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Procédure : 2016/0377(COD)
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Cycle relatif au document : A8-0039/2018

Textes déposés :

A8-0039/2018

Débats :

PV 25/03/2019 - 16
CRE 25/03/2019 - 16

Votes :

PV 26/03/2019 - 7.9

Textes adoptés :

P8_TA(2019)0229

Textes adoptés
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Mardi 26 mars 2019 - Strasbourg Edition provisoire
Préparation aux risques dans le secteur de l’électricité ***I
P8_TA-PROV(2019)0229A8-0039/2018
Résolution
 Texte consolidé

Résolution législative du Parlement européen du 26 mars 2019 sur la proposition de règlement du Parlement européen et du Conseil sur la préparation aux risques dans le secteur de l’électricité et abrogeant la directive 2005/89/CE (COM(2016)0862 – C8-0493/2016 – 2016/0377(COD))

(Procédure législative ordinaire: première lecture)

Le Parlement européen,

–  vu la proposition de la Commission au Parlement européen et au Conseil (COM(2016)0862),

–  vu l’article 294, paragraphe 2, et l’article 194, paragraphe 2, du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, conformément auxquels la proposition lui a été présentée par la Commission (C8-0493/2016),

–  vu l’avis de la commission des affaires juridiques sur la base juridique proposée,

–  vu l’article 294, paragraphe 3, du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne,

–  vu l’avis du Comité économique et social européen du 31 mai 2017(1),

–  vu l’avis du Comité des régions du 13 juillet 2017(2),

–  vu l'accord provisoire approuvé en vertu de l’article 69 septies, paragraphe 4, de son règlement intérieur par la commission compétente et l’engagement pris par le représentant du Conseil, par lettre du 5 décembre 2018, d'approuver la position du Parlement européen, conformément à l'article 294, paragraphe 4, du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne,

–  vu les articles 59 et 39 de son règlement intérieur,

–  vu le rapport de la commission de l’industrie, de la recherche et de l’énergie (A8-0039/2018),

1.  arrête la position en première lecture figurant ci-après;

2.  demande à la Commission de le saisir à nouveau si elle remplace, modifie de manière substantielle ou entend modifier de manière substantielle sa proposition;

3.  charge son Président de transmettre la position du Parlement au Conseil et à la Commission ainsi qu’aux parlements nationaux.

(1) JO C 288 du 31.8.2017, p. 91.
(2) JO C 342 du 12.10.2017, p. 79.


Position du Parlement européen arrêtée en première lecture le 26 mars 2019 en vue de l