer la procédure d’octroi des autorisations.

(32)Les États membres qui ne disposent pas actuellement de procédures judiciaires accélérées ou urgentes applicables aux projets d’infrastructures énergétiques devraient être encouragés à envisager d’introduire de telles procédures, notamment en évaluant si cela conduirait à une mise en œuvre plus rapide de ces projets.

(33)Les projets concernant les actifs liés à l’hydrogène, les installations d’électrolyseurs et les actifs liés au dioxyde de carbone contribuent à la réalisation des objectifs en matière d’énergie et de climat, y compris en ce qui concerne la nécessité d’accélérer le déploiement des énergies renouvelables et leur intégration dans leur bouquet énergétique. Par conséquent, tous les projets d’intérêt commun et les projets d’intérêt mutuel concernant les actifs liés à l’hydrogène, les installations d’électrolyseurs et les actifs liés au dioxyde de carbone devraient être considérés comme étant d’intérêt public du point de vue de la politique énergétique, et les États membres devraient avoir la possibilité de les considérer comme étant d’un intérêt public majeur, sauf en ce qui concerne le patrimoine culturel et s’il existe des éléments de preuve manifestes selon lesquels ces projets ont des incidences négatives importantes sur l’environnement qui ne peuvent être atténuées ou compensées.

(34)En raison de leur rôle d’intégration des actifs liés aux énergies renouvelables, des solutions de flexibilité, du stockage de l’énergie et de l’électrification en général, les projets d’infrastructures électriques sont considérés comme essentiels pour parvenir à la neutralité climatique. Par conséquent, jusqu’à ce que l’objectif de neutralité climatique de l’Union soit atteint, ces projets devraient être considérés comme étant d’un intérêt public majeur et servant la santé et la sécurité publiques lorsqu’il s’agit de mettre en balance des intérêts juridiques concurrents, sauf en ce qui concerne le patrimoine culturel et s’il existe des éléments de preuve manifestes selon lesquels ces projets ont une incidence négative importante sur l’environnement qui ne peuvent être atténuées ou compensées, comme le prévoit la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil 53 .

(35)Compte tenu de leur importance pour parvenir à la neutralité climatique et de leur importance stratégique en tant que projets inscrits sur la liste de l’Union, les États membres devraient pouvoir autoriser que les projets d’intérêt commun et les projets d’intérêt mutuel concernant l’électricité 54 qui ont été expressément inclus dans un plan national de développement qui a fait l’objet d’une évaluation environnementale stratégique conformément à la directive 2001/42/CE du Parlement européen et du Conseil 55 et, s’ils sont susceptibles d’avoir une incidence importante sur des sites Natura 2000, d’une évaluation appropriée conformément à l’article 6, paragraphe 3, de la directive 92/43/CEE, soient exemptés des évaluations des incidences sur l’environnement au titre de la directive 2011/92/UE, des évaluations de leur incidence sur la protection des espèces conformément à l’article 12, paragraphe 1, de la directive 92/43/CEE et à l’article 5 de la directive 2009/147/CE, ainsi que des évaluations de leur incidence sur les sites Natura 2000. Ces exemptions devraient être possibles jusqu’à ce que la neutralité climatique soit atteinte.

(36)Afin d’atténuer toute incidence éventuelle de ces exemptions, les autorités compétentes des États membres devraient, après examen, veiller à ce que des mesures d’atténuation proportionnées et adéquates soient prises, en tenant compte de l’utilisation des meilleures technologies disponibles. Lorsqu’il n’est pas possible d’appliquer de telles mesures d’atténuation, les autorités compétentes devraient s’assurer que les promoteurs de projets adoptent des mesures compensatoires adéquates pour remédier à ces incidences, qui, si d’autres mesures compensatoires proportionnées ne sont pas disponibles, peuvent inclure le versement d’une compensation financière en faveur de programmes de protection des espèces. En outre, lorsqu’un projet est susceptible d’avoir des incidences négatives notables sur l’environnement d’un autre État membre, les autorités nationales compétentes devraient veiller à ce que les États membres concernés coopèrent pour définir des mesures visant à éviter ces incidences notables ou, si nécessaire, à les atténuer ou à les compenser.

(37)Afin d’accélérer le déploiement du réseau transeuropéen d’énergie, les conditions d’application des dérogations spécifiques énoncées dans la législation environnementale de l’Union devraient être claires. En particulier, lors de l’évaluation visant à établir s’il existe des solutions de remplacement satisfaisantes aux projets énergétiques, la portée de cette évaluation devrait être limitée aux solutions de remplacement qui garantissent la réalisation du même objectif dans un délai identique ou similaire et sans entraîner de coûts sensiblement plus élevés. Lorsqu’elles comparent le calendrier et le coût des solutions de remplacement satisfaisantes, les autorités compétentes devraient être en mesure de tenir compte de la nécessité de déployer des projets d’intérêt commun et des projets d’intérêt mutuel de manière accélérée et rentable, conformément aux priorités définies dans leurs plans nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat et dans leurs mises à jour, présentés à la Commission conformément au règlement (UE) 2018/1999.

(38)De même, lors de l’application de la dérogation pertinente prévue par la directive 92/43/CEE, il convient que les autorités compétentes puissent, dans des cas justifiés et lorsqu’il peut être raisonnablement démontré que le plan ou projet n’affecterait pas de manière irréversible, avant la mise en place des mesures, la cohérence globale du réseau Natura 2000, que l’intégrité environnementale du site est préservée et qu’un niveau élevé de protection des sites Natura 2000 est assuré, autoriser la mise en œuvre de mesures compensatoires parallèlement à la mise en œuvre du plan ou projet.

(39)Afin de réduire la complexité, d’accroître l’efficacité et la transparence et de favoriser la coopération entre les États membres, les États membres devraient veiller à ce qu’il existe une autorité compétente unique chargée de faciliter et de coordonner toutes les procédures d’octroi des autorisations en vue de rendre une décision globale, de coopérer avec les autres autorités concernées et les autorités nationales compétentes des autres États membres, d’agir en tant que point de contact unique pour les promoteurs, assurant la médiation de leurs contacts avec d’autres autorités, et de surveiller l’élaboration et les retards des projets inscrits sur la liste de l’Union.

(40)Afin d’accroître l’efficacité des procédures, les autorités nationales compétentes devraient également être chargées de veiller à ce que, pour les projets hybrides de transport et de production, le calendrier d’octroi des autorisations soit harmonisé pour tous les actifs du projet de manière à accélérer la procédure d’octroi des autorisations pour les installations de production et de transport.

(41)Afin de simplifier et d’accélérer la procédure d’octroi des autorisations pour les projets inscrits sur la liste de l’Union situés dans deux États membres ou plus, un point de contact unique entre les autorités nationales compétentes devrait être désigné conjointement par les États membres concernés. Le fait de disposer d’une autorité unique facilitant le processus et de rendre la décision finale globale devrait alléger la charge administrative qui pèse sur les promoteurs de projets et réduire la complexité, accroître l’efficacité et accélérer la procédure d’octroi des autorisations, en particulier lorsque les États membres prévoient des procédures conjointes assorties de calendriers et d’évaluations harmonisés. Afin de garantir une coopération transfrontière efficace, la Commission devrait se concentrer sur les projets d’interconnexion prioritaires recensés, en renforçant la coordination et le suivi de leur mise en œuvre et de leur autorisation. À cette fin, la Commission devrait aider les États membres à définir des procédures communes pour une procédure d’octroi des autorisations efficace et efficiente.

(42)Le cas échéant, les États membres devraient pouvoir inclure dans les décisions globales les décisions adoptées dans le cadre de négociations menées avec des propriétaires fonciers particuliers pour l’octroi de l’accès à la propriété, du droit de propriété sur un bien ou du droit d’occupation de celui-ci, dans le cadre de plans d’aménagement du territoire qui déterminent l’affectation générale des sols d’une région déterminée, qui englobent d’autres développements tels que les autoroutes, les voies ferrées, les immeubles et les zones naturelles protégées et qui ne sont pas réalisés dans le but spécifique du projet envisagé, ainsi que dans le cadre de l’octroi de permis d’exploitation. Dans le cadre de la procédure d’octroi des autorisations, un projet d’intérêt commun devrait pouvoir englober des infrastructures qui s’y rapportent dans la mesure où elles sont essentielles à la construction ou au fonctionnement du projet.

(43)Le présent règlement, notamment les dispositions relatives à l’octroi des autorisations, à la participation du public et à la mise en œuvre des projets d’intérêt commun, devrait s’appliquer sans préjudice du droit de l’Union et du droit international, notamment les dispositions relatives à la protection de l’environnement et de la santé publique et celles adoptées dans le cadre de la politique commune de la pêche et de la politique maritime intégrée, en particulier la directive 2014/89/UE du Parlement européen et du Conseil 56 .

(44)Il est essentiel que les parties prenantes, y compris la société civile, soient informées et consultées afin de garantir la réussite des projets et de limiter les objections à leur égard. Malgré l’existence de normes établies garantissant la participation du public aux procédures décisionnelles en matière d’environnement, qui s’appliquent pleinement aux projets d’intérêt commun, des mesures supplémentaires devraient être requises au titre du présent règlement pour garantir l’usage des normes les plus élevées possibles en matière de transparence et de participation du public pour toutes les questions pertinentes liées à la procédure d’octroi des autorisations pour les projets d’intérêt commun. Lorsqu’elle est déjà couverte par des règles nationales en vertu de normes égales ou supérieures à celles relevant du présent règlement, la consultation préalable à la procédure d’octroi des autorisations devrait être facultative et il convient d’éviter le double emploi des exigences légales.

(45)L’application correcte et coordonnée de la directive 2001/42/CE et de la directive 2011/92/UE et, le cas échéant, de la convention de la Commission économique pour l’Europe des Nations unies sur l’accès à l’information, la participation du public au processus décisionnel et l’accès à la justice en matière d’environnement 57 , signée à Aarhus le 25 juin 1998 (ci-après la «convention d’Aarhus»), et de la convention sur l’évaluation de l’impact sur l’environnement dans un contexte transfrontière 58 , signée à Espoo le 25 février 1991 (ci-après la «convention d’Espoo»), devrait permettre d’assurer l’harmonisation des principes essentiels d’évaluation des incidences environnementales et climatiques, y compris dans un contexte transfrontière. La Commission a publié des orientations visant à aider les États membres à simplifier les procédures d’évaluation environnementale des infrastructures énergétiques et à garantir l’application cohérente des procédures d’évaluation des incidences environnementales requises pour les projets d’intérêt commun au titre du droit de l’Union.

(46)Il importe de rationaliser et d’améliorer la procédure d’octroi des autorisations tout en respectant, dans la mesure du possible et en tenant dûment compte du principe de subsidiarité, les compétences et procédures nationales applicables à la construction de nouvelles infrastructures énergétiques. Étant donné qu’il est urgent de développer les infrastructures énergétiques, la simplification de la procédure d’octroi des autorisations devrait être assortie d’un délai clair dans lequel les autorités compétentes devraient rendre leur décision sur la construction du projet. Il importe que ledit délai permette un gain d’efficacité dans la définition et le déroulement des procédures. Le présent règlement devrait fixer des délais maximaux. Néanmoins, les États membres peuvent s’efforcer de réduire ces délais dans la mesure du possible, en particulier pour ce qui est des projets tels que les réseaux intelligents, qui peuvent ne pas nécessiter une procédure d’octroi des autorisations aussi complexe que celle prévue pour les infrastructures de transport.

(47)Le manque de ressources des autorités chargées de l’octroi des autorisations, la numérisation insuffisante des procédures d’octroi des autorisations et le manque de disponibilité des données constituent des goulets d’étranglement qui ralentissent lesdites procédures. La numérisation et l’utilisation appropriée des fonctionnalités de l’intelligence artificielle devraient accélérer les procédures, accroître l’efficacité des processus grâce à un traitement plus rapide des demandes et renforcer la transparence grâce à un meilleur accès aux informations sur les étapes et les exigences procédurales. Toutefois, la numérisation des procédures d’octroi des autorisations est à la traîne, les données étant souvent dispersées entre différentes autorités compétentes sans processus ou plateformes numériques unifiés et sans garantie d’interopérabilité. Cette situation entraîne un manque de clarté quant au statut des demandes et constitue un obstacle à la détermination des goulets d’étranglement. Par conséquent, les États membres devraient mettre en place une plateforme numérique au niveau national pour toutes les étapes des procédures d’octroi des autorisations pour les projets dans les domaines des énergies renouvelables, du stockage et du réseau, de sorte que la numérisation des procédures soit uniforme, interopérable et transparente en maximisant ses avantages sur le plan de l’accélération du processus d’autorisation. Cette plateforme devrait permettre aux promoteurs de projets de déposer des demandes et d’en vérifier l’avancement, de les attribuer aux autorités compétentes et de permettre à ces dernières de les traiter en ayant accès à toutes les données et informations pertinentes, sans avoir recours à des étapes intermédiaires sur papier. En outre, cette plateforme devrait permettre l’extraction de statistiques sur l’état d’avancement global des procédures d’octroi des autorisations dans les États membres. Ces plateformes numériques devraient s’appuyer sur des moyens sécurisés et interopérables fournis au moyen de portefeuilles européens d’identité numérique, conformément aux exigences du règlement (UE) nº 910/2014, pour les personnes physiques et, à l’avenir, au moyen de portefeuilles européens d’identité numérique pour les entreprises, conformément au [règlement (UE) nº XXX/20YY], pour les personnes morales, afin de permettre l’identification et l’authentification électroniques, la signature ou le scellement de documents, la soumission de documents et l’envoi ou la réception de notifications entre les autorités compétentes et les opérateurs économiques.

(48)Les autorités compétentes devraient être chargées de veiller au respect des délais fixés dans le présent règlement. En outre, compte tenu de l’urgence de déployer des infrastructures énergétiques et de l’importance stratégique des projets d’intérêt commun et des projets d’intérêt mutuel pour atteindre les objectifs de l’Union en matière d’énergie et de climat et dans la mesure où le principe d’approbation tacite existe en droit national, les États membres devraient veiller à ce que l’absence de réponse des autorités nationales compétentes dans le délai fixé dans le présent règlement, ou l’absence de réponse d’une autorité concernée dans le délai fixé par l’autorité nationale compétente, entraîne l’approbation tacite de l’avis, de l’autorisation ou du permis spécifique ou une réponse positive, à l’exception des décisions en matière d’environnement, et à ce que cette conclusion soit rendue publique.

(49)La procédure d’octroi des autorisations devrait prévoir deux procédures, à savoir la procédure de demande préalable facultative, dans le cadre de laquelle les travaux en vue de la constitution d’un dossier de demande complet sont fournis et acceptés par l’autorité nationale compétente, et la procédure légale d’octroi des autorisations obligatoire entre l’acceptation du dossier et le moment où les autorités rendent une décision globale. Au cours de la phase de demande préalable, les autorités nationales compétentes devraient s’acquitter d’une série de tâches. Elles devraient examiner le projet et informer le promoteur du projet des autorisations, études, permis et évaluations requis pour mener à bien la procédure d’octroi des autorisations, y compris les évaluations environnementales et les mesures d’atténuation ou de compensation qui devraient être mises en œuvre. Elles devraient définir la portée et le niveau de détail des documents recensés dans les conclusions de l’examen, en veillant à ce qu’aucune documentation ultérieure ne soit demandée au promoteur du projet, sauf lorsqu’un changement important est intervenu dans le projet ou son environnement qui rend les conditions et les hypothèses utilisées pour déterminer le champ d’application non applicables. Elles devraient établir un calendrier détaillé pour la procédure d’octroi des autorisations. Après avoir reçu le projet de dossier de demande comprenant tous les documents préparatoires, elles devraient décider si le dossier est considéré comme complet ou s’il manque des informations par rapport aux éléments demandés lors de la procédure de demande préalable.

(50)Lorsque cela est jugé efficace, les autorités nationales compétentes peuvent concevoir les exigences en matière d’autorisation pour la procédure d’octroi des autorisations et les consultations publiques d’un projet donné en plusieurs phases, à condition que la procédure d’octroi des autorisations soit simplifiée et accélérée.

(51)Le présent règlement ne devrait s’appliquer qu’à l’octroi d’autorisations pour des projets d’intérêt commun et des projets d’intérêt mutuel, à la participation du public à ces projets et au traitement réglementaire des projets. Les États membres devraient néanmoins pouvoir adopter des dispositions nationales afin d’appliquer des règles identiques ou semblables à d’autres projets n’ayant pas le statut de projets d’intérêt commun ou de projets d’intérêt mutuel relevant du champ d’application du présent règlement.

(52)Le processus de plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union fournit une base solide pour le recensement des projets d’intérêt commun et des projets d’intérêt mutuel. Si le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour l’électricité (REGRT pour l’électricité), le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour le gaz (REGRT pour le gaz), le réseau européen des gestionnaires de réseau pour l’hydrogène (REGRH) et les GRT continuent de jouer un rôle important dans le processus, il est nécessaire de rationaliser et d’orienter davantage les efforts, notamment en ce qui concerne la définition des scénarios pour l’avenir, le recensement des lacunes à long terme en matière d’infrastructures et des goulets d’étranglement dans les infrastructures énergétiques, ainsi que la mise en place des solutions les plus adéquates pour combler ces lacunes, afin d’accroître le poids politique, la pertinence et la solidité du processus. Par conséquent, l’Agence et la Commission devraient jouer un rôle accru dans le processus d’élaboration des plans décennaux de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union conformément aux règlements (UE) 2019/943 et (UE) 2024/1789.

(53)Étant donné que le scénario retenu et les hypothèses qui le sous-tendent jouent un rôle majeur dans le processus de planification du développement du réseau dans l’ensemble de l’Union, la Commission devrait jouer un rôle central dans sa définition. Cela devrait contribuer à rationaliser les contributions et à garantir un meilleur respect des objectifs stratégiques de l’Union. Il convient également que les plans décennaux de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union soient fondés sur un seul scénario central, avec d’éventuelles analyses de sensibilité au scénario en cas d’évolution des conditions externes, l’objectif principal du scénario étant de fournir une base commune pour évaluer les lacunes en matière d’infrastructures et les avantages des projets d’intérêt commun et des projets d’intérêt mutuel candidats. L’importance accrue du scénario central nécessite une participation étroite du REGRT pour l’électricité, du REGRH et du REGRT pour le gaz, des États membres et de l’Agence afin de veiller à ce que les données et informations pertinentes soient fournies et à ce que le scénario soit aligné sur les évolutions nationales. Le groupe de référence des parties prenantes devrait continuer à fournir des contributions et des conseils coordonnés aux parties prenantes sur l’élaboration de scénarios.

(54)Le processus de recensement des besoins en infrastructures devrait jouer un rôle plus important dans l’orientation des investissements prévus dans les infrastructures. Par rapport à la pratique actuelle, le processus devrait être élargi et prendre davantage en considération les liens intersectoriels et les leviers opérationnels, afin de déterminer clairement quelles solutions sont les plus utiles au système énergétique pour atteindre les objectifs en matière d’énergie et de climat. L’Agence devrait être davantage associée à la définition du cadre du processus et à sa vérification afin d’accroître l’acceptation des solutions ultérieures nécessaires pour combler les lacunes. L’Agence devrait élaborer des méthodologies pour le processus de recensement des besoins en infrastructures qui doit être mené par le REGRT pour l’électricité et le REGRH afin de garantir que les résultats sont suffisamment solides et conformes aux principes énoncés dans le présent règlement. L’approbation finale du rapport sur le recensement des besoins par l’organe de décision du groupe RTE-E devrait constituer un signal fort pour les promoteurs de projets quant aux endroits où les projets potentiels sont nécessaires.

(55)Rendre le processus de recensement des besoins en infrastructures plus complet et plus détaillé devrait permettre une meilleure mise en correspondance des projets prévus avec les besoins d’augmentation des capacités de transport. Cela devrait également favoriser un processus de suivi permettant de déterminer de nouvelles solutions susceptibles de répondre à des besoins non satisfaits. Les GRT devraient être la principale entité à proposer des projets potentiels pour combler les lacunes, mais d’autres solutions provenant d’autres parties prenantes devraient également être envisagées. Par conséquent, un processus de mise en correspondance des besoins devrait être le résultat d’une coopération régionale et associer les parties prenantes concernées aux discussions. Le rôle central de la Commission dans le processus devrait renforcer la coopération régionale et la participation des États membres, des autorités de régulation nationales, des promoteurs de projets et des autres parties prenantes concernées aux efforts visant à proposer les projets les plus adéquats, qu’il s’agisse de leviers opérationnels ou d’infrastructures, afin de répondre à d’éventuels besoins non satisfaits. En dernier ressort, la Commission devrait avoir le droit de lancer un appel à propositions afin de pallier l’insuffisance des progrès accomplis pour combler les lacunes persistantes. Il convient de veiller à ce que les projets éligibles soient inclus dès que possible dans les plans de développement nationaux ultérieurs, dans le plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union et dans la liste de l’Union.

(56)Une analyse coûts-avantages pour l’ensemble du système énergétique est nécessaire pour que la planification des infrastructures tienne compte de l’évolution des besoins d’un système intégré et décarboné, en évaluant de manière cohérente tous les coûts et avantages pertinents afin de déterminer les solutions les plus efficaces pour atteindre les objectifs de l’Union en matière d’énergie et de climat. Les leviers opérationnels, tels que les lignes dynamiques et les puissances des transformateurs, les systèmes avancés de contrôle des flux d’électricité ou les plateformes de jumeaux numériques, devraient jouer un rôle plus important pour répondre aux besoins du réseau, tant en ce qui concerne son fonctionnement que son expansion, et devraient donc également être couvertes par l’analyse coûts-avantages pour l’ensemble du système énergétique.

(57)Le plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union devrait fournir une vue d’ensemble complète des projets d’infrastructure prévus ayant des incidences transfrontières dans l’Union. Les leviers opérationnels et les solutions de flexibilité devraient faire partie intégrante du plan afin qu’il donne une image complète des investissements futurs nécessaires au fonctionnement optimal des réseaux d’électricité et d’hydrogène. Il convient également d’accorder une attention particulière aux projets améliorant la sécurité et la résilience du réseau.

(58)Dans l’exercice de leurs tâches précédant l’adoption des plans décennaux de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union, le REGRT pour l’électricité , le REGRH, l’Agence et la Commission devraient mener une large consultation impliquant toutes les parties prenantes intéressées. Parmi ces parties prenantes devraient figurer l’entité européenne pour la coopération des gestionnaires de réseau de distribution d’électricité dans l’Union européenne, les associations concernées par les marchés de l’électricité, du gaz 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 demande, les organisations concernées par les solutions d’efficacité énergétique, les secteurs industriels, y compris les transports, la numérisation et les données, ainsi que les associations de consommateurs d’énergie, le conseil scientifique consultatif européen sur le changement climatique et les représentants de la société civile, le cas échéant. Le groupe de référence des parties prenantes s’est révélé être une enceinte efficace de coopération des parties prenantes et sa contribution ultérieure au plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union devrait être soutenue. La consultation devrait être ouverte et transparente et être organisée en temps utile pour permettre le retour d’information des parties prenantes lors de la préparation des phases clés des plans décennaux de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union, comme le recensement des lacunes en matière d’infrastructures et la méthode d’analyse des coûts et avantages pour l’évaluation des projets. Le REGRT pour l’électricité et le REGRH devraient dûment prendre en considération les contributions reçues des parties prenantes lors des consultations et expliquer la façon dont ils en ont tenu compte lors de la soumission de leurs propositions finales.

(59)La planification des infrastructures énergétiques devrait tenir dûment compte du couplage sectoriel et des interconnexions entre les vecteurs énergétiques. L’élaboration des scénarios, le processus de recensement des besoins en infrastructures et les méthodes d’analyse des coûts et avantages devraient reposer sur une approche et une modélisation intégrées, à long terme et optimisées d’un «système énergétique unique» qui utilisent des hypothèses communes et des méthodologies cohérentes. Une meilleure coordination de la planification des infrastructures entre les secteurs devrait contribuer à hiérarchiser et à déployer de nouvelles solutions d’infrastructure de manière plus optimale.

(60)L’importance de veiller à ce que seuls les projets d’infrastructure pour lesquels il n’existe pas de solutions de remplacement raisonnables puissent bénéficier du statut de projet d’intérêt commun ou de projet d’intérêt mutuel implique également que le principe de primauté de l’efficacité énergétique soit pris en considération dans la planification des infrastructures énergétiques et dans les travaux des groupes régionaux dressant les listes régionales des projets proposés. Conformément au principe de primauté de l’efficacité énergétique, toutes les solutions pertinentes de remplacement des infrastructures nouvelles permettant d’assurer les besoins futurs en matière d’infrastructures devraient être envisagées. Il convient d’accorder une attention particulière aux leviers opérationnels ou numériques, au recours à la participation active de la demande ou à la flexibilité non fossile, qui pourraient améliorer l’efficacité globale des réseaux. À cette fin, ces solutions devraient être envisagées en priorité par les gestionnaires de réseau lors de l’évaluation des projets d’expansion du système. Il convient également d’encourager une utilisation rentable des réseaux, notamment par le recours à des signaux de prix liés à l’emplacement et à l’heure d’utilisation dans les redevances d’accès au réseau et les régimes d’aide.

(61)Pour atteindre l’objectif de neutralité climatique de l’UE à l’horizon 2050, l’Union a besoin d’accroître considérablement sa production d’électricité renouvelable. Il convient d’investir davantage dans les énergies renouvelables en mer afin d’atteindre au moins 350 GW de production d’énergies renouvelables en mer installée conformément aux objectifs régionaux cumulés non contraignants des États membres en matière d’énergies renouvelables en mer mis à jour en décembre 2024 et soutenus dans la communication de la Commission du 24 octobre 2023 intitulée «Réaliser les ambitions de l’UE en matière d’énergies renouvelables en mer» 59 . Les premiers plans de développement du réseau en mer publiés par le REGRT pour l’électricité en janvier 2024 ont constitué une avancée importante en ancrant les ambitions régionales en mer des États membres dans la planification du réseau en mer. Cela devrait soutenir le recensement des projets transfrontaliers d’énergies renouvelables en mer, y compris les projets hybrides et les projets de connexions radiales transfrontières, afin de garantir un développement optimisé et rentable des réseaux en mer au niveau des bassins maritimes. La logique stratégique à long terme incluse dans les plans de développement du réseau en mer devrait être étendue aux réseaux électriques terrestres, ainsi qu’aux réseaux d’hydrogène.

(62)L’évaluation des avantages et des coûts des corridors prioritaires de réseaux d’énergies renouvelables en mer devrait aider les États membres à réaliser une analyse préliminaire du partage des coûts au niveau des corridors prioritaires de réseaux en mer, afin de soutenir les engagements politiques communs ultérieurs en faveur des projets transfrontières de réseaux en mer. Les orientations de la Commission du 27 juin 2024 sur les cadres d’investissement collaboratifs pour les projets énergétiques en mer devraient servir de base à l’évaluation des avantages et des coûts des corridors prioritaires de réseaux en mer pour les énergies renouvelables et peuvent être mises à jour par la Commission, avec la participation des États membres, des GRT concernés, de l’Agence et des autorités de régulation nationales, lorsque cela est jugé pertinent.

(63)Les coûts d’élaboration, de construction, d’exploitation et d’entretien des projets d’intérêt commun devraient en général être supportés par les utilisateurs de l’infrastructure. Lors du partage des coûts, il convient de veiller à ce que la charge pesant sur les utilisateurs finals ne soit pas disproportionnée, notamment lorsque cette situation peut conduire à la précarité énergétique. Les projets d’intérêt commun devraient pouvoir bénéficier d’une répartition transfrontière des coûts lorsqu’une évaluation de la demande du marché ou de l’incidence escomptée sur les tarifs montre que l’on ne peut pas s’attendre à ce que les coûts soient couverts par les tarifs payés par les utilisateurs de l’infrastructure.

(64)Le marché intérieur de l’énergie étant de plus en plus interconnecté, il est nécessaire d’adopter des règles claires et transparentes sur la répartition transfrontière des coûts afin d’accélérer les investissements dans les infrastructures transfrontières et dans les projets ayant une incidence transfrontière. À mesure que les infrastructures énergétiques transfrontières deviennent plus intégrées, davantage de projets apportent des avantages au-delà des territoires sur lesquels ils sont construits. Il est donc essentiel de partager les coûts de manière équitable et transparente afin d’éviter de faire peser des charges disproportionnées sur les consommateurs locaux. La discussion sur la répartition appropriée des coûts devrait reposer sur l’analyse, fondée sur une méthodologie harmonisée, pour l’ensemble du système énergétique, des coûts et avantages d’un projet d’infrastructure accompli, en utilisant le scénario central et les éventuelles analyses de sensibilité établis aux fins des plans décennaux de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union au titre des règlements (UE) 2019/943 et (UE) 2024/1789, de sorte à aboutir à une analyse solide de la contribution du projet d’intérêt commun ou du projet d’intérêt mutuel aux politiques énergétiques de l’Union en matière de décarbonation, d’intégration du marché, de concurrence, de durabilité et de sécurité de l’approvisionnement. Les États membres et les autorités de régulation nationales dans lesquels sont situés au moins 10 % des avantages d’un projet devraient participer aux discussions sur la répartition des coûts afin de garantir que le projet peut être mis en œuvre et que ses avantages peuvent être obtenus. En outre, les accords de répartition transfrontière des coûts devraient envisager des dispositions ex post pour garantir une participation équitable et proportionnée des pays non hôtes, à condition que ces ajustements soient clairement définis et structurés de manière à préserver la sécurité des investissements.

(65)Il est essentiel de garantir un cadre de financement stable pour l’élaboration de projets d’intérêt commun tout en réduisant au minimum les besoins d’aide financière et en encourageant dans le même temps les investisseurs intéressés au moyen d’incitations et de mécanismes financiers appropriés. Lorsqu’elles décident de la répartition transfrontière des coûts, les autorités de régulation nationales devraient répartir les coûts d’investissement engagés efficacement, et pertinents au regard de leurs approches et méthodes nationales pour des infrastructures semblables, par-delà les frontières dans leur intégralité et les inclure dans les tarifs nationaux. Par la suite, les autorités de régulation nationales devraient déterminer, le cas échéant, si leur incidence sur les tarifs nationaux pourrait représenter une charge disproportionnée pour les consommateurs dans leurs États membres respectifs. Les autorités de régulation nationales devraient éviter les risques de double soutien aux projets en tenant compte des redevances et recettes réelles ou estimées. Ces redevances et recettes ne devraient être prises en considération que dans la mesure où elles se rapportent aux projets et sont destinées à couvrir les coûts en question.

(66)Afin de faciliter les discussions sur le partage des coûts entre les États membres concernés et les pays tiers, il convient de prévoir la possibilité de regrouper les projets d’intérêt commun et les projets d’intérêt mutuel. En permettant à des groupes d’États membres de considérer une combinaison de projets comme mutuellement bénéfiques, il est possible de favoriser des solutions gagnant-gagnant, de réduire les risques et les coûts de transaction dans les négociations et d’augmenter les chances de mise en œuvre. Une aide supplémentaire au niveau de l’Union, par exemple via le mécanisme pour l’interconnexion en Europe, ou au niveau régional en utilisant les recettes tirées de la congestion, pourrait faciliter davantage ces accords et promouvoir la mise en place en temps utile d’infrastructures prioritaires.

(67)Le règlement (UE) 2019/943 fixe, à l’article 19, paragraphe 2, trois objectifs prioritaires en ce qui concerne l’utilisation des recettes résultant de l’allocation de la capacité d’échange entre zones, à savoir: a) garantir la disponibilité réelle des capacités allouées, y compris la compensation de fermeté; b) maintenir ou accroître les capacités d’échange entre zones via l’optimisation des interconnexions existantes ou couvrir les coûts résultant des investissements dans le réseau qui sont pertinents pour réduire la congestion des interconnexions; et c) indemniser les exploitants de centrales de production d’électricité renouvelable en mer dans les circonstances qui y sont prévues. Les GRT devraient veiller à ce que les trois objectifs prioritaires soient atteints, y compris l’objectif visé au point b). Afin de faciliter le financement de projets d’intérêt commun et de projets d’intérêt mutuel qui réduisent la congestion des interconnexions et d’apporter prévisibilité et transparence aux discussions sur les décisions de répartition transfrontière des coûts conformément à l’article 16 du présent règlement, il convient d’exiger des GRT qu’ils réservent une part limitée des recettes tirées de la congestion à ces investissements. Cette exigence est sans préjudice de la responsabilité des GRT de décider des priorités de financement, sous la supervision des autorités de régulation et conformément à la méthode approuvée au titre de l’article 19, paragraphe 4, du règlement (UE) 2019/943. Cette exigence ne devrait pas s’appliquer lorsqu’il peut être démontré qu’il n’est pas nécessaire de construire des capacités transfrontières supplémentaires aux frontières de l’État membre concerné.

(68)Lorsqu’il n’existe pas de GRT dans un État membre, les références faites aux GRT dans l’ensemble du présent règlement devraient s’appliquer mutatis mutandis aux gestionnaires de réseau de distribution (GRD).

(69)La législation relative au marché intérieur de l’énergie prévoit que les tarifs d’accès aux réseaux fournissent des mesures incitatives appropriées pour les investissements. Toutefois, plusieurs types de projets d’intérêt commun sont susceptibles d’engendrer des externalités qui pourraient ne pas être pleinement prises en compte et récupérées dans le cadre du système tarifaire normal. Lorsqu’elles appliquent la législation relative au marché intérieur de l’énergie, les autorités de régulation nationales devraient assurer un cadre réglementaire et financier stable et prévisible, avec des mesures incitatives, y compris à long terme, en faveur de projets d’intérêt commun, qui sont proportionnées au niveau de risque spécifique du projet concerné. Ce cadre devrait s’appliquer en particulier aux projets transfrontières, aux technologies de transport d’électricité novatrices permettant l’intégration à grande échelle des énergies renouvelables, des ressources énergétiques décentralisées ou de la réponse à la demande dans les réseaux interconnectés, ainsi qu’aux projets de développement de technologies énergétiques et de numérisation qui soit sont susceptibles de présenter des risques plus élevés que des projets similaires situés dans un État membre, soit offrent des avantages plus importants pour l’Union. Par ailleurs, les projets dont les dépenses opérationnelles sont élevées devraient également avoir accès à des mesures incitatives appropriées pour les investissements. En particulier, les réseaux en mer pour les énergies renouvelables qui remplissent une double fonction, constituant à la fois des interconnexions électriques et reliant des projets de production d’énergie renouvelable en mer, sont susceptibles de présenter des risques plus élevés que des projets d’infrastructures terrestres comparables, en raison de leur connexion intrinsèque aux actifs de production, ce qui entraîne des risques réglementaires, des risques en matière de financement, tels que la nécessité d’investissements anticipatifs, des risques de marché et des risques liés à l’utilisation de nouvelles technologies innovantes.

(70)Le règlement (UE) 2022/869 a montré, dans le cadre de la mise en œuvre des projets d’importance européenne, la valeur ajoutée du levier financier exercé sur les fonds privés par l’apport d’une aide financière substantielle de l’Union. Étant donné la situation économique et financière et les contraintes budgétaires, un soutien ciblé devrait se poursuivre au titre du cadre financier pluriannuel, notamment en vue de réduire les risques liés aux projets et d’attirer les investissements privés, afin de maximiser les effets du financement public et ses avantages pour les citoyens de l’Union et d’attirer de nouveaux investisseurs dans les corridors et domaines prioritaires en matière d’infrastructures énergétiques tels qu’indiqués à l’annexe I du présent règlement, tout en maintenant la contribution budgétaire de l’Union à un minimum.

(71)Les projets d’intérêt commun devraient être éligibles à une aide financière de l’Union pour des études et, sous certaines conditions, pour des travaux au titre du règlement (UE) 2021/1153 du Parlement européen et du Conseil 60 sous la forme de subventions ou d’instruments financiers innovants, afin de garantir qu’une aide sur mesure est apportée aux projets d’intérêt commun qui ne sont pas viables au regard du cadre réglementaire et des conditions du marché existants. Il importe de prévenir toute distorsion de concurrence, notamment entre les projets contribuant à la réalisation des mêmes corridors prioritaires de l’Union. Une telle aide financière devrait assurer les synergies nécessaires avec d’autres fonds de l’Union disponibles pour financer les réseaux intelligents de distribution d’énergie, ainsi qu’avec le mécanisme de financement des énergies renouvelables de l’Union établi par le règlement d’exécution (UE) 2020/1294 de la Commission 61 .

(72)Une logique en trois étapes devrait s’appliquer aux investissements dans des projets d’intérêt commun. Tout d’abord, les investissements devraient être proposés en priorité au marché. Ensuite, dans les cas où les investissements ne sont pas réalisés par le marché, des solutions réglementaires devraient être envisagées, au besoin en ajustant le cadre réglementaire concerné et en veillant à sa bonne application. Enfin, si les deux premières étapes ne suffisent pas à garantir les investissements nécessaires dans des projets d’intérêt commun, il devrait être possible d’octroyer une aide financière de l’Union si le projet d’intérêt commun remplit les critères d’éligibilité applicables.

(73)Les projets d’intérêt commun et les projets d’intérêt mutuel ne devraient pas pouvoir bénéficier d’une aide financière de l’Union lorsque les promoteurs du projet, les gestionnaires ou les investisseurs se trouvent dans l’une des situations d’exclusion visées à l’article 138 du règlement (UE, Euratom) 2024/2509 du Parlement européen et du Conseil 62 , notamment en cas de condamnation pour fraude, de corruption ou de comportements liés à une organisation criminelle. Il devrait être possible de retirer un projet d’intérêt commun de la liste de l’Union si le projet a été inscrit sur cette liste sur la base d’informations incorrectes ayant constitué un facteur décisif dans cette inscription ou si le projet n’est pas conforme au droit de l’Union. Pour les projets d’intérêt commun situés dans les États membres et bénéficiant d’une dérogation au titre du présent règlement, ces États membres devraient s’assurer, lorsqu’ils soutiennent une demande de financement de ces projets en vertu du règlement (UE) 2022/869, que ces projets ne bénéficient pas directement ou indirectement à des personnes ou à des entités qui se trouvent dans l’une des situations d’exclusion visées à l’article 138 du règlement (UE, Euratom) 2024/2509.

(74)Les subventions pour des travaux en faveur de projets d’intérêt mutuel devraient être disponibles aux mêmes conditions que pour les projets d’intérêt commun lorsqu’elles contribuent aux objectifs généraux de l’Union en matière d’énergie et de climat et lorsque les objectifs de décarbonation du pays tiers concordent avec les objectifs de l’accord de Paris.

(75)L’Union devrait faciliter les projets énergétiques dans les régions défavorisées, moins connectées, périphériques, ultrapériphériques ou isolées de façon à permettre l’accès aux réseaux transeuropéens dans le secteur de l’énergie en vue d’accélérer le processus de décarbonation et de réduire la dépendance à l’égard des combustibles fossiles.

(76)Conformément aux conclusions du Conseil européen du 4 février 2011 selon lesquelles aucun État membre ne devrait rester à l’écart des réseaux européens du gaz et de l’électricité au-delà de 2015, ni voir sa sécurité énergétique mise en péril par le manque de connexions appropriées, le présent règlement a pour but de garantir l’accès aux réseaux transeuropéens dans le secteur de l’énergie en mettant fin à l’isolement énergétique de Chypre et de Malte, qui ne sont toujours pas connectés au réseau gazier transeuropéen. Cet objectif devrait être atteint en permettant aux projets en cours de développement ou de planification qui ont obtenu le statut de projet d’intérêt commun au titre du règlement (UE) nº 2022/869 de conserver leur statut jusqu’à ce que Chypre et Malte soient connectés au réseau gazier transeuropéen ou jusqu’au 31 décembre 2029, la date la plus proche étant retenue. Outre leur contribution au développement du marché des énergies renouvelables, à la flexibilité et à la résilience du système énergétique et à la sécurité de l’approvisionnement, ces projets garantiraient l’accès aux futurs marchés de l’énergie, dont l’hydrogène, et contribueraient à atteindre les objectifs généraux de l’Union en matière d’énergie et de climat.

(77)Afin d’assurer la cohérence des modifications proposées au titre du présent règlement avec le cadre de l’Union pour les marchés de l’électricité, du gaz et de l’hydrogène, des modifications correspondantes sont proposées aux articles 3 et 11 du règlement (UE) 2019/942 du Parlement européen et du Conseil 63 , à l’article 48 du règlement (UE) 2019/943 et aux articles 60 et 61 du règlement (UE) 2024/1789. Ces modifications concernent l’utilisation du scénario central dans le plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union, la prise en considération de leviers opérationnels et d’autres solutions à l’expansion du système et la clarification de la portée temporelle des plans. Il convient dès lors de modifier ces règlements en conséquence.

(78)Afin de garantir le développement en temps utile de projets d’infrastructures énergétiques essentiels pour l’Union, la troisième liste de projets d’intérêt commun et de projets d’intérêt mutuel de l’Union devrait rester en vigueur jusqu’à l’entrée en vigueur de la première liste de projets d’intérêt commun et de projets d’intérêt mutuel de l’Union établie en vertu du présent règlement. En outre, pour permettre le développement, le suivi et le financement de projets d’intérêt commun inscrits sur la troisième liste de l’Union conformément au règlement (UE) 2022/869, certaines dispositions dudit règlement devraient rester en vigueur et produire des effets jusqu’à l’entrée en vigueur de la première liste de projets d’intérêt commun et de projets d’intérêt mutuel de l’Union établie en vertu du présent règlement.

(79)Afin que la liste de l’Union soit limitée aux projets qui contribuent le plus à la mise en œuvre des corridors et domaines prioritaires en matière d’infrastructures énergétiques stratégiques énoncés à l’annexe I du présent règlement, il convient de déléguer à la Commission le pouvoir d’adopter des actes conformément à l’article 290 du traité pour modifier les annexes du présent règlement de manière à dresser et à réviser la liste de l’Union, sans préjudice du droit des États membres d’approuver des projets inscrits sur la liste de l’Union concernant leur territoire.

(80)Il convient de déléguer à la Commission le pouvoir d’adopter des actes conformément à l’article 290 du traité pour élaborer le scénario central, qui constitue la base de la planification du réseau au niveau de l’Union.

(81)Il convient de déléguer à la Commission le pouvoir d’adopter des actes conformément à l’article 290 du traité pour préciser les conditions dans lesquelles les GRT peuvent utiliser les recettes tirées de la congestion et les conditions dans lesquelles l’objectif de l’article 19, paragraphe 2, point b), du règlement (UE) 2019/943 est considéré comme rempli de manière adéquate.

(82)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» 64 . En particulier, pour assurer leur égale participation à la préparation des actes délégués, le Parlement européen et le Conseil reçoivent tous les documents au même moment que les experts des États membres, et leurs experts ont systématiquement accès aux réunions des groupes d’experts de la Commission traitant de la préparation des actes délégués.

(83)Les débats des groupes sont essentiels à l’adoption, par la Commission, des actes délégués établissant la liste de l’Union. Par conséquent, il convient, dans la mesure du possible, que le Parlement européen et le Conseil soient informés des résultats des réunions des groupes et puissent y envoyer des experts conformément à l’accord interinstitutionnel du 13 avril 2016 «Mieux légiférer». Compte tenu de la nécessité de veiller à ce que les objectifs fixés dans le présent règlement soient atteints et au vu du nombre de projets figurant jusqu’ici sur les listes de l’Union, le nombre total de projets inscrits sur la liste de l’Union devrait rester gérable et ne devrait donc pas dépasser significativement le nombre de 220.

(84)Il convient dès lors de modifier les règlements (UE) 2019/942, (UE) 2019/943 et (UE) 2024/1789 en conséquence et d’abroger le règlement (UE) 2022/869.

(85)Étant donné que les objectifs du présent règlement, à savoir le développement et l’interopérabilité des réseaux transeuropéens d’énergie et la connexion à ces réseaux qui contribuent à garantir l’atténuation du changement climatique, en particulier à atteindre les objectifs de l’Union en matière d’énergie et de climat et son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050 au plus tard, et à assurer des interconnexions, la sécurité énergétique, l’intégration du marché et des systèmes, la concurrence au bénéfice de tous les États membres et des prix de l’énergie abordables, ne peuvent pas être atteints de manière suffisante par les États membres mais peuvent, en raison des dimensions et des effets de l’action proposée, l’être mieux 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 tel qu’énoncé audit article, le présent règlement n’excède pas ce qui est nécessaire pour atteindre ces objectifs,

ONT ADOPTÉ LE PRÉSENT RÈGLEMENT:

CHAPITRE I

Dispositions générales

Article premier

Objet et champ d’application

1.Le présent règlement établit des orientations pour le développement et l’interopérabilité en temps utile des corridors et domaines prioritaires en matière d’infrastructures énergétiques transeuropéennes (les corridors et domaines prioritaires en matière d’infrastructures énergétiques) énoncés à l’annexe I qui contribuent à garantir l’atténuation du changement climatique, en particulier à parvenir aux objectifs de l’Union en matière d’énergie et de climat et à son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050 au plus tard, et à assurer des interconnexions, la sécurité énergétique, l’intégration du marché et des systèmes, la concurrence au bénéfice de tous les États membres et des prix de l’énergie abordables.

2.En particulier, le présent règlement:

(a)prévoit le recensement de projets d’intérêt commun et de projets d’intérêt mutuel inscrits sur la liste de l’Union;

(b)facilite la mise en œuvre en temps utile des projets inscrits sur la liste de l’Union en rationalisant, en coordonnant de façon plus étroite et en accélérant les procédures d’octroi des autorisations ainsi qu’en renforçant la transparence et la participation du public;

(c)établit des règles pour la répartition transfrontière des coûts et la mise en place de mesures incitatives tenant compte des risques applicables aux projets inscrits sur la liste de l’Union;

(d)fixe les conditions d’éligibilité des projets inscrits sur la liste de l’Union pour une aide financière de l’Union.

Article 2

Définitions

Aux fins du présent règlement, outre les définitions figurant dans les règlements (UE) 2018/1999, (UE) 2019/942, (UE) 2019/943 et (UE) 2024/1789, dans la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil 65 et dans les directives (UE) 2019/944 et (UE) 2024/1788, on entend par:

(1)«infrastructure énergétique», tout équipement matériel ou toute installation relevant des catégories d’infrastructures énergétiques énoncées à l’annexe II qui est situé dans l’Union ou qui relie l’Union à des pays tiers;

(2)«goulet d’étranglement des infrastructures énergétiques», la limitation des flux physiques dans un système énergétique en raison d’une capacité de transport insuffisante, qui comprend notamment l’absence d’infrastructure;

(3)«décision globale», le document contraignant, mis à la disposition des promoteurs de projets par écrit ou par voie électronique, constituant ou comprenant la décision ou l’ensemble de décisions prises par une ou plusieurs autorités d’un État membre, à l’exception des cours et tribunaux, qui détermine si le promoteur d’un projet peut se voir accorder ou non l’autorisation de construire l’infrastructure énergétique permettant de réaliser un projet d’intérêt commun ou un projet d’intérêt mutuel en ayant la possibilité de commencer, avec ou sans passation de marché, les travaux de construction nécessaires («phase prêt à construire»), sans préjudice de toute décision prise dans le cadre d’une procédure de recours administratif;

(4)«projet», un(e) ou plusieurs lignes, gazoducs, oléoducs, installations ou équipements relevant des catégories d’infrastructures énergétiques énoncées à l’annexe II;

(5)«projet d’intérêt commun», un projet qui est nécessaire pour mettre en œuvre les corridors et les domaines prioritaires en matière d’infrastructures énergétiques énoncés à l’annexe I et inscrit sur la liste de l’Union;

(6)«projet d’intérêt mutuel», un projet promu par l’Union en coopération avec un pays tiers, qui est soutenu par les gouvernements des pays directement concernés, contribue à l’objectif de neutralité climatique de l’Union à l’horizon 2050, est inscrit sur la liste de l’Union et relève de l’une des catégories d’infrastructures pour l’électricité énoncées à l’annexe II, point 1), a), d) ou h), et relie le réseau électrique de l’Union au réseau électrique d’un pays tiers, ou relève de l’une des catégories d’infrastructures pour l’hydrogène énoncées à l’annexe II, point 2), ou relève de l’une des catégories d’infrastructures pour le CO2 énoncées à l’annexe II, point 4), a) ou c);

(7)«projets concurrents», des projets qui pallient, en tout ou en partie, le même besoin recensé en infrastructures;

(8)«promoteur de projets», l’une des catégories suivantes:

(a)un gestionnaire de réseau de transport (GRT), un gestionnaire de réseau de distribution (GRD), un gestionnaire de réseau d’hydrogène ou tout autre gestionnaire ou investisseur qui élabore un projet inscrit sur la liste de l’Union;

(b)dans le cas où sont concernés plusieurs GRT, GRD, gestionnaires de réseau d’hydrogène, un autre gestionnaire, un autre investisseur, ou tout groupe de ces catégories, l’entité dotée de la personnalité juridique au titre du droit national applicable, désignée en vertu d’un arrangement contractuel entre ces parties et dotée de la capacité de contracter des obligations légales et d’assumer la responsabilité financière pour le compte des parties à l’arrangement contractuel;

(9)«réseau électrique intelligent», un réseau électrique, y compris dans des îles non interconnectées ou insuffisamment connectées aux réseaux transeuropéens d’énergie, qui permet l’intégration rentable et le contrôle actif du comportement et des actions de l’ensemble des utilisateurs qui y sont connectés, notamment les producteurs, les consommateurs et les prosommateurs, afin d’obtenir un système électrique durable et efficace économiquement qui se caractérise par des pertes faibles et par un degré élevé d’intégration des sources renouvelables, de sécurité de l’approvisionnement et de sécurité, et dans lequel le gestionnaire de réseau peut surveiller par voie numérique les actions des utilisateurs qui y sont connectés, ainsi que les technologies de l’information et de la communication pour communiquer avec les gestionnaires de réseau, les producteurs, les installations de stockage de l’énergie et les consommateurs ou les prosommateurs connexes, en vue de transporter et de distribuer l’électricité de manière durable, rentable et sûre;

(10)«autorité de régulation nationale», une autorité de régulation nationale désignée conformément à l’article 76, paragraphe 1, de la directive (UE) 2024/1788 ou une autorité de régulation au niveau national désignée conformément à l’article 57 de la directive (UE) 2019/944;

(11)«autorité de régulation nationale compétente», l’autorité de régulation nationale des États membres qui accueillent les projets et des États membres sur lesquels le projet a une incidence positive importante;

(12)«autorité concernée», l’autorité qui, en vertu du droit national, est compétente pour délivrer différents permis et autorisations relatifs à la planification, à la conception et à la construction de biens immobiliers nécessaires à la réalisation d’un projet d’intérêt commun ou d’un projet d’intérêt mutuel, y compris les infrastructures énergétiques en tant que telles, et l’autorité compétente pour délivrer les permis et autorisations relatifs aux travaux nécessaires à la réalisation du projet;

(13)«travaux», l’achat, la fourniture et le déploiement des composants, des systèmes et des services, y compris des logiciels, la réalisation des activités de développement, de réaffectation, de construction et d’installation relatives à un projet, la réception des installations et le lancement d’un projet;

(14)«études», les activités requises pour la préparation de la mise en œuvre d’un projet, telles que les études préparatoires, de faisabilité, d’évaluation, d’essais et de validation, y compris des logiciels, et toute autre mesure d’appui technique, y compris les actions préalables à la définition et au développement d’un projet ainsi qu’à la prise de décision quant à son financement, telles que les actions de reconnaissance sur les sites concernés et la préparation du montage financier;

(15)«mise en service», la procédure de mise en exploitation d’un projet après sa construction;

(16)«actifs affectés à l’hydrogène», une infrastructure pour l’hydrogène conçue aux fins exclusives d’utiliser ou de transporter de l’hydrogène pur sans nécessiter de travaux d’adaptation supplémentaires, y compris les réseaux de canalisations ou les installations de stockage nouvellement construits, réaffectés à partir d’actifs de gaz naturel, ou les deux;

(17)«réaffectation», la mise à niveau technique ou la modification d’infrastructures existantes pour le gaz naturel afin qu’elles soient affectées à l’usage exclusif de l’hydrogène;

(18)«adaptation au changement climatique», un processus visant à garantir la résilience des infrastructures énergétiques face aux effets négatifs potentiels du changement climatique au moyen d’une évaluation des risques et de la vulnérabilité climatique, notamment dans le cadre de mesures d’adaptation appropriées;

(19)«leviers opérationnels», des investissements dans les infrastructures énergétiques dans le secteur de l’électricité qui peuvent accroître la capacité disponible du réseau ou améliorer l’efficience de l’exploitation du réseau par le déploiement de technologies d’amélioration du réseau, y compris des solutions numériques.

CHAPITRE II

Projets d’intérêt commun et projets d’intérêt mutuel

Article 3

Liste des projets d’intérêt commun et des projets d’intérêt mutuel de l’Union

1.Des groupes régionaux (ci-après dénommés «groupes») sont établis conformément à la procédure énoncée à l’annexe III, section 1. L’appartenance à un groupe est fondée sur chaque corridor et domaine prioritaire et leur couverture géographique respective comme il est énoncé à l’annexe I. Les groupes peuvent fusionner ou se réunir dans différentes configurations, selon les besoins. La configuration des réunions à l’échelle interrégionale de l’ensemble des groupes est le groupe RTE-E. Le pouvoir de décision au sein des groupes est réservé aux États membres et à la Commission (ci-après dénommés conjointement l’«organe de décision») et repose sur le consensus.

2.Le groupe RTE-E adopte son règlement intérieur compte tenu des dispositions de l’annexe III. Ce règlement intérieur s’applique à tous les groupes.

3.L’organe de décision de chaque groupe adopte une liste régionale de projets, dressée selon: la procédure énoncée à l’annexe III, section 2; la contribution de chaque projet à la mise en œuvre des corridors et domaines prioritaires en matière d’infrastructures énergétiques énoncés à l’annexe I; et leur conformité avec les critères énoncés à l’article 4.

Lorsque l’organe de décision d’un groupe dresse sa liste régionale:

(a)chaque proposition individuelle de projet requiert l’approbation des États membres dont le territoire est concerné par le projet; si un État membre refuse de donner son approbation, il présente les motifs de ce refus au groupe concerné;

(b)il tient compte de l’avis de la Commission visant à disposer d’un nombre total de projets inscrits sur la liste de l’Union qui soit gérable.

4.La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l’article 23 afin de compléter le présent règlement en fixant la liste de l’Union, sous réserve de l’article 172, deuxième alinéa, du traité.

La liste de l’Union est dressée tous les deux ans, sur la base des listes régionales adoptées par les organes de décision des groupes créés conformément à l’annexe III, section 1, point 1), conformément à la procédure énoncée au paragraphe 3 du présent article.

La Commission adopte l’acte délégué dressant la première liste de l’Union en vertu du présent règlement au plus tard le 30 novembre 2029.

Si un acte délégué adopté par la Commission en vertu du présent paragraphe ne peut entrer en vigueur en raison d’une objection exprimée soit par le Parlement européen, soit par le Conseil en vertu de l’article 23, paragraphe 6, la Commission convoque immédiatement les groupes afin d’établir de nouvelles listes régionales en tenant compte des motifs de l’objection. La Commission adopte dès que possible un nouvel acte délégué établissant la liste de l’Union.

5.Lorsqu’elle établit la liste de l’Union en combinant les listes régionales visées au paragraphe 3, la Commission, en tenant dûment compte des délibérations des groupes:

(a)veille à ce que seuls les projets qui remplissent les critères de l’article 4 y soient inscrits;

(b)veille à la cohérence entre les régions;

(c)tient compte des avis des États membres visés à l’annexe III, section 2, point 10);

(d)vise à ce que le nombre total de projets inscrits sur la liste de l’Union soit gérable.

6.Les projets d’intérêt commun et des projets d’intérêt mutuel relevant des catégories d’infrastructures énergétiques établies à l’annexe II, point 1), a), b), c), d), f) et h), selon le cas, deviennent partie intégrante des plans d’investissement régionaux pertinents adoptés conformément à l’article 34 du règlement (UE) 2019/943 et des plans décennaux nationaux de développement du réseau pertinents adoptés conformément à l’article 51 de la directive (UE) 2019/944. Les projets d’intérêt commun et les projets d’intérêt mutuel relevant des catégories d’infrastructures énergétiques établies à l’annexe II, point 2), selon le cas, deviennent partie intégrante du plan décennal de développement du réseau pour l’hydrogène en vertu de l’article 55 de la directive (UE) 2024/1788 et des autres plans d’infrastructures nationaux concernés, le cas échéant. Ces projets d’intérêt commun et projets d’intérêt mutuel reçoivent le degré de priorité le plus élevé possible au sein de chacun de ces plans nationaux. Le présent paragraphe ne s’applique pas aux projets concurrents ou aux projets qui n’ont pas atteint un degré de maturité suffisant pour fournir une analyse coûts-avantages spécifique du projet comme l’indique l’annexe III, section 2, point 1) d).

7.Les projets d’intérêt commun et les projets d’intérêt mutuel relevant des catégories d’infrastructures énergétiques établies à l’annexe II, point 1, a), b), c), d), f) et h), et point 2), selon le cas, et qui sont des projets concurrents ou des projets qui n’ont pas atteint un degré de maturité suffisant pour fournir l’analyse des coûts et des avantages spécifiques du projet visée à l’annexe III, section 2, point 1), d), peuvent être inclus dans les plans d’investissement régionaux pertinents, les plans décennaux nationaux de développement du réseau et d’autres plans d’infrastructures nationaux, selon le cas, en qualité de projets à l’étude.

Article 4

Critères d’évaluation des projets par les groupes

1.Un projet d’intérêt commun satisfait aux critères généraux suivants:

(a)le projet est nécessaire pour au moins l’un des corridors et domaines prioritaires en matière d’infrastructures énergétiques énoncés à l’annexe I;

(b)les avantages globaux potentiels du projet, évalués conformément aux critères spécifiques pertinents du paragraphe 3, l’emportent sur les coûts qu’il représente, y compris à long terme;

(c)le projet satisfait à l’un des critères suivants:

i)il concerne au minimum deux États membres en traversant directement ou indirectement, au moyen d’une interconnexion avec un pays tiers, la frontière de deux ou plusieurs États membres;

ii)il est situé sur le territoire, sur terre ou en mer, d’un État membre, y compris les îles, et a une incidence transfrontière importante, comme il est énoncé à l’annexe IV, point 1).

2.Un projet d’intérêt mutuel satisfait à l’ensemble des critères généraux suivants:

(a)le projet contribue de manière substantielle aux objectifs visés à l’article 1er, paragraphe 1, et aux objectifs du pays tiers, notamment sans que cela n’amoindrisse la capacité du pays tiers d’abandonner progressivement ses actifs de production de combustibles fossiles pour répondre à la demande nationale de consommation, ainsi qu’à la durabilité;

(b)les avantages globaux potentiels du projet, évalués conformément aux critères spécifiques pertinents du paragraphe 3, pour l’Union, ou cumulativement pour l’Union et la partie contractante de la Communauté de l’énergie ou le pays de l’EEE participant directement au projet, l’emportent sur les coûts qu’il représente pour l’Union, ou cumulativement pour l’Union et la partie contractante de la Communauté de l’énergie ou le pays de l’EEE, selon le cas, y compris à long terme;

(c)le projet relie directement le territoire d’au moins un État membre au territoire d’un pays tiers en reliant directement l’État membre concerné au premier point de connexion du réseau électrique du pays tiers ou au premier point de connexion du pays tiers pour l’hydrogène ou le CO2 et a une incidence transfrontière importante, comme il est énoncé à l’annexe IV, point 2);

(d)pour la partie du projet située sur le territoire de l’État membre, le projet est conforme aux directives (UE) 2019/944 et (UE) 2024/1788 s’il relève des catégories d’infrastructures énoncées à l’annexe II, points 1) et 2), du présent règlement;

(e)le cadre de politique du pays tiers concerné présente un niveau élevé de convergence et il existe des mécanismes prouvés d’exécution des lois pour soutenir les objectifs stratégiques de l’Union, en particulier pour garantir:

i)le bon fonctionnement du marché intérieur de l’énergie dans l’Union;

ii)la sécurité du réseau et la sécurité de l’approvisionnement dans l’Union fondées, notamment, sur une diversification des sources, la coopération et la solidarité;

iii)un système énergétique, y compris la production, le transport et la distribution, sur la voie de l’objectif de neutralité climatique, conformément à l’accord de Paris, aux objectifs spécifiques de l’Union en matière d’énergie et de climat et à son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050, en particulier la prévention des fuites de carbone;

(f)le pays tiers concerné soutient le statut prioritaire du projet, comme énoncé à l’article 7, et autres investissements nécessaires dans le pays tiers pour permettre la concrétisation des avantages du projet au sens du point b) du présent paragraphe et s’engage expressément à respecter un calendrier similaire pour une mise en œuvre accélérée et d’autres mesures d’intervention et réglementaires applicables aux projets d’intérêt commun dans l’Union.

En ce qui concerne les projets de stockage du dioxyde de carbone relevant de la catégorie d’infrastructures énergétiques énoncée à l’annexe II, point 4), c), le projet est nécessaire pour permettre le transport et le stockage transfrontières du dioxyde de carbone et le pays tiers où le projet se situe dispose d’un cadre juridique adéquat fondé sur des mécanismes efficaces et prouvés d’exécution des lois pour faire en sorte que le projet soit soumis à des normes et garanties permettant de prévenir toute fuite de dioxyde de carbone. En ce qui concerne le climat, la santé humaine et les écosystèmes, la sécurité et l’efficacité du stockage permanent du dioxyde de carbone sont garanties et présentent au moins le même niveau que celles prévues par le droit de l’Union.

3.Les critères spécifiques suivants s’appliquent aux projets d’intérêt commun et aux projets d’intérêt mutuel, selon le cas, relevant de catégories spécifiques d’infrastructures énergétiques:

(a)pour les projets relatifs au transport, à la distribution et au stockage d’électricité relevant des catégories d’infrastructures énergétiques énoncées à l’annexe II, point 1), a), b), c), d), f) et h), le projet contribue de manière significative à la durabilité au moyen de l’intégration des énergies renouvelables dans le réseau, du transport ou de la distribution d’électricité produite à partir de sources renouvelables vers de grands centres de consommation et sites de stockage, ainsi que, le cas échéant, à la limitation du délestage énergétique, et contribue à la réalisation d’au moins l’un des critères spécifiques suivants:

i)intégration du marché, y compris en mettant fin à l’isolement énergétique d’au moins un État membre et en réduisant les goulets d’étranglement des infrastructures énergétiques, concurrence, interopérabilité et flexibilité du système;

ii)sécurité de l’approvisionnement, y compris par l’interopérabilité, la flexibilité du système, la cybersécurité, des connexions appropriées ainsi que la sécurité et la fiabilité de l’exploitation du système;

(b)pour les projets relatifs aux réseaux d’électricité intelligents relevant de la catégorie d’infrastructures énergétiques énoncée à l’annexe II, point 1), g), le projet contribue de manière significative à la durabilité au moyen de l’intégration d’énergies renouvelables dans le réseau et contribue à la réalisation d’au moins deux des critères spécifiques suivants:

i)sécurité de l’approvisionnement, y compris grâce à l’efficacité et à l’interopérabilité du transport et de la distribution d’électricité dans l’exploitation quotidienne du réseau, à la prévention de la congestion et à la participation des utilisateurs du réseau;

ii)intégration du marché, y compris grâce à une exploitation efficace du système et à l’utilisation d’interconnexions;

iii)sécurité, flexibilité et qualité de l’approvisionnement du réseau, y compris grâce à un recours accru à l’innovation dans l’équilibrage, les marchés de la flexibilité, la cybersécurité, le suivi, le contrôle du système et la correction des erreurs;

iv)intégration intelligente du secteur, soit dans le système énergétique en créant des liens entre différents vecteurs et secteurs énergétiques, soit, de manière plus générale, en favorisant les synergies et la coordination entre les secteurs de l’énergie, des transports et des télécommunications;

(c)pour les projets relevant de la catégorie d’infrastructures énoncée à l’annexe II, point 1), e), le projet contribue à la réalisation des critères spécifiques suivants:

i)sécurité de l’approvisionnement, y compris en protégeant les actifs contre les risques et en contribuant aux mesures identifiées en application des articles 7 et 11 du règlement (UE) 2019/941 sur la préparation aux risques dans le secteur de l’électricité;

ii)sécurité du réseau, y compris par des mesures favorisant un degré plus élevé de sécurité physique et de cybersécurité, le suivi et le contrôle du système;

(d)pour les projets relatifs au transport et au stockage de dioxyde de carbone relevant des catégories d’infrastructures énergétiques énoncées à l’annexe II, point 4), le projet contribue de manière significative à la durabilité au moyen de la réduction des émissions de dioxyde de carbone dans les installations industrielles connectées et contribue à la réalisation de tous les critères spécifiques suivants:

i)prévention des émissions de dioxyde de carbone, tout en maintenant la sécurité de l’approvisionnement;

ii)renforcement de la résilience et de la sécurité du transport et du stockage de dioxyde de carbone;

iii)utilisation efficace des ressources, en permettant la connexion de multiples sources et sites de stockage de dioxyde de carbone via des infrastructures communes et en réduisant les charges et les risques pour l’environnement;

(e)pour les projets relatifs à l’hydrogène relevant des catégories d’infrastructures énergétiques énoncées à l’annexe II, point 2), le projet contribue de manière significative à la durabilité, y compris en réduisant les émissions de gaz à effet de serre, en renforçant le déploiement de l’hydrogène renouvelable ou à faibles émissions de carbone, l’accent étant mis sur l’hydrogène provenant de sources renouvelables, notamment dans des applications finales telles que les secteurs où cette réduction est difficile à réaliser et pour lesquels des solutions plus efficaces sur le plan énergétique ne sont pas envisageables, et en soutenant la production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables variables et en apportant des solutions en matière de flexibilité, de stockage ou des deux, et le projet contribue de manière significative à la réalisation d’au moins l’un des critères spécifiques suivants:

i)intégration du marché, y compris en connectant les réseaux d’hydrogène existants ou émergents des États membres, ou en contribuant à l’émergence d’un réseau à l’échelle de l’Union pour le transport et le stockage d’hydrogène, et en garantissant l’interopérabilité des systèmes connectés;

ii)sécurité de l’approvisionnement et flexibilité, y compris au moyen de connexions appropriées et en facilitant la sécurité et la fiabilité de l’exploitation du système;

iii)concurrence, y compris en autorisant l’accès à des sources d’approvisionnement multiples et à des utilisateurs multiples du réseau sur une base transparente et non discriminatoire;

(f)pour les électrolyseurs relevant de la catégorie d’infrastructures énergétiques énoncée à l’annexe II, point 3), le projet contribue de manière significative à la réalisation de tous les critères spécifiques suivants:

i)durabilité, y compris par la réduction des émissions de gaz à effet de serre et le renforcement du déploiement de l’hydrogène renouvelable ou à faibles émissions de carbone, en particulier provenant de sources renouvelables, ainsi que de carburants de synthèse de même origine;

ii)sécurité de l’approvisionnement, y compris en contribuant à la sécurité, à l’efficacité et à la fiabilité de l’exploitation du système, ou en apportant des solutions de stockage, de flexibilité ou des deux, comme la participation active de la demande et les services d’équilibrage;

iii)mise en place de services de flexibilité tels que la participation active de la demande et le stockage en facilitant l’intégration intelligente du secteur de l’énergie par la création de liens avec d’autres vecteurs et secteurs énergétiques.

4.Pour les projets relevant des catégories d’infrastructures énergétiques énoncées à l’annexe II, les critères énoncés au paragraphe 3 du présent article sont évalués conformément aux indicateurs énoncés à l’annexe IV, points 3) à 8).

5.Afin de faciliter l’évaluation de tous les projets susceptibles d’être éligibles comme projets d’intérêt commun et d’être repris dans une liste régionale, chaque groupe évalue, de manière transparente et objective, la contribution de chacun des projets à la mise en œuvre d’un même corridor ou domaine prioritaire en matière d’infrastructures énergétiques. Chaque groupe détermine sa méthode d’évaluation sur la base de la contribution globale aux critères visés au paragraphe 3. Cette évaluation aboutit à un classement des projets destiné à un usage interne au groupe. Ni la liste régionale ni la liste de l’Union ne comportent de classement, et le classement ne peut être utilisé dans aucun autre but ultérieur, hormis celui visé à l’annexe III, section 2, point 15).

Afin d’assurer la cohérence des méthodes d’évaluation entre les groupes, lors de l’évaluation des projets, chacun groupe prend dûment en compte:

(a)l’urgence et la contribution de chaque proposition de projet au regard de la réalisation des objectifs spécifiques de l’Union en matière d’énergie et de climat et de son objectif de neutralité carbone à l’horizon 2050, d’intégration du marché, de concurrence, de durabilité et de sécurité de l’approvisionnement;

(b)la complémentarité de chaque proposition de projet avec d’autres propositions de projets, notamment des projets concurrents ou potentiellement concurrents;

(c)les synergies possibles avec les corridors et domaines thématiques prioritaires définis dans le cadre des réseaux transeuropéens de transport et de télécommunications;

(d)pour les propositions de projets qui sont, au moment de l’évaluation, des projets inscrits sur la liste de l’Union, les progrès dans leur mise en œuvre et le respect par ceux-ci des obligations en matière d’information et de transparence prévues par le présent règlement;

(e)toute propriété directe ou indirecte d’un pays tiers en tant que bénéficiaire, actionnaire ou bénéficiaire final en qualité de promoteur de projet dans l’un des projets proposés.

En ce qui concerne les réseaux électriques intelligents relevant de la catégorie d’infrastructures énergétiques énoncée à l’annexe II, point 1), g), et pour les projets relevant des catégories d’infrastructures énergétiques énoncées à l’annexe II, point 1), e), un classement est réalisé pour les projets qui concernent les deux mêmes États membres, et le nombre d’utilisateurs concernés par le projet est également pleinement pris en compte, tout comme la consommation annuelle d’énergie ainsi que, dans la zone où se trouvent ces utilisateurs, la part de la production obtenue à partir de ressources non appelables.

Article 5

Mise en œuvre et suivi des projets inscrits sur la liste de l’Union

1.Les promoteurs de projets élaborent un plan de mise en œuvre pour les projets inscrits sur la liste de l’Union dans un délai de deux mois à compter de leur inscription sur la liste de l’Union, assorti d’un calendrier comprenant l’ensemble des éléments suivants:

(a)les études de faisabilité et de conception, y compris les études d’évaluation des risques en ce qui concerne l’adaptation au changement climatique, la sécurité physique et la cybersécurité, sur la base des exigences des directives (UE) 2022/2557 et (UE) 2022/2555, selon le cas, ainsi que le respect de la législation environnementale et du principe consistant à «ne pas causer de préjudice important»;

(b)l’approbation par l’autorité de régulation nationale ou par toute autre autorité concernée;

(c)la construction et la mise en service;

(d)la procédure d’octroi des autorisations visée à l’article 10, paragraphe 9, point c).

2.Les GRT, les GRD, les gestionnaires de réseau d’hydrogène et les autres opérateurs coopèrent les uns avec les autres en vue de faciliter le développement de projets inscrits sur la liste de l’Union dans leur zone.

3.L’Agence pour la coopération des régulateurs de l’énergie et les groupes concernés suivent l’avancement de la mise en œuvre des projets inscrits sur la liste de l’Union et, si nécessaire, formulent des recommandations pour faciliter leur mise en œuvre. Les groupes peuvent demander des informations supplémentaires conformément aux paragraphes 4, 5 et 6, convoquer des réunions avec les parties concernées et inviter la Commission à vérifier sur place les informations fournies.

4.Au plus tard le 31 décembre de l’année au cours de laquelle la liste de l’Union sur laquelle le projet est inscrit entre en vigueur et commence à produire des effets, et chaque année par la suite, les promoteurs de projets soumettent à l’autorité nationale compétente visée à l’article 8, paragraphe 1, un rapport pour chaque projet d’intérêt commun et projet d’intérêt mutuel qu’ils promeuvent.

Ce rapport précise:

(a)les progrès réalisés dans le développement, la construction et la mise en service du projet conformément au plan de mise en œuvre visé au paragraphe 1 du présent article, notamment en ce qui concerne la procédure d’octroi des autorisations et la procédure de consultation, ainsi que le respect de la législation environnementale, du principe selon lequel le projet «ne cause pas de préjudice important à l’environnement», des mesures prises en matière d’adaptation au changement climatique et des mesures prises en matière d’atténuation à la suite de l’évaluation des risques relatifs au projet effectuée au titre de l’article 5, paragraphe 1, point a), le cas échéant et sur la base des exigences des directives (UE) 2022/2557 et (UE) 2022/2555, selon le cas;

(b)le cas échéant, les retards par rapport au plan de mise en œuvre, les raisons de ces retards et les autres difficultés rencontrées;

(c)le cas échéant, un plan de mise en œuvre révisé visant à remédier aux retards.

5.Au plus tard le 28 février de chaque année suivant la présentation, par le promoteur de projets, du rapport visé au paragraphe 4 du présent article, les autorités compétentes visées à l’article 8, paragraphe 1, soumettent à l’Agence et au groupe concerné le rapport visé au paragraphe 4 du présent article et des informations sur l’état d’avancement et, le cas échéant, sur les retards dans la mise en œuvre et les procédures d’octroi des autorisations des projets inscrits sur la liste de l’Union situés sur leur territoire, y compris sur les raisons de ces retards. La contribution des autorités compétentes au rapport est clairement indiquée et rédigée sans modifier le texte du rapport fourni par les promoteurs de projets.

6.Au 30 avril de chaque année au cours de laquelle une nouvelle liste de l’Union devrait être adoptée, l’Agence soumet aux groupes un rapport consolidé relatif aux projets inscrits sur la liste de l’Union qui relèvent de la compétence des autorités de régulation nationales, évaluant les progrès accomplis et l’évolution à prévoir des coûts des projets, et formule, le cas échéant, des recommandations sur la façon de remédier aux retards et aux difficultés rencontrées. Ce rapport consolidé évalue également la mise en œuvre de l’article 3, paragraphes 6 et 7, en ce qui concerne les projets d’intérêt commun et les projets d’intérêt mutuel.

Dans des cas dûment justifiés, l’Agence peut demander aux autorités compétentes les informations complémentaires nécessaires à l’accomplissement des tâches qui lui sont dévolues dans le présent paragraphe.

7.Si la mise en service d’un projet inscrit sur la liste de l’Union est retardée par rapport au plan de mise en œuvre, sans que ce soit pour des raisons impérieuses échappant au contrôle du promoteur de projet, les mesures suivantes s’appliquent:

(a)dès lors que les mesures visées à l’article 55, paragraphe 7, point a), b) ou c), de la directive 2024/1788, et à l’article 51, paragraphe 7, point a), b) ou c), de la directive (UE) 2019/944 s’appliquent conformément aux droits nationaux respectifs, les autorités de régulation nationales veillent à ce que l’investissement soit mis en œuvre;

(b)si les mesures des autorités de régulation nationales prévues au point a) du présent paragraphe ne sont pas applicables, le promoteur de projet choisit, dans un délai de 12 mois à compter de la date de mise en service définie dans le plan de mise en œuvre, un tiers pour réaliser le financement ou la construction de tout ou partie du projet;

(c)si un tiers n’est pas choisi conformément au point b), l’État membre ou, si l’État membre le prévoit, l’autorité de régulation nationale peut désigner, dans un délai de deux mois à compter de la date d’expiration du délai visé au point b), un tiers pour le financement ou la construction du projet, que le promoteur est tenu d’accepter;

(d)si le retard pris par rapport à la date de mise en service prévue dans le plan de mise en œuvre dépasse 26 mois, la Commission, moyennant l’accord des États membres concernés et avec leur pleine coopération, peut lancer un appel à propositions ouvert à tout tiers en mesure de devenir promoteur de projet pour la construction du projet conformément à un calendrier convenu;

(e)lorsque les mesures visées au point c) ou d) s’appliquent, le gestionnaire de réseau dans la zone duquel se situe l’investissement: fournit aux opérateurs, aux investisseurs ou aux tiers chargés de la mise en œuvre du projet toutes les informations requises pour la réalisation de l’investissement; raccorde les nouveaux actifs au réseau de transport; ou, le cas échéant, au réseau de distribution et, d’une manière générale, fait tout pour faciliter la mise en œuvre de l’investissement et pour faire en sorte que l’exploitation et l’entretien du projet inscrit sur la liste de l’Union soient réalisés de manière sûre, fiable et efficace.

8.Un projet inscrit sur la liste de l’Union peut être retiré de cette liste conformément à la procédure établie à l’article 3, paragraphe 4, si le projet a été inscrit sur la liste sur la base d’informations incorrectes ayant constitué un facteur décisif dans cette inscription ou si le projet n’est pas conforme au droit de l’Union.

9.Les projets qui ne sont plus inscrits sur la liste de l’Union perdent tous les droits et obligations liés au statut de projet d’intérêt commun ou de projet d’intérêt mutuel prévus dans le présent règlement.

Toutefois, un projet qui n’est plus inscrit sur la liste de l’Union mais pour lequel un dossier de demande a été accepté pour examen par l’autorité compétente conserve les droits et obligations énoncés au chapitre III, sauf lorsque le projet a été retiré de la liste de l’Union pour les motifs énoncés au paragraphe 8 du présent article.

10.Le présent article est sans préjudice de toute aide financière accordée par l’Union à tout projet inscrit sur la liste de l’Union préalablement à son retrait de cette liste.

Article 6

Coordonnateurs européens

1.Lorsqu’un projet d’intérêt commun ou un projet d’intérêt mutuel rencontre d’importantes difficultés de mise en œuvre, la Commission peut désigner, en accord avec les États membres concernés, un coordonnateur européen pour une période d’un an maximum, renouvelable deux fois.

2. Le coordonnateur européen:

(a)promeut les projets pour lesquels il a été désigné coordonnateur européen et favorise le dialogue transfrontière entre les promoteurs de projets et toutes les parties prenantes concernées;

(b)assiste et coordonne toutes les parties en tant que de besoin en consultant les parties prenantes concernées, en envisageant d’autres acheminements le cas échéant, et en obtenant les permis nécessaires pour les projets;

(c)le cas échéant, conseille les promoteurs de projets sur le financement du projet;

(d)veille à ce que les États membres concernés apportent un soutien approprié et une orientation stratégique pour la préparation et la mise en œuvre des projets;

(e)à compter du jour de sa nomination, soumet à la Commission chaque année et, le cas échéant, à la fin de son mandat, un rapport sur l’avancement des projets et sur toute difficulté ou tout obstacle susceptible de retarder notablement la date de mise en service des projets; le cas échéant, le rapport formule des recommandations pour remédier aux obstacles et aux difficultés.

La Commission transmet le rapport du coordonnateur européen visé au premier alinéa, point e), au Parlement européen et aux groupes concernés.

3.Le coordonnateur européen est choisi à l’issue d’une procédure ouverte, non discriminatoire et transparente et sur la base de son expérience dans le domaine des tâches spécifiques qui lui sont assignées pour les projets concernés.

4.La décision portant nomination du coordonnateur européen précise le mandat, en spécifiant sa durée, les tâches spécifiques et les échéances correspondantes, ainsi que la méthode à suivre. L’effort de coordination est proportionnel à la complexité et à l’estimation des coûts des projets.

5.Les États membres concernés coopèrent pleinement avec le coordonnateur européen dans l’exécution des tâches visées aux paragraphes 2 et 4.

CHAPITRE III

Octroi des autorisations et participation du public

Article 7

«Statut prioritaire» des projets inscrits sur la liste de l’Union

1.La liste de l’Union établit, aux fins de toute décision émise dans le cadre de la procédure d’octroi des autorisations, que les projets inscrits sur la liste de l’Union sont nécessaires du point de vue de la politique énergétique et climatique, sans préjudice de la localisation, de l’acheminement ou de la technologie exacts du projet.

Le premier alinéa ne s’applique pas aux projets concurrents ou aux projets qui n’ont pas atteint un degré de maturité suffisant pour fournir une analyse coûts-avantages spécifique du projet comme l’indique l’annexe III, section 2, point 1), d).

2.Pour assurer un traitement administratif efficace des dossiers de demande relatifs aux projets inscrits sur la liste de l’Union, les promoteurs de projets et toutes les autorités concernées veillent à ce que ces dossiers soient traités de la manière la plus rapide possible conformément au droit de l’Union et au droit national.

3.Les projets inscrits sur la liste de l’Union ont le statut le plus important existant au niveau national, lorsqu’un tel statut existe dans le droit national, et sont traités comme tels lors des procédures d’octroi des autorisations, y compris celles relatives à l’évaluation des incidences environnementales, dans le cadre de l’aménagement du territoire et pour l’obtention de droits de passage et l’expropriation des terres nécessaires.

4.L’ensemble des procédures de règlement des différends, litiges, appels et recours juridictionnels liés à des projets inscrits sur la liste de l’Union devant des chambres, cours ou tribunaux nationaux, y compris la médiation ou l’arbitrage, lorsqu’ils existent en droit national, sont traités comme étant urgents, si et dans la mesure où le droit national prévoit de telles procédures d’urgence.

5.En ce qui concerne les incidences environnementales visées à l’article 6, paragraphe 4, de la directive 92/43/CEE et à l’article 4, paragraphe 7, de la directive 2000/60/CE, pour autant que toutes les conditions énoncées dans lesdites directives sont remplies, les projets inscrits sur la liste de l’Union relevant des catégories d’infrastructures visées aux points 2), 3) et 4) de l’annexe II du présent règlement sont considérés comme étant d’intérêt public du point de vue de la politique énergétique, et peuvent être considérés comme ayant un intérêt public majeur.

Dans les cas où l’avis de la Commission est requis conformément à l’article 6, paragraphe 4, de la directive 92/43/CEE, la Commission et l’autorité nationale compétente visée à l’article 8 du présent règlement veillent à ce que la décision prise au regard de l’intérêt public majeur d’un projet le soit dans les délais fixés à l’article 10, paragraphes 1 et 2, du présent règlement.

Les premier et deuxième alinéas ne s’appliquent pas aux projets concurrents ou aux projets qui n’ont pas atteint un degré de maturité suffisant pour fournir une analyse coûts-avantages spécifique du projet comme l’indique l’annexe III, section 2, point 1), d).

6.Jusqu’à ce que la neutralité climatique soit atteinte au niveau de l’Union, dans le cadre de la procédure d’octroi des autorisations, la planification, la construction et l’exploitation des projets relevant de la catégorie d’infrastructures visée à l’annexe II, point 1), relèvent de la disposition de l’article 8, paragraphe 8, de la directive (UE) 2019/944 et sont présumés relever de l’intérêt public majeur et de l’intérêt de la santé et de la sécurité publiques lors de la mise en balance des intérêts juridiques dans les cas individuels aux fins de l’article 6, paragraphe 4, et de l’article 16, paragraphe 1, point c), de la directive 92/43/CEE, de l’article 4, paragraphe 7, de la directive 2000/60/CE et de l’article 9, paragraphe 1, point a), de la directive 2009/147/CE. Les États membres peuvent, dans des circonstances dûment justifiées et spécifiques, limiter l’application de la présomption à certaines parties de leur territoire, à certains types de technologies ou aux projets présentant certaines caractéristiques techniques.

Les États membres veillent à ce que, dans le cadre de la procédure de planification et d’octroi des autorisations, la priorité soit donnée à la construction et à l’exploitation de projets relevant de la catégorie d’infrastructures visée à l’annexe II, point 1), lors de la mise en balance des intérêts juridiques dans des cas individuels à des fins autres que celles visées au premier alinéa, à l’exception du patrimoine culturel, sur la base de critères juridiques visant à garantir une mise en œuvre harmonisée.

7.Jusqu’à ce que la neutralité climatique soit atteinte au niveau de l’Union, en ce qui concerne les projets inscrits sur la liste de l’Union relevant des catégories d’infrastructures visées à l’annexe II, point 1), du présent règlement qui sont expressément prévus dans un plan de développement national ayant fait l’objet d’une évaluation environnementale stratégique conformément à la directive 2001/42/CE et, lorsqu’il est susceptible d’avoir une incidence significative sur des sites Natura 2000, d’une évaluation appropriée conformément à l’article 6, paragraphe 3, de la directive 92/43/CEE, les États membres peuvent, dans la mesure où les projets respectent et n’excèdent pas le cadre du plan de développement national évalué:

(a)exempter ces projets de l’évaluation des incidences sur l’environnement prévue à l’article 2, paragraphe 1, de la directive 2011/92/UE, et

(b)exempter ces projets d’une évaluation de leurs incidences sur les sites Natura 2000 conformément à l’article 6, paragraphe 3, de la directive 92/43/CEE et de l’évaluation de leurs incidences sur la protection des espèces conformément à l’article 12, paragraphe 1, de la directive 92/43/CEE et à l’article 5 de la directive 2009/147/CE.

Pour les projets occupant ou traversant des sites Natura 2000 et des zones désignées dans le cadre des régimes nationaux de protection en faveur de la conservation de la nature et de la biodiversité, les exemptions visées au premier alinéa s’appliquent uniquement si, compte tenu des objectifs du site, il n’existe pas d’autres solutions proportionnées pour le déploiement de ces projets. Les projets visés à l’annexe II, point 1), c), excluent les sites Natura 2000 et les zones désignées dans le cadre de régimes nationaux de protection.

8.Lorsque les États membres appliquent les exemptions prévues au paragraphe 7, ils veillent à ce que des règles soient définies, sur la base du plan de développement national, quant aux mesures d’atténuation efficaces à adopter pour les projets inscrits sur la liste de l’Union relevant des catégories d’infrastructures visées à l’annexe II, point 1), afin d’éviter les incidences négatives sur l’environnement qui pourraient en résulter ou, si cela n’est pas possible, de les atténuer de manière significative. Les États membres veillent à ce que les mesures d’atténuation appropriées soient appliquées en temps utile pour garantir le respect des obligations énoncées à l’article 6, paragraphe 2, de la directive 92/43/CEE et à l’article 4, paragraphe 1, point a), i), de la directive 2000/60/CE du Parlement européen et du Conseil et pour éviter la dégradation et parvenir à un bon état écologique ou à un bon potentiel écologique conformément à l’article 4, paragraphe 1, point a), de la directive 2000/60/CE.

Le respect des règles visées au premier alinéa du présent paragraphe et la mise en œuvre des mesures d’atténuation appropriées dans le cadre des différents projets engendrent la présomption selon laquelle les projets ne contreviennent pas aux dispositions mentionnées dans ledit alinéa, sans préjudice du paragraphe 10 du présent article.

9.Les États membres veillent à la participation du public en ce qui concerne le plan de développement national conformément aux articles 6 et 7 de la directive 2001/42/CE, y compris en recensant le public touché ou susceptible d’être touché ainsi que les États membres susceptibles d’être touchés par la mise en œuvre de ce plan et les projets inscrits sur la liste de l’Union relevant des catégories d’infrastructures visées à l’annexe II, point 1), du présent règlement prévus dans ledit plan.

10.En ce qui concerne les projets pour lesquels les États membres décident d’appliquer des exemptions en application du paragraphe 7, les autorités compétentes procèdent à un examen préalable afin de déterminer:

(a)si le projet est susceptible d’avoir des incidences négatives importantes qui n’ont pas été recensées lors de l’évaluation environnementale du plan de développement national réalisée en application de la directive 2001/42/CE et, le cas échéant, de la directive 92/43/CEE.

(b)si le projet entre dans le champ d’application de l’article 7 de la directive 2011/92/UE et de l’article 2 de la Convention sur l’évaluation de l’impact sur l’environnement dans un contexte transfrontière parce qu’il est susceptible d’avoir une incidence importante sur l’environnement dans un autre État membre ou parce qu’un État membre susceptible d’être touché de manière importante en a fait la demande.

L’examen préalable visé au premier alinéa est réalisé dans un délai de 45 jours à compter de la notification du promoteur de projet visée à l’article 10, paragraphe 5.

11.Lorsqu’un projet réalisé sur le territoire d’un État membre est susceptible d’avoir des incidences notables sur l’environnement d’autres États membres, l’État membre dans lequel le projet est situé veille à l’application de l’article 7 de la directive 2011/92/UE et des articles 2 à 7 de la Convention sur l’évaluation de l’impact sur l’environnement dans un contexte transfrontière.

12.Lorsque l’examen préalable constate qu’un projet est fortement susceptible d’entraîner une incidence négative imprévue importante visée au paragraphe 10 du présent article, les autorités compétentes informent le promoteur de projet que les évaluations visées au paragraphe 7, points a) et b), du présent article sont requises et veillent, sur la base des données existantes, à ce que des mesures d’atténuation proportionnées et adéquates soient prises à l’égard de ces projets afin de garantir le respect de l’article 12, paragraphe 1, de la directive 92/43/CEE et de l’article 5 de la directive 2009/147/CE. Lorsqu’il n’est pas possible d’appliquer de telles mesures d’atténuation, les autorités compétentes veillent à ce que les promoteurs de projets adoptent des mesures compensatoires adéquates pour remédier à ces incidences, qui, si d’autres mesures compensatoires proportionnées ne sont pas disponibles, peuvent prendre la forme d’une compensation financière en faveur de programmes de protection des espèces, visant à garantir ou améliorer l’état de conservation des espèces touchées.

13.Lors de l’évaluation visant à établir s’il n’existe pas, aux fins de l’article 6, paragraphe 4, et de l’article 16, paragraphe 1, de la directive 92/43/CEE, de l’article 4, paragraphe 7, point d), de la directive 2000/60/CE et de l’article 9, paragraphe 1, de la directive 2009/147/CE, de solutions de remplacement satisfaisantes pour des projets inscrits sur la liste de l’Union et relevant des catégories d’infrastructures visées à l’annexe II, points 2), 3) et 4), du présent règlement, la condition relative à l’absence de telles solutions est remplie s’il n’existe pas de solutions de remplacement satisfaisantes permettant d’atteindre le même objectif du projet en question, en matière de développement de la même capacité au moyen de la même technologie dans un délai identique ou similaire et sans entraîner de coûts sensiblement plus élevés.

14.Lorsqu’ils mettent en œuvre des mesures compensatoires pour des projets inscrits sur la liste de l’Union et relevant des catégories d’infrastructures visées à l’annexe II, points 2), 3) et 4), du présent règlement aux fins de l’article 6, paragraphe 4, de la directive 92/43/CEE, les États membres peuvent, dans des cas justifiés et lorsqu’il peut être raisonnablement démontré que le plan ou le projet n’affecterait pas de manière irréversible les processus écologiques essentiels au maintien de la structure et des fonctions du site et compromettrait la cohérence globale du réseau Natura 2000 avant la mise en place de mesures compensatoires, autoriser la mise en œuvre de ces mesures compensatoires parallèlement à la mise en œuvre du projet. Les États membres peuvent autoriser, conformément au principe de précaution, l’adaptation de ces mesures compensatoires au fil du temps, en fonction de la survenance attendue des effets négatifs significatifs à court, moyen ou long terme.

15.En ce qui concerne l’évaluation, les solutions de remplacement satisfaisantes pour les projets relevant de la catégorie d’infrastructures visée à l’annexe II, point 1), du présent règlement et la mise en œuvre de mesures compensatoires pour ces projets, l’article 8 bis de la directive (UE) 2019/944 s’applique.

Article 8

Organisation de la procédure d’octroi des autorisations

1.Chaque État membre veille à ce qu’une seule autorité nationale compétente soit chargée:

(a)de fonctionner comme point de contact unique pour les promoteurs de projets dans le cadre de la procédure d’octroi des autorisations, de répondre à leurs demandes, de leur servir d’intermédiaire pour tous les contacts avec les autorités concernées et de leur apporter connaissances et informations en vue d’accélérer le plus possible la procédure;

(b)de recevoir les demandes d’octroi d’autorisations des promoteurs de projets inscrits sur la liste de l’Union et tous les documents pertinents sous forme électronique et de les communiquer aux diverses autorités concernées;

(c)de faciliter et de coordonner la procédure d’octroi des autorisations pour les projets inscrits sur la liste de l’Union sur leur territoire avec les autres autorités concernées et de déterminer, en coopération avec elles, les autorisations, permis et évaluations requis pour mener à bien la procédure d’octroi des autorisations et parvenir à une décision globale conformément au paragraphe 3. Cela inclut la portée et le niveau de détail des études, de l’évaluation et des documents que les promoteurs de projets sont censés produire;

(d)de coopérer et de communiquer avec les autorités nationales compétentes des autres États membres afin de faciliter et de coordonner la procédure d’octroi des autorisations pour les projets inscrits sur la liste de l’Union sur leur territoire, ainsi qu’avec les autorités chargées de l’octroi des autorisations dans les pays tiers en ce qui concerne les projets d’intérêt mutuel, y compris: de mettre en adéquation les consultations publiques pour les projets transfrontières, conformément à l’article 9, paragraphe 5; de partager les informations sur les probabilités d’incidences transfrontières importantes, conformément à l’article 9, paragraphe 6; de mettre en adéquation le calendrier et les exigences se rapportant aux études à réaliser et aux permis ou autorisations à obtenir; et d’organiser la procédure de demande préalable conformément à l’article 10, paragraphe 9;

(e)de surveiller le développement et les retards des projets inscrits sur la liste de l’Union sur le territoire relevant de leur responsabilité, y compris en recevant et en approuvant les rapports soumis par les promoteurs de projets conformément à l’article 5, paragraphe 4, et en faisant rapport à l’Agence et aux groupes concernés sur le développement et les retards des projets inscrits sur la liste de l’Union situés sur leur territoire conformément à l’article 5, paragraphe 5.

En cas de nouveauté ou de modification touchant l’autorité nationale compétente désignée, les États membres informent la Commission dès que la modification est décidée et lui communiquent la date à laquelle la modification produit des effets.

2.Les responsabilités de l’autorité nationale compétente visée au paragraphe 1 et les tâches qui y sont liées peuvent être déléguées à une autre autorité pour chaque projet inscrit sur la liste de l’Union, pour chaque catégorie particulière de projets inscrits sur la liste de l’Union ou pour chaque zone géographique, à condition:

(a)que l’autorité nationale compétente informe la Commission de cette délégation et que les informations contenues dans celle-ci soient rendues aisément accessibles au public, notamment sur le site internet visé à l’article 9, paragraphe 7;

(b)qu’une seule autorité soit responsable par projet ou catégorie de projets inscrits sur la liste de l’Union, qu’elle soit l’unique point de contact des promoteurs de projets, prenant en charge toutes les responsabilités dans le cadre de la procédure menant à la décision globale dans le délai légal prévu à l’article 10, paragraphe 2, et qu’elle coordonne la soumission de l’ensemble des documents et informations pertinents, notamment à toute autre autorité concernée;

(c)que, quelle que soit la délégation, l’autorité nationale compétente reste chargée de l’agrégation des rapports présentés par les promoteurs de projets conformément à l’article 5, paragraphe 4, et de faire rapport à l’Agence et aux groupes concernés conformément à l’article 5, paragraphe 5.

L’autorité nationale compétente peut également conserver la responsabilité de fixer des délais, sans préjudice des délais fixés à l’article 10, paragraphes 1 et 2.

3.L’autorité nationale compétente veille à ce que la décision globale soit rendue dans les délais fixés à l’article 10, paragraphes 1 et 2.

Les États membres choisissent parmi les schémas suivants, en tenant compte du schéma le plus efficace au regard du droit national et des spécificités des procédures nationales de planification et d’octroi des autorisations et en vérifiant s’il peut être mis en œuvre d’une façon qui contribue à ce que la décision globale soit prise de la manière la plus efficace possible et en temps utile:

(a)schéma intégré:

i)la décision globale est prise par l’autorité nationale compétente et constitue la seule décision juridiquement contraignante résultant de la procédure légale d’octroi des autorisations;

ii)lorsque d’autres autorités sont concernées par le projet, elles peuvent, conformément au droit national, contribuer à la procédure en donnant leur avis, lequel est pris en compte par l’autorité nationale compétente;

(b)schéma coordonné:

i)la décision globale comprend plusieurs décisions individuelles juridiquement contraignantes rendues par les diverses autorités concernées et est coordonnée de manière centralisée par l’autorité nationale compétente;

ii)l’autorité nationale compétente peut mettre en place un groupe de travail au sein duquel toutes les autorités concernées sont représentées, de manière à élaborer l’examen préalable ou le planning détaillé pour la procédure d’octroi des autorisations conformément à l’article 10, paragraphe 9, point b), et à contrôler et coordonner sa mise en œuvre;

iii)l’autorité nationale compétente fixe, au cas par cas et en consultation avec les autres autorités concernées, un délai raisonnable dans lequel les décisions individuelles sont rendues dans le but de réduire au minimum la durée de la procédure, sans préjudice des délais fixés à l’article 10, paragraphe 1 et 2;

iv)l'autorité compétente peut prendre une décision individuelle pour le compte d'une autre autorité concernée, lorsque cette dernière n'a pas rendu sa décision dans le délai prescrit, ni dûment justifié ce retard. L’autorité nationale compétente peut également ignorer une décision individuelle prise par une autre autorité concernée si elle considère que cette décision est insuffisamment motivée au regard des éléments de preuve sous-jacents soumis par ladite autorité concernée;

(c)schéma collaboratif:

i)la décision globale est constituée de plusieurs décisions individuelles juridiquement contraignantes rendues par plusieurs autorités concernées et est coordonnée par l’autorité nationale compétente;

iv)l’autorité nationale compétente contrôle le respect des délais par les autorités concernées et, en cas de retard, prend des mesures visant à réduire au minimum la durée de la procédure;

v)lorsqu’un État membre choisit le schéma collaboratif, il informe la Commission des motifs de ce choix.

Selon le schéma d’autorisation choisi par les États membres, les autorités concernées délèguent les compétences nécessaires à l’autorité nationale compétente ou facilitent la coopération et la collaboration avec l’autorité nationale compétente afin que la décision globale soit rendue dans les délais fixés à l’article 10, paragraphes 1 et 2.

Lorsqu’une autorité concernée estime qu’elle ne pourra rendre une décision individuelle dans le délai prescrit, elle en informe immédiatement l’autorité nationale compétente et motive ce retard. Par la suite, l’autorité nationale compétente fixe un nouveau délai dans lequel cette décision individuelle est rendue, conformément aux délais globaux fixés à l’article 10, paragraphes 1 et 2.

4.Les États membres peuvent appliquer les schémas exposés au paragraphe 3 pour les projets inscrits sur la liste de l’Union sur terre et en mer.

Dans le cas de projets inscrits sur la liste de l’Union qui sont intrinsèquement liés à des actifs de production, tels que les projets relevant des catégories d’infrastructures prévues à l’annexe II, point 1), b) ou h), l’autorité nationale compétente est chargée de coordonner la procédure d’octroi des autorisations du projet concerné inscrit sur la liste de l’Union avec la procédure d’autorisation des actifs de production de manière à ce que les calendriers soient cohérents et tendent ensemble à ce que la procédure d’autorisation soit menée à bien de la manière la plus efficace possible et en temps utile pour l’ensemble des actifs liés au projet.

5.Lorsqu’un projet inscrit sur la liste de l’Union est situé sur le territoire de deux États membres ou plus, leurs autorités nationales compétentes respectives désignent conjointement l’une d’entre elles pour servir de point de contact unique chargé de faciliter l’échange d’informations entre les autorités nationales compétentes et les autres autorités concernées sur la procédure d’octroi des autorisations, ainsi que de rendre les décisions globales finales en coopération avec les autres autorités nationales compétentes concernées.

Les États membres s’efforcent de prévoir une procédure conjointe qui facilite la coopération entre leurs autorités nationales compétentes respectives, créent des synergies procédurales et mettent les calendriers en adéquation afin de faciliter la procédure d’octroi des autorisations pour les projets, en particulier en ce qui concerne l’évaluation des incidences sur l’environnement, ainsi que les consultations publiques requises en vertu de l’article 9.

À la demande des États membres, la Commission joue le rôle de facilitateur pour soutenir la coopération entre les autorités nationales compétentes concernées. La Commission facilite l’adoption d’une procédure commune unifiée en émettant un avis et en formulant des recommandations sur les aspects procéduraux.

Article 9

Transparence et participation du public

1.Au plus tard le 24 octobre 2027, l’État membre ou l’autorité nationale compétente publie, s’il y a lieu, en collaboration avec d’autres autorités concernées, un manuel de procédures actualisé pour l’octroi des autorisations applicables aux projets inscrits sur la liste de l’Union, incluant au minimum les informations mentionnées à l’annexe VI, point 1). Ce manuel n’est pas juridiquement contraignant, mais il fait référence à des dispositions juridiques pertinentes ou en cite. Le cas échéant, les autorités nationales compétentes coopèrent et trouvent des synergies avec les autorités des pays voisins en vue de mettre les calendriers en adéquation et de faciliter la procédure d’octroi des autorisations pour les projets, y compris pour l’élaboration du manuel de procédures.

2.Sans préjudice des exigences en matière de participation du public prévues dans le droit environnemental, la convention d’Aarhus, la convention d’Espoo et le droit de l’Union applicable, toutes les parties qui interviennent dans la procédure d’octroi des autorisations respectent les principes de participation du public énoncés à l’annexe VI, point 3).

3.Dans un délai indicatif de trois mois à compter du début de la procédure d’octroi des autorisations en vertu de l’article 10, paragraphe 5, le promoteur de projet élabore un concept de participation du public et le soumet à l’autorité nationale compétente, en suivant la procédure décrite dans le manuel visé au paragraphe 1 du présent article et conformément aux orientations exposées à l’annexe VI.

4.L’autorité nationale compétente demande des modifications ou approuve le concept de participation du public dans un délai de trois mois suivant la réception de celui-ci, en tenant compte, sans qu’il soit nécessaire de les répéter, de toute forme de participation et de consultation du public qui a eu lieu avant le début de la procédure d’octroi de l’autorisation, dans la mesure où cette participation et cette consultation du public ont répondu aux exigences du présent article.

Lorsque le promoteur de projet a l’intention d’apporter des changements importants à un concept de participation du public approuvé, il en informe l’autorité nationale compétente. Dans ce cas, l’autorité nationale compétente peut demander des modifications supplémentaires.

5.Si le droit national ne l’exige pas déjà, le promoteur de projet réalise au moins une consultation publique initiale avant que la demande d’autorisation finale et complète soit soumise à l’autorité nationale compétente en application de l’article 10, paragraphe 10. La consultation publique peut être réalisée en combinaison avec toute consultation publique après la soumission de la demande d’autorisation conformément à l’article 6, paragraphe 2, de la directive 2011/92/UE.

6.La consultation publique requise au paragraphe précédent respecte les exigences minimales énoncées à l’annexe VI, point 5, fournit des informations sur le projet aux parties concernées visées à l’annexe VI, point 3), a), à un stade précoce et contribue à déterminer l’emplacement, la voie ou la technologie les plus adaptés, eu égard notamment, le cas échéant, à des considérations relatives à l’adaptation adéquate au changement climatique ou à la sécurité concernant le projet, toutes les incidences pertinentes au regard du droit de l’Union et du droit national et les points utiles à aborder dans le dossier de demande.

7.Sans préjudice des règles de procédure et de transparence dans les États membres, les promoteurs de projets publient sur le site internet visé au paragraphe 10 un rapport synthétisant les résultats des activités liées à la participation du public à l’égard du projet, y compris les éventuelles activités antérieures à la consultation publique initiale, et expliquant comment les avis exprimés dans le cadre des consultations publiques ont été pris en considération, en indiquant les modifications apportées à l’emplacement, la voie et la conception du projet ou en justifiant pourquoi ces avis n’ont pas été pris en considération.

Le promoteur de projets présente le rapport en même temps que le dossier de demande à l’autorité nationale compétente. La décision globale tient dûment compte du résultat de ce rapport.

8.Pour les projets transfrontières associant plusieurs États membres, les consultations publiques réalisées en vertu du paragraphe 5 dans chacun des États membres concernés ont lieu, dans la mesure du possible, dans un délai de deux mois maximum entre elles et sont, si possible, combinées.

9.Pour les projets susceptibles d’avoir une répercussion transfrontière importante dans un ou plusieurs États membres voisins, auxquels l’article 7 de la directive 2011/92/UE et la convention d’Espoo s’appliquent, les informations pertinentes sont mises à la disposition des autorités nationales compétentes des États membres voisins concernés. Les autorités nationales compétentes des États membres voisins concernés indiquent, le cas échéant dans le cadre de la procédure de notification, si elles ou toute autre autorité concernée souhaitent participer aux procédures de consultation publique qui les concernent.

10.Le promoteur de projet crée et met régulièrement à jour un site internet consacré au projet contenant les informations utiles relatives au projet d’intérêt commun, qui comporte un lien vers le site internet de la Commission et la plateforme de transparence visée à l’article 26, et qui est conforme aux exigences prévues à l’annexe VI, point 6). Les autorités nationales compétentes vérifient le respect de cette obligation par les promoteurs de projets et prennent, s’il y a lieu, des mesures garantissant le respect de cette obligation.

Article 10

Durée et mise en œuvre de la procédure d’octroi des autorisations

1.La procédure d’octroi des autorisations prévoit les deux procédures suivantes:

(a)la procédure de demande préalable facultative, qui a lieu dans un délai maximal de vingt-quatre mois et couvre la période comprise entre le début de la procédure d’octroi des autorisations et l’acceptation par l’autorité nationale compétente du dossier de demande complet soumis;

(b)la procédure légale d’octroi des autorisations obligatoire, qui n’excède pas une durée de dix-huit mois et couvre la période qui débute à la date d’acceptation du dossier de demande complet présenté et se termine à la date de la décision globale.

En ce qui concerne le premier alinéa, point b), les États membres peuvent, si cela est possible, prévoir une procédure légale d’octroi des autorisations d’une durée inférieure à dix-huit mois.

2.L’autorité nationale compétente veille à ce que la durée combinée des deux procédures visées au paragraphe 1 n’excède pas quarante-deux mois.

Toutefois, lorsque l’autorité nationale compétente considère que l’une des procédures ou les deux ne seront pas achevées avant l’expiration des délais énoncés au paragraphe 1, elle peut, avant leur expiration et au cas par cas, prolonger l’un des délais ou les deux. L’autorité nationale compétente ne peut prolonger la durée combinée des deux procédures de plus de six mois, sauf circonstances exceptionnelles.

Lorsque l’autorité nationale compétente prolonge les délais, elle informe le groupe concerné des motifs de cette prolongation et présente à ce dernier les mesures prises ou à prendre pour conclure la procédure d’octroi des autorisations dans le délai le plus bref possible. Le groupe peut demander que l’autorité nationale compétente lui rende compte régulièrement de l’évolution de la situation à cet égard et communique les motifs de tout retard.

3.Les États membres veillent à ce que les autorités nationales compétentes visées à l’article 8, paragraphe 1, disposent de ressources techniques, financières et humaines suffisantes pour rendre une décision globale dans le délai indiqué à l’article 10, paragraphe 2.

4.Les États membres veillent à ce que, dans le cadre de la procédure d’octroi des autorisations visée au paragraphe 1:

(a)en l’absence de réponse de la part des autorités nationales compétentes dans le délai fixé au paragraphe 2, la décision globale soit réputée approuvée;

(b)en l’absence de réponse de la part des autres autorités concernées dans le délai raisonnable fixé par une autorité nationale compétente conformément à l’article 8, paragraphe 3, leur avis, autorisation ou permis spécifiques soient réputés accordés ou avalisés.

Le présent paragraphe ne produit pas d’effets pour les décisions en matière d’environnement et lorsque le principe d’approbation administrative tacite n’existe pas dans l’ordre juridique de l’État membre concerné.

Toutes les décisions sont rendues publiques, y compris les décisions finales accordées tacitement en l’absence de réponse des autorités compétentes concernées.

5.Lorsqu’ils demandent le lancement de la procédure d’octroi des autorisations, les promoteurs de projets notifient par écrit ou par voie électronique le projet à l’autorité nationale compétente de chaque État membre dans lequel le projet est situé, y compris dans les États membres dont le projet traverse la zone économique exclusive, et y joignent une description raisonnablement détaillée du projet.

Dans un délai d’un mois à compter de la réception de la notification, l’autorité nationale compétente procède, sous forme électronique:

(a)à l’émission d’un accusé de réception; ou

(b)si la maturité du projet est considérée comme insuffisante pour lancer la procédure d’octroi des autorisations, au rejet de la notification en motivant sa décision, y compris au nom des autres autorités concernées.

La date de l’accusé de réception marque la date du début de la procédure d'octroi des autorisations. Lorsque plusieurs États membres sont concernés, la date d’acceptation de la dernière notification par l’autorité nationale compétente marque la date du début de la procédure d’octroi des autorisations.

Les États membres veillent à la création de plateformes numériques dédiées pour gérer, dans un format facilement accessible, les demandes d’autorisation, les procédures d’autorisation, les décisions d’autorisation en cours et les décisions rendues.

Ces plateformes donnent accès aux décisions et aux données environnementales et géologiques pertinentes disponibles sur le portail central en ligne visé à l’article 10, paragraphe 3, du règlement [xxxxx] 66 du Parlement européen et du Conseil.

6.Les autorités nationales compétentes veillent à ce que la procédure d’octroi des autorisations soit accélérée conformément au présent chapitre pour chaque catégorie de projets d’intérêt commun et de projets d’intérêt mutuel. À cette fin, les autorités nationales compétentes adaptent leurs exigences pour le début de la procédure d’octroi des autorisations et pour l’acceptation du dossier de demande complet, en fonction de la catégorie de projets pertinente, de leur nature, de leur taille, de l’absence d’exigence d’une évaluation des incidences environnementales ou de toute autre évaluation en vertu du droit national ou du fait qu’ils pourraient nécessiter moins d’autorisations et d’approbations pour atteindre la phase «prêt à construire».

À ce titre, les autorités nationales compétentes peuvent décider que la procédure de demande préalable visée aux paragraphes 1 et 6 du présent article n’est pas nécessaire si le promoteur de projet n’a pas besoin de ce délai pour réaliser des études et des évaluations et pour recueillir des données afin de compléter son dossier de demande d’autorisation.

7.Les autorités nationales compétentes prennent en considération, dans le cadre de l’examen préalable destiné à établir les exigences applicables à la procédure d’octroi des autorisations, toute étude menée et tout permis ou autorisation délivré(e) jusqu’à cinq ans avant le début de ladite procédure conformément au présent article, y compris les évaluations réalisées pour le déploiement d’autres projets lorsqu’elles sont pertinentes et peuvent être réutilisées, et n’exigent pas que ces études, évaluations, permis ou autorisations soient fournis une nouvelle fois ou sans nécessité.

8.Dans les États membres où la détermination d’une voie ou d’un emplacement, entreprise exclusivement aux fins spécifiques d’un projet planifié, y compris la planification de corridors spécifiques pour des infrastructures de réseaux, ne peut être incluse dans la procédure d’octroi des autorisations menant à la décision globale, la décision correspondante est prise dans un délai distinct de six mois, qui débute à la date de soumission, par le promoteur de projet, des documents de demande finaux et complets.

9.La procédure de demande préalable comprend: l’examen préalable et la détermination de la portée des études, rapports et documents requis à produire par le promoteur de projet; l’établissement du planning détaillé; et la vérification du projet de dossier de demande, selon les étapes suivantes:

(a)dès que possible et au plus tard trois mois après la notification par le promoteur de projet visée au paragraphe 5, l’autorité nationale compétente détermine et notifie au promoteur de projet les autorisations, permis et évaluations requis pour mener à bien la procédure d’octroi des autorisations.

La notification effectuée par l’autorité nationale compétente comprend la liste de contrôle visée à l’annexe VI, point 1), e), et, le cas échéant, son contenu est établi en coopération avec les autres autorités concernées et avec les autorités nationales compétentes des autres États membres dans lesquels le projet est situé, y compris si le projet traverse leur zone économique exclusive.

Le cas échéant, la notification précise les conditions dans lesquelles le projet peut bénéficier de l’exemption prévue à l’article 7, paragraphe 7, et détermine:

i)si le projet est fortement susceptible d’entraîner des incidences négatives imprévues importantes compte tenu de la sensibilité environnementale des zones géographiques où il est prévu de le réaliser, qui n’ont pas été recensées lors de l’évaluation environnementale des plans de développement nationaux réalisée en application de la directive 2001/42/CE et, le cas échéant, de la directive 92/43/CEE;

ii)les mesures d’atténuation proportionnées et adéquates ou la compensation financière en faveur des programmes de protection des espèces applicables au projet conformément à l’article 7, paragraphe 8;

iii)si une partie du projet est susceptible d’avoir des incidences importantes sur l’environnement dans un autre État membre; en pareil cas, l’autorité nationale compétente de l’État membre dans lequel le projet est situé veille à l’application de l’article 7 de la directive 2011/92/UE et des articles 2 à 7 de la Convention sur l’évaluation de l’impact sur l’environnement dans un contexte transfrontière;

(b)la notification indique également si l’autorité nationale compétente approuve ou modifie le concept de participation du public présenté par le promoteur de projet conformément à l’article 9, paragraphe 3. Au cours de la période d’examen préalable, l’autorité nationale compétente détermine, en coopération avec les autres autorités concernées, la portée et le niveau de détail des études, rapports et documents, y compris les évaluations requises pour l’autorisation environnementale du projet, que le promoteur de projet est censé produire et soumettre dans le cadre du dossier de demande complet.

Ni l’autorité nationale compétente, ni aucune des autorités concernées ne demande ultérieurement d’informations, d’études, de rapports ou d’évaluations supplémentaires par rapport à ceux retenus lors de ce processus d’examen préliminaire, sauf en cas de modification importante du projet ou de son environnement extérieur. En cas de modification importante, l’autorité nationale compétente peut demander des informations supplémentaires au promoteur de projet moyennant une justification motivée;

(c)l’autorité nationale compétente élabore, en coopération étroite avec le promoteur de projet et les autres autorités concernées ainsi que les autorités nationales compétentes des autres États membres dans lesquels le projet est situé, et en tenant compte des résultats des activités réalisées au titre du point a) du présent paragraphe, un planning détaillé de la procédure d’octroi des autorisations, conformément aux orientations énoncées à l’annexe VI, point 2);

(d)à la réception du projet de dossier de demande, l’autorité nationale compétente peut, en son nom ou au nom d’autres autorités concernées, demander au promoteur de projet d’apporter les informations manquantes relatives aux éléments demandés visés au point a) dans un délai maximal d’un mois.

La procédure de demande préalable inclut la préparation de tout rapport environnemental devant être préparé par les promoteurs de projets, le cas échéant, y compris les évaluations et les documents relatifs à l’adaptation au changement climatique, à la cybersécurité et à la sécurité physique.

En coopération avec le promoteur de projet et, s’il y a lieu, les autres autorités concernées ou les autres autorités nationales compétentes des autres États membres dans lesquels le projet est situé, y compris si le projet traverse leur zone économique exclusive, l’autorité nationale compétente peut concevoir les exigences applicables à la procédure d’octroi des autorisations d’un projet donné, ainsi que le calendrier de la consultation publique prévu à l’annexe VI, point 4), par phases, à condition que cela ne retarde pas le développement global du projet et garantisse la simplification et l’accélération de la procédure d’octroi des autorisations. Les délais maximaux visés aux paragraphes 1 et 2 s’appliquent à chacune des phases.

Dans un délai d’un mois suivant la transmission des informations manquantes visées au premier alinéa, point d), l’autorité compétente accepte d’examiner la demande complète sous forme écrite, au format numérique ou sur des plateformes numériques dédiées, ce qui marque le début de la procédure légale d’octroi des autorisations visée au paragraphe 1, point b).

10.Le promoteur de projet coopère de bonne foi avec les autorités nationales compétentes et avec toutes les autorités concernées, afin de leur fournir des informations complètes et correctes, notamment en ce qui concerne les informations retenues dans le cadre de l’examen préalable.

Le promoteur de projet veille à ce que le dossier de demande soit complet et satisfaisant, sollicitant l’avis de l’autorité nationale compétente sur celui-ci le plus tôt possible lors de la procédure d’octroi des autorisations.

Le promoteur de projet coopère pleinement avec l’autorité nationale compétente afin de respecter les délais fixés par le présent règlement. Les retards éventuels imputables au promoteur de projet de bonne foi à cet égard ne sont pas déduits de la durée maximale de la procédure d’autorisation.

11.Les États membres veillent à ce que toute modification du droit national n’entraîne pas une prolongation de toute procédure d’octroi d’autorisation ayant débuté avant l’entrée en vigueur de ces modifications. En vue de maintenir une procédure accélérée d’octroi des autorisations pour les projets inscrits sur la liste de l’Union, les autorités nationales compétentes adaptent en conséquence le planning établi conformément au paragraphe 6, point b), du présent article pour faire en sorte, dans la mesure du possible, que les délais fixés au présent article pour la procédure d’octroi des autorisations ne soient pas dépassés.

12.Les échéances prévues au présent article sont sans préjudice des obligations découlant du droit de l’Union et du droit international, et sans préjudice des procédures de recours administratif et judiciaire devant une cour ou un tribunal.

Les délais fixés au présent article pour toute procédure d’octroi des autorisations sont sans préjudice de tout délai plus court fixé par les États membres.

CHAPITRE IV

Planification transsectorielle des infrastructures

Article 11

Scénario central pour les plans décennaux de développement du réseau

1.Au plus tard le [deux ans après l’entrée en vigueur] et au moins tous les quatre ans par la suite, la Commission élabore un scénario central pour les secteurs de l’électricité, de l’hydrogène et du gaz à utiliser pour les plans décennaux de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union visés à l’article 48 du règlement (UE) 2019/943 et à l’article 59 du règlement (UE) 2024/1789, le processus de recensement des besoins en infrastructures visé à l’article 12 du présent règlement, l’analyse des coûts et avantages pour l’ensemble du système énergétique visée à l’article 14 du présent règlement et la répartition transfrontière des coûts visée à l’article 17 du présent règlement.

2.Le scénario central:

(a)s’inscrit dans les objectifs spécifiques de l’Union en matière d’énergie et de climat et comprend une perspective à long terme jusqu’en 2050 au moins, conformément à l’objectif de neutralité climatique de l’Union;

(a)suit une approche transsectorielle garante de cohérence entre les secteurs de l’électricité, de l’hydrogène et du gaz, en optimisant l’efficacité du système;

(b)comprend des analyses de sensibilité, le cas échéant.

3.Le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour l’électricité (REGRT pour l’électricité), le réseau européen des gestionnaires de réseau d’hydrogène (REGRH), le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour le gaz (REGRT pour le gaz) et les États membres fournissent, à la demande de la Commission, les données et informations nécessaires à l’élaboration du scénario central visé au paragraphe 1. Cela comprend, sans s’y limiter, les données relatives au marché et au réseau, telles que les projections de l’offre et de la demande, les caractéristiques de la production d’électricité, les réseaux et la production d’hydrogène, les sources de flexibilité, les hypothèses relatives aux importations, ainsi que les données climatiques annuelles. La Commission fixe un délai raisonnable pour la fourniture des données et des informations, en tenant compte de la complexité et de l'urgence des données et des informations requises. Si un destinataire 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. La Commission peut demander à l’Agence de vérifier les données qui lui ont été soumises, y compris en vérifiant les données nationales avec les autorités de régulation nationales compétentes.

4.La Commission consulte l’Agence, les autorités de régulation nationales, le REGRT pour l’électricité, le REGRH, le REGRT pour le gaz, l’entité européenne chargée de la coopération des gestionnaires de réseau de distribution d’électricité dans l’Union européenne (entité des GRD de l’Union), les États membres ainsi que les autres parties prenantes concernées sur les données collectées aux fins du processus d’élaboration du scénario central, y compris les hypothèses et leur utilisation dans le cadre de l’élaboration du scénario central.

5.La Commission soumet le projet de scénario central au groupe RTE-E, accompagné d’informations sur la manière dont les observations reçues dans le cadre de la consultation visée au paragraphe 4 ont été prises en considération. Les membres du groupe RTE-E font part de leurs observations, le cas échéant, dans un délai d’un mois à compter de la réception du projet de scénario central.

6.La Commission est habilitée à adopter des actes délégués, conformément à l’article 23, afin de compléter le présent règlement en établissant les scénarios centraux en application du présent article. La Commission adopte le scénario central en tenant compte des observations du groupe RTE-E.

7.À la suite de la publication de l’acte délégué relatif au scénario central, la Commission publie les données d’entrée et de sortie sous-jacentes pour le scénario central, sous réserve des restrictions prévues par le droit national et les accords de confidentialité pertinents.

8.La Commission, en tenant compte de l’avis de l’Agence, des États membres, des autorités de régulation nationales et des parties prenantes concernées, peut élaborer des analyses de sensibilité au scénario central si cela est nécessaire sur la base de l’évolution du marché ou des politiques. La Commission peut modifier l’acte délégué visé au paragraphe 6 du présent article afin d’y inclure ces analyses de sensibilité éventuelles.

Article 12

Rapport de recensement des besoins en infrastructures

1.Le REGRT pour l’électricité et le REGRH, respectivement, élaborent un rapport de recensement des besoins en infrastructures afin de déterminer les lacunes en matière d’infrastructures qui ont une incidence sur les objectifs de l’Union liés à l’électricité et à l’hydrogène.

2.Les rapports de recensement des besoins en infrastructures:

(a)se fondent sur le scénario central élaboré par la Commission conformément à l’article 11 et sur ses analyses de sensibilité;

(b)respectent la méthode élaborée par l’Agence en application du paragraphe 11;

(c)respectent les principes établis à l’annexe VII du présent règlement;

(d)garantissent une approche transsectorielle assurant la cohérence entre les secteurs de l’électricité et de l’hydrogène ainsi que, le cas échéant, les secteurs du gaz, du chauffage urbain et du CO2.

3.Le REGRT pour l’électricité et le REGRH consultent respectivement les parties prenantes concernées sur les données supplémentaires, les hypothèses et leur utilisation aux fins de l’élaboration de leur rapport de recensement des besoins en infrastructures.

4.Dans un délai de six mois à compter de la publication d’un scénario central en application de l’article 11, sauf si la publication se limite à ajouter une analyse de sensibilité, le REGRT pour l’électricité et le REGRH soumettent au groupe RTE-E leur projet respectif de rapport de recensement des besoins en infrastructures, comprenant l’évaluation de la manière dont les projets soumis en vue de leur insertion dans le plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union correspondent aux besoins recensés. Si la publication se limite à ajouter une analyse de sensibilité, la Commission peut demander au REGRT pour l’électricité et au REGRH d’élaborer un nouveau rapport de recensement des besoins en infrastructures conformément à la procédure prévue au présent article.

5.Dans un délai de deux mois à compter de la réception des projets de rapports de recensement des besoins en infrastructures par le groupe RTE-E, l’Agence évalue la conformité desdits projets, y compris l’évaluation de la mesure dans laquelle les projets soumis en vue de leur insertion dans le plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union correspondent aux besoins recensés, avec la méthode visée au paragraphe 12 et avec les principes énoncés à l’annexe VII, et informe le groupe RTE-E.

6.Dans un délai d’un mois après avoir été informés par l’Agence de la conformité des projets de rapports de recensement des besoins en infrastructures, les membres du groupe RTE-E, en tenant compte des contributions de l’Agence sur la conformité, peuvent formuler leurs observations et en informer respectivement le REGRT pour l’électricité et le REGRH.

7.Dans un délai de deux mois à compter de la réception des observations des membres du groupe RTE-E, le REGRT pour l’électricité et le REGRH adaptent les projets de rapports de recensement des besoins en infrastructures, en tenant compte des observations du groupe RTE-E et de l’Agence, afin de garantir le respect total des exigences énoncées au paragraphe 2, et soumettent le rapport final de recensement des besoins en infrastructures à la Commission.

8.La Commission soumet le projet final de rapport de recensement des besoins en infrastructures à l’approbation de l’organe de décision du groupe RTE-E. Avant de soumettre les projets finaux de rapports de recensement des besoins en infrastructures à l’organe de décision du groupe RTE-E, la Commission peut demander des mises à jour et des améliorations dûment justifiées et dans un délai raisonnable, si elle constate que les projets finaux de rapports de recensement des besoins en infrastructures n’intègrent pas de manière appropriée les observations des membres du groupe RTE-E et afin de garantir le respect total des principes énoncés à l’annexe VII. Le REGRT pour l’électricité et le REGRH donnent respectivement toutes les suites qui s’imposent à ces demandes dans un délai d’un mois et soumettent de nouveau à la Commission les projets définitifs révisés de rapports de recensement des besoins en infrastructures.

9.L’organe de décision du groupe RTE-E approuve les rapports finaux de recensement des besoins en infrastructures dans un délai d’un mois à compter de leur réception.

10.Dans les deux semaines suivant l’approbation des rapports de recensement des besoins en infrastructures en application du paragraphe 8, le REGRT pour l’électricité et le REGRH les publient sur leurs sites internet respectifs. Le cas échéant, le REGRT pour l’électricité et le REGRH mettent à jour les rapports de recensement des besoins en infrastructures conformément aux analyses de sensibilité adoptées en application de l’article 11, paragraphe 8, si la Commission le demande.

11.Au plus tard le [9 mois après l’entrée en vigueur du présent règlement], l’Agence, après avoir mené une vaste consultation associant la Commission, les États membres, le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz, le REGRH, l’entité des GRD de l’Union et les autres parties prenantes concernées, publie une méthode contraignante pour le recensement des besoins en infrastructures.

12.La méthode garantit que le rapport de recensement des besoins en infrastructures est conforme aux principes énoncés à l’annexe VII.

13.De sa propre initiative ou à la demande de la Commission, l’Agence met à jour la méthode en tant que de besoin.

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 13

Processus de mise en correspondance des besoins dans le réseau électrique

1.Si le rapport de recensement des besoins en infrastructures pour l’électricité conclut que les projets soumis en vue de leur insertion dans le plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union ne répondent pas pleinement aux besoins en infrastructures recensés en vertu de l’article 12, la Commission peut engager une procédure visant à trouver des solutions possibles pour répondre aux besoins non satisfaits.

2.La Commission, en coopération avec le REGRT pour l’électricité, les États membres et l’Agence, invite les gestionnaires de réseau des groupes concernés à proposer, dans un délai de six mois à compter de l’invitation, des projets pouvant répondre aux besoins non satisfaits. La Commission soumet les projets proposés à l’examen des groupes concernés établis conformément à l’article 3. La Commission peut associer d’autres parties prenantes concernées et d’autres enceintes de coopération régionale. Les promoteurs de projets pouvant répondre aux besoins non satisfaits soumettent dès que possible des projets admissibles en vue de leur insertion dans les plans de développement nationaux ultérieurs, le plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union et la liste de l’Union.

3.Si la procédure visée au paragraphe 2 ne permet pas de trouver de projets pouvant répondre aux besoins non satisfaits, la Commission peut lancer un appel à propositions ouvert à tout tiers susceptible de devenir promoteur de projets pour proposer des projets pouvant répondre aux besoins non satisfaits. Les promoteurs de projets pouvant répondre aux besoins non satisfaits soumettent dès que possible des projets admissibles en vue de leur insertion dans les plans de développement nationaux ultérieurs, le plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union et la liste de l’Union.

4.La Commission suit les résultats de la procédure et l’état d’avancement des projets visés aux paragraphes 2 et 3 et assure l’étroite participation des groupes concernés établis conformément à l’article 3 et des autres enceintes de coopération régionale concernées.

Article 14

Analyse des coûts et avantages pour l’ensemble du système énergétique

1.Pour les projets relevant des catégories d’infrastructures énoncées à l’annexe II, point 1), a), b), c), d), e), f) et h), et points 2) et 3), le REGRT pour l’électricité et le REGRH utilisent des méthodes par secteur cohérentes pour une analyse harmonisée des coûts et avantages concernant l’ensemble du système énergétique à l’échelle de l’Union lorsqu’ils évaluent des projets en vue de leur insertion dans leurs plans décennaux respectifs de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union.

2.Les méthodes:

(a)sont définies conformément aux principes énoncés à l’annexe V;

(b)sont fondées sur des hypothèses communes permettant de comparer les projets;

(c)sont conformes aux objectifs spécifiques de l’Union en matière d’énergie et de climat, à son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050 et au scénario central visé à l’article 11, ainsi qu’aux règles et indicateurs énoncés à l’annexe IV;

(d)permettent l’évaluation de lots de projets en application de l’article 18 et, dans le secteur de l’électricité, la prise en considération des leviers opérationnels;

(e)suivent une approche transsectorielle.

3.Le REGRT pour l’électricité et le REGRH élaborent et publient des avant-projets de méthode aux fins de la consultation de l’entité des GRD de l’Union et des autres parties prenantes concernées. 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.

4.Le REGRT pour l’électricité et le REGRH publient et soumettent leurs projets de méthode aux États membres, à la Commission et à l’Agence. Lorsque le REGRT pour l’électricité et le REGRH ne tiennent pas compte, ou tiennent compte seulement en partie, des observations des États membres, des autorités nationales ou des autres parties prenantes, ils en fournissent la motivation. Le REGRT pour l’électricité et le REGRH publient et soumettent aux États membres, à la Commission et à l’Agence leurs premiers projets cohérents de méthode par secteur au plus tard en décembre 2027.

5.Dans un délai de trois mois à compter de la réception des projets de méthode, l’Agences et les États membres peuvent rendre un avis à l’intention du REGRT pour l’électricité, du REGRH et de la Commission. La Commission peut organiser des réunions spécifiques des groupes en vue d’examiner les projets de méthode.

6.Dans un délai de trois mois suivant la réception des avis de l’Agence et des États membres, 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 à la Commission pour approbation.

7.Dans un délai de trois mois à compter de la réception des méthodes respectives, la Commission rend sa décision.

8.Si la Commission rejette le projet de méthode, elle motive cette décision. Le REGRT pour l’électricité et le REGRH révisent les projets de méthode respectifs et les soumettent de nouveau à la Commission pour approbation.

9.Dans les deux semaines à compter de la date d'approbation par la Commission, le REGRT pour l'électricité et le REGRH publient leurs méthodologies respectives sur leurs sites web.

10.La Commission et l’Agence peuvent demander au REGRT pour l’électricité et au REGRH, selon le cas, de mettre à jour leurs méthodes et de fixer un calendrier. L’Agence peut agir de sa propre initiative ou sur demande dûment motivée des autorités de régulation nationales ou des parties prenantes. L’Agence publie les demandes qu’elle reçoit ainsi que l’ensemble des documents pertinents qui ne sont pas commercialement sensibles sur lesquels se fonde sa demande.

11.À la demande de l’Agence ou de la Commission, le REGRT pour l’électricité et le REGRH mettent à jour les méthodes d’analyse cohérente des coûts et avantages par secteur conformément à la procédure d’approbation prévue aux paragraphes 3 à 9.

12.Le REGRT pour l’électricité et le REGRH publient, dans le cadre de chaque plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union, les données d’entrée actualisées pertinentes pour l’application des méthodes, y compris les méthodes de calcul, les modèles de réseau, les données pertinentes relatives aux flux de charge et aux marchés. Ces données sont publiées 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.

13.Le REGRT pour l’électricité et le REGRH calculent et publient, dans le cadre du plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union, les résultats des analyses coûts-avantages pour tous les projets, en indiquant la répartition des avantages entre les pays. Cela inclut les avantages créés tant pour les pays qui accueillent le projet concerné que pour ceux qui ne l’accueillent pas et qui en bénéficient.

14.Pour les projets qui relèvent des catégories d’infrastructures énergétiques visées au point 1), g), et au point 4) 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. Les méthodes sont élaborées de manière transparente, en prévoyant une large consultation de l’Agence, des États membres et de toutes les parties concernées.

15.À partir d’[avril 2028] et tous les deux 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. 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.

CHAPITRE V

Réseaux en mer pour l’intégration des énergies renouvelables

Article 15

Planification des réseaux en mer

1.Au plus tard [dans les six mois suivant l’entrée en vigueur], les États membres, avec le soutien de la Commission, dans le cadre de leurs corridors prioritaires spécifiques de réseaux en mer, qui figurent à l’annexe I, point 2), en prenant en considération les spécificités et le développement dans chaque région, mettent à jour l’accord non contraignant pour coopérer sur des objectifs de production d’énergies renouvelables en mer à déployer dans chaque bassin maritime d’ici à 2030, 2040 et 2050, conformément à leurs plans nationaux en matière d’énergie et de climat, et le potentiel de chaque bassin maritime en matière d’énergies renouvelables en mer. L’accord comprend des objectifs en matière d’hydrogène renouvelable en mer, le cas échéant.

Dans le cadre des accords non contraignants, les États membres, avec le soutien de la Commission, au sein de leurs corridors prioritaires spécifiques de réseaux en mer, qui figurent à l’annexe I, point 2), examinent également s’il convient d’établir entre deux ou plusieurs États membres, dans leurs plans nationaux respectifs en matière d’énergie et de climat, des objectifs transfrontières spécifiques, tels que des projets hybrides ou des projets radiaux transfrontières, dans le but d’atteindre les objectifs de production d’énergies renouvelables en mer à déployer de la manière la plus efficace possible dans chaque bassin maritime.

Cet accord non contraignant est établi par écrit en ce qui concerne chaque bassin maritime lié au territoire des États membres et s’entend sans préjudice du droit des États membres de mettre en place des projets dans leurs eaux territoriales et leur zone économique exclusive. La Commission élabore des orientations relatives au travail au sein des groupes.

2.Au plus tard le [dans les 12 mois suivant l’entrée en vigueur] et tous les quatre ans par la suite, dans le cadre du plan décennal de développement du réseau suivant par la suite, le REGRT pour l’électricité, avec la participation des GRT concernés, des autorités de régulation nationales, des États membres et de la Commission et conformément à l’accord non contraignant visé au paragraphe 1 du présent article, élabore et publie, sous la forme d’un rapport distinct qui fait partie du plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union, des plans stratégiques de haut niveau de développement du réseau intégré en mer pour chaque bassin maritime, conformément aux corridors prioritaires de réseaux en mer visés à l’annexe I, en tenant compte de la protection de l’environnement et des autres utilisations de la mer.

Dans le cadre de l’élaboration des plans stratégiques de haut niveau de développement du réseau intégré en mer selon le calendrier prévu au paragraphe 1, le REGRT pour l’électricité tient compte des accords non contraignants visés au paragraphe 1 pour l’élaboration du scénario central du plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union.

Les plans stratégiques de haut niveau de développement du réseau intégré en mer fournissent un panorama général du potentiel des capacités de production en mer et des besoins de réseau en mer qui en résultent, notamment les besoins éventuels en matière d’interconnexions, de projets hybrides, de connexions radiales, de renforcements et d’infrastructures pour l’hydrogène.

3.Les plans stratégiques de haut niveau de développement du réseau intégré en mer sont conformes aux plans d’investissement régionaux publiés conformément à l’article 34, paragraphe 1, du règlement (UE) 2019/943 et intégrés aux plans décennaux de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union afin d’assurer un développement cohérent de la planification des réseaux terrestres et en mer et les renforcements nécessaires.

4.Au plus tard tous les quatre ans après l’adoption de l’accord non contraignant visé au paragraphe 1, les États membres mettent à jour leur accord non contraignant visé au paragraphe 1 du présent article, y compris au vu des résultats de l’application de la dernière analyse coûts-bénéfices et du dernier partage des coûts aux corridors prioritaires du réseau en mer.

5.Après chaque mise à jour des accords non contraignants conformément au paragraphe 4, le REGRT pour l’électricité met à jour, pour chaque bassin maritime, le plan stratégique de haut niveau intégré de développement du réseau en mer dans le cadre du plan décennal suivant de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union tel qu’il est visé au paragraphe 2.

Article 16

Orientations sur les cadres d’investissement collaboratifs pour les projets énergétiques en mer

1.Avec le concours des États membres, des GRT concernés, de l’Agence et des autorités de régulation nationale, la Commission détermine s’il y a lieu de procéder à une mise à jour des orientations sur les cadres d’investissement collaboratifs pour les projets énergétiques en mer, qui fournissent une méthode spécifique relative aux coûts et avantages et au partage des coûts pour le déploiement des plans de développement du réseau intégré en mer par bassin maritime visés à l’article 15, paragraphe 2, conformément à l’accord non contraignant visé à l’article 14, paragraphe 1, et, le cas échéant, publie une version mise à jour des orientations. Ces orientations sont compatibles avec l’article 17, paragraphe 1. La Commission met à jour ses orientations en tant que de besoin, en tenant compte des résultats de leur mise en œuvre.

2.Avec le concours des GRT concernés, de l’Agence, des autorités de régulation nationales et de la Commission, le REGRT pour l’électricité met à jour les résultats de l’application de la méthode relative aux coûts et avantages et au partage des coûts aux corridors prioritaires de réseaux en mer, notamment à chaque fois que la Commission publie une mise à jour des orientations applicables à une méthode spécifique relative aux coûts et avantages et au partage des coûts pour le déploiement des plans de développement du réseau intégré en mer par bassin maritime visés à l’article 15, paragraphe 2, conformément aux accords non contraignants visés à l’article 15, paragraphe 1.

CHAPITRE VI

Cadre réglementaire

Article 17

Réalisation d’investissements ayant une incidence transfrontière

1.Les coûts d’investissement engagés efficacement, ce qui exclut les coûts d’entretien, liés à un projet d’intérêt commun relevant des catégories d’infrastructures énergétiques prévues à l’annexe II, point 1), a), b), c), d), e), f) et h), et à des projets d’intérêt commun relevant de la catégorie d’infrastructures énergétiques prévue à l’annexe II, point 2), lorsqu’ils relèvent de la compétence des autorités de régulation nationales dans chaque État membre concerné, sont supportés par les GRT, les gestionnaires de réseau d’hydrogène et les autres opérateurs concernés ou par les promoteurs de projets d’infrastructure de transport des États membres pour lesquels le projet a une incidence nette positive et, dans la mesure où ils ne sont pas couverts par les recettes provenant de la gestion de la congestion ou d’autres frais, sont payés par les utilisateurs des réseaux moyennant les tarifs d’accès aux réseaux dans ces États membres.

2.Les dispositions du présent article s’appliquent à un projet d’intérêt commun relevant des catégories d’infrastructures énergétiques prévues à l’article 27 et à l’annexe II, point 1), a), b), c), d), e), f) et h), et point 2), lorsqu’au moins un promoteur de projets demande aux autorités nationales compétentes qu’elles soient appliquées en ce qui concerne les coûts du projet.

Les projets relevant de la catégorie d’infrastructures énergétiques visée à l’annexe II, point 1), g), peuvent bénéficier des dispositions du présent article lorsqu’au moins un promoteur de projets demande aux autorités nationales compétentes que le présent article soit appliqué.

Lorsqu’un projet compte plusieurs promoteurs de projets, les autorités de régulation nationales compétentes demandent sans tarder à tous les promoteurs de projets de soumettre conjointement la demande d’investissement conformément au paragraphe 4.

3.Pour un projet d’intérêt commun auquel le paragraphe 1 s’applique, les promoteurs de projets informent régulièrement, au moins une fois par an à partir de l’inscription du projet sur la liste de l’Union, et jusqu’à ce que le projet soit mis en service, toutes les autorités de régulation nationales compétentes de l’avancement du projet concerné et leur indiquent les coûts et l’incidence y afférents.

4.Dès qu’un tel projet d’intérêt commun a atteint une maturité suffisante et lorsqu’on estime qu’il est prêt à entrer dans sa phase de construction au cours des 36 prochains mois, les promoteurs de projets, après avoir consulté les GRT des États membres sur lesquels le projet a une incidence nette positive importante, soumettent une demande d’investissement. Cette demande d'investissement inclut une demande de répartition transfrontalière des coûts et est soumise à toutes les autorités de régulation nationales compétentes concernées, accompagnée des éléments suivants:

(a)une analyse coûts-avantages actualisée spécifique du projet, conforme au scénario central visé à l’article 11 et aux sensibilités éventuelles visées à l’article 11, ainsi qu’à la méthode pour une analyse harmonisée des coûts et avantages concernant l’ensemble du système énergétique visée à l’article 14, et tenant compte des avantages au-delà des frontières des États membres sur le territoire desquels le projet est situé;

(b)un plan d’affaires dans lequel est évaluée la viabilité financière du projet, qui comprend la solution de financement choisie et, pour un projet d’intérêt commun relevant de la catégorie d’infrastructures énergétiques visée à l’annexe II, point 3), les résultats des consultations des acteurs du marché;

(c)lorsque les promoteurs de projets en conviennent, une proposition circonstanciée de répartition transfrontière des coûts.

Lorsqu’un projet est soutenu par plusieurs promoteurs de projets, ceux-ci soumettent leur demande d’investissement conjointement.

Les autorités de régulation nationales compétentes transmettent à l’Agence, dès réception et sans tarder, une copie de chaque demande d’investissement à titre d’information.

Les autorités de régulation nationales compétentes et l’Agence veillent à préserver la confidentialité des informations commercialement sensibles.

5.Dans un délai de six mois suivant la réception de la demande d’investissement par la dernière autorité de régulation nationale compétente, ces autorités, après consultation des promoteurs de projets concernés, prennent des décisions conjointes coordonnées sur la répartition des coûts d’investissement engagés efficacement devant être supportés par chaque gestionnaire de réseau dans le cadre du projet, ainsi que sur leur inclusion dans les tarifs, ou sur le rejet de tout ou partie de la demande d’investissement, si l’analyse commune des autorités de régulation nationales compétentes conclut que le projet ou une partie de celui-ci n’apporte d’avantage net significatif dans aucun des États membres des autorités de régulation nationales compétentes.

Les autorités de régulation nationales compétentes incluent les coûts d’investissement engagés efficacement pertinents dans les tarifs, tel que défini dans la recommandation visée au paragraphe 14, conformément à la répartition des coûts d’investissement devant être supportés par chaque gestionnaire de réseau dans le cadre du projet.

Pour les projets sur le territoire de leurs États membres respectifs, les autorités de régulation nationales évaluent ensuite, le cas échéant, si des problèmes d’accessibilité financière sont susceptibles de se poser en raison de l’inclusion des coûts d’investissement dans les tarifs.

6.Dans le cadre de la répartition des coûts, les autorités de régulation nationales compétentes prennent en compte ce qui suit:

(a)les recettes réelles ou estimées provenant de la gestion de la congestion ou d’autres redevances;

(b)les recettes réelles ou estimées provenant du mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport institué en application de l’article 49 du règlement (UE) 2019/943.

La répartition transfrontière des coûts tient compte des coûts et avantages économiques, sociaux et environnementaux des projets dans les États membres concernés, ainsi que de la nécessité de garantir un cadre de financement stable pour le développement de projets d’intérêt commun tout en réduisant au minimum les besoins d’aide financière. Dans le cadre de la répartition transfrontière des coûts, les autorités de régulation nationales compétentes, après consultation des GRT concernés, s’efforcent d’obtenir un commun accord sur la base, entre autres, des informations précisées au paragraphe 4, premier alinéa, points a) et b), du présent article. Leur évaluation est fondée sur le scénario central et les sensibilités éventuelles visés à l’article 11, de sorte à aboutir à une analyse solide de la contribution du projet d’intérêt commun aux objectifs de la politique énergétique de l’Union en matière de décarbonation, d’intégration du marché, de concurrence, de durabilité et de sécurité de l’approvisionnement.

7.Dans le cadre de la répartition des coûts, les autorités de régulation nationales compétentes appliquent les principes généraux suivants:

(a)lorsqu’au moins 10 % des avantages estimés d’un projet apparaissent dans un État membre, cet État membre et l’autorité de régulation nationale concernée participent au processus de répartition transfrontière des coûts;

(b)le cas échéant, la répartition des coûts entre les États membres est fondée sur la répartition des avantages nets, en veillant à ce que la clé de répartition des coûts reflète cette répartition;

(c)la répartition transfrontière des coûts est fondée sur un accord de répartition des coûts ex ante destiné à garantir la sécurité des investissements, étant entendu que l’accord est transparent et prévisible et que la répartition transfrontière des coûts peut ménager la possibilité d’ajustements ex post, à condition que ces ajustements soient expressément définis dans la décision de répartition des coûts et clairement encadrés, y compris en ce qui concerne les calendriers et les catégories de coûts concernées.

Lorsqu’un projet d’intérêt commun atténue des externalités négatives, telles que les flux de bouclage, et que ce projet d’intérêt commun est mis en œuvre dans l’État membre à l’origine de l’externalité négative, cette atténuation n’est pas considérée comme un avantage transfrontière et ne constitue donc pas un fondement pour l’attribution de coûts au GRT des États membres concernés par ces externalités négatives.

8.Les autorités de régulation nationales compétentes, sur la base de la répartition transfrontière des coûts visée au paragraphe 5 du présent article, tiennent compte des coûts réels supportés par un GRT, un gestionnaire de réseau d’hydrogène ou un autre promoteur de projets du fait des investissements lors de la fixation ou de l’approbation des tarifs conformément à l’article 78, paragraphe 1, de la directive (UE) 2024/1788 et à l’article 59, paragraphe 1, point a), de la directive (UE) 2019/944, dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d’un gestionnaire efficace disposant d’une structure comparable.

9.Les autorités de régulation nationales compétentes notifient sans tarder à l’Agence la décision de répartition des coûts, accompagnée de toutes les informations pertinentes y afférentes. La décision de répartition des coûts énonce notamment les justifications détaillées qui sous-tendent la répartition des coûts entre les États membres, telles que:

(a)une évaluation de l’incidence recensée sur chacun des États membres concernés, y compris celle concernant les tarifs de réseau;

(b)une évaluation du plan d’affaires visé au paragraphe 4, premier alinéa, point b);

(c)les externalités positives à l’échelle régionale ou à celle de l’Union, telles que la sécurité de l’approvisionnement, la flexibilité du système, la solidarité ou l’innovation, susceptibles d’être générées par le projet;

(d)le résultat de la consultation des promoteurs de projets concernés.

La décision de répartition des coûts est publiée sur les sites internet des autorités de régulation nationales compétentes et communiquée à l’Agence et à la Commission.

Au plus tard le [dans les 6 mois à compter de l’entrée en vigueur], l’Agence établit un répertoire central de toutes les décisions de répartition transfrontière des coûts prises par les autorités de régulation nationales et l’héberge sur son site internet.

10.Si les autorités de régulation nationales compétentes n’ont pas trouvé d’accord sur la demande d’investissement dans les six mois à compter de la date à laquelle la demande a été reçue par la dernière des autorités de régulation nationales compétentes, elles en informent l’Agence sans tarder.

Dans ce cas, ou à la demande conjointe des autorités de régulation nationales compétentes, la décision concernant la demande d’investissement qui comprend la répartition transfrontière des coûts visée au paragraphe 5 est prise par l’Agence dans les trois mois à compter de la date à laquelle elle a été sollicitée.

Avant de prendre une telle décision, l’Agence consulte les autorités de régulation nationales compétentes et les promoteurs de projets. Le délai de trois mois visé au deuxième alinéa peut être prolongé 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’évaluation de l’Agence est fondée sur le scénario central établi en application de l’article 11 et les sensibilités éventuelles, de sorte à aboutir à une analyse solide de la contribution du projet d’intérêt commun aux objectifs de la politique énergétique de l’Union en matière de décarbonation, d’intégration du marché, de concurrence, de durabilité et de sécurité de l’approvisionnement.

L’Agence, dans sa décision sur la demande d’investissement, qui comprend la répartition transfrontière des coûts, laisse aux autorités nationales compétentes la possibilité de déterminer la manière dont les coûts d’investissement sont inclus dans les tarifs conformément à la répartition transfrontière des coûts prévue au moment de la mise en œuvre de la décision dans le respect du droit national.

La décision concernant la demande d’investissement, qui comprend la répartition transfrontière des coûts, est publiée. L’article 25, paragraphe 3, l’article 28 et l’article 29 du règlement (UE) 2019/942 s’appliquent.

11.L’Agence transmet sans tarder à la Commission une copie de chaque décision de répartition des coûts, accompagnée de toutes les informations pertinentes y afférentes. L’Agence publie des versions non confidentielles de toutes les décisions sur son site internet. Ces informations peuvent être soumises sous une forme agrégée. L’Agence et la Commission préservent la confidentialité des informations commercialement sensibles.

12.Les décisions de répartition des coûts se font sans préjudice du droit des GRT d’appliquer des tarifs d’accès aux réseaux et de celui des autorités de régulation nationales de les approuver, conformément aux règlements (UE) 2019/943 et (UE) 2024/1789 et aux directives (UE) 2019/944 et (UE) 2024/1788.

13.Le présent article ne s’applique pas aux projets d’intérêt commun qui bénéficient d’un ou de plusieurs des éléments suivants:

(a)une dérogation aux articles 31, 32 et 33 et à l’article 78, paragraphe 7, de la directive (UE) 2024/1788, en vertu de l’article 78 du règlement (UE) 2024/1789;

(b)une dérogation à l’article 19, paragraphes 2 et 3, du règlement (UE) 2019/943 ou à l’article 6, à l’article 59, paragraphe 7, et à l’article 60, paragraphe 1, de la directive (UE) 2019/944, en vertu de l’article 63 du règlement (UE) 2019/943;

(c)une dérogation aux règles relatives à la dissociation ou à l’accès des tiers en vertu de l’article 17 du règlement (CE) nº 714/2009 du Parlement européen et du Conseil 67 ou de l’article 64 du règlement (UE) 2019/943 et de l’article 66 de la directive (UE) 2019/944.

14.Au plus tard le [six mois après l’entrée en vigueur du présent règlement], l’Agence adopte une recommandation aux fins de la détermination des bonnes pratiques quant au traitement à réserver aux demandes d’investissement pour des projets d’intérêt commun conformément aux principes visés au paragraphe 7 du présent article.

Cette recommandation est mise à jour régulièrement par l’Agence selon les besoins. Elle tient compte des spécificités sectorielles et garantit la cohérence avec les principes relatifs aux réseaux en mer pour le partage transfrontière des coûts liés aux réseaux en mer pour des énergies renouvelables visés à l’article 16, paragraphe 1. Dans le cadre de la mise à jour ou de la modification de cette recommandation, l’Agence procède à une large consultation, associant toutes les parties prenantes concernées. Cette recommandation comprend également un modèle non contraignant pour la répartition transfrontière des coûts afin de faciliter le travail des agences de régulation nationales.

15.Les projets d’intérêt mutuel font l’objet d’une répartition transfrontière des coûts selon les mêmes règles et conditions que celles visées au présent article au regard des avantages qu’ils apportent à l’Union. Elle est posée de manière coordonnée par les autorités de régulation nationales compétentes des États membres bénéficiaires.

16.Le présent article s’applique par analogie aux lots de projets prévus à l’article 18.

Article 18

Modalités de regroupement de projets d’infrastructures énergétiques aux fins du partage des coûts

1.Les promoteurs de projets peuvent regrouper deux projets ou plus inscrits sur la liste de l’Union afin de faciliter les discussions sur le partage des coûts entre les États membres concernés et les pays tiers, selon le cas, et les décisions de répartition transfrontière des coûts entre les autorités compétentes concernées des États membres ou entre les autorités compétentes des États membres et des pays tiers, selon le cas.

2.La Commission peut inviter les promoteurs de projets à soumettre à l’examen des groupes concernés une proposition portant sur un ou plusieurs lots de deux projets ou plus inscrits sur la liste de l’Union. Un lot de projets peut comprendre des projets se trouvant à différents stades de maturité, à condition que leur regroupement ne retarde pas la mise en œuvre des projets les plus aboutis.

3.Après examen au sein des groupes, la Commission peut demander au REGRT pour l’électricité ou au REGRH de fournir une analyse commune des coûts et avantages pour les propositions de lots de deux projets ou plus inscrits sur la liste de l’Union. L’analyse commune des coûts et avantages est conforme au scénario central et aux sensibilités visés à l’article 11, ainsi qu’avec la méthode élaborée conformément à l’article 15. Le REGRT pour l’électricité ou le REGRH fournissent l’analyse commune des coûts et avantages dans un délai de 2 mois à compter de la demande à la Commission.

4.Avec le concours des autorités de régulation nationales compétentes et avec le soutien de la Commission, les États membres concernés arrêtent leurs conclusions sur le lot de projets et, le cas échéant, invitent les promoteurs de projets à ajouter des projets au lot ou à supprimer des projets du lot, si cela facilite les discussions sur le partage des coûts, à condition que le nombre de projets inscrits sur la liste de l’Union qui sont compris dans le lot reste gérable.

5.Les États membres concernés peuvent décider d’approuver les lots et inviter les promoteurs de projets à présenter une demande d’investissement conjointe au titre de l’article 17, paragraphe 4. Cette décision est communiquée aux groupes concernés et à la Commission. Aux fins de l’article 17, paragraphe 4, la demande d’investissement comprend une seule analyse coûts-avantages actualisée et une seule proposition de répartition transfrontière des coûts de manière à faciliter une éventuelle demande d’assistance financière de l’Union au titre de l’article 21.

Article 19

Cantonnement des recettes provenant de la gestion de la congestion pour des projets inscrits sur la liste de l’Union

1.Les GRT réservent 25 % des recettes provenant de la gestion de la congestion qui n’ont pas été dépensées pour garantir la disponibilité réelle des capacités allouées conformément à l’article 19, paragraphe 2, point a), du règlement (UE) 2019/943 et pour indemniser les exploitants de centrales de production d’électricité renouvelable en mer conformément à l’article 19, paragraphe 2, point c), du règlement (UE) 2019/943, aux fins d’investissements dans le réseau au profit de projets inscrits sur la liste de l’Union qui sont pertinents pour réduire la congestion des interconnexions conformément à l’article 19, paragraphe 2, point b), du règlement (UE) 2019/943.

2.Les GRT inscrivent les fonds visés au paragraphe 1 du présent article dans un poste distinct de la comptabilité jusqu’à ce que ces derniers puissent être dépensés pour financer des projets inscrits sur la liste de l’Union qui sont pertinents pour réduire la congestion des interconnexions ou jusqu’à ce qu’ils aient démontré que les objectifs prioritaires énoncés à l’article 19, paragraphe 2, point b), du règlement (UE) 2019/943 ont été remplis de manière appropriée et qu’il n’est pas nécessaire de construire de capacités transfrontalières supplémentaires aux frontières des États membres concernés pour réduire la congestion des interconnexions.

3.L’utilisation des fonds visés au paragraphe 1:

(a)comble le déficit de financement de projets inscrits sur la liste de l’Union qui présentent des avantages significatifs en dehors du pays qui les accueille, en tenant dûment compte du financement tarifaire attendu;

(b)est indiquée de manière transparente dans les demandes de décision de répartition transfrontière des coûts en vertu de l’article 17 du présent règlement;

(c)évite le double financement et garantit la proportionnalité, la transparence et la non-discrimination;

(d)ne compromet pas la réalisation des objectifs prioritaires visés à l’article 19, paragraphe 2, du règlement (UE) 2019/943.

4.La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l’article 23 du présent règlement afin de compléter le présent règlement en précisant les conditions dans lesquelles les GRT peuvent utiliser les fonds visés au paragraphe 1 du présent article et les conditions dans lesquelles l’objectif de l’article 19, paragraphe 2, point b), du règlement (UE) 2019/943 est considéré comme rempli de manière appropriée.

5.Dans un délai de [6 mois] après l’entrée en vigueur des actes délégués visés au paragraphe 4, l’Agence actualise la méthode relative à l’utilisation des recettes provenant de la gestion de la congestion conformément à l’article 19, paragraphe 4, du règlement (UE) 2019/943. La méthode actualisée est compatible avec les paragraphes 1, 2 et 3 du présent article et avec les actes délégués adoptés en vertu du paragraphe 4 du présent article.

Article 20

Incitations réglementaires

1.Lorsqu’un promoteur de projets est confronté à des risques plus élevés concernant le développement, la construction, l’exploitation ou l’entretien d’un projet d’intérêt commun relevant de la compétence des autorités de régulation nationales, par rapport aux risques normalement encourus pour un projet d’infrastructure comparable, les autorités de régulation nationales peuvent accorder des incitations appropriées à ce projet conformément aux règlements (UE) 2019/943 et (UE) 2024/1789 et aux directives (UE) 2019/944 et (UE) 2024/1788.

Le premier alinéa ne s’applique pas si le projet d’intérêt commun bénéficie d’un ou de plusieurs des éléments suivants:

(a)une dérogation aux articles 31, 32 et 33 et à l’article 78, paragraphes 7 et 9, de la directive (UE) 2024/1788, en vertu de l’article 78 du règlement (UE) 2024/1789;

(c)une dérogation à l’article 36 de la directive 2009/73/CE;

(d)une dérogation en vertu de l'article 17 du règlement (CE) nº 714/2009.

2.En cas de décision d’accorder les incitations visées au paragraphe 1 du présent article, les autorités de régulation nationales tiennent compte des résultats de l’analyse coûts-avantages conforme à la méthode établie en vertu de l’article 14 et, notamment, des externalités positives générées par le projet à l’échelle régionale ou à celle de l’Union. Les autorités de régulation nationales analysent de façon plus approfondie les risques spécifiques encourus par les promoteurs de projets, les mesures prises pour atténuer les risques et les motifs du profil de risque au regard de l’incidence positive nette du projet, par rapport à une autre solution moins risquée. Les risques pouvant être pris en compte sont notamment ceux liés aux nouvelles technologies pour le transport, sur terre et en mer, ceux liés à un recouvrement insuffisant des coûts, ainsi que ceux liés au développement.

3.La décision d’accorder les incitations tient compte de la nature spécifique du risque encouru et peut accorder des incitations couvrant, notamment, l’une ou plusieurs des mesures suivantes:

(a)les règles relatives aux investissements réalisés par anticipation;

(b)les règles relatives à la reconnaissance des coûts engagés efficacement avant la mise en service du projet;

(c)les règles relatives à l’obtention d’un rendement supplémentaire sur le capital investi dans le projet;

(d)toute autre mesure jugée nécessaire et appropriée.

CHAPITRE VII

Financement

Article 21

Éligibilité des projets à une aide financière de l’Union au titre du règlement (UE) 2021/1153

1.Les projets d’intérêt commun relevant des catégories d’infrastructure énergétique prévues à l’article 27 et à l’annexe II sont éligibles à une aide financière de l’Union sous la forme de subventions pour des études et d’instruments financiers.

2.Les projets d’intérêt commun relevant des catégories d’infrastructure énergétique prévues à l’article 27 et à l’annexe II, point 1), a), b), c), d), e), f), et h), et point 2), et de la compétence des autorités de régulation nationales, sont également éligibles à une aide financière de l’Union sous la forme de subventions pour des travaux lorsqu’ils répondent à tous les critères suivants:

(a)l’analyse coûts-avantages spécifique du projet établie en vertu de l’article 17, paragraphe 4, point a), apporte des éléments de preuve concernant l’existence d’externalités positives significatives, telles que la sécurité de l’approvisionnement, la flexibilité du système, la solidarité ou l’innovation;

(b)le projet a bénéficié d'une décision de répartition transfrontalière des coûts en vertu de l'article 17;

(c)le projet ne peut pas être financé par le marché ou par le cadre réglementaire conformément au plan d’affaires et aux autres évaluations, en particulier celles effectuées par des investisseurs, des créanciers potentiels ou l’autorité de régulation nationale, compte tenu de toute décision relative aux incitations et des motifs visés à l’article 20, paragraphe 2, lors de l’évaluation de la nécessité d’une aide financière de l’Union.

3.Les projets d’intérêt commun réalisés conformément à la procédure visée à l’article 5, paragraphe 7, point d), sont également éligibles à une aide financière de l’Union sous la forme de subventions pour des travaux lorsqu’ils remplissent les critères énoncés au paragraphe 2 du présent article.

4.Les projets d’intérêt commun relevant des catégories d’infrastructures énergétiques prévues à l’annexe II, autres que ceux visés au paragraphe 2, à l’exception de la catégorie d’infrastructures prévue au point 3) de ladite annexe, sont également éligibles à une aide financière de l’Union sous la forme de subventions pour des travaux lorsqu’ils répondent à tous les critères suivants:

(a)l’analyse coûts-avantages spécifique du projet établie par le promoteur du projet en application de la méthode d’analyse des coûts et avantages pertinente élaborée conformément à l’article 11 apporte des éléments de preuve concernant l’existence d’externalités positives significatives, telles que la sécurité de l’approvisionnement, la flexibilité du système, la solidarité ou l’innovation;

(b)le projet ne peut pas être financé par le marché conformément au plan d’affaires établi par le promoteur du projet et aux autres évaluations, en particulier celles effectuées par des investisseurs, des créanciers potentiels ou l’autorité de régulation nationale;

(c)le projet a fait l’objet d’une évaluation réalisée par l’autorité nationale compétente ou, le cas échéant, l’autorité de régulation nationale, en consultation avec les GRT ou les GRD concernés des États membres dans lesquels le projet a une incidence nette positive importante, qui démontre clairement l’existence d’externalités positives significatives générées par le projet, telles que la sécurité de l’approvisionnement, la flexibilité du système, la solidarité ou l’innovation, dont elle fournit une évaluation, et qui fournit des preuves manifestes de son manque de viabilité commerciale sur la base de l’analyse coûts-avantages, du plan d’affaires et des évaluations réalisées par le promoteur du projet et les investisseurs ou créanciers potentiels et, le cas échéant, par une autorité de régulation nationale.

5.L’évaluation visée au paragraphe 4, point c), du présent article est fondée sur le scénario établi en vertu de l’article 11 et sur les analyses de sensibilité existantes éventuelles de celui-ci et comprend une évaluation et une appréciation précises des coûts engagés efficacement, une description précise des avantages du projet, y compris leur répartition transfrontière pour les différents États membres ou pays tiers, y compris les pays qui n’accueillent pas le projet, une description de la répartition transfrontière des coûts et de toutes les sources de financement pertinentes pour le projet et déjà certaines.

6.Le présent article s’applique par analogie aux projets d’intérêt mutuel et aux lots de projets en vertu de l’article 18.

Les projets d’intérêt mutuel sont éligibles à une aide financière de l’Union dans les conditions énoncées dans le règlement (UE) 2021/1153. En ce qui concerne les subventions de travaux, les projets d’intérêt mutuel sont éligibles à une aide financière de l’Union pour autant qu’ils remplissent les critères énoncés aux paragraphes 2 ou 4 du présent article, selon le cas, et que le projet contribue à la réalisation des objectifs généraux de l’Union en matière d’énergie et de climat.

Article 22

Orientations relatives aux critères d’attribution d’une aide financière de l’Union

Les critères spécifiques énoncés à l’article 4, paragraphe 3, du présent règlement et les paramètres prévus à l’article 4, paragraphe 5, du présent règlement s’appliquent aux fins de la définition des critères d’attribution d’une aide financière de l’Union en vertu du règlement (UE) 2021/1153. Pour les projets d’intérêt commun relevant de l’article 27 du présent règlement, en plus des exigences prévues à l’article 21, paragraphe 2, les critères d’intégration du marché, de sécurité d’approvisionnement, de concurrence et de durabilité s’appliquent.

CHAPITRE VIII

Dispositions finales

Article 23

Exercice de la délégation

1.Le pouvoir d’adopter des actes délégués conféré à la Commission est soumis aux conditions fixées au présent article.

2.Le pouvoir d’adopter des actes délégués visé à l’article 3, paragraphe 4, à l’article 11, paragraphe 6, et à l’article 19, paragraphe 4, est conféré à la Commission pour une période de sept ans à partir du 23 juin 2027. La Commission élabore un rapport relatif à la délégation de pouvoir au plus tard neuf mois avant la fin de la période de sept ans. La délégation de pouvoir est tacitement prorogée pour des périodes d’une durée identique, sauf si le Parlement européen ou le Conseil s’oppose à cette prorogation trois mois au plus tard avant la fin de chaque période.

3.La délégation de pouvoir visée à l’article 3, paragraphe 4, à l’article 11, paragraphe 6, et à l’article 19, paragraphe 4, 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 3, paragraphe 4, de l’article 11, paragraphe 6, et de l’article 19, paragraphe 4, 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’objection. Ce délai est prolongé de deux mois à l’initiative du Parlement européen ou du Conseil.

Article 24

Rapports et évaluation

Au plus tard le 30 juin 2032, la Commission publie un rapport sur la mise en œuvre des projets sur la liste de l’Union et le soumet au Parlement européen et au Conseil. Ce rapport fournit une évaluation des points suivants:

(a)les progrès réalisés en matière de planification, de développement, de construction et de mise en service des projets sur la liste de l’Union, et, le cas échéant, les retards dans la mise en œuvre et les autres difficultés rencontrées;

(b)les fonds engagés et versés par l’Union pour des projets sur la liste de l’Union, par rapport à la valeur totale des projets sur la liste de l’Union financés;

(c)les progrès réalisés en matière d’intégration des sources d’énergie renouvelables, y compris les sources marines d’énergie renouvelable et de réduction des émissions de gaz à effet de serre grâce à la planification, au développement, à la construction et à la mise en service des projets sur la liste de l’Union;

(d)pour les secteurs de l’électricité et de l’hydrogène, l’évolution du degré d’interconnexion entre les États membres et l’évolution correspondante des prix de l’énergie;

(e)la procédure d’octroi des autorisations et la participation du public, en particulier:

i)la durée totale moyenne et maximale de la procédure d’octroi des autorisations applicable aux projets sur la liste de l’Union, y compris la durée de chaque étape de la procédure de demande préalable, par rapport au calendrier prévu pour les grandes étapes initiales visées à l’article 10, paragraphe 9;

ii)les meilleures pratiques et les pratiques innovantes en ce qui concerne la participation des parties prenantes;

iii)les meilleures pratiques et les pratiques innovantes en ce qui concerne l’atténuation des incidences environnementales, y compris l’adaptation au changement climatique, pendant les procédures d’octroi des autorisations et la mise en œuvre des projets;

iv)l’efficacité des schémas prévus à l’article 8, paragraphe 3, quant au respect des échéances fixées au titre de l’article 10, paragraphes 1 et 2.

v)le taux de numérisation des procédures d’octroi des autorisations;

(f)le traitement réglementaire, en particulier:

i)le nombre de projets d’intérêt commun ou de lots de projets ayant reçu une décision de répartition transfrontière des coûts en vertu de l’article 17;

ii)le nombre et le type de projets d’intérêt commun qui ont bénéficié d’incitations spécifiques en vertu de l’article 20;

(g)l’efficacité du présent règlement quant à sa contribution aux objectifs spécifiques de l’Union en matière d’énergie et de climat et à la réalisation de la neutralité climatique d’ici à 2050 au plus tard;

(h)l’amélioration de la résilience en matière de sécurité physique et de cybersécurité des infrastructures énergétiques transfrontières;

(i)l’adoption de leviers opérationnels en termes de nombre de projets et d’augmentation respective de la capacité du réseau.

Article 25

Réexamen

Article 26

Information et publicité

La Commission met en place et entretient une plateforme de transparence aisément accessible au grand public par l’intermédiaire de l’internet. La plateforme est régulièrement mise à jour à l’aide des informations provenant: des rapports visés à l’article 5, paragraphe 4; du site internet visé à l'article 9, paragraphe 7; et des informations directes émanant des promoteurs de projets en ce qui concerne les projets qui ne figurent plus sur la liste de l’Union. La plateforme comprend les informations suivantes:

(a)des informations générales, à jour, y compris des informations géographiques, pour chaque projet sur la liste de l’Union;

(b)le plan de mise en œuvre prévu à l’article 5, paragraphe 1, pour chaque projet sur la liste de l’Union, présenté d’une manière qui permette d’évaluer l’avancement de la mise en œuvre à tout moment;

(c)les principaux avantages attendus et la contribution aux objectifs visés à l’article 1er, paragraphe 1, et les coûts des projets, à l’exception de toute information commercialement sensible;

(d)la liste de l’Union;

(e)les fonds alloués et versés par l’Union pour chaque projet sur la liste de l’Union;

(f)les liens avec le manuel de procédures national visé à l’article 9;

(g)des informations et des mises à jour de la situation concernant les projets qui étaient inscrits sur la liste de l’Union mais qui n’y figurent plus.

Article 27

Dérogation pour les interconnexions pour Chypre et Malte

1.Dans le cas de Chypre et de Malte, qui ne sont pas interconnectés au réseau transeuropéen de gaz, une dérogation à l’article 3, à l’article 4, paragraphe 1, points a) et b), à l’article 4, paragraphe 5, et aux annexes I, II et III s’applique. Une interconnexion pour chacun de ces États membres maintient son statut de projet d’intérêt commun au titre du présent règlement, avec tous les droits et obligations pertinents, lorsque cette interconnexion:

(a)était en cours de développement ou de planification le 23 juin 2022;

(b)a obtenu le statut de projet d’intérêt commun au titre du règlement (UE) nº 347/2013 du Parlement européen et du Conseil 68 ; et

(c)est nécessaire pour assurer une interconnexion permanente de ces États membres au réseau transeuropéen de gaz.

Ces projets assurent à l’avenir la possibilité d’accéder à de nouveaux marchés de l’énergie, y compris l’hydrogène.

2.Les promoteurs de projets fournissent des preuves suffisantes de la manière dont les interconnexions visées au paragraphe 1 permettront l’accès à de nouveaux marchés de l’énergie, y compris l’hydrogène, conformément aux objectifs généraux de l’Union en matière d’énergie et de climat. Ces preuves comportent notamment une évaluation de l’offre et de la demande de l’hydrogène renouvelable ou à faible teneur en carbone, ainsi qu’un calcul de la réduction des émissions de gaz à effet de serre rendue possible par le projet.

La Commission vérifie régulièrement cette évaluation et ce calcul, ainsi que la mise en œuvre du projet en temps utile.

3.Outre les critères spécifiques énoncés à l’article 21 pour l’aide financière de l’Union, les interconnexions visées au paragraphe 1 sont conçues de manière à garantir l’accès aux futurs marchés de l’énergie, y compris l’hydrogène, n’entraînent pas de prolongation de la durée de vie des actifs de gaz naturel et assurent l’interopérabilité des réseaux voisins par-delà les frontières. Toute éligibilité à une aide financière de l’Union au titre de l’article 21 prend fin le 31 décembre 2027.

4.Toute demande d’aide financière de l’Union pour des travaux démontre clairement l’objectif de convertir l’actif en un actif dédié à l’hydrogène d’ici à 2036 si les conditions du marché le permettent, au moyen d’une feuille de route assortie d’un calendrier précis.

5.La dérogation prévue au paragraphe 1 s’applique jusqu’à ce que Chypre ou Malte soient, respectivement, directement interconnectées au réseau transeuropéen de gaz ou jusqu’au 31 décembre 2029, la date la plus proche étant retenue.

Article 28

Modifications du règlement (UE) 2019/942

Le règlement (EU) 2019/942 est modifié comme suit:

1) 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, 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.»;

2) à l’article 11, les points c) et d) sont remplacés par le texte suivant:

«c) exécute les obligations énoncées aux articles 5, 11, 12, 14 et 17 du règlement (UE).../... du Parlement européen et du Conseil* [le règlement RTE-E tel que proposé dans le document COM(2025) xxxx] et à l’annexe III, section 2, point 8), dudit règlement;

d) prend des décisions sur des demandes d’investissement comprenant la répartition transfrontière des coûts conformément à l’article 17, paragraphe 9, du règlement (UE) …/… [le règlement RTE-E tel que proposé dans le document COM(2025)xxxx].

___________

* Règlement (UE).../... du Parlement européen et du Conseil [le règlement RTE-E tel que proposé dans le document COM(2025) xxxx] (JO..., ELI: …)»

Article 29

Modifications du règlement (UE) 2019/943

L’article 48 du règlement (UE) 2019/943 est remplacé par le texte suivant:

«Article 48

Plan décennal de développement du réseau

1.Le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union visé à l’article 30, paragraphe 1, point b), du présent règlement est fondé sur le scénario central et le rapport de recensement des besoins du système en application des articles 11 et 12 du règlement (UE).../... du Parlement européen et du Conseil* [le règlement RTE-E tel que proposé dans le document COM(2025) xxxx] et comprend une modélisation du réseau intégré et une évaluation de la résilience du système. Les paramètres d’entrée pertinents pour la modélisation du scénario central, tels que les hypothèses sur les prix des carburants et du carbone ou l’installation de systèmes d’énergies renouvelables, ainsi que les hypothèses relatives à l’évaluation de l’adéquation des ressources à l’échelle européenne élaborées en application de l’article 23 du présent règlement, devraient être cohérents dans la mesure du possible.

En particulier, ce plan de développement du réseau dans l'ensemble de l'Union:

(a)est fondé sur les projets d’importance transfrontière inscrits dans les plans décennaux nationaux de développement du réseau et les plans d’investissement nationaux, en tenant compte des plans d’investissement régionaux visés à l’article 34, paragraphe 1, du présent règlement, et repose sur les aspects propres à l’Union relatifs à la planification du réseau figurant dans le règlement (UE).../... [le règlement RTE-E tel que proposé dans le document COM(2025) xxxx]; fait l’objet d’une analyse des coûts et des avantages suivant la méthode définie à l’article 14 dudit règlement;

(b)envisager en priorité des solutions sans expansion du réseau, telles que des leviers opérationnels en application du règlement (UE).../... [le règlement RTE-E tel que proposé dans le document COM(2025) xxxx] ou la flexibilité non fossile;

(c)en ce qui concerne les interconnexions transfrontalières, est également fondé sur les besoins raisonnables des différents utilisateurs du réseau et intègre les engagements à long terme des investisseurs visés aux articles 44 et 51 de la directive (UE) 2019/944;

(d)recense les lacunes en matière d'investissement, notamment en ce qui concerne les capacités transfrontalières.

Concernant le deuxième alinéa, point d), le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union 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.

2.L’ACER émet un avis sur les plans décennaux nationaux de développement du réseau pour évaluer leur compatibilité avec le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union, y compris le respect des exigences de l’article 3, paragraphes 6 et 7, du règlement (UE).../... [le règlement RTE-E tel que proposé dans le document COM(2025) xxxx]. Si l'ACER détecte des incompatibilités entre un plan décennal national de développement du réseau et le plan de développement du réseau dans l'ensemble de l'Union, elle recommande de modifier le plan décennal national de développement du réseau ou le plan de développement du réseau dans l'ensemble de l'Union, selon le cas, dans les deux mois suivant sa réception. Si un tel plan décennal national de développement du réseau en question est élaboré conformément à l'article 40 bis de la directive (UE) 2019/944, l'ACER recommande à l'autorité de régulation compétente de modifier le plan décennal national de développement du réseau conformément à l'article 40 bis, paragraphe 7, de ladite directive et d'en informer la Commission.

___________

* Règlement (UE).../... du Parlement européen et du Conseil [le règlement RTE-E tel que proposé dans le document COM(2025) xxxx] (JO..., ELI: …)»

Article 30

Modifications du règlement (UE) 2024/1789

Le règlement (EU) 2024/1789 est modifié comme suit:

1) l'article 60 est remplacé par le texte suivant:

«Article 60

Plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène

1.Le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène est fondé sur le scénario central et le rapport de recensement des besoins du système en application des articles 11 et 12 du règlement (UE).../... du Parlement européen et du Conseil* [le règlement RTE-E tel que proposé dans le document COM(2025) xxxx] et inclut la modélisation du réseau intégré d’hydrogène, 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) est fondé sur les plans nationaux de développement du réseau de transport d’hydrogène prévus à l’article 55 de la directive (UE) 2024/1788 et repose sur les aspects relatifs à l’Union de la planification du réseau énoncés dans le règlement (UE).../... [règlement RTE-E tel que proposé par COM (2025) xxxx];

b) en ce qui concerne les interconnexions transfrontalières, s’appuie 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;

c) 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).../... [le règlement RTE-E tel que proposé dans le document COM(2025) xxxx].

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, le cas échéant, pour évaluer leur compatibilité avec le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union pour l’hydrogène, y compris le respect des exigences de l’article 3, paragraphes 6 et 7, du règlement (UE).../... [le règlement RTE-E tel que proposé dans le document COM(2025) xxxx]. 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, au plus tard deux mois après avoir reçu le plan national de développement du réseau de transport d’hydrogène.

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 visée à l’article 14 du règlement (UE).../... [le règlement RTE-E tel que proposé dans le document COM(2025) xxxx], et le recensement des lacunes en matière d’infrastructures visé à l’article 13 dudit règlement.

___________

* Règlement (UE).../... du Parlement européen et du Conseil [le règlement RTE-E tel que proposé dans le document COM(2025) xxxx] (JO..., ELI: …)»

2) l'article 61 est remplacé par le texte suivant:

«Article 61

Planification intégrée du réseau au niveau de l’Union

1.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.

4.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 du Parlement européen et du Conseil 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.

5.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 31

Dispositions transitoires

1.Le présent règlement n’affecte en rien l’octroi, la poursuite ou la modification de l’aide financière octroyée par la Commission en vertu du règlement (UE) nº 1316/2013 du Parlement européen et du Conseil 69 et du règlement (UE) 2021/1153.

2.Toute procédure d’élaboration de la méthode d’analyse des coûts et avantages engagée par le REGRT pour l’électricité ou le REGRH conformément à l’article 11 du règlement (UE) 2022/869 avant le [date d’entrée en vigueur/application du présent règlement] se poursuit sous le régime de l’article 14 du présent règlement.

Toutes les étapes achevées sous le régime de l’article 11 du règlement (UE) 2022/869 sont réputées achevées en vertu des dispositions correspondantes de l’article 14 du présent règlement.

Toute méthode d’analyse des coûts et avantages pour l’ensemble du système énergétique approuvée par la Commission en application de l’article 11, paragraphe 4, du règlement (UE) 2022/869 est réputée approuvée sous le régime de l’article 14, paragraphe 7, du présent règlement et reste valable jusqu’à ce qu’elle soit remplacée par une nouvelle méthode d’analyse des coûts et avantages pour l’ensemble du système énergétique élaborée en application de l’article 14 du présent règlement.

3.Les scénarios communs élaborés par le REGRT pour l’électricité, le REGRT pour le gaz et le REGRH en application de l’article 12 du règlement (UE) 2022/869 continuent d’être élaborés et approuvés par la Commission conformément à la procédure prévue audit article. Ces scénarios communs, une fois approuvés par la Commission, sont considérés comme des scénarios de référence centraux au sens de l’article 11 du présent règlement et restent valables jusqu’à ce qu’ils soient remplacés par de nouveaux scénarios de référence centraux élaborés en application de l’article 11 du présent règlement.

4.L’annexe VII du règlement (UE) 2022/869 établissant la liste [__] des projets d’intérêt commun et des projets d’intérêt mutuel de l’Union ainsi que les articles [___] du règlement (UE) 2022/869 et les annexes [___] dudit règlement continuent de s’appliquer aux projets d’intérêt commun et aux projets d’intérêt mutuel inscrits sur la [__] liste de l’Union jusqu’à ce que l’acte délégué visé à l’article 3, paragraphe 4, du présent règlement établissant la première liste de l’Union entre en application.

Article 32

Abrogation

Le règlement (UE) 2022/869 est abrogé. Les références au règlement (UE) 2022/869 s’entendent comme faites au présent règlement.

Article 33

Entrée en vigueur

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

Le présent règlement est obligatoire dans tous ses éléments et directement applicable dans tout État membre.

Fait à Bruxelles, le

Par le Parlement européen Par le Conseil

La présidente Le président/La présidente

FICHE FINANCIÈRE ET NUMÉRIQUE LÉGISLATIVE

1.CADRE DE LA PROPOSITION/DE L'INITIATIVE

1.1.Dénomination de la proposition/de l'initiative

1.2.Domaine(s) politique(s) concerné(s)

1.3.Objectif(s)

1.3.1.Objectif général / objectifs généraux

1.3.2.Objectif(s) spécifique(s)

1.3.3.Résultat(s) et incidence(s) attendus

1.3.4.Indicateurs de performance

1.4.La proposition/l’initiative porte sur:

1.5.Justification(s) de la proposition/de l'initiative

1.5.1.Besoin(s) à satisfaire à court ou à long terme, assorti(s) d’un calendrier détaillé pour la mise en œuvre de l’initiative

1.5.2.Valeur ajoutée de l’intervention de l’UE (celle-ci peut résulter de différents facteurs, par exemple gains de coordination, sécurité juridique, efficacité accrue, complémentarités, etc.). Aux fins de la présente section, on entend par «valeur ajoutée de l’intervention de l’UE» la valeur découlant de l’intervention de l’UE qui vient s’ajouter à la valeur qui, sans cela, aurait été générée par la seule action des États membres.

1.5.3.Leçons tirées d'expériences similaires

1.5.4.Compatibilité avec le cadre financier pluriannuel et synergies éventuelles avec d’autres instruments appropriés

1.5.5.Évaluation des différentes possibilités de financement disponibles, y compris des possibilités de redéploiement

1.6.Durée de la proposition/de l’initiative et de son incidence financière

1.7.Mode(s) d’exécution budgétaire prévu(s)

2.MESURES DE GESTION

2.1.Dispositions en matière de suivi et de compte rendu

2.2.Système(s) de gestion et de contrôle

2.2.1.Justification du (des) mode(s) d’exécution budgétaire, du (des) mécanisme(s) de mise en œuvre du financement, des modalités de paiement et de la stratégie de contrôle proposée

2.2.2.Informations sur les risques recensés et sur le(s) système(s) de contrôle interne mis en place pour les atténuer

2.2.3.Estimation et justification du rapport coût/efficacité des contrôles (rapport entre les coûts du contrôle et la valeur des fonds gérés concernés), et évaluation du niveau attendu de risque d’erreur (lors du paiement et lors de la clôture)

2.3.Mesures de prévention des fraudes et irrégularités

3.INCIDENCE FINANCIÈRE ESTIMÉE DE LA PROPOSITION/DE L'INITIATIVE

3.1.Rubrique(s) du cadre financier pluriannuel et ligne(s) budgétaire(s) de dépenses concernée(s)

3.2.Incidence financière estimée de la proposition sur les crédits

3.2.1.Synthèse de l’incidence estimée sur les crédits opérationnels

3.2.1.1.Crédits issus du budget voté

3.2.2.Estimation des réalisations financées à partir des crédits opérationnels

3.2.3.Synthèse de l’incidence estimée sur les crédits administratifs

3.2.3.1. Crédits issus du budget voté

3.2.3.2.Total des crédits

3.2.4.Besoins estimés en ressources humaines

3.2.4.1.Financement sur le budget voté

3.2.4.2.Total des besoins en ressources humaines

3.2.5.Vue d’ensemble de l’incidence estimée sur les investissements liés aux technologies numériques

3.2.6.Compatibilité avec le cadre financier pluriannuel actuel

3.2.7.Participation de tiers au financement

3.3.Incidence estimée sur les recettes

4.Dimensions numériques

4.1.Exigences pertinentes en matière numérique

4.2.Données

4.3.Solutions numériques

4.4.Évaluation de l’interopérabilité

4.5.Mesures de soutien de la mise en œuvre numérique

1.CADRE DE LA PROPOSITION/DE L'INITIATIVE

1.1.Dénomination de la proposition/de l'initiative

Règlement du Parlement européen et du Conseil concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, modifiant les règlements (UE) 2019/942, (UE) 2019/943 et (UE) 2024/1789, et abrogeant le règlement (UE) 2022/869.

1.2.Domaine(s) politique(s) concerné(s)

Domaine: Énergie

Activité(s): Pacte pour une industrie propre

1.3.Objectif(s)

1.3.1.Objectif général / objectifs généraux

L’objectif général est de garantir le développement et l’interopérabilité en temps utile et efficaces d’infrastructures énergétiques résilientes, de sources d’énergies renouvelables et de flexibilité, y compris les stations de stockage et de recharge, dans l’ensemble de l’UE. Cela permettra à l’UE d’atteindre ses objectifs en matière d’énergie et de climat, notamment en garantissant le caractère abordable de l’énergie grâce à une meilleure interconnectivité, ce qui conduira à une convergence des prix, à une baisse des prix de gros de l’électricité et à une moindre volatilité des prix de l’électricité, ainsi qu’à une connexion accélérée de la production et de la demande.

1.3.2.Objectif(s) spécifique(s)

Pour atteindre l’objectif général, la présente initiative s’articule autour de quatre objectifs spécifiques:

i) OS1: garantir que les projets inclus dans les plans de développement du réseau et sélectionnés en tant que PIC/PIM répondent de manière appropriée et efficace aux besoins en infrastructures recensés, en garantissant le développement en temps utile et efficient des infrastructures énergétiques;

ii) OS2: faciliter l’utilisation d’outils de partage des coûts pour accélérer le déploiement des projets d’infrastructures transfrontières, ce qui conduira à une utilisation accrue de ces outils et à une réduction des délais de déploiement des projets;

iii) OS3: raccourcir et simplifier les procédures d’octroi des autorisations pour les projets d’infrastructures énergétiques, d’énergie renouvelable et de stockage, ainsi que pour les stations de recharge, afin de réduire les délais d’obtention des autorisations nécessaires, de permettre le respect des délais existants et de simplifier les exigences en matière d’autorisation;

iv) OS4: renforcer la sécurité physique, la cybersécurité et la résilience des infrastructures énergétiques transfrontières (PIC/PIM) en augmentant le nombre d’équipements et d’installations de protection et de résilience sur les éléments critiques de réseau.

La proposition comporte une nouvelle exigence pour la Commission, qui est liée à la réalisation de l’OS1:

–Exigence 1 (liée à l’OS1): la Commission est chargée d’élaborer un scénario central complet et des analyses de sensibilité, le cas échéant, au moins tous les quatre ans pour les secteurs de l’électricité, de l’hydrogène et du gaz, à utiliser pour les plans décennaux de développement du réseau (TYNDP) dans l’ensemble de l’Union (article 11).

La proposition comporte de nouvelles exigences pour l’ACER, qui sont liées à la réalisation de l’OS1 et de l’OS2:

–Exigence 2 (liée à l’OS1): aux fins de l’élaboration du scénario central, l’ACER est chargée de soutenir et de vérifier la collecte de données par la Commission (article 11). En outre, l’ACER est tenue d’élaborer et de publier une méthodologie cadre contraignante aux fins du recensement des besoins en infrastructures (à mener par le REGRT-E et le REGRH).

–Exigence 3 (liée à l’OS2): l’ACER est chargée de mettre à jour sa recommandation relative à la répartition transfrontière des coûts et d’établir un registre central de toutes les décisions relatives à la répartition transfrontière des coûts (article 17).

1.3.3.Résultat(s) et incidence(s) attendus

Préciser les effets que la proposition/l’initiative devrait avoir sur les bénéficiaires/la population visée.

Les ressources additionnelles permettront à la Commission et à l’ACER de mener à bien les tâches nécessaires à l’exécution de leur mandat au titre de la législation européenne conformément aux exigences de la présente proposition. La proposition devrait avoir les effets suivants sur les bénéficiaires et la population visée:

–Exigence 1: charger la Commission de l’élaboration du scénario central devrait garantir un renforcement de la transparence, du contrôle et de la cohérence des intrants utilisés dans la planification du réseau, tant au niveau européen qu’au niveau national, dans le but ultime de veiller à ce que les besoins en infrastructures soient recensés et couverts plus efficacement, ce qui permettra de réduire l’écart entre les projets d’infrastructure prévus dans le TYNDP et les besoins transfrontières en infrastructures recensés au fil du temps, au bénéfice de tous les gestionnaires et utilisateurs du système et du réseau, en progressant plus rapidement vers un réseau optimal.

–Exigence 2: confier à l’ACER des tâches liées à l’élaboration du scénario central et au recensement des besoins en infrastructures garantira que le processus et ses résultats sont solides et crédibles, avec des avantages semblables à ceux de l’exigence 1.

–Exigence 3: charger l’ACER de mettre à jour sa recommandation sur la répartition transfrontière des coûts créera un cadre de partage des coûts plus harmonisé améliorant la cohérence entre les États membres et les décisions relatives à la répartition transfrontière des coûts et encouragera une plus grande participation des États membres non hôtes, dans le but de faciliter l’utilisation d’outils de partage des coûts aux fins du déploiement plus rapide des projets d’infrastructures transfrontières.

1.3.4.Indicateurs de performance

Préciser les indicateurs permettant de suivre l’avancement et les réalisations.

Les indicateurs permettant de suivre l’avancement et la réalisation des objectifs de l’initiative sont énumérés à l’annexe 8 de l’analyse d’impact accompagnant le train de mesures sur les réseaux. Il s’agit notamment de:

–la mesure dans laquelle les projets inclus dans les plans de développement du réseau et sélectionnés en tant que PIC/PIM répondent de manière appropriée et efficace aux besoins en infrastructures recensés;

–l’utilisation efficace et accrue des outils de partage des coûts;

–la simplification des procédures d’octroi des autorisations, le raccourcissement des délais d’octroi des autorisations et le respect des délais actuels;

–le renforcement de la sécurité physique, de la cybersécurité et de la résilience des infrastructures énergétiques.

En ce qui concerne les objectifs spécifiques auxquels les exigences 1 à 3 sont liées, les indicateurs suivants s’appliquent:

–indicateurs pour les exigences 1 et 2 (liées à l’OS1): le nombre et la capacité totale des nouvelles interconnexions transfrontières approuvées/mises en œuvre; la mesure dans laquelle les besoins d’infrastructure recensés sont pris en compte dans les projets d’infrastructure (capacité) inclus dans le TYNDP (prévus, en construction ou en service) ou d’autres leviers opérationnels (présence de l’écart entre les besoins et les projets, et réduction de l’écart); l’adoption de leviers opérationnels en ce qui concerne le nombre de projets et l’augmentation correspondante de la capacité du réseau;

–indicateurs pour l’exigence 3 (liée à l’OS2): le nombre d’accords de partage des coûts contraignants permettant la mise en œuvre de projets transfrontières; la durée moyenne nécessaire pour parvenir à un accord de répartition des coûts; le nombre de pays non hôtes contribuant aux accords de partage des coûts; le nombre de projets faisant partie de combinaisons soumises pour obtenir le statut de PIC/PIM

1.4.La proposition/l’initiative porte sur:

 une action nouvelle

 une action nouvelle suite à un projet pilote/une action préparatoire 70

X la prolongation d’une action existante

 une fusion ou une réorientation d’une ou de plusieurs actions vers une autre action/une action nouvelle

1.5.Justification(s) de la proposition/de l'initiative

1.5.1.Besoin(s) à satisfaire à court ou à long terme, assorti(s) d’un calendrier détaillé pour la mise en œuvre de l’initiative

Exigence 1:

une nouvelle disposition est introduite, exigeant de la Commission qu’elle élabore un scénario central à utiliser pour le plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union après l’entrée en vigueur du règlement et au moins tous les quatre ans par la suite (article 11). La Commission doit également élaborer une méthodologie pour la collecte de données auprès du REGRT-E, du REGRH et du REGRT-G et consulter les acteurs concernés sur les données collectées. La Commission doit également consulter le projet de scénario central avec le groupe RTE-E et adopter et publier le scénario central final. La Commission peut également élaborer des analyses de sensibilité au scénario central, si nécessaire sur la base de l’évolution des politiques sur le marché. La Commission devra assurer le suivi des besoins recensés dans les enceintes régionales compétentes. Au sein de la Commission, ces tâches seraient confiées à la DG Énergie et au JRC.

En ce qui concerne la DG Énergie, la nouvelle exigence liée à l’élaboration du scénario central nécessiterait des ressources supplémentaires pour gérer le processus d’élaboration du scénario, ce qui implique un grand nombre d’interactions avec les parties prenantes, les États membres, les services d’appui et les partenaires, etc. Sur la base de l’analyse d’impact accompagnant la présente proposition, l’exécution de ces tâches entraînera une charge de travail supplémentaire pour la DG Énergie correspondant à 6 ETP au total. Ces ressources supplémentaires couvriraient les besoins suivants:

pilotage du processus:

–coordonner le processus global entre le REGRT/les GRT, la Commission et l’ACER, comme l’exige le règlement RTE-E; consulter les parties prenantes et les États membres au cours des différentes phases du processus (notamment dans le cadre d’ateliers et de réunions) et assurer un suivi approprié (comme décrit aux articles 11 à 13);

–garantir la compatibilité des scénarios de développement du réseau au sein de l’architecture politique globale; aligner la conception du scénario sur le scénario politique en cours (par exemple, en ce qui concerne les objectifs pour 2040, la directive sur les énergies renouvelables, l’efficacité énergétique, le SEQE, etc.); Veiller à l’alignement sur les plans nationaux en matière d’énergie et de climat (PNEC ) et l’évaluation de l’adéquation des ressources à l’échelle européenne (ERAA); gérer le processus d’évaluation du projet de rapport et du rapport final sur le recensement des besoins en infrastructures (mené par les REGRT);

–coordonner le processus de mise en correspondance des besoins (à la suite de l’adoption de l’évaluation des besoins en infrastructures) avec le REGRT-E, les GRT, les États membres, les autorités de régulation nationales et les parties prenantes concernées et piloter le processus avec les groupes régionaux concernés. Suivre de près l’analyse coûts-avantages pour l’ensemble du système énergétique avec les REGRT et veiller à la mise en œuvre des propositions, y compris l’inclusion des parties prenantes concernées;

–préparer et rédiger des actes juridiques et gérer le processus d’adoption.

élaboration du scénario et coordination:

–assurer la collecte de données avec les États membres, le REGRT-E, le REGRT-G, le REGRH, les ARN et d’autres parties prenantes. Tenir à jour les registres et garantir le processus de gestion de la qualité des données;

–coordonner les travaux d’évaluation. Il s’agira notamment de toutes les étapes du processus de modélisation, à savoir garantir la disponibilité des données, définir les hypothèses critiques, examiner et contrôler la qualité des premiers résultats de la modélisation, assurer le suivi du plan de travail et planifier l’interaction des modélisateurs/analystes avec les parties prenantes concernées;

–documenter les différentes étapes de l’exercice de modélisation et diffuser les rapports et les ensembles de données. La documentation comprendra la méthodologie, les données, les principales hypothèses et les résultats sous différents formats: rapports, fichiers de données, ressources en ligne.

En ce qui concerne le JRC, il sera chargé de soutenir la DG Énergie dans le cadre de l’élaboration du scénario central et de mettre en œuvre la modélisation. La collecte de données auprès des États membres et des GRT pour la modélisation de l’électricité, du gaz et de l’hydrogène relèvera de la responsabilité de la DG ENER, avec le soutien du JRC. Sur la base de l’analyse d’impact, cela devrait entraîner une nouvelle charge de travail pour le JRC correspondant à 12 ETP au total;

–collaborer avec la DG Énergie et fournir une expertise technique et stratégique dans le cadre de l’élaboration de la méthodologie pour la modélisation du scénario central, ainsi qu’aider la DG Énergie à collecter les données nécessaires auprès du REGRT-E, du REGRH et du REGRT-G;

–modélisation du système énergétique: élaboration de scénarios et de sensibilités; gestion des données requise pour la modélisation du système énergétique;

–Modélisation de l’électricité: modélisation des scénarios pour les appels d’électricité; calculs du flux d’électricité; gestion des données requise pour la modélisation de l’électricité;

–modélisation du gaz et de l’hydrogène: mise à jour des perspectives à long terme pour le gaz et l’hydrogène; modélisation des scénarios pour le marché du gaz et le réseau; modélisation des flux de gaz/d’hydrogène; modélisation des données incluse pour la modélisation du gaz/de l’hydrogène; gestion des données requise pour la modélisation du gaz et de l’hydrogène.

Dans l’ensemble, on estime que la proposition entraînera une nouvelle charge de travail pour la Commission correspondant à 18 ETP au total (6 ETP pour la DG Énergie et 12 ETP pour le JRC, dont 4 redéployés à partir de ses ressources actuelles et 9 financés par un accord administratif). En outre, des coûts opérationnels ponctuels s’élevant à 1 million d’EUR et des coûts opérationnels annuels récurrents s’élevant à 500 000 millions d’EUR seraient nécessaires pour les mises à jour techniques, les extensions et la maintenance des modèles d’électricité, de gaz et d’hydrogène, pour la modélisation des objectifs, des PNEC et des bouquets énergétiques, ainsi que pour l’organisation d’ateliers et de missions.

ACER

Exigence 2:

l’ACER est chargée de soutenir et de vérifier toutes les données d’entrée collectées par la Commission dans le cadre de l’élaboration du scénario central (article 11). En outre, l’ACER est tenue d’élaborer une méthodologie contraignante pour le recensement des besoins en infrastructures (article 12) et d’évaluer la conformité du recensement provisoire des besoins en infrastructures élaboré et soumis par le REGRT-E et le REGRH avec la méthodologie cadre élaborée et de faire rapport au groupe RTE-E. L’ACER est également tenue de mettre à jour la méthodologie cadre si nécessaire, de sa propre initiative ou à la demande de la Commission.

L’exécution de ces nouvelles tâches devrait entraîner une charge de travail supplémentaire pour l’ACER correspondant à 2 ETP au total. En outre, l’ACER aurait des dépenses opérationnelles, notamment pour le recours à des consultants afin d’élaborer la méthodologie pour le recensement des besoins en infrastructures, pour la mise au point d’un outil informatique afin de faciliter la vérification des données et pour les frais généraux, avec un coût ponctuel estimé à 130 000 EUR et des coûts opérationnels récurrents s’élevant à 100 000 EUR par an.

Exigence 3:

l’ACER est tenue d’adopter une recommandation sur la répartition transfrontière des coûts, recensant les bonnes pratiques en matière de traitement des demandes d’investissement pour les PIC, en tenant compte des principes énoncés dans le règlement RTE-E (article 17). Cette recommandation est régulièrement mise à jour, si nécessaire. Dans le cadre de l’adoption ou de la modification de cette recommandation, l’ACER procède à une large consultation, associant toutes les parties prenantes concernées. Cette recommandation comprend également un modèle non contraignant de répartition transfrontière des coûts afin de faciliter le travail des agences de régulation nationales.

L’élaboration et l’adoption d’une recommandation sur la répartition transfrontière des coûts ainsi que la tenue d’un registre des décisions relatives à la répartition transfrontière des coûts devraient entraîner une charge de travail supplémentaire pour l’ACER correspondant à 1 ETP au total, ainsi qu’un coût ponctuel estimé à 70 000 EUR pour mettre au point l’outil informatique destiné au registre.

Pour la DG Énergie, le JRC et l’ACER, les exigences ci-dessus relatives à la mise en œuvre de la proposition législative se prolongent au-delà de l’actuel CFP 2021-2027.

Voir les sections de l’exposé des motifs sur la subsidiarité et la proportionnalité.

1.5.3.Leçons tirées d'expériences similaires

L’évaluation du précédent règlement RTE-E a montré qu’il avait effectivement amélioré l’intégration des réseaux des États membres, stimulé le commerce de l’énergie et, partant, contribué à la compétitivité de l’Union. Les PIC ont aussi fortement contribué à la sécurité de l’approvisionnement en tant que principal facteur contextuel de l’élaboration du règlement RTE-E. À la suite de son évaluation en 2020, le règlement RTE-E a été révisé en 2022. Le rapport de mise en œuvre annexé à l’analyse d’impact analyse les enseignements tirés de la mise en œuvre du règlement RTE-E révisé. Le rapport de mise en œuvre démontre la nécessité de nouvelles améliorations, notamment en ce qui concerne l’élaboration de scénarios, le recensement des besoins en infrastructures et le TYNDP qui en découle, la sélection et l’évaluation des projets de PIC/PIM, ainsi que la répartition transfrontière des coûts et les cadres d’octroi des autorisations.

1.5.4.Compatibilité avec le cadre financier pluriannuel et synergies éventuelles avec d’autres instruments appropriés

Le présent train de mesures sur les réseaux est un élément clé du pacte pour une industrie propre et du plan d’action pour une énergie abordable, qui font partie du programme de travail de la Commission pour 2025. La proposition complète d’autres initiatives visant à créer un marché européen de l’énergie plus intégré et à réduire les coûts de l’énergie pour les ménages et les industries. Les infrastructures énergétiques sont également essentielles pour atteindre l’objectif climatique de l’UE proposé pour 2040 et l’objectif de l’UE de parvenir à la neutralité climatique à l’horizon 2050.

La proposition de la Commission relative au nouveau cadre financier pluriannuel (CFP) 2028-2034 souligne «à quel point il était vital de construire une véritable union de l’énergie et de disposer de réseaux d’infrastructures de l’UE bien intégrés», ce qui se traduit par une augmentation substantielle du budget proposé pour le mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE) dans le domaine de l’énergie. Le règlement RTE-E constitue la base des projets d’infrastructures énergétiques financés au titre du MIE.

1.5.5.Évaluation des différentes possibilités de financement disponibles, y compris des possibilités de redéploiement

Le rapport d’analyse d’impact accompagnant la présente proposition a analysé différentes options stratégiques pour atteindre les objectifs généraux et spécifiques de l’initiative. L’option stratégique privilégiée dans la présente proposition législative a été jugée comme étant l’approche la plus efficace et la plus rentable, conforme aux principes de subsidiarité et de proportionnalité.

La DG Énergie, le JRC et l’ACER sont considérés comme les mieux placés pour mettre en œuvre les exigences supplémentaires découlant de la proposition législative en raison de leur expérience antérieure du processus de planification des infrastructures et de la modélisation du système énergétique.

La DG Énergie a acquis une expérience significative dans le processus de planification et de coordination des infrastructures depuis l’adoption du règlement RTE-E en 2013. Elle est donc la mieux placée pour coordonner de manière impartiale le recensement des besoins en infrastructures et les mécanismes visant à combler les lacunes au niveau de l’UE. Le JRC possède d’importantes connaissances techniques en matière de modélisation des systèmes énergétiques et a mis au point ses propres outils de modélisation. Il est donc considéré comme le mieux placé pour mener à bien les tâches de modélisation liées à l’élaboration du scénario central.

En raison de son mandat, l’ACER est la mieux placée pour mettre en œuvre les exigences 1 et 2. Elle a acquis une expertise technique considérable en tant qu’acteur clé jouant un rôle officiel tant dans le processus de planification des infrastructures que dans le cadre de la répartition transfrontière des coûts au niveau de l’UE au titre de l’actuel règlement RTE-E.

Des ETP supplémentaires sont nécessaires pour les nouvelles tâches/exigences découlant de la présente proposition législative, tandis que les tâches existantes ne seront pas réduites dans un avenir proche.

1.6.Durée de la proposition/de l’initiative et de son incidence financière

 durée limitée

– En vigueur à partir de/du [JJ/MM]AAAA jusqu’en/au [JJ/MM]AAAA

– Incidence financière de AAAA jusqu’en AAAA pour les crédits d’engagement et de AAAA jusqu’en AAAA pour les crédits de paiement.

 durée illimitée

–Mise en œuvre avec une période de montée en puissance de AAAA jusqu'en AAAA,

–puis un fonctionnement en rythme de croisière au-delà.

1.7.Mode(s) d’exécution budgétaire prévu(s)

 Gestion directe par la Commission

– dans ses services, y compris par l’intermédiaire de son personnel dans les délégations de l’Union;

– par les agences exécutives.

 Gestion partagée avec les États membres

 Gestion indirecte en confiant des tâches d’exécution budgétaire:

– à des pays tiers ou des organismes qu’ils ont désignés

– à des organisations internationales et à leurs agences (à préciser)

– à la Banque européenne d’investissement et au Fonds européen d’investissement

– aux organismes visés aux articles 70 et 71 du règlement financier

– à des établissements de droit public

– à des entités de droit privé investies d’une mission de service public, pour autant qu’elles soient dotées de garanties financières suffisantes

– à des entités de droit privé d’un État membre qui sont chargées de la mise en œuvre d’un partenariat public-privé et dotées de garanties financières suffisantes

– à des organismes ou des personnes chargés de l’exécution d’actions spécifiques relevant de la politique étrangère et de sécurité commune, en vertu du titre V du traité sur l’Union européenne, identifiés dans l’acte de base concerné

– à des entités établies dans un État membre, régies par le droit privé d’un État membre ou par le droit de l’Union et qui peuvent se voir confier, conformément à la réglementation sectorielle, l’exécution des fonds de l’Union ou des garanties budgétaires, dans la mesure où ces entités sont contrôlées par des établissements de droit public ou par des entités de droit privé investies d’une mission de service public et disposent des garanties financières appropriées sous la forme d’une responsabilité solidaire des entités de contrôle ou des garanties financières équivalentes et qui peuvent être, pour chaque action, limitées au montant maximal du soutien de l’Union.

Remarques

SANS OBJET

2.MESURES DE GESTION

2.1.Dispositions en matière de suivi et de compte rendu

DG Énergie et JRC

Les tâches directement mises en œuvre par la DG Énergie suivront le cycle annuel de planification et de suivi, tel qu’il est mis en œuvre au sein de la Commission et des agences exécutives, y compris la communication des résultats au moyen du rapport annuel d’activités de la DG ENER et du rapport annuel d’activités du JRC.

ACER

Conformément à son règlement financier, l’ACER doit fournir, dans le contexte de son document de programmation, un programme de travail annuel détaillant les ressources, tant financières qu’humaines, pour chaque activité menée.

L’ACER rend compte tous les mois à la DG Énergie sur l’exécution budgétaire, y compris les engagements, et les paiements par titre, et les taux de vacance d’emploi par type d’effectifs.

En outre, la DG Énergie est directement représentée dans les organes de gouvernance de l’ACER. Par l’intermédiaire de ses représentants au sein du conseil d’administration, la DG Énergie sera informée de l’utilisation du budget et du tableau des effectifs lors de chacune de ses réunions au cours de l’année.

Enfin, toujours conformément aux règles financières, l’ACER est tenue de rendre compte annuellement de ses activités et de l’utilisation de ressources par l’intermédiaire du conseil d’administration et de son rapport annuel d’activité.

2.2.Système(s) de gestion et de contrôle

2.2.1.Justification du (des) mode(s) d’exécution budgétaire, du (des) mécanisme(s) de mise en œuvre du financement, des modalités de paiement et de la stratégie de contrôle proposée

Exigence 1:

les tâches dans le cadre de l’exigence 1 seront confiées à la Commission.

Sous réserve d’une décision à prendre au cours de la mise en œuvre, ces tâches pourront être accomplies en interne ou confiées à un prestataire de services, dans le cadre d’une procédure de passation de marché public. Si les tâches sont confiées à un prestataire de services, le marché sera exécuté en gestion directe, en pleine application des dispositions du règlement financier. La stratégie de contrôle des marchés publics au sein de la DG Énergie et du JRC prévoit des contrôles juridiques, opérationnels et financiers ex ante spécifiques portant sur la procédure de passation de marché (examen par la commission consultative des achats et des marchés), ainsi que sur la signature des contrats. En outre, les dépenses effectuées pour l’acquisition de biens et de services sont soumises à des contrôles ex ante et, le cas échéant, ex post et financiers.

Exigences 2 et 3:

en raison de son mandat, l’ACER est la mieux placée pour mettre en place une expertise liée à la mise en œuvre des exigences 2 et 3.

La DG Énergie a établi une stratégie de contrôle pour gérer ses relations avec l’ACER, dans le cadre du cadre de contrôle interne 2017 de la Commission. L’Agence a révisé et adopté son propre cadre de contrôle interne en décembre 2018.

2.2.2.Informations sur les risques recensés et sur le(s) système(s) de contrôle interne mis en place pour les atténuer

DG Énergie

Les éléments directement gérés par la DG Énergie peuvent être exposés aux risques habituels affectant les procédures de passation de marchés publics. Ces risques sont considérés comme faibles en ce qui concerne la légalité et la régularité des dépenses. Des contrôles appropriés et efficaces sont en place au niveau de l’institution et de la DG.

En ce qui concerne la performance, le principal risque est une mauvaise estimation de la charge de travail créée par la présente proposition, étant donné qu’elle introduit de nouvelles tâches. Ce risque doit être accepté car, comme l’expérience l’a montré, si les besoins en ressources supplémentaires ne sont pas inclus dans la proposition initiale, il est très difficile de remédier à cette situation par la suite.

DG JRC

Dans le cadre du processus d’évaluation des risques pour ses activités scientifiques, le JRC recense les risques potentiels, évalue leur niveau et planifie les mesures d’atténuation nécessaires et recense les contrôles existants. Le principal risque recensé concerne a) l’estimation de la charge de travail correspondant aux nouvelles tâches associées à la présente proposition (la charge de travail pour certaines tâches pourrait être sous-estimée); b) la quantité ou qualité insuffisante des données à l’appui des différentes nouvelles tâches. Pour le point a), le risque doit être accepté; les mesures d’atténuation comprennent une planification minutieuse du personnel pendant toute la durée des activités afin de garantir une expertise appropriée. Pour le point b), les actions comprennent une participation précoce à la conception et à la définition des processus de collecte de données, ainsi que le recensement précoce, dans le cadre de chaque tâche nécessitant des activités faisant un usage intensif de données, des obstacles potentiels à l’accès aux données intéressantes et une communication précoce avec la DG ENER et les parties prenantes concernées afin de soulever la question de la disponibilité des données.

ACER

En ce qui concerne les nouvelles tâches confiées à l’ACER, la proposition en comprend plusieurs qui atténuent ce risque car, tandis que la charge de travail de certaines tâches futures pourrait être sous-estimée, elle pourrait être surestimée pour d’autres, ce qui laisserait une marge de manœuvre pour un potentiel futur redéploiement.

DG Énergie

Les tâches assignées à la DG Énergie seront mises en œuvre conformément au système de contrôle existant et le rapport des coûts du contrôle devrait rester stable (5 à 6 % des fonds gérés sur la base d’exercices récents).

ACER

L’attribution de tâches supplémentaires pour le mandat existant de l’ACER ne devrait pas générer de contrôles spécifiques supplémentaires au niveau de l’Agence, ce qui signifie que le rapport «coûts du contrôle ÷ valeur des fonds gérés concernés» restera inchangé pour l’ACER.

2.3.Mesures de prévention des fraudes et irrégularités

DG Énergie

En 2020, la DG Énergie a adopté une stratégie antifraude révisée et en 2023, un plan d’action révisé couvrant la période 2023-2025. La DG Énergie procède actuellement à la révision de sa stratégie antifraude pour la période 2026-2028, conformément à la méthodologie de l’OLAF. La SAF de la DG Énergie se fonde sur la stratégie antifraude de la Commission et sur une évaluation spécifique des risques, réalisée en interne pour déterminer les domaines les plus vulnérables à la fraude, les contrôles déjà en place et les actions nécessaires pour améliorer la capacité de la DG Énergie à prévenir, détecter et corriger toute fraude.

DG JRC

La stratégie antifraude du JRC, ainsi que le plan d’action qui l’accompagne, ont été adoptés en 2020 et modifiés en 2024 afin de réviser et d’actualiser le plan pour la période 2025-2027. Le plan actualisé comprend trois nouvelles actions: une campagne de sensibilisation axée sur les questions éthiques et les mesures antifraude de la Commission, avec des exemples pertinents adaptés au personnel scientifique du JRC, a été lancée au cours du premier semestre de 2025; un programme de formation élargi comprenant des sessions thématiques sur des sujets, tels que les conflits d’intérêts, la qualité d’auteur, l’utilisation de l’IA, les lanceurs d’alerte et les canaux de communication, entre autres; une mise à jour des pages Sharepoint consacrées aux questions éthiques et aux mesures antifraude. Ces nouvelles actions complètent les efforts actuellement déployés dans le cadre du plan d’action 2021-2024 et la participation du JRC au plan d’action de la stratégie antifraude de la Commission. Le JRC apprécie sa coopération avec l’OLAF, l’équipe de contrôle interne et les autres parties prenantes dans le cadre de nos efforts collectifs pour lutter contre la fraude.

ACER

L’ACER applique les principes antifraude des agences décentralisées de l’UE, conformément à l’approche de la Commission et aux lignes directrices de l’OLAF de 2024 pour les agences décentralisées et les entreprises communes. En décembre 2024, l’Agence a adopté une nouvelle stratégie antifraude, abrogeant la décision 15/2021 du conseil d’administration de l’Agence. La nouvelle stratégie, qui couvre la période 2025-2027, repose sur les objectifs stratégiques suivants: optimiser les mesures existantes de prévention de la fraude, améliorer la rapidité et la précision des systèmes de détection existants, renforcer les protocoles d’enquête et optimiser les mesures correctives en vue de recouvrements rapides.

3.INCIDENCE FINANCIÈRE ESTIMÉE DE LA PROPOSITION/DE L'INITIATIVE 71

3.1.Rubrique(s) du cadre financier pluriannuel et ligne(s) budgétaire(s) de dépenses concernée(s)

·Lignes budgétaires existantes

Dans l'ordre des rubriques du cadre financier pluriannuel et des lignes budgétaires.

Rubrique du cadre financier pluriannuel	Ligne budgétaire	Nature de la dépense	Participation
	Numéro	CD/CND 72 .	de pays AELE 73	de pays candidats et pays candidats potentiels 74	d’autres pays tiers	autres recettes affectées
01	02.03.02 Mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE) — Énergie	CD	NON	NON	NON	NON
01	02.01.22.01 Dépenses d’appui pour le mécanisme pour l’interconnexion en Europe – Énergie	CND	NON	NON	NON	NON
01	02.10.06 Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie	CD	OUI	NON	NON	NON

3.2.Incidence financière estimée de la proposition sur les crédits

3.2.1.Synthèse de l’incidence estimée sur les crédits opérationnels 75

– La proposition/l’initiative n’engendre pas l’utilisation de crédits opérationnels

–X La proposition/l’initiative engendre l’utilisation de crédits opérationnels, comme expliqué ci-après

3.2.1.1.Crédits issus du budget voté

En Mio EUR (à la 3e décimale)

Rubrique du cadre financier pluriannuel

Numéro

DG: ENER				Année	Année	Année	Année	TOTAL CFP 2021-2027	APRÈS 2027
				2024	2025	2026	2027
	Crédits opérationnels
Ligne budgétaire: 02.03.02 Mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE) — Énergie		Engagements	(1a)				4,232	4,232 76	6,732
		Paiements	(2a)				3,232	3,232	7,732
	Crédits de nature administrative financés par l’enveloppe de certains programmes spécifiques
Ligne budgétaire 02.01.22.01 Dépenses d’appui pour le mécanisme pour l’interconnexion en Europe - Énergie			(3)				0,428	0,428	2,996
TOTAL des crédits Pour la DG Énergie 77		Engagements	=1a+1b+3	0,000	0,000	0,000	4,660	4,660	9,728
		Paiements	=2a+2b+3	0,000	0,000	0,000	3,660	3,660	10,728

JRC				Année	Année	Année	Année	TOTAL CFP 2021-2027	APRÈS 2027
				2024	2025	2026	2027
	Crédits opérationnels
s.o.		Engagements	(1a)
		Paiements	(2a)
	Crédits de nature administrative financés par l’enveloppe de certains programmes spécifiques
Ligne budgétaire 01.01.01.11 Dépenses relatives aux fonctionnaires et aux agents temporaires mettant en œuvre Horizon Europe — Recherche directe			(3)				0,754	0,754	5,278
TOTAL des crédits pour le JRC 78		Engagements	=1a+1b+3	0,000	0,000	0,000	0,754	0,754	5,278
		Paiements	=2a+2b+3	0,000	0,000	0,000	0,754	0,754	5,278

En Mio EUR (à la 3e décimale)

[Agence]: Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (ACER)

Année

2024

Année

2025

Année

2026

Année

2027

TOTAL CFP 2021-2027

Après 2027

Ligne budgétaire: 02.10.06 Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie / Contribution du budget de l’UE à l’Agence

0,327

3,320

Les crédits / la contribution du budget de l’UE à l’agence seront compensés par une réduction de l’enveloppe de la ligne budgétaire du programme «Mécanisme pour l’interconnexion en Europe - Énergie» suivante: 02.03.02 / au cours de l’année ou des années: 2027.

Les crédits alloués dans le prochain CFP devraient être intégrés dans la subvention de l’Agence en raison du caractère permanent des tâches attribuées par la présente proposition et seront compensés, le cas échéant, par une réduction équivalente de l’enveloppe du programme correspondant relevant de la même rubrique du CFP, sans préjudice de son accord futur. Si une réduction compensatoire est nécessaire, les ressources allouées à l’Agence devront être révisées.

			Année	Année	Année	Année	TOTAL CFP 2021-2027	APRÈS 2027
			2024	2025	2026	2027
• TOTAL des crédits opérationnels (toutes les rubriques opérationnelles)	Engagements	(4)	0,000	0,000	0,000	4,559	4,559	10,052
	Paiements	(5)	0,000	0,000	0,000	3,559	3,559	11,052
• TOTAL des crédits de nature administrative financés par l’enveloppe de certains programmes spécifiques (toutes les rubriques opérationnelles)		(6)	0,000	0,000	0,000	1,182	1,182	8,274
TOTAL des crédits pour les rubriques 1 à 6	Engagements	=4+6	0,000	0,000	0,000	5,741	5,741	18,326
du cadre financier pluriannuel (Montant de référence)	Paiements	=5+6	0,000	0,000	0,000	4,741	4,741	19,326

Rubrique du cadre financier pluriannuel

«Dépenses administratives»

DG: ENER		Année	Année	Année	Année	TOTAL CFP 2021-2027 79	APRÈS 2027
		2024	2025	2026	2027
 Ressources humaines		0,000	0,000	0,000	0,376	0,376	2,632
 Autres dépenses administratives		0,000	0,000	0,000	0,012	0,012	0,084
TOTAL pour la DG ENER	0,000	0,000	0,000	0,000	0,388	0,388	2,716

TOTAL des crédits
pour la RUBRIQUE 7
du cadre financier pluriannuel

(Total engagements = Total paiements)

0,000

0,388

2,716

En Mio EUR (à la 3e décimale)

		Année	Année	Année	Année	TOTAL CFP 2021-2027	APRÈS 2027
		2024	2025	2026	2027
TOTAL des crédits pour les RUBRIQUES 1 à 7	Engagements	0,000	0,000	0,000	6,129	6,129	21,042
du cadre financier pluriannuel	Paiements	0,000	0,000	0,000	5,129	5,129	22,042

3.2.2.Estimation des réalisations financées à partir des crédits opérationnels

Crédits d’engagement en Mio EUR (à la 3e décimale)

Indiquer les objectifs et les réalisations



Année
2024

Année
2025

Année
2026

Année
2027

Insérer autant d’années que nécessaire, pour refléter la durée de l’incidence (cf. section 1.6)

TOTAL

RÉALISATIONS (outputs)

Type 80

Coût moyen

Nbre

Coût

Nbre

Coût

Nbre

Coût

Nbre

Coût

Nbre

Coût

Nbre

Coût

Nbre

Coût

Nbre total

Coût total

OBJECTIF SPÉCIFIQUE nº 1 81 ...

- Réalisation

Sous-total objectif spécifique nº 1

OBJECTIF SPÉCIFIQUE nº 2…

- Réalisation

Sous-total objectif spécifique nº 2

TOTAUX

3.2.3.Synthèse de l’incidence estimée sur les crédits administratifs

– La proposition/l’initiative n’engendre pas l’utilisation de crédits de nature administrative.

–X La proposition/l’initiative engendre l’utilisation de crédits de nature administrative, comme expliqué ci-après

3.2.3.1. Crédits issus du budget voté

CRÉDITS VOTÉS	Année	Année	Année	Année	TOTAL 2021-2027	APRÈS 2027
	2024	2025	2026	2027
RUBRIQUE 7
Ressources humaines	0,000	0,000	0,000	0,376	0,376	2,632
Autres dépenses administratives	0,000	0,000	0,000	0,012	0,012	0,084
Sous-total RUBRIQUE 7	0,000	0,000	0,000	0,388	0,388	2,716
Hors RUBRIQUE 7
Ressources humaines	0,000	0,000	0,000	1,910	1,910	13,370
Autres dépenses de nature administrative	0,000	0,000	0,000	0,024	0,024	0,168
Sous-total hors RUBRIQUE 7	0,000	0,000	0,000	1,934	1,934	13,538

TOTAL	0,000	0,000	0,000	2,322	2,322	16,254

3.2.3.2.Total des crédits

TOTAL CRÉDITS VOTÉS + RECETTES AFFECTÉES EXTERNES	Année	Année	Année	Année	TOTAL 2021-2027	APRÈS 2027
	2024	2025	2026	2027
RUBRIQUE 7
Ressources humaines	0,000	0,000	0,000	0,376	0,376	2,632
Autres dépenses administratives	0,000	0,000	0,000	0,012	0,012	0,084
Sous-total RUBRIQUE 7	0,000	0,000	0,000	0,388	0,388	2,716
Hors RUBRIQUE 7
Ressources humaines	0,000	0,000	0,000	1,910	1,910	13,370
Autres dépenses de nature administrative	0,000	0,000	0,000	0,024	0,024	0,168
Sous-total hors RUBRIQUE 7	0,000	0,000	0,000	1,934	1,934	13,370

TOTAL	0,000	0,000	0,000	2,322	2,322	16,254

Les besoins en crédits pour les ressources humaines au titre de la rubrique 7 et les autres dépenses de nature administrative seront couverts par les crédits de la DG déjà affectés à la gestion de l’action et/ou redéployés en interne au sein de la DG, complétés le cas échéant par toute dotation additionnelle qui pourrait être allouée à la DG gestionnaire dans le cadre de la procédure d’allocation annuelle et compte tenu des contraintes budgétaires existantes.

3.2.4.Besoins estimés en ressources humaines

– La proposition/l’initiative n’engendre pas l’utilisation de ressources humaines.

–X La proposition/l’initiative engendre l’utilisation de ressources humaines, comme expliqué ci-après

3.2.4.1.Financement sur le budget voté 82

Estimation à exprimer en équivalents temps plein (ETP)

CRÉDITS VOTÉS		Année	Année	Année	Année	Poste
		2024	2025	2026	2027	2027
 Emplois du tableau des effectifs (fonctionnaires et agents temporaires)
20 01 02 01 (Au siège et dans les bureaux de représentation de la Commission)		0	0	0	2	2
20 01 02 03 (Délégations de l’UE)		0	0	0	0
01 01 01 01 (Recherche indirecte)		0	0	0	0
01 01 01 11 (Recherche directe)		0	0	0	4	4
Autres lignes budgétaires (à préciser)		0	0	0	0
• Personnel externe (en ETP)
20 02 01 (AC, END de l’«enveloppe globale»)		0	0	0	0
20 02 03 (AC, AL, END et JPD dans les délégations de l’UE)		0	0	0	0
Ligne d’appui administratif [XX.01.YY.YY]	- au siège	0	0	0	0
	- dans les délégations de l’UE	0	0	0	0
01 01 01 02 (AC, END - Recherche indirecte)		0	0	0	0
01 01 01 12 (AC, END - Recherche directe)		0	0	0	0
Autres lignes budgétaires (à préciser) - Rubrique 7		0	0	0	0
Autres lignes budgétaires (02.01.22.01 Dépenses d’appui pour le MIE-E) — Hors rubrique 7		0	0	0	4	4
TOTAL		0	0	0	10	10

3.2.4.2.Total des besoins en ressources humaines

TOTAL CRÉDITS VOTÉS + RECETTES AFFECTÉES EXTERNES		Année	Année	Année	Année	Poste
		2024	2025	2026	2027 83	2027
 Emplois du tableau des effectifs (fonctionnaires et agents temporaires)
20 01 02 01 (Au siège et dans les bureaux de représentation de la Commission)		0	0	0	2	2
20 01 02 03 (Délégations de l’UE)		0	0	0	0
01 01 01 01 (Recherche indirecte)		0	0	0	0
01 01 01 11 (Recherche directe)		0	0	0	4	4
Autres lignes budgétaires (à préciser)		0	0	0	0
• Personnel externe (en équivalents temps plein)
20 02 01 (AC, END de l’«enveloppe globale»)		0	0	0	0
20 02 03 (AC, AL, END et JPD dans les délégations de l’UE)		0	0	0	0
Ligne d’appui administratif [XX.01.YY.YY]	- au siège	0	0	0	0
	- dans les délégations de l’UE	0	0	0	0
01 01 01 02 (AC, END - Recherche indirecte)		0	0	0	0
01 01 01 12 (AC, END - Recherche directe)		0	0	0	0
Autres lignes budgétaires (à préciser) - Rubrique 7		0	0	0	0
Autres lignes budgétaires (02.01.22.01 Dépenses d’appui pour le MIE-E) — Hors rubrique 7		0	0	0	4	4
TOTAL		0	0	0	10	10

	Personnel actuellement disponible dans les services de la Commission	Effectifs supplémentaires*
		À financer sur la rubrique 7 / la recherche	À financer sur la ligne BA	À financer sur les redevances/
Emplois du tableau des effectifs	4 pour la DG JRC (redéploiement) 2 pour la DG ENER	0	0	0
Personnel externe (AC, END, INT)		0	4 AC DG ENER

Description des tâches à effectuer par:

les fonctionnaires et agents temporaires

DG Énergie: Les deux fonctionnaires supplémentaires demandés pour la DG Énergie seraient chargés de superviser, de piloter et de coordonner les nouvelles tâches de la DG Énergie liées à l’élaboration du scénario central (voir la section 1.5.1 ci-dessus). Ces tâches concernent le pilotage des processus (y compris la coordination efficace de l’écosystème des parties prenantes, la compatibilité des scénarios de réseaux avec l’architecture politique globale, la coordination du processus de mise en correspondance des besoins en nouvelles infrastructures et l’élaboration des actes juridiques), ainsi que l’élaboration et la coordination des scénarios (y compris la supervision de la collecte de données, la coordination des travaux d’évaluation, ainsi que la supervision et la documentation du processus de modélisation).

le personnel externe

DG Énergie: Les quatre agents contractuels supplémentaires demandés pour la DG Énergie seraient chargés de l’élaboration du scénario central, ce qui aiderait les deux fonctionnaires chargés de superviser et d’orienter ces travaux. Les agents contractuels exécuteraient des tâches liées au pilotage des processus ainsi qu’à l’élaboration et à la coordination des scénarios (voir la section 1.5.1 ci-dessus).

3.2.5.Vue d’ensemble de l’incidence estimée sur les investissements liés aux technologies numériques

Obligatoire: il convient d’indiquer dans le tableau figurant ci-dessous la meilleure estimation des investissements liés aux technologies numériques découlant de la proposition/de l’initiative.

À titre exceptionnel, lorsque la mise en œuvre de la proposition/de l’initiative l’exige, les crédits de la rubrique 7 doivent être présentés sur la ligne spécifique.

Les crédits des rubriques 1-6 doivent être présentés comme des «Dépenses pour les systèmes informatiques soutenant une politique consacrées aux programmes opérationnels». Ces dépenses correspondent au budget opérationnel à affecter à la réutilisation/à l’achat/au développement de plateformes et d’outils informatiques directement liés à la mise en œuvre de l’initiative et aux investissements qui y sont associés (par exemple, licences, études, stockage de données, etc.). Les informations figurant dans ce tableau doivent être cohérentes avec les données détaillées présentées à la section 4 «Dimensions numériques».

TOTAL des crédits numériques et informatiques	Année	Année	Année	Année	TOTAL CFP 2021-2027	TOTAL CFP après 2027
	2024	2025	2026	2027
RUBRIQUE 7
Dépenses informatiques (institutionnelles)	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Sous-total RUBRIQUE 7	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Hors RUBRIQUE 7
Dépenses pour les systèmes informatiques soutenant une politique consacrées aux programmes opérationnels	0,000	0,000	0,000	1,120	1,120	3,500
Sous-total hors RUBRIQUE 7	0,000	0,000	0,000	1,120	1,120	3,500

TOTAL	0,000	0,000	0,000	1,120	1,120	3,500

3.2.6.Compatibilité avec le cadre financier pluriannuel actuel

La proposition/l’initiative:

–X peut être intégralement financée par voie de redéploiement au sein de la rubrique concernée du cadre financier pluriannuel (CFP).

Un redéploiement serait nécessaire dans le cadre de la ligne budgétaire MIE-E pour financer les dépenses opérationnelles pour 2027.

Un redéploiement inter-DG pourrait être nécessaire pour permettre aux deux fonctionnaires demandés pour la DG Énergie d’exécuter les tâches visées à l’exigence 1 décrite à la section 1.5.1.

– nécessite l’utilisation de la marge non allouée sous la rubrique correspondante du CFP et/ou le recours aux instruments spéciaux comme le prévoit le règlement CFP.

– nécessite une révision du CFP.

3.2.7.Participation de tiers au financement

La proposition/l’initiative:

–X ne prévoit pas de cofinancement par des tierces parties

– prévoit le cofinancement par des tierces parties estimé ci‑après:

Crédits en Mio EUR (à la 3e décimale)

	Année 2024	Année 2025	Année 2026	Année 2027	Total
Préciser l'organisme de cofinancement
TOTAL crédits cofinancés

3.2.8. Estimation des ressources humaines et utilisation des crédits nécessaires dans un organisme décentralisé

Besoins en personnel (en équivalents temps plein)

Agence: ACER	Année 2024	Année 2025	Année 2026	Année 2027	Après 2027
Agents temporaires (grades AD)				1	1
Agents temporaires (grades AST)
Sous-total des agents temporaires (AD+AST)	0	0	0	1	1
Agents contractuels				1	2
Experts nationaux détachés
Sous-total des agents contractuels et experts nationaux détachés	0	0	0	1	2
TOTAL des effectifs	0	0	0	2	3

Crédits couverts par la contribution du budget de l’UE en Mio EUR (à la 3e décimale)

Dépenses de personnel à adapter au mois de recrutement prévu (si le recrutement a lieu en juillet, seuls 50 % du coût moyen sont pris en compte).

Agence: ACER	Année 2024	Année 2025	Année 2026	Année 2027	TOTAL 2021-2027	APRÈS 2027 84
Titre 1: Dépenses de personnel				0,127	0,127	2,546
Titre 2: Dépenses d’infrastructure et de fonctionnement
Titre 3: Dépenses opérationnelles				0,200	0,200	0,773
TOTAL des crédits couverts par le budget de l’UE	0,000	0,000	0,000	0,327	0,327	3,320

Vue d’ensemble/synthèse des ressources humaines et des crédits (en Mio EUR) nécessaires à la proposition/l’initiative dans un organisme décentralisé

Agence: ACER	Année 2024	Année 2025	Année 2026	Année 2027	TOTAL 2021-2027	Après 2027
Agents temporaires (AD+AST)	0	0	0	1	1	1
Agents contractuels	0	0	0	1	1	2
Experts nationaux détachés	0	0	0	0	0	0
Total des effectifs	0	0	0	2	2	3
Crédits couverts par le budget de l’UE	0,000	0,000	0,000	0,327	0,327	3,320
Crédits couverts par des redevances (le cas échéant)	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Crédits cofinancés (le cas échéant)	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
TOTAL des crédits	0,000	0,000	0,000	0,327	0,327	3,320

3.3.Incidence estimée sur les recettes

–X La proposition/l’initiative est sans incidence financière sur les recettes.

– La proposition/l’initiative a une incidence financière décrite ci‑après:

– sur les ressources propres

– sur les autres recettes

– veuillez indiquer si les recettes sont affectées à des lignes de dépenses

En Mio EUR (à la 3e décimale)

Ligne budgétaire de recettes:	Montants inscrits pour l'exercice en cours	Incidence de la proposition/de l’initiative 85
		Année 2024	Année 2025	Année 2026	Année 2027
Article ………….

Pour les recettes affectées, préciser la(les) ligne(s) budgétaire(s) de dépenses concernée(s).

sans objet

Autres remarques (relatives par exemple à la méthode/formule utilisée pour le calcul de l’incidence sur les recettes ou toute autre information).

4.Dimensions numériques

4.1.Exigences pertinentes en matière numérique

Exigences pertinentes en matière numérique dans la proposition:

L’exigence 1 (E1) concerne les processus d’élaboration de scénarios et le recensement des besoins en infrastructures, qui devraient tenir compte de l’utilisation potentielle de solutions numériques et intelligentes parallèlement au développement physique du réseau dès la phase de modélisation de la planification du développement du réseau. À titre d’exigence connexe, les gestionnaires de réseau de transport d’électricité sont tenus d’envisager de manière prioritaire des leviers opérationnels et les solutions numériques lorsqu’ils proposent de nouveaux projets d’infrastructure, ces exigences étant applicables au niveau européen (dans le cadre du plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’UE) ainsi qu’au niveau national (dans le cadre des plans nationaux de développement du réseau au niveau du transport). Cela contribuera à garantir une efficacité maximale dans le développement du réseau et encouragera également l’utilisation de solutions numériques dans la pratique.

Cette exigence s’applique aux institutions de l’UE responsables du processus de modélisation, aux États membres, aux organismes représentant les gestionnaires de réseau de transport au niveau européen (REGRT pour l’électricité, REGRT pour le gaz et REGRH) ainsi qu’aux gestionnaires de réseau de transport au niveau national.

L’exigence 2 (E2) concerne l’introduction d’une nouvelle catégorie liée aux leviers opérationnels et aux solutions numériques pour le transport d’électricité dans le cadre des projets d’intérêt commun. Cette catégorie vise à fournir de meilleures incitations à l’utilisation des technologies numériques et de développement du réseau par les gestionnaires de réseau de transport, à accroître l’efficacité de l’utilisation du réseau et à accroître la capacité de transport transfrontière. Lorsqu’ils introduisent une demande pour la nouvelle catégorie, les gestionnaires de réseau de transport sont tenus de soumettre des données relatives aux caractéristiques techniques des systèmes de numérisation proposés ainsi qu’aux incidences attendues sur l’exploitation du réseau de transport. En tant qu’organisme proposé pour calculer les coûts et avantages des nouveaux projets, le REGRT pour l’électricité serait chargé du traitement des données connexes.

L’exigence 3 (E3) concerne la procédure de demande d’autorisation pour les projets inscrits sur la liste des projets d’intérêt commun et des projets d’intérêt mutuel de l’Union. L’autorité nationale compétente des États membres doit être en mesure de recevoir les demandes d’autorisation et tous les documents pertinents au format numérique (article 8). En vertu de la proposition, les États membres sont tenus de veiller à ce qu’une plateforme numérique soit disponible au niveau national pour gérer les étapes de la procédure d’octroi des autorisations (y compris les demandes d’autorisation, les processus d’autorisation et les décisions d’autorisation en cours) et de mettre à disposition les décisions rendues dans un format facilement accessible (article 10, paragraphe 4). Cette exigence devrait contribuer à une numérisation et à une transparence plus uniformes entre les différentes autorités chargées de délivrer les autorisations dans les États membres et, à terme, accélérer l’octroi des autorisations.

Elle viendra s’ajouter à l’obligation faite aux États membres de publier toutes les décisions dans un format facilement accessible.

4.2.Données

Pour l’exigence 1: cette exigence concerne la collecte de données existantes aux fins de la modélisation du réseau et de l’élaboration de scénarios et peut conduire à la collecte de nouvelles données sur l’utilisation future des technologies numériques et leur potentiel. Bien que des hypothèses sur le potentiel de ces technologies existent dans la littérature, les données des États membres ne sont actuellement pas accessibles au public et ne sont pas collectées aux mêmes fins (le principe «une fois pour toutes» a été dûment suivi). Les gestionnaires de réseau de transport commenceront l’évaluation des besoins de flexibilité conformément au règlement (UE) 2019/943 à partir de 2026 et certaines des données utilisées pourront également servir aux fins de la planification du réseau. Toutefois, la durée de l’évaluation n’est que de 10 ans, tandis que la planification du réseau à l’échelle de l’Union couvre les 10 à 20 prochaines années. À cet égard, la collecte de données semble inévitable pour garantir une couverture complète. Le droit dérivé relatif au format concret des données garantira la prise en compte des collectes existantes aux fins des évaluations des besoins de flexibilité afin d’éviter des exigences faisant double emploi. En ce qui concerne le flux de données, les données sont fournies à la Commission par les gestionnaires de réseau de transport, les autorités de régulation et les États membres sur la base d’une règle devant être adoptée au moyen d’actes de droit dérivé. Des données supplémentaires pour la modélisation du réseau, si nécessaire, doivent être fournies par les gestionnaires de réseau de transport directement au REGRT pour l’électricité.

Pour l’exigence 2: les données relatives à la soumission de la demande pour le projet d’intérêt commun sont uniques pour chaque projet et doivent donc être collectées au moment de la soumission de la demande (le principe «une fois pour toutes» est donc pleinement respecté). Ces données concernent la portée du projet, les estimations financières, les technologies utilisées, l’emplacement, les incidences sur l’environnement et le réseau électrique, etc. Elles seront transmises par les promoteurs de projets (principalement les gestionnaires de réseau de transport) au REGRT pour l’électricité et à la Commission européenne aux fins de l’évaluation des coûts et avantages dans le cadre des processus d’évaluation des projets d’intérêt commun.

Pour l’exigence 3: les plateformes numériques que les États membres seraient tenus de mettre en place conserveraient toutes les données nécessaires à la délivrance d’une ou de plusieurs autorisations complètes pour les projets d’intérêt commun et les projets d’intérêt mutuel. Il s’agit des données à caractère personnel relatives au demandeur, qu’il s’agisse d’une personne physique ou morale, des caractéristiques du projet et de toutes les pièces justificatives nécessaires.

4.3.Solutions numériques

Pour l’exigence 1: la plateforme liée à l’exigence 1 concerne la modélisation du réseau et la modélisation de scénarios pour le développement futur des infrastructures. Le REGRT pour l’électricité utilise déjà cette plateforme, de sorte que la nouvelle exigence concerne la mise à niveau de la plateforme afin de traiter davantage de données. En ce qui concerne le rôle de la Commission européenne dans le processus de modélisation des scénarios, les données seront utilisées dans les modèles existants, de sorte qu’aucune nouvelle exigence relative à la mise en place d’une plateforme distincte n’est prévue par les modifications.

Pour l’exigence 2: cette exigence ne devrait pas conduire à la mise en place de nouvelles plateformes ou de nouveaux systèmes pour le traitement des données, car le processus de sélection des PIC est bien établi et l’objectif est d’élargir le champ d’application des catégories (tout en conservant les principes d’évaluation et en utilisant les systèmes existants pour le traitement des demandes et le calcul des coûts et avantages).

Pour l’exigence 3: la numérisation et la centralisation des procédures d’octroi des autorisations seront facilitées par les plateformes numériques que les États membres seraient tenus de mettre en place. En centralisant ces données, nous espérons simplifier les procédures et éviter la duplication des données identiques sur différentes plateformes. Dans les considérants, la Commission demande instamment que le portail présente des fonctionnalités, y compris au moyen de l’intelligence artificielle, permettant au point de contact unique, aux autres autorités et aux demandeurs de vérifier le statut de la demande et les cas de retard, ainsi que de vérifier le respect des délais d’autorisation. En outre, il devrait permettre l’extraction de statistiques afin de vérifier l’état d’avancement global des procédures d’octroi des autorisations dans les États membres. Le portail devrait faciliter la tâche du point de contact unique, qui devrait avoir accès à toutes les données et informations pertinentes.

4.4.Évaluation de l’interopérabilité

Les exigences 1 et 2 ne nécessitent pas d’interaction par-delà les frontières des États membres, étant donné que l’objectif est d’alimenter les données pour les évaluations au niveau de l’UE, de manière centralisée. Elles ne sont pas non plus liées à l’interopérabilité transfrontière, car les données échangées concernent des estimations futures du développement du projet, et non les flux de données existants liés au fonctionnement du système (qui sont déjà échangés par l’intermédiaire d’autres plateformes de coopération des GRT). Il est prévu que les données ne soient partagées qu’une seule fois, soit avec le REGRT pour l’électricité (qui les partagera ensuite avec la Commission), soit directement avec la Commission (si le REGRT pour l’électricité n’a pas besoin de données identiques). Les informations sont échangées via des fichiers de données, et non par la mise en relation mutuelle de deux plateformes.

L’exigence 3 ne nécessite pas d’interaction par-delà les frontières des États membres, entre les entités de l’UE ou entre les entités de l’UE et les organismes du secteur public. Elle n’a pas non plus d’effet sur l’interopérabilité transfrontière, car les données sont pertinentes pour les procédures décisionnelles au niveau national plutôt qu’au niveau de l’UE. Une structure de données définie au niveau central a été envisagée et écartée, étant donné qu’en raison du caractère essentiellement national du pourcentage le plus élevé de procédures d’octroi des autorisations dans chaque État membre et des différents systèmes d’autorisation, il est logique que la décision effective sur le format de mise en œuvre soit laissée aux États membres, qui peuvent décider de ce qui convient le mieux à leur système et à la nouvelle plateforme numérique qu’ils mettront en place. Si le règlement RTE-E impose aux autorités nationales compétentes chargées de délivrer les autorisations de coopérer dans la mesure du possible dans le cadre de projets transfrontières, il laisse aux États membres la liberté de décider de la manière la plus appropriée de le faire. Étant donné qu’une partie des données en question peut également être requise et évaluée pour des procédures liées à des projets non couverts par le règlement RTE-E, il sera également proposé que ces plateformes soient mises en place sous la forme d’une plateforme polyvalente qui couvre l’autorisation d’un large éventail d’infrastructures énergétiques (réseaux, gazoducs, énergies renouvelables, stockage, etc.).

Les services publics concernés par ces suggestions seraient toutes les autorités nationales participant à l’autorisation des actifs énergétiques, par exemple le ministère et/ou les agences de l’énergie, l’administration municipale/locale et les autorités environnementales. Les organes administratifs ou les entités chargés d’émettre un avis ou d’autoriser les projets ayant une incidence sur l’aménagement du territoire et les sites du patrimoine culturel seraient également concernés.

4.5.Mesures de soutien de la mise en œuvre numérique

Les mesures concernent l’exigence 2, à savoir l’introduction d’une nouvelle catégorie liée aux leviers opérationnels et aux solutions numériques pour le transport d’électricité dans le cadre des projets d’intérêt commun. Cette catégorie vise à fournir de meilleures incitations à l’utilisation des technologies numériques et de développement du réseau par les gestionnaires de réseau de transport, à accroître l’efficacité de l’utilisation du réseau et à accroître la capacité de transport transfrontière. Un tel investissement, s’il se voit accorder le statut de projet d’intérêt commun, bénéficierait d’une procédure d’autorisation accélérée et, s’il remplit toutes les conditions nécessaires, pourrait demander un financement au titre du mécanisme pour l’interconnexion en Europe. Ces mesures devraient soutenir la mise en œuvre de plateformes numériques au sein des réseaux de transport et de distribution de l’UE.

(1) Communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions — Le pacte pour une industrie propre: une feuille de route commune pour la compétitivité et la décarbonation, COM(2025) 85 final.

(2) Règlement (UE) 2018/1999 sur la gouvernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climat.

(3) COM(2025) 524 final: proposition de règlement établissant le cadre requis pour parvenir à la neutralité climatique.

(4) Artelys, LBST, Trinomics, Finesso, A. et al., Investment needs of European energy infrastructure to allow a decarbonised economy , 2025 (besoins d’investissement dans les infrastructures énergétiques européennes pour permettre une économie décarbonée); les besoins d’investissement pour les seuls réseaux de distribution s’élèvent à 730 milliards d’EUR.

(5) https://energy.ec.europa.eu/news/member-states-agree-new-ambition-expanding-offshore-renewable-energy-2024-12-18_en

(6) https://commission.europa.eu/topics/eu-competitiveness/draghi-report_en?prefLang=fr#paragraph_47059

(7) Conclusions du Conseil «Énergie» du 30 mai 2024 sur le développement d’une infrastructure de réseau électrique durable, 10459/24.

(8) Conseil de l’Union européenne, 10279/25.

(9) Conclusions du Conseil européen de mars 2025, EUCO 1/25.

(10) Résolution du Parlement européen du 19 juin 2025 sur les réseaux d’électricité [2025/2006(INI)].

(11) Résolution du Parlement européen du 7 mai 2025 sur un budget à long terme rénové pour l’Union dans un monde en mutation [2024/2051 (INI)].

(12) ACER (2024): Electricity infrastructure development to support a competitive and sustainable energySystem (développement des infrastructures électriques pour soutenir un système énergétique compétitif et durable) (Rapport de surveillance 2024).

(13) REGRT-E (2025), TYNDP 2024. Opportunities for a more efficient European power system by 2050 (perspectives pour un système électrique européen plus efficace d’ici 2050). Rapport sur les lacunes en matière d’infrastructures.

(14) COM(2025) 79 final.

(15) COM(2023) 757 final.

(16) COM(2025) 547 final: Proposition de règlement établissant le mécanisme pour l’interconnexion en Europe pour la période 2028-2034.

(17) Directive (UE) 2022/2557 du Parlement européen et du Conseil du 14 décembre 2022 sur la résilience des entités critiques, et abrogeant la directive 2008/114/CE du Conseil.

(18) 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).

(19) Règlement délégué (UE) 2024/1366 de la Commission du 11 mars 2024 complétant le règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil en établissant un code de réseau sur des règles sectorielles concernant les aspects liés à la cybersécurité des flux transfrontaliers d’électricité.

(20) Par exemple, les besoins de l’industrie en matière de consommation d’énergie devraient être bien pris en compte dans les plans nationaux de développement des réseaux et, inversement, il est nécessaire d’intégrer la planification des infrastructures dans la politique industrielle compte tenu de la nécessité d’infrastructures de réseau et de gazoducs pour le H2 et le CO2.

(21) 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 (refonte).

(22) Voir article 22 du règlement RTE-E.

(23) Commission européenne Direction générale de l’énergie, ECORYS, Ramboll, REKK, Shepherd and Wedderburn, Akkermans, F., Le Den, X., Heidecke, L., Jansen, L., Juárez, V., Kácsor, E., Mezősi, A., Nigohosyan, D., Nguyen, N., Rodger, S., Selei, A., Takácsné Tóth, B., Møller Thomsen, S., Til, H. v.Yagafarova, A., Support to the evaluation of Regulation (EU) No 347/2013 on guidelines for trans-European energy infrastructure – Final report [Soutien à l’évaluation du règlement (UE) nº 347/2013 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes: rapport final)], Office des publications de l’Union européenne, 2021, https://data.europa.eu/doi/10.2833/154438 .

(24) 20 % des répondants étaient neutres et 35 % étaient sans avis (voir annexe 2 de l’analyse d’impact).

(25) 18 % des répondants étaient neutres et 31 % incertains (voir annexe 2 de l’analyse d’impact).

(26) 25 % des répondants étaient neutres et 32 % incertains (voir annexe 2 de l’analyse d’impact).

(27) 18 % des répondants étaient neutres et 32 % incertains (voir annexe 2 de l’analyse d’impact).

(28) 14 % des répondants étaient neutres et 27 % incertains (voir annexe 2 de l’analyse d’impact).

(29) REGRT pour l’électricité, rapport sur les lacunes en matière d’infrastructures du TYNDP 2024.

(30) JO C , , p. .

(31) JO C , , p. .

(32) Communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions du 26 février 2025, «Le pacte pour une industrie propre: une feuille de route commune pour la compétitivité et la décarbonation», COM(2025) 85 final.

(33) Communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions du 26 février 2025: «Plan d’action pour une énergie abordable - Exploiter pleinement la vraie valeur de notre union de l’énergie pour garantir à tous les Européens une énergie abordable, efficace et propre», COM(2025) 79 final.

(34) Communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions du 29 janvier 2025, «Une boussole pour la compétitivité de l’UE», COM(2025) 30 final.

(35) Règlement (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, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2021/1119/oj ).

(36) Directive (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 ).

(37) Directive (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, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2023/1791/oj ).

(38) COM(2025) 524 final du 2 juillet 2025.

(39) ACER (2024): Electricity infrastructure development to support a competitive and sustainable energy system (2024 Monitoring Report) (développement des infrastructures électriques pour soutenir un système énergétique compétitif et durable) (Rapport de surveillance 2024).

(40) REGRT-E (2025), TYNDP 2024. Opportunities for a more efficient European power system by 2050 (perspectives pour un système électrique européen plus efficace d’ici 2050). Rapport sur les lacunes en matière d’infrastructures.

(41) M. Draghi (2025): «L’avenir de la compétitivité européenne».

(42) Communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions du 26 février 2025, «Le pacte pour une industrie propre: une feuille de route commune pour la compétitivité et la décarbonation», COM(2025) 85 final.

(43) Communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions du 26 février 2025, «Plan d’action pour une énergie abordable - Exploiter pleinement la vraie valeur de notre union de l’énergie pour garantir à tous les Européens une énergie abordable, efficace et propre», COM(2025) 79 final.

(44) Règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil du 30 mai 2022 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, modifiant les règlements (CE) nº 715/2009, (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 et les directives 2009/73/CE et (UE) 2019/944, et abrogeant le règlement (UE) nº 347/2013 (JO L 152 du 3.6.2022, p. 45, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2022/869/oj ).

(45) Directive (UE) 2022/2557 du Parlement européen et du Conseil du 14 décembre 2022 sur la résilience des entités critiques, et abrogeant la directive 2008/114/CE du Conseil (JO L 333 du 27.12.2022, p. 164, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2022/2557/oj ).

(46) Règlement (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, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2019/943/oj ).

(47) Règlement (UE) 2019/941 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur la préparation aux risques dans le secteur de l’électricité et abrogeant la directive 2005/89/CE (JO L 158 du 14.6.2019, p. 1, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2019/941/oj ).

(48) Règlement (UE) 2019/452 du Parlement européen et du Conseil du 19 mars 2019 établissant un cadre pour le filtrage des investissements directs étrangers dans l’Union (JO L 79 I du 21.3.2019, p. 1, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2019/452/oj ).

(49) 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 ).

(50) 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 ).

(51) 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, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2022/2555/oj ).

(52) Règlement (UE) 2020/852 du Parlement européen et du Conseil du 18 juin 2020 sur l’établissement d’un cadre visant à favoriser les investissements durables et modifiant le règlement (UE) 2019/2088 (JO L 198 du 22.6.2020, p. 13, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2020/852/oj ).

(53) Directive (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, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2019/944/oj ).

(54) Directive 2011/92/UE du Parlement européen et du Conseil du 13 décembre 2011 concernant l’évaluation des incidences de certains projets publics et privés sur l’environnement (JO L 26 du 28.1.2012, p. 1, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2011/92/oj http://data.europa.eu/eli/dir/2011/93/oj ).

(55) Directive 2001/42/CE du Parlement européen et du Conseil du 27 juin 2001 relative à l’évaluation des incidences de certains plans et programmes sur l’environnement (JO L 197 du 21.7.2001, p. 30, http://data.europa.eu/eli/dir/2001/42/oj ).

(56) Directive 2014/89/UE du Parlement européen et du Conseil du 23 juillet 2014 établissant un cadre pour la planification de l’espace maritime (JO L 257 du 28.8.2014, p. 135, http://data.europa.eu/eli/dir/2014/89/oj )

(57) JO L 124 du 17.5.2005, p. 4.

(58) JO C 104 du 24.4.1992, p. 7.

(59) Communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions du 24 octobre 2023 intitulée «Réaliser les ambitions de l’UE en matière d’énergies renouvelables en mer», COM(2023) 668 final.

(60) Règlement (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, http://data.europa.eu/eli/reg/2021/1153/oj ).

(61) Règlement d’exécution (UE) 2020/1294 de la Commission du 15 septembre 2020 sur le mécanisme de financement des énergies renouvelables de l’Union (JO L 303 du 17.9.2020, p. 1, http://data.europa.eu/eli/reg_impl/2020/1294/oj ).

(62) Règlement (UE, Euratom) 2024/2509 du Parlement européen et du Conseil du 23 septembre 2024 relatif aux règles financières applicables au budget général de l’Union (JO L, 2024/2509, 26.9.2024, http://data.europa.eu/eli/reg/2024/2509/oj ).

(63) Règlement (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, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2019/942/oj.)

(64) Accord interinstitutionnel entre le Parlement européen, le Conseil de l’Union européenne et la Commission européenne «Mieux légiférer» (JO L 123 du 12.5.2016, p. 1, ELI: http://data.europa.eu/eli/agree_interinstit/2016/512/oj ).

(65) Directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables (JO L 328 du 21.12.2018, p. 82, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2018/2001/oj).

(66) [référence au règlement concernant l’accélération des évaluations environnementales].

(67) Règlement (CE) nº 714/2009 du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 sur les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité et abrogeant le règlement (CE) nº 1228/2003 (JO L 211 du 14.8.2009, p. 15, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2009/714/oj ).

(68) Règlement (UE) nº 347/2013 du Parlement européen et du Conseil du 17 avril 2013 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, et abrogeant la décision nº 1364/2006/CE et modifiant les règlements (CE) nº 713/2009, (CE) nº 714/2009 et (CE) nº 715/2009 (JO L 115 du 25.4.2013, p. 39, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2013/347/oj).

(69) Règlement (UE) nº 1316/2013 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2013 établissant le mécanisme pour l’interconnexion en Europe, modifiant le règlement (UE) nº 913/2010 et abrogeant les règlements (CE) nº 680/2007 et (CE) nº 67/2010 (JO L 348 du 20.12.2013), p. 129, http://data.europa.eu/eli/reg/2013/1316/oj .

(70) Tel(le) que visé(e) à l’article 58, paragraphe 2, point a) ou b), du règlement financier.

(71) Bien que cette fiche financière et numérique législative ne couvre que le CFP 2021-2027, la proposition devrait avoir une incidence financière au-delà de 2027.

(72) CD = crédits dissociés / CND = crédits non dissociés.

(73) AELE: Association européenne de libre-échange.

(74) Pays candidats et, le cas échéant, pays candidats potentiels des Balkans occidentaux.

(75) Les montants pour l’après-2027 sont indicatifs et ne préjugent pas de l’issue des négociations en cours sur le prochain CFP.

(76) Une partie des crédits opérationnels au titre du mécanisme pour l’interconnexion en Europe sera consacrée à un accord administratif avec le JRC pour les 9 ETP (AC), comme indiqué à la section 1.5.1.

(77) Estimations fondées sur les coûts moyens de personnel applicables à partir de 2026 et correspondant à quatre fonctionnaires de la catégorie concernée à redéployer au sein du JRC.

(78) Ces dépenses administratives seront maintenues dans le prochain CFP.

(79) Les réalisations se réfèrent aux produits et services qui seront fournis (par exemple: nombre d’échanges d’étudiants financés, nombre de km de routes construites, etc.).

(80) Tel que décrit dans la section 1.3.2. «Objectif(s) spécifique(s)».

(81) Étant donné que les ETP supplémentaires couvriront de nouvelles tâches confiées à la Commission, il n’y a actuellement pas d’ETP qui sont déjà affectés à la gestion de l’action ou qui peuvent être redéployés au sein de la DG en ce qui concerne la DG Énergie.

(82) Comme indiqué précédemment, la proposition a une durée illimitée et les besoins en ressources s’étendront au-delà de 2027, y compris dans le cadre du CFP 2028-2034.

(83) Chiffres pour l’ensemble du CFP 2028-2034

(84) En ce qui concerne les ressources propres traditionnelles (droits de douane, cotisations sur le sucre), les montants indiqués doivent être des montants nets, c’est-à-dire des montants bruts après déduction de 20 % de frais de perception.

COMMISSION EUROPÉENNE

Bruxelles, le 10.12.2025

COM(2025) 1006 final

ANNEXES

de la

Proposition de RÈGLEMENT DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL

concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, modifiant les règlements (UE) 2019/942, (UE) 2024/943 et (UE) 2024/1789 et abrogeant le règlement (UE) 2022/869

{SEC(2025) 2000 final} - {SWD(2025) 2000 final} - {SWD(2025) 2001 final}

ANNEXE I

CORRIDORS ET DOMAINES PRIORITAIRES EN MATIÈRE D’INFRASTRUCTURES ÉNERGÉTIQUES

(visés à l’article 1er, paragraphe 1)

Le présent règlement s’applique aux corridors et domaines prioritaires suivants en matière d’infrastructures énergétiques transeuropéennes:

1.CORRIDORS PRIORITAIRES DANS LE SECTEUR DE L’ÉLECTRICITÉ

(1)Interconnexions électriques Nord-Sud en Europe de l’Ouest (INS Électricité Ouest): interconnexions entre les États membres de la région et avec la zone méditerranéenne, péninsule ibérique comprise, en vue notamment d’intégrer l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables, de renforcer les infrastructures des réseaux intérieurs pour favoriser l’intégration des marchés dans la région et mettre fin à l’isolement de l’Irlande, pour accroître la sécurité de l’approvisionnement et la sécurité du réseau, et pour assurer les prolongations à terre nécessaires des réseaux en mer pour les énergies renouvelables et le renforcement des réseaux nationaux nécessaires pour garantir un réseau de transport adéquat et fiable et pour fournir l’électricité produite en mer aux États membres enclavés.

États membres concernés: Belgique, Danemark, Allemagne, Irlande, Espagne, France, Italie, Luxembourg, Malte, Pays-Bas, Autriche et Portugal.

(2)Interconnexions électriques Nord-Sud en Europe centrale et en Europe du Sud-Est (INS Électricité Est): interconnexions et lignes intérieures dans les directions Nord-Sud et Est-Ouest en vue de compléter le marché intérieur et d’intégrer la production issue de sources d’énergie renouvelables et mettre fin à l’isolement de Chypre, pour accroître la sécurité de l’approvisionnement et la sécurité du réseau et pour assurer les prolongations à terre nécessaires des réseaux en mer pour les énergies renouvelables et le renforcement des réseaux nationaux nécessaires pour garantir un réseau de transport adéquat et fiable et pour fournir l’électricité produite en mer aux États membres enclavés.

États membres concernés: Bulgarie, Tchéquie, Allemagne, Croatie, Grèce, Chypre, Italie, Hongrie, Autriche, Pologne, Roumanie, Slovénie et Slovaquie.

(3)Plan d’interconnexion des marchés énergétiques de la région de la mer Baltique dans le secteur de l’électricité (PIMERB Électricité): interconnexions entre les États membres et les lignes intérieures dans la région de la Baltique pour favoriser l’intégration des marchés tout en intégrant dans la région des parts croissantes d’énergies renouvelables, et pour accroître la sécurité de l’approvisionnement et la sécurité du réseau.

États membres concernés: Danemark, Allemagne, Estonie, Lettonie, Lituanie, Pologne, Finlande et Suède.

2.CORRIDORS PRIORITAIRES DU RÉSEAU EN MER

(4)Réseaux énergétiques des mers septentrionales (REMS): développement d’un réseau électrique en mer, développement de réseaux électriques ainsi que, le cas échéant, d’hydrogène, intégrés en mer et des interconnexions correspondantes dans la mer du Nord, la mer d’Irlande, la mer Celtique, la Manche et les mers voisines en vue de transporter l’électricité ou, le cas échéant, l’hydrogène, depuis les sources d’énergie renouvelables en mer vers les centres de consommation et de stockage ou d’accroître les échanges transfrontières d’énergie renouvelable.

États membres concernés: Belgique, Danemark, Allemagne, Irlande, France, Luxembourg, Pays-Bas et Suède.

(5)Plan d’interconnexion des marchés énergétiques de la Baltique pour le réseau en mer: développement d’un réseau électrique en mer, développement de réseaux électriques ainsi que, le cas échéant, d’hydrogène, intégrés en mer et des interconnexions correspondantes dans la mer Baltique et les mers voisines en vue de transporter l’électricité ou, le cas échéant, l’hydrogène, depuis les sources d’énergie renouvelables en mer vers les centres de consommation et de stockage ou d’accroître les échanges transfrontières d’énergie renouvelable.

États membres concernés: Danemark, Allemagne, Estonie, Lettonie, Lituanie, Pologne, Finlande et Suède.

(6)Réseaux dans les mers méridionales et occidentales: développement d’un réseau électrique en mer, développement de réseaux électriques ainsi que, le cas échéant d’hydrogène, intégrés en mer et des interconnexions correspondantes dans la mer Méditerranée, y compris le Golfe de Cadix, et les mers voisines en vue de transporter l’électricité ou, le cas échéant, l’hydrogène depuis les sources d’énergie renouvelables en mer vers les centres de consommation et de stockage ou d’accroître les échanges transfrontières d’énergie renouvelable.

États membres concernés: Grèce, Espagne, France, Italie, Malte et Portugal.

(7)Réseaux dans les mers méridionales et orientales: développement d’un réseau électrique en mer ou développement de réseaux électriques ainsi que, le cas échéant, d’hydrogène, intégrés en mer et des interconnexions correspondantes dans la mer Méditerranée, la mer Noire et les mers voisines en vue de transporter l’électricité ou, le cas échéant, l’hydrogène, depuis les sources d’énergie renouvelables en mer vers les centres de consommation et de stockage ou d’accroître les échanges transfrontières d’énergie renouvelable.

États membres concernés: Bulgarie, Croatie, Grèce, Italie, Chypre, Roumanie et Slovénie.

(8)Réseaux en mer dans l’Atlantique: développement d’un réseau électrique en mer, développement d’un réseau électrique intégré en mer et des interconnexions correspondantes dans l’Atlantique Nord en vue de transporter l’électricité depuis les sources d’énergie renouvelables en mer vers les centres de consommation et de stockage et d’accroître les échanges transfrontières d’électricité.

États membres concernés: Irlande, Espagne, France et Portugal.

3.CORRIDORS PRIORITAIRES POUR L’HYDROGÈNE ET ÉLECTROLYSEURS

(9)Interconnexions pour l’hydrogène en Europe de l’Ouest: infrastructures pour l’hydrogène et la réaffectation des infrastructures gazières permettant la création d’une infrastructure de base intégrée pour l’hydrogène en mesure de connecter directement ou indirectement (par l’interconnexion avec un pays tiers) les pays de la région et de répondre à leurs besoins spécifiques en matière d’infrastructures pour l’hydrogène et de favoriser la création d’un réseau à l’échelle de l’Union pour le transport de l’hydrogène.

Électrolyseurs: soutien au déploiement d’applications de conversion de l’électricité en gaz visant à permettre la réduction des émissions de gaz à effet de serre et contribuant à une exploitation sûre, efficace et fiable du système et à l’intégration intelligente du système énergétique dans l’Union.

États membres concernés: Belgique, Tchéquie, Danemark, Allemagne, Irlande. Espagne, France, Italie, Luxembourg, Malte, Pays-Bas, Autriche et Portugal.

(10)Interconnexions pour l’hydrogène en Europe centrale et en Europe du Sud-Est (HI East): infrastructures pour l’hydrogène et la réaffectation des infrastructures gazières permettant la création d’une infrastructure de base intégrée pour l’hydrogène en mesure de connecter directement ou indirectement (par l’interconnexion avec un pays tiers) les pays de la région et de répondre à leurs besoins spécifiques en matière d’infrastructures pour l’hydrogène et de favoriser la création d’un réseau à l’échelle de l’Union pour le transport de l’hydrogène.

États membres concernés: Bulgarie, Tchéquie, Allemagne, Grèce, Croatie, Italie, Chypre, Hongrie, Autriche, Pologne, Roumanie, Slovénie et Slovaquie.

(11)Plan d’interconnexion des marchés énergétiques de la région de la Baltique dans le secteur de l’hydrogène (PIMERB Hydrogène): infrastructures pour l’hydrogène et la réaffectation des infrastructures gazières permettant la création d’une infrastructure de base intégrée pour l’hydrogène en mesure de connecter directement ou indirectement (par l’interconnexion avec un pays tiers) les pays de la région et de répondre à leurs besoins spécifiques en matière d’infrastructures pour l’hydrogène et de favoriser la création d’un réseau à l’échelle de l’Union pour le transport de l’hydrogène.

États membres concernés: Danemark, Allemagne, Estonie, Lettonie, Lituanie, Pologne, Finlande et Suède.

4.DOMAINES THÉMATIQUES PRIORITAIRES

(12)Déploiement des réseaux d’électricité intelligents: adoption de technologies de réseau intelligent dans l’ensemble de l’Union en vue d’intégrer de manière efficace le comportement et les actions de l’ensemble des utilisateurs connectés au réseau électrique, notamment la production d’une quantité importante d’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables ou décentralisées ainsi que la participation active de la demande, le stockage de l’énergie, les véhicules électriques et les autres sources de flexibilité et, en outre, en ce qui concerne les îles et les systèmes insulaires, la réduction de l’isolement énergétique, le soutien des solutions innovantes et autres impliquant au moins deux États membres ayant une incidence positive significative sur les objectifs spécifiques de l’Union en matière d’énergie et de climat et sur son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050, et la contribution significative à la durabilité du système énergétique insulaire et de l’Union.

États membres concernés: tous.

(13)Réseau transfrontalier de transport du dioxyde de carbone: développement d’infrastructures de transport et de stockage du dioxyde de carbone entre les États membres et avec les pays tiers voisins en vue du captage et du stockage du carbone capturé dans des installations industrielles aux fins du stockage géologique permanent ainsi que de l’utilisation du dioxyde de carbone pour les gaz combustibles de synthèse conduisant à la neutralisation permanente du dioxyde de carbone.

États membres concernés: tous.

ANNEXE II

CATÉGORIES D’INFRASTRUCTURES ÉNERGÉTIQUES

Les catégories d’infrastructures énergétiques à développer pour mettre en œuvre les priorités en matière d’infrastructures énergétiques énumérées à l’annexe I sont les suivantes:

(1)en ce qui concerne l’électricité:

(a)les lignes aériennes de transport à haute et très haute tension, qu’elles traversent une frontière ou se trouvent à l’intérieur d’un État membre, y compris au sein de la zone économique exclusive, pour autant qu’elles soient conçues pour une tension d’au moins 220 kV, et les câbles souterrains et sous-marins de transport, pour autant qu’ils soient conçus pour une tension d’au moins 150 kV. Pour les États membres et les petits réseaux isolés dont la tension globale est inférieure, ces seuils de tension sont égaux au niveau de tension le plus élevé de leurs réseaux électriques respectifs;

(b)tout équipement ou installation relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique visée au point a) permettant le transport d’électricité renouvelable en mer à partir des sites de production en mer (infrastructures énergétiques pour l’électricité renouvelable en mer);

(c)les installations de stockage d’énergie sous forme individuelle ou agrégée, utilisées pour stocker l’énergie de manière permanente ou temporaire dans le système électrique situées en surface ou en sous-sol ou dans des sites géologiques, pour autant qu’elles soient directement raccordées à des lignes de transport et de distribution à haute tension conçues pour une tension d’au moins 110 kV. Pour les États membres et les petits réseaux isolés dont la tension globale est inférieure, ces seuils de tension sont égaux au niveau de tension le plus élevé de leurs réseaux électriques respectifs;

(d)tout équipement ou installation indispensable pour assurer la sécurité, la sûreté et l’efficacité du fonctionnement des systèmes visés aux points a), b) et c), notamment les équipements ou installations de protection, de résilience, de surveillance, de contrôle et de numérisation pour toutes les tensions et les sous-stations;

(e)tout équipement ou installation spécifiquement conçu pour assurer la protection et la résilience des éléments critiques de réseau existants conformément au règlement (UE) 2019/943, qui y est physiquement directement connecté et qui est indispensable pour assurer la sécurité, la sûreté et l’efficacité du fonctionnement des systèmes;

(f)tout équipement ou installation indispensable pour permettre aux éléments de réseau à haute tension existants d’assurer la sécurité et l’efficacité du fonctionnement des systèmes et qui constitue un équipement ou une installation de surveillance, de contrôle et de numérisation;

(g)les réseaux d’électricité intelligents; tout équipement ou installation, tout système et toute composante numériques intégrant les technologies de l’information et de la communication (TIC), au moyen de plateformes numériques opérationnelles, les systèmes de contrôle et les technologies de capteurs, utilisés tant pour le transport que pour la distribution à moyenne et haute tension, visant à garantir un réseau de transport et de distribution d’électricité plus efficace et plus intelligent, ainsi qu’une plus grande capacité d’intégration de nouvelles formes de production, de stockage et de consommation d’énergie, et facilitant de nouveaux modèles économiques et de nouvelles structures de marché, y compris des investissements dans les îles et les systèmes insulaires, afin de réduire l’isolement énergétique, de soutenir des solutions innovantes et autres associant au moins deux États membres ayant une incidence positive significative sur les objectifs spécifiques de l’Union en matière d’énergie et de climat et sur son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050, et de contribuer de manière significative à la durabilité du système énergétique insulaire et de l’Union;

(h)réseaux en mer pour les énergies renouvelables: tout équipement ou installation relevant de la catégorie d’infrastructures énergétiques visée au point a) ayant une double fonctionnalité: le système d’interconnexion et de connexion du réseau en mer depuis les sites de production renouvelable en mer vers deux États membres ou plus et un pays tiers, y compris la prolongation terrestre de cet équipement jusqu’à la première sous-station du système de transmission terrestre, ainsi que tout équipement adjacent ou installation adjacente en mer indispensable pour assurer la sécurité, la sûreté et l’efficacité du fonctionnement des systèmes considérés, notamment les systèmes de protection, de surveillance et de contrôle, ainsi que les sous-stations nécessaires si elles garantissent également l’interopérabilité technologique, notamment la compatibilité des interfaces entre les différentes technologies;

(2)en ce qui concerne l’hydrogène:

(a)les canalisations de transport, principalement à haute pression, de l’hydrogène, y compris des réseaux réaffectés de gaz naturel, donnant accès à plusieurs utilisateurs du réseau sur une base transparente et non discriminatoire;

(b)les installations de stockage raccordées aux canalisations d’hydrogène à haute pression visées au point a);

(c)les installations de réception, de stockage et de regazéification ou de décompression de l’hydrogène liquéfié ou de l’hydrogène incorporé dans d’autres substances chimiques dans le but d’injecter l’hydrogène, le cas échéant, dans le réseau;

(d)tout équipement ou installation indispensable pour assurer la sécurité, la sûreté et l’efficacité du fonctionnement du système d’hydrogène ou pour mettre en place une capacité bidirectionnelle, y compris les stations de compression.

Tous les actifs énumérés aux points a) à d) peuvent être des actifs nouvellement construits ou réaffectés à partir du réseau de gaz naturel vers l’hydrogène, ou une combinaison des deux;

(3)en ce qui concerne les installations d’électrolyseurs:

(a)les électrolyseurs:

i) qui possèdent une capacité minimale de 500 MW, fournie par un seul électrolyseur ou un ensemble d’électrolyseurs formant un projet unique et coordonné; et

ii) dont la production peut être considérée comme de l’hydrogène bas carbone conformément à la directive (UE) 2024/1788 dans le cas de l’hydrogène bas carbone ou du carburant renouvelable d’origine non biologique conformément à la directive (UE) 2018/2001; et

iii) qui ont une fonction liée au réseau, aussi bien d’électricité que d’hydrogène, notamment en vue de la flexibilité globale du système et de l’efficacité globale des deux réseaux;

(b)les équipements connexes, notamment les raccordements des canalisations au réseau gazier;

(4)en ce qui concerne le dioxyde de carbone:

(a)les canalisations spécialisées, autres que le réseau de canalisations en amont, utilisées pour le transport de dioxyde de carbone provenant de plusieurs sources, aux fins du stockage géologique permanent du dioxyde de carbone en application de la directive 2009/31/CE;

(b)les installations fixes destinées à la liquéfaction, au stockage tampon et les convertisseurs de dioxyde de carbone en vue de son transport ultérieur par conduites et dans des modes de transport spécifiques tels que les navires, les barges, les camions et les trains;

(c)sans préjudice de toute interdiction de stockage géologique du dioxyde de carbone dans un État membre, les installations de surface et d’injection associées à des infrastructures au sein d’une formation géologique qui sont utilisées, conformément à la directive 2009/31/CE, pour le stockage géologique permanent du dioxyde de carbone, lorsqu’elles n’impliquent pas l’utilisation de dioxyde de carbone pour la récupération renforcée des hydrocarbures et sont nécessaires pour permettre le transport et le stockage transfrontières de dioxyde de carbone;

(d)tout équipement ou installation indispensable pour assurer le fonctionnement correct, sûr et efficace du système considéré, y compris les systèmes de protection, de surveillance et de contrôle.

ANNEXE III

LISTES RÉGIONALES DES PROJETS

1.RÈGLES POUR LES GROUPES

(1)Pour les infrastructures énergétiques relevant de la compétence des autorités de régulation nationales, chaque groupe est composé de représentants des États membres, des autorités de régulation nationales, des GRT, ainsi que de représentants de la Commission, de l’Agence, de l’entité des GRD de l’Union et du REGRT pour l’électricité ou du REGRH.

Pour les autres catégories d’infrastructures énergétiques, chaque groupe est composé de la Commission, de représentants des États membres, des promoteurs de projets concernés par chacune des priorités pertinentes indiquées à l’annexe I.

(2)En fonction du nombre de projets candidats à la liste de l’Union, des lacunes en matière d’infrastructures régionales et de l’évolution du marché, les groupes et les organes de décision des groupes peuvent se scinder, fusionner ou se réunir dans différentes configurations, selon les besoins, afin de discuter de questions communes à tous les groupes par l’intermédiaire du groupe RTE-E ou ayant trait uniquement à des régions particulières. Ces questions peuvent notamment concerner des thèmes intéressant la cohérence interrégionale ou le nombre de propositions de projets inscrites sur les projets de listes régionales qui risquent de devenir ingérables.

(3)Chaque groupe organise ses travaux selon les efforts de coopération régionale déployés en vertu des articles 31 et 65 du règlement (UE) 2024/1789, de l’article 80 de la directive (UE) 2024/1788, de l’article 34 du règlement (UE) 2019/943 et de l’article 61 de la directive (UE) 2019/944, et avec d’autres structures de coopération régionale existantes.

(4)Chaque groupe invite, dans la mesure nécessaire à la mise en œuvre des corridors et domaines prioritaires en matière d’infrastructures énergétiques pertinents indiqués à l’annexe I, les promoteurs de projets éventuellement susceptibles d’être sélectionnés en tant que projets d’intérêt commun ou projets d’intérêt mutuel ainsi que des représentants des administrations nationales, des autorités de régulation, de la société civile, et les GRT de pays tiers.

(5)Pour les corridors prioritaires en matière d’infrastructures énergétiques définis à l’annexe I, section 2, chaque groupe invite, le cas échéant, des représentants des États membres enclavés, des autorités compétentes, des autorités de régulation nationales et des GRT.

(6)Chaque groupe convie aux réunions, dans la mesure nécessaire, les entités représentant les parties prenantes pertinentes, y compris les représentants des pays tiers, et si cela est jugé opportun, les parties prenantes directement, notamment les producteurs, les gestionnaires de réseau de distribution, les fournisseurs, les consommateurs, la population locale et les organisations de protection de l’environnement établies dans l’Union afin qu’ils partagent leurs compétences spécialisées. Le groupe organise des auditions ou des consultations, s’il en a l’utilité pour accomplir ses tâches.

(7)En ce qui concerne les réunions des groupes, la Commission publie, sur une plateforme accessible aux parties prenantes, les règles internes, une liste actualisée des organisations membres, des informations régulièrement mises à jour sur l’état d’avancement des travaux, l’ordre du jour des réunions ainsi que, s’ils sont disponibles, les procès-verbaux des réunions. Les délibérations des organes de décision des groupes et le classement des projets conformément à l’article 4, paragraphe 5, sont confidentiels. Toutes les décisions concernant le fonctionnement et les travaux des groupes sont prises par consensus entre les États membres et la Commission.

(8)La Commission, l’Agence et les groupes tâchent d’assurer la cohérence entre les groupes. À cet effet, la Commission et l’Agence assurent, s’il y a lieu, les échanges d’informations relatives à tous les travaux présentant un intérêt interrégional entre les groupes concernés.

(9)La participation des autorités de régulation nationales et de l’Agence aux groupes ne compromet pas la réalisation de leurs objectifs ni l’accomplissement de leurs obligations au titre du présent règlement, du règlement (UE) 2019/942, des articles 77, 78 et 79 de la directive (UE) 2024/1788 et des articles 58, 59 et 60 de la directive (UE) 2019/944.

2.PROCÉDURE D’ÉTABLISSEMENT DES LISTES RÉGIONALES

(1)Les promoteurs de projets éventuellement susceptibles d’être sélectionnés en tant que projets sur la liste de l’Union désireux d’obtenir cette qualité soumettent au groupe une demande de sélection en tant que projet sur la liste de l’Union qui comprend:

(a)une évaluation de la contribution apportée par leurs projets à la mise en œuvre des priorités prévues à l’annexe I;

(b)une indication de la catégorie de projets pertinente définie à l’annexe II;

(c)une analyse du respect des critères pertinents définis à l’article 4;

(d)pour les projets ayant atteint un degré de maturité suffisant, une analyse coûts-avantages, qui est cohérente avec les méthodes visées à l’article 14 et qui, pour les catégories d’infrastructures énergétiques relatives à l’électricité relevant de l’annexe II, point 1), a), b), c), d), f) et h), à l’hydrogène relevant de l’annexe II, point 2), et aux électrolyseurs relevant de l’annexe II, point 3), a été réalisée par le REGRT pour l’électricité ou le REGRH, selon le cas, dans le cadre du plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union;

(e)des informations concernant leurs bénéficiaires effectifs finaux et leur structure de propriété interne, qui sont traitées de manière confidentielle par la Commission et les membres de l’organe décisionnel de haut niveau à la demande dûment justifiée des promoteurs de projets, dans le cas de secrets d’affaires/d’informations commerciales;

(f)pour les projets d’intérêt mutuel, les accords non contraignants spécifiques aux projets conclus entre les gouvernements des pays directement concernés ou les lettres de soutien des gouvernements desdits pays exprimant leur soutien exprès au projet et, en ce qui concerne le pays tiers, confirmant son engagement explicite à respecter un calendrier similaire pour une mise en œuvre accélérée et d’autres mesures d’intervention et réglementaires applicables aux projets d’intérêt commun dans l’Union en vertu de l’article 4, paragraphe 2, point f), et, pour les catégories d’infrastructures énergétiques liées à l’électricité relevant du point 1, a), d) ou h), une étude préliminaire de la sécurité et de la stabilité du réseau réalisée par les gestionnaires de réseau de transport et confirmant que le projet peut être pleinement intégré dans les réseaux d’électricité des pays concernés;

(g)toute autre information utile pour l’évaluation du projet.

(2)Les projets figurant sur la liste de l’Union qui ont obtenu une approbation des autorités de régulation ou pour lesquels a été prise une décision finale d’investissement fournissant une assurance suffisante quant à la construction du projet, ou les projets dont la construction est en cours et qui présentent un état d’avancement suffisant selon le rapport annuel requis en vertu de l’article 5, restent sur la liste de l’Union et leurs promoteurs ne sont pas tenus de soumettre à nouveau des informations en vertu des points a) à f) et du point 1). Tous les destinataires des demandes préservent la confidentialité des informations commercialement sensibles qu’ils ont reçues.

(3)Les propositions de projets de transport et de stockage d’électricité d’intérêt commun et de projets de transport et de stockage d’électricité d’intérêt mutuel qui relèvent des catégories d’infrastructures énergétiques prévues à l’annexe II, point 1), a), b), c), d), f) et h), du présent règlement, selon le cas, font partie du dernier plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union disponible dans le secteur de l’électricité, établi par le REGRT pour l’électricité en vertu de l’article 30 du règlement (UE) 2019/943. Les propositions de projets de transport d’électricité d’intérêt commun qui relèvent des catégories d’infrastructures énergétiques prévues à l’annexe II, point 1), b) et h), du présent règlement sont des projets compatibles avec le développement du réseau en mer intégré et le renforcement du réseau prévus à l’article 15, paragraphe 2, du présent règlement.

(4)Les propositions de projets d’hydrogène d’intérêt commun et de projets d’hydrogène d’intérêt mutuel qui relèvent des catégories d’infrastructures énergétiques prévues à l’annexe II, points 2) et 3), du présent règlement, font partie du dernier plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union disponible pour le secteur de l’hydrogène, établi par le REGRH en vertu de l’article 60 du règlement (UE) 2024/1789.

(5)Au plus tard le 30 juin 2027 et, par la suite, pour chaque plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union, le REGRT pour l’électricité et le REGRH publient des orientations actualisées pour l’inclusion de projets dans leurs plans décennaux respectifs de développement du réseau de l’ensemble de l’Union, prévus aux points 3) et 4), afin de garantir l’égalité de traitement et la transparence du processus. Pour tous les projets figurant sur la liste de l’Union en vigueur à ce moment-là, les orientations définissent un processus simplifié d’inclusion dans les plans décennaux de développement du réseau de l’ensemble de l’Union, en tenant compte de la documentation et des données déjà soumises au cours des précédents processus d’élaboration des plans décennaux de développement du réseau de l’ensemble de l’Union, pour autant que la documentation et les données soumises restent valables.

Le REGRT pour l’électricité et le REGRH consultent la Commission et l’Agence sur leurs projets respectifs d’orientations pour l’inclusion de projets dans les plans décennaux de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union et tiennent dûment compte des recommandations de la Commission et de l’Agence avant la publication des orientations définitives.

(6)Le REGRT pour l’électricité et le REGRH fournissent des informations au groupe RTE-T sur la manière dont ils suivent les orientations lorsqu’ils évaluent l’inclusion dans les plans décennaux de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union.

(7)Les propositions de projets de transport et de stockage de dioxyde de carbone relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique prévue à l’annexe II, point 4), font partie d’un plan, établi par au moins deux États membres, pour le développement d’infrastructures transfrontières de transport et de stockage de dioxyde de carbone, et présenté à la Commission par les États membres concernés ou par des entités désignées par ces derniers.

(8)Pour les projets relevant de leur compétence, les autorités de régulation nationales et l’Agence, tenant compte de la coopération régionale conformément à l’article 80 de la directive (UE) 2024/1788 et à l’article 61 de la directive (UE) 2019/944, vérifient l’application cohérente des critères et de la méthode d’analyse coûts-avantages spécifique au projet conformément à l’article 14 du présent règlement, et évaluent l’importance transfrontière des projets et les progrès accomplis pour les projets figurant sur la liste de l’Union, en prenant en considération les rapports présentés conformément à l’article 5, paragraphe 4, du présent règlement. Elles présentent leur évaluation au groupe. La Commission veille à ce que les critères et méthodes visés à l’article 4 du présent règlement et à l’annexe IV soient appliqués de manière harmonisée afin de garantir la cohérence entre les groupes régionaux.

(9)Pour tous les projets non couverts par le point 8) de la présente annexe, la Commission évalue l’application des critères énoncés à l’article 4 du présent règlement. La Commission prend également en compte les possibilités d’extension future à d’autres États membres. La Commission présente son évaluation au groupe. Pour les projets demandant le statut de projet d’intérêt mutuel, des représentants de pays tiers et des autorités de régulation sont invités à la présentation de l’évaluation.

(10)Chaque État membre dont le territoire n’est pas concerné par une proposition de projet, mais sur le territoire duquel cette proposition de projet est susceptible d’avoir une incidence nette potentielle positive ou un effet potentiel significatif, par exemple sur le plan de l’environnement ou sur l’exploitation des infrastructures énergétiques qui y sont présentes, peut présenter un avis au groupe en précisant ses préoccupations.

(11)Le groupe examine, à la demande d’un État membre du groupe, les motivations avancées par un État membre en vertu de l’article 3, paragraphe 3, pour justifier son refus d’approuver un projet concernant son territoire.

(12)Le groupe examine si le principe de primauté de l’efficacité énergétique est appliqué en ce qui concerne la détermination des besoins régionaux en infrastructures et en ce qui concerne chacun des projets proposés. Le groupe examine, en particulier, des solutions telles que les leviers opérationnels, la gestion de la demande, la flexibilité non fossile, les solutions d’organisation du marché, la mise en œuvre de solutions numériques et la rénovation de bâtiments en tant que solutions prioritaires lorsqu’elles sont jugées plus rentables dans une perspective systémique que la construction de nouvelles infrastructures du côté de l’offre.

(13)Le groupe se réunit pour examiner et classer les propositions de projet sur la base d’une évaluation transparente des projets, en utilisant les critères énoncés à l’article 4 et compte tenu de l’évaluation des autorités de régulation nationales, ou de l’évaluation de la Commission pour les projets ne relevant pas de la compétence des autorités de régulation nationales.

(14)L’organe de décision de chaque groupe adopte sa liste finale de projets proposés au moins deux mois avant la date d’adoption de la liste de l’Union «Article 22», dans le respect des dispositions de l’article 3, paragraphe 3, sur la base de la proposition des groupes et compte tenu de l’évaluation des autorités de régulation nationales et de l’Agence et de l’évaluation de la Commission pour les projets ne relevant pas de la compétence des autorités de régulation nationales conformément au point 9), et de la recommandation de la Commission de disposer d’un nombre total de projets sur la liste de l’Union qui soit gérable, en particulier aux frontières pour ce qui est des projets concurrents ou potentiellement concurrents. Les organes de décision des groupes présentent leurs listes finales à la Commission, assorties d’éventuels avis tels qu’ils sont précisés au point 10).

(15)Si, sur la base des projets de listes, le nombre total de propositions de projets figurant sur la liste de l’Union tend à dépasser un nombre gérable, la Commission recommande à chaque groupe concerné de ne pas inscrire sur la liste les projets placés en queue de liste par le groupe concerné dans le classement établi en vertu de l’article 4, paragraphe 5.

ANNEXE IV

RÈGLES ET INDICATEURS CONCERNANT LES CRITÈRES APPLICABLES AUX PROJETS

(1)Un projet d’intérêt commun ayant une incidence transfrontière significative est un projet réalisé sur le territoire d’un État membre et qui remplit les conditions suivantes:

(a)pour les projets de transport d’électricité relevant de l’annexe II, point 1), a), b), d) et f), le projet augmente la capacité de transfert nette, à la frontière de cet État membre avec un ou plusieurs autres États membres, d’au moins 200 mégawatts (MW) par rapport à la situation sans mise en service du projet;

(b)les projets concernant des équipements ou des installations relevant de l’annexe II, point 1), e), doivent être déployés sur des éléments critiques de réseau existants, tels que définis à l’article 2, point 69), du règlement (UE) 2019/943, être inclus dans le cadre des mesures définies dans les plans de préparation aux risques établis par les États membres en application du règlement sur la préparation aux risques en vue de prévenir les risques liés à la sécurité énergétique et accroître la sécurité énergétique dans au moins un autre État membre;

(c)pour les projets de stockage de l’électricité relevant de l’annexe II, point 1), c), le projet fournit une capacité installée d’au moins 225 MW et présente une capacité de stockage qui permet une production d’électricité annuelle nette de 250 GWh/an;

(d)pour les projets de réseaux d’électricité intelligents relevant de l’annexe II, point 1), g), le projet est établi pour des équipements et installations à haute et moyenne tension et réunit des GRT, des GRT et des GRD ou des GRD d’au moins deux États membres. Le projet peut ne concerner que des GRD, à condition qu’ils soient originaires d’au moins deux États membres et que l’interopérabilité soit assurée. Le projet remplit au moins deux des critères suivants: il concerne 50 000 utilisateurs, producteurs, consommateurs ou prosommateurs d’électricité, il couvre une zone de consommation d’au moins 300 GWh/an, au moins 20 % de la consommation d’électricité liée au projet provient de ressources renouvelables variables, ou il réduit l’isolement énergétique des réseaux non interconnectés dans un ou plusieurs États membres. Le projet ne doit pas nécessairement comporter une frontière physique commune. Pour les projets relatifs aux petits réseaux isolés tels qu’ils sont définis à l’article 2, point 42, de la directive (UE) 2019/944, y compris les îles, ces niveaux de tension sont égaux au niveau de tension le plus élevé du réseau électrique concerné;

(e)pour le transport d’hydrogène, le projet augmente la capacité de transport transfrontière d’hydrogène à la frontière entre deux États membres d’au moins 10 % par rapport à la situation antérieure à la mise en service du projet, et le projet démontre de façon suffisante qu’il constitue un élément essentiel d’un réseau d’hydrogène transfrontière planifié et apporte des preuves suffisantes de l’existence de plans et d’une coopération avec des pays voisins et des gestionnaires de réseau ou, pour les projets réduisant l’isolement énergétique de réseaux non interconnectés dans un ou plusieurs États membres, le projet vise à approvisionner, directement ou indirectement, au moins deux États membres;

(f)pour les installations de stockage ou de réception d’hydrogène visées à l’annexe II, point 2), le projet vise à approvisionner directement ou indirectement au moins deux États membres;

(g)pour les électrolyseurs, le projet fournit une capacité installée d’au moins 500 MW fournie par un seul électrolyseur ou par un ensemble d’électrolyseurs qui forment un seul projet coordonné et apporte des avantages directs ou indirects à au moins deux États membres;

(h)pour le transport en mer d’électricité renouvelable, le projet est conçu pour transférer de l’électricité depuis des sites de production en mer d’une capacité d’au moins 500 MW et permet le transport d’électricité vers le réseau terrestre d’un État membre donné, augmentant ainsi le volume d’électricité renouvelable disponible sur le marché intérieur. Le projet est développé dans les zones où la pénétration de l’électricité renouvelable en mer est faible et démontre une incidence positive significative sur les objectifs de l’Union en matière d’énergie et de climat et sur son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050;

(i)pour les projets relatifs au dioxyde de carbone, le projet est utilisé pour transporter et, le cas échéant, stocker du dioxyde de carbone d’origine anthropique provenant d’au moins deux États membres.

(2)Un projet d’intérêt mutuel ayant une incidence transfrontière significative remplit les conditions suivantes:

(a)pour les projets d’intérêt mutuel relevant de la catégorie visée à l’annexe II, point 1), a), d) et h), le projet augmente la capacité de transfert nette à la frontière de cet État membre avec un pays tiers et apporte des avantages significatifs à au moins deux pays directement ou indirectement concernés par le projet;

(b)pour les projets d’intérêt mutuel relevant de la catégorie prévue à l’annexe II, point 2), a), le projet relatif à l’hydrogène permet le transport d’hydrogène au-delà de la frontière d’un État membre avec un pays tiers et démontre qu’il apporte des avantages significatifs à au moins deux pays directement ou indirectement concernés par le projet;

(c)pour les projets d’intérêt mutuel relevant de la catégorie prévue à l’annexe II, point 4, le projet peut être utilisé pour le transport ou le stockage de dioxyde de carbone d’origine anthropique par au moins deux États membres et un pays tiers.

(3)En ce qui concerne les projets relevant des catégories d’infrastructures énergétiques prévues à l’annexe II, point 1), a), b), c), d), f) et h), les critères énumérés à l’article 4 sont évalués comme suit:

(a)transport de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables vers de grands centres de consommation et sites de stockage: ce critère est mesuré conformément à l’analyse effectuée dans le dernier plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union disponible dans le secteur de l’électricité, notamment:

i)pour le transport d’électricité prévu à l’annexe II, point 1), a), b), d), f) et h), en comparant la capacité de production estimée à partir de sources d’énergie renouvelables (par technologie, en MW) connectée et transportée grâce au projet, et la capacité de production totale à partir de ces types de sources d’énergie renouvelables prévue dans l’État membre concerné sur la base des plans nationaux en matière d’énergie et de climat conformément au règlement (UE) 2018/1999;

ii)pour le stockage d’énergie prévu à l’annexe II, point 1), c), en comparant la nouvelle capacité offerte par le projet avec la capacité totale existante pour la même technologie de stockage dans la zone d’analyse énoncée à l’annexe V;

(b)intégration des marchés, concurrence et flexibilité du système: ces critères sont mesurés conformément à l’analyse effectuée dans le dernier plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union dans le secteur de l’électricité, notamment:

i)pour les projets transfrontières, y compris les projets de réinvestissement, en calculant l’incidence sur la capacité de transfert du réseau dans les deux sens, mesurée en termes de quantité d’énergie (en MW), et leur contribution à l’objectif d’interconnexion et, pour les projets ayant une incidence transfrontière importante, en calculant l’incidence sur la capacité de transfert du réseau aux frontières entre les États membres concernés, entre les États membres concernés et le pays tiers ou au sein des États membres concernés, sur l’équilibrage de l’offre et de la demande et sur le fonctionnement du réseau dans les États membres concernés;

ii)en évaluant, pour la zone d’analyse énoncée à l’annexe V, l’incidence d’un projet en termes de coûts de production et de transport à l’échelle du système énergétique et sur l’évolution et la convergence des prix du marché, selon différents scénarios de planification et en tenant compte, en particulier, des variations apportées dans l’ordre de préséance économique;

(c)sécurité de l’approvisionnement, interopérabilité et sécurité de fonctionnement du système: ces critères sont mesurés conformément à l’analyse effectuée dans le dernier plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union disponible dans le secteur de l’électricité, en particulier en estimant l’incidence du projet sur la prévision de perte de charge pour la zone d’analyse énoncée à l’annexe V, en termes d’adéquation de la production et du transport pour une série de périodes de charge caractéristiques, compte tenu des changements prévisibles en matière de phénomènes climatiques extrêmes et de leur impact sur la résilience des infrastructures. Le cas échéant, l’incidence du projet sur le contrôle indépendant et fiable du fonctionnement et des services du système est mesurée.

(4)En ce qui concerne les projets relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique prévue à l’annexe II, point 1), g), les critères énumérés à l’article 4 sont évalués comme suit:

(a)niveau de durabilité, mesuré en évaluant la capacité des réseaux à être connectés et à transporter des énergies renouvelables variables;

(b)sécurité de l’approvisionnement, mesurée par le niveau des pertes sur les réseaux de distribution, de transport ou les deux, le pourcentage d’utilisation (c’est-à-dire la charge moyenne) des composantes du réseau électrique, la disponibilité des composantes du réseau (qui est fonction des opérations de maintenance prévues et imprévues) et l’incidence de cette dernière sur les performances du réseau et sur la durée et la fréquence des interruptions, y compris les perturbations dues aux conditions climatiques;

(c)intégration des marchés, mesurée en évaluant l’adoption de solutions innovantes dans l’exploitation, la réduction de l’isolement énergétique et l’interconnexion des systèmes, ainsi que le niveau d’intégration d’autres secteurs et la facilitation de nouveaux modèles d’entreprise et de nouvelles structures de marché;

(d)sécurité du réseau, flexibilité et qualité de l’approvisionnement, mesurés en évaluant l’approche innovante en matière de flexibilité du système, de cybersécurité et d’interopérabilité efficace entre les GRT et les GRD, la capacité à inclure la participation active de la demande, le stockage, les mesures d’efficacité énergétique, l’utilisation rentable des outils numériques et des TIC à des fins de surveillance et de contrôle, la stabilité du système électrique et la qualité de la tension.

(5)En ce qui concerne les projets relevant de la catégorie d’infrastructures énergétiques prévue à l’annexe II, point 1), e), les critères énumérés à l’article 4 sont évalués comme suit:

(a)sécurité d’approvisionnement, mesurée par le pourcentage d’utilisation (c’est-à-dire la charge moyenne) des composantes du réseau électrique; disponibilité des composantes du réseau et son incidence sur les performances du réseau; durée et fréquence des interruptions, y compris les perturbations dues aux conditions climatiques;

(b)sécurité du réseau, mesurée en évaluant la capacité à prévenir les incidents importants au moyen de mesures de sécurité physique et de cybersécurité.

(6)En ce qui concerne les projets relatifs à l’hydrogène et relevant de la catégorie d’infrastructures énergétiques prévue à l’annexe II, point 2), les critères énumérés à l’article 4 sont évalués comme suit:

(a)durabilité, mesurée comme la contribution d’un projet à la réduction des émissions de gaz à effet de serre dans différentes applications finales dans des secteurs où cette réduction est difficile à obtenir, tels que l’industrie ou les transports; flexibilité et possibilités de stockage saisonnier pour la production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables; ou intégration de l’hydrogène renouvelable et bas carbone, en vue de tenir compte des besoins du marché et de promouvoir l’hydrogène propre;

(b)intégration des marchés et interopérabilité, mesurées en calculant la valeur ajoutée du projet pour l’intégration de zones de marché et la convergence des prix et pour la flexibilité globale du système;

(c)sécurité de l’approvisionnement et flexibilité, mesurées en calculant la valeur ajoutée du projet pour la résilience, la diversité et la flexibilité de l’approvisionnement en hydrogène;

(d)concurrence, mesurée en évaluant la contribution du projet à la diversification de l’approvisionnement, y compris en ce qui concerne la facilitation de l’accès aux sources locales d’approvisionnement en hydrogène.

(7)En ce qui concerne les projets relatifs aux électrolyseurs relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique prévue à l’annexe II, point 3), les critères énumérés à l’article 4 sont évalués comme suit:

(a)durabilité, mesurée en évaluant la part d’hydrogène d’origine renouvelable ou d’hydrogène bas carbone, en particulier provenant de sources renouvelables, répondant aux critères définis à l’annexe II, point 3), a), ii), injectée dans le réseau, ou en estimant l’ampleur du déploiement des carburants de synthèse de même origine, ainsi que les réductions d’émissions de gaz à effet de serre correspondantes;

(b)sécurité de l’approvisionnement, mesurée en évaluant la contribution du projet à la sécurité, à la stabilité et à l’efficacité de l’exploitation du réseau, y compris en évaluant le délestage de la production d’électricité renouvelable qui est ainsi évité;

(c)mise en place de services de flexibilité tels que la participation active de la demande et le stockage par la facilitation de l’intégration intelligente du secteur de l’énergie grâce à la création de liens avec d’autres vecteurs et secteurs énergétiques, mesurée en évaluant les économies de coûts générées dans les secteurs et systèmes énergétiques connectés, tels que les réseaux gaziers, d’hydrogène, d’électricité et de chaleur, ou les secteurs des transports et de l’industrie.

(8)En ce qui concerne les infrastructures de dioxyde de carbone relevant des catégories d’infrastructures énergétiques prévues à l’annexe II, point 4), les critères énumérés à l’article 4 sont évalués comme suit:

(a)la durabilité, mesurée en évaluant la réduction totale escomptée des émissions de gaz à effet de serre tout au long du cycle de vie du projet et l’absence d’autres solutions technologiques telles que, sans s’y limiter, l’efficacité énergétique, l’électrification intégrant des sources renouvelables, afin d’atteindre le même niveau de réduction des gaz à effet de serre que la quantité de dioxyde de carbone à capturer dans des installations industrielles connectées à un coût comparable selon un calendrier comparable tenant compte des émissions de gaz à effet de serre provenant de l’énergie nécessaire pour capturer, transporter et stocker le dioxyde de carbone, le cas échéant, compte tenu des infrastructures, y compris, s’il y a lieu, d’autres utilisations futures potentielles;

(b)la résilience et la sécurité, mesurées en évaluant la sécurité de l’infrastructure et l’utilisation de la meilleure technologie disponible;

(c)la réduction de la charge et des risques pour l’environnement par la neutralisation permanente du dioxyde de carbone.

ANNEXE V

ANALYSE DES COÛTS ET AVANTAGES POUR L’ENSEMBLE DU SYSTÈME ÉNERGÉTIQUE

Les méthodes d’analyse des coûts et avantages élaborées par le REGRT pour l’électricité et le REGRH sont cohérentes, tout en tenant compte des spécificités sectorielles. Les méthodes utilisées pour établir une analyse harmonisée et transparente des coûts et avantages des projets d’intérêt commun et des projets de l’Union à l’échelle du système énergétique sont uniformes pour toutes les catégories d’infrastructures, sauf si des divergences spécifiques sont justifiées. Les méthodes portent sur les coûts au sens large, y compris les externalités, eu égard aux objectifs spécifiques de l’Union en matière de climat et d’énergie et à l’objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050, et satisfont aux principes ci-dessous:

(1)la zone définie pour l’analyse d’un projet donné couvre tous les États membres et pays tiers sur le territoire desquels le projet se situe, ainsi que tous les États membres limitrophes et tous les autres États membres dans lesquels le projet a une incidence importante. À cette fin, le REGRT pour l’électricité et le REGRH coopèrent avec tous les gestionnaires de réseau concernés dans les pays tiers concernés. Dans le cas de projets relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique énoncée à l’annexe II, point 3), le REGRT pour l’électricité et le REGRH coopèrent avec le promoteur de projet y compris lorsque celui-ci n’est pas un gestionnaire de réseau;

(2)chaque analyse des coûts et avantages comprend des analyses de sensibilité concernant l’ensemble de données de base, le cas échéant, y compris les coûts afférents à la production et aux gaz à effet de serre, ainsi que l’évolution attendue de la demande et de l’offre, y compris pour ce qui est des sources d’énergie renouvelables, et en incluant la flexibilité des deux ainsi que la disponibilité de moyens de stockage, la date de mise en service de différents projets dans la même zone d’analyse, les incidences climatiques et d’autres paramètres pertinents;

(3)elles définissent l’analyse à effectuer, sur la base de l’ensemble pertinent de données de base multisectorielles, en déterminant l’incidence lorsque chaque projet est réalisé et lorsqu’il ne l’est pas, et incluent les interdépendances pertinentes avec d’autres projets;

(4)elles fournissent des indications pour l’élaboration et l’utilisation de la modélisation du réseau et du marché de l’énergie nécessaire pour l’analyse des coûts et des avantages. La modélisation permet une évaluation complète des avantages économiques, y compris l’intégration des marchés, la sécurité de l’approvisionnement et la concurrence ainsi que la diminution de l’isolement énergétique, et des incidences sociales, environnementales et climatiques, y compris les incidences transsectorielles. La méthodologie est entièrement transparente et précise les raisons pour lesquelles chacun des avantages et des coûts est calculé, ainsi que le contenu du calcul et les modalités de calcul;

(5)elles contiennent une explication de la manière dont le principe essentiel d’efficacité énergétique est mis en œuvre à toutes les étapes des plans décennaux de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union;

(6)elles expliquent que le projet n’entravera pas le développement et le déploiement de l’énergie renouvelable;

(7)elles font en sorte que les États membres pour lesquels l’incidence nette du projet est positive (le projet apporte un avantage) et ceux pour lesquels elle est négative (le projet a un coût) – qui peuvent être des États membres autres que ceux sur le territoire desquels l’infrastructure est construite – soient identifiés;

(8)elles tiennent au moins compte des dépenses d’investissement, de fonctionnement et d’entretien, ainsi que des coûts générés pour le système correspondant tout au long du cycle de vie technique du projet dans son ensemble, tels que les coûts d’élimination et de gestion des déchets, y compris les coûts externes. Les méthodes fournissent des indications sur les taux d’actualisation, la durée de vie technique et la valeur résiduelle à utiliser pour les calculs des coûts et avantages. Elles comprennent en outre une méthode obligatoire pour calculer le rapport coûts-avantages et la valeur actuelle nette, et permettent une différenciation des avantages en fonction du niveau de fiabilité de la méthode d’estimation utilisée. Il est également tenu compte des méthodes de calcul des incidences des projets sur le climat et l’environnement et de la contribution aux objectifs de l’Union en matière d’énergie, par exemple la pénétration des énergies renouvelables, l’efficacité énergétique et les objectifs en matière d’interconnexion;

(9)elles font en sorte que les mesures d’adaptation au changement climatique prises pour chaque projet soient évaluées et reflètent le coût des émissions de gaz à effet de serre, et que l’évaluation soit solide et cohérente avec les autres politiques de l’Union afin de permettre une comparaison avec d’autres solutions ne nécessitant pas de nouvelles infrastructures.

ANNEXE VI

ORIENTATIONS EN MATIÈRE DE TRANSPARENCE ET DE PARTICIPATION DU PUBLIC

(1)Le manuel des procédures visé à l’article 9, paragraphe 1, contient au moins les éléments suivants:

(a)les spécifications des éléments de la législation pertinents sur lesquels se fondent les décisions et avis adoptés pour les différents types de projets d’intérêt commun concernés, y compris le droit environnemental;

(b)la liste des décisions et avis pertinents à obtenir;

(c)les noms et coordonnées des personnes de contact au sein de l’autorité compétente, des autres autorités concernées et des principales parties prenantes concernées;

(d)le flux de travaux, avec un plan d’ensemble de chaque étape de la procédure et un calendrier indicatif, ainsi qu’une description succincte de la procédure de décision pour les différents types de projets d’intérêt commun concernés;

(e)des informations concernant la portée, la structure et le degré de détail des documents à remettre avec les demandes de décisions, notamment une liste de contrôle;

(f)les étapes de la participation du public à la procédure et les moyens dont il dispose à cet effet;

(g)les modalités selon lesquelles l’autorité compétente, les autres autorités concernées et le promoteur du projet démontrent que les avis exprimés lors de la consultation publique ont été pris en compte, par exemple en indiquant quelles modifications ont été apportées à l’emplacement et à la conception du projet ou en justifiant pourquoi ces avis n’ont pas été pris en compte;

(h)dans la mesure du possible, des traductions de son contenu en anglais et dans toutes les langues des États membres voisins à effectuer en coordination avec les États membres voisins concernés.

(2)Le planning détaillé visé à l’article 10, paragraphe 8, précise au moins les éléments suivants:

(a)les décisions et avis à obtenir;

(b)les autorités, les parties prenantes et le public susceptibles d’être concernés;

(c)chaque étape de la procédure et sa durée;

(d)les principales étapes à accomplir et leurs échéances en vue de la décision globale à prendre;

(e)les ressources prévues par les autorités et les éventuels besoins en ressources supplémentaires.

(3)Sans préjudice des exigences applicables aux consultations publiques au titre du droit environnemental, les principes suivants s’appliquent en vue d’accroître la participation du public à la procédure d’octroi des autorisations et d’assurer préalablement l’information du public et le dialogue avec celui-ci:

(a)les parties prenantes concernées par un projet d’intérêt commun, notamment les autorités nationales, régionales et locales intéressées, les propriétaires fonciers et les particuliers résidant à proximité du projet, le public en général ainsi que les associations, organismes ou groupes qui les représentent sont amplement informés et consultés à un stade précoce, de manière inclusive, lorsque les éventuelles préoccupations du public peuvent encore être prises en compte, et ce de manière ouverte et transparente. Le cas échéant, l’autorité compétente soutient activement les actions menées par le promoteur du projet;

(b)les autorités compétentes veillent à ce que les procédures de consultation du public sur les projets d’intérêt commun soient regroupées dans la mesure du possible, y compris les consultations du public déjà requises au titre du droit national. Chaque consultation publique couvre tous les sujets pertinents pour l’étape considérée de la procédure, et chacun de ces sujets ne peut être abordé que dans une seule consultation publique; toutefois, une même consultation publique peut avoir lieu dans plusieurs lieux géographiques. Les sujets abordés dans une consultation publique sont clairement indiqués dans la notification de cette dernière;

(c)pour être recevables, les observations et les objections doivent être formulées entre le début de la consultation publique et sa date de clôture;

(d)les promoteurs du projet veillent à ce que les consultations aient lieu pendant une période permettant une participation publique ouverte et inclusive.

(4)Le concept de participation du public doit au moins comprendre des informations sur:

(a)les parties prenantes concernées et visées;

(b)les mesures envisagées, y compris la localisation générale et la date proposées pour les réunions spécifiques;

(c)le calendrier;

(d)les ressources humaines affectées aux différentes tâches.

(5)Dans le cadre de la consultation publique à mener avant de soumettre le dossier de demande, les parties concernées doivent au moins:

(a)publier, en version électronique et, le cas échéant, en version papier, une brochure d’information de quinze pages au maximum présentant de manière claire et concise un aperçu de la description, de l’objectif et du calendrier préliminaire des phases de développement du projet, le plan de développement du réseau national, les tracés alternatifs envisagés, les types et caractéristiques de l’incidence potentielle, y compris de nature transfrontière ou transfrontalière, ainsi que les mesures d’atténuation possibles, ladite brochure d’information devant être publiée avant le début de la consultation et présenter la liste des adresses du site internet du projet d’intérêt commun visé à l’article 9, paragraphe 7, la plateforme de transparence visée à l’article 23 et le manuel des procédures visé au point 1) de la présente annexe;

(b)publier les informations relatives à la consultation sur le site internet du projet d’intérêt commun visé à l’article 9, paragraphe 7, dans les tableaux d’affichage des bureaux des administrations locales et, au minimum, dans un et, le cas échéant, deux médias locaux;

(c)inviter, par écrit ou par voie électronique, les parties prenantes, les associations, les organisations et les groupes affectés à participer à des réunions spécifiques consacrées à l’examen des sujets de préoccupation.

(6)Le site internet du projet visé à l’article 9, paragraphe 7, publie au minimum les informations suivantes:

(a)la date à laquelle le site internet du projet a été mis à jour la dernière fois;

(b)les traductions de son contenu en anglais et dans toutes les langues des États membres concernés par le projet ou sur lesquels le projet a une incidence transfrontière significative, conformément à l’annexe IV, point 1);

(c)la brochure d’information visée au point 5), mise à jour avec les données les plus récentes sur le projet;

(d)un résumé non technique et régulièrement mis à jour concernant l’avancement du projet, comprenant des informations géographiques et indiquant clairement, en cas de mise à jour, les modifications apportées aux versions précédentes;

(e)le plan de mise en œuvre prévu à l’article 5, paragraphe 1, mis à jour à l’aide des données les plus récentes sur le projet;

(f)les fonds alloués et versés par l’Union pour le projet;

(g)la planification du projet et de la consultation publique, avec l’indication claire des dates et lieux des consultations publiques et des auditions et les thèmes envisagés pour ces auditions;

(h)les coordonnées de contact à utiliser pour obtenir des informations ou des documents supplémentaires;

(i)les coordonnées de contact à utiliser pour faire parvenir les observations et objections durant les consultations publiques.

ANNEXE VII

RAPPORTS DE RECENSEMENT DES BESOINS EN INFRASTRUCTURES

Le cadre méthodologique élaboré par l’ACER pour le recensement des besoins en infrastructures par le REGRT pour l’électricité et le REGRH garantit que le rapport de recensement des besoins en infrastructures visé à l’article 12 respecte les principes suivants:

(1)il est fondé sur le scénario central conformément à l’article 11 du présent règlement et est complété par une évaluation complémentaire, le cas échéant, en utilisant les sensibilités figurant dans le scénario central.

(2)Il suit une approche transsectorielle et intégrée tenant compte des interrelations entre les secteurs de l’électricité, de l’hydrogène et du gaz, ainsi que, le cas échéant, les secteurs du chauffage urbain et du CO2.

(3)Il garantit que les besoins sont recensés en analysant la contribution coordonnée la plus efficace des solutions de réseau d’électricité et d’hydrogène, y compris les leviers opérationnels, la flexibilité non fossile ou des solutions alternatives à l’expansion du système, afin de créer le réseau énergétique optimal pour atteindre les objectifs généraux et spécifiques en matière d’énergie et de climat. Le réseau énergétique optimal devrait également garantir la sécurité de l’approvisionnement et renforcer l’intégration du marché et la compétitivité de l’industrie européenne en améliorant la convergence des prix entre les différentes zones de marché et de dépôt des offres et en augmentant les niveaux d’interconnectivité électrique.

(4)Il examine l’horizon temporel à moyen (10-15 ans) et à long terme (20-30 ans) sur la base d’un réseau de départ réaliste pour chaque horizon temporel, en recensant les besoins aux frontières des États membres et au niveau national s’ils ont une incidence transfrontière, en tenant également compte de l’évolution des infrastructures dans les pays tiers conformément aux priorités stratégiques de l’UE.

(5)Il rend compte de la perspective européenne en recensant d’abord les besoins transfrontières, ce qui permet de recenser les éventuels besoins de renforcement des infrastructures au niveau national.

(6)Il fournit un niveau de détail et une granularité suffisants pour tenir dûment compte des contraintes de réseau actuelles et futures et permettre de recenser ultérieurement les besoins en infrastructures aux niveaux régional et national. Il fournit également des informations claires sur les investissements nécessaires pour combler les lacunes en matière d’infrastructures, ainsi que sur les avantages cumulés de ces investissements pour le système énergétique.

(7)Dans le secteur de l’électricité, il prend en considération les solutions fondées sur les infrastructures et les leviers opérationnels, en tenant dûment compte du potentiel et de l’utilisation de la flexibilité d’origine non fossile, y compris le stockage, qui conduiraient à un système énergétique plus optimisé. La mise en correspondance des besoins et des projets soumis en vue de leur inclusion dans le plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union est accompagnée d’une explication de la manière dont les leviers opérationnels, la flexibilité non fossile ou des solutions alternatives à l’expansion du système ont été prises en compte.

(8)Il est le résultat d’un processus transparent, fondé sur des outils et des données robustes, nécessitant des hypothèses de coûts actualisées et vérifiées. Dans ce contexte, il s’appuie sur des critères clairs et quantifiables pour la mise en place du réseau de départ. Les principales parties prenantes concernées sont associées à la fourniture des données de base ainsi qu’à la validation des résultats dans le cadre du processus de consultation, structuré de manière à permettre la prise en compte des observations.

(9)Il fournit des résultats spécifiques et quantifiés permettant de mesurer l’ampleur des lacunes éventuelles en matière d’infrastructures dans des endroits spécifiques, en se référant à la fois aux leviers opérationnels et aux infrastructures nouvelles. À cette fin, les besoins recensés devraient indiquer aux acteurs du marché les principales lacunes en matière d’infrastructures de transport transfrontières, y compris les infrastructures internes ayant une incidence transfrontière significative, auxquelles il convient de remédier au cours des dix à vingt prochaines années.

Eureka ajoute les liens et les définitions…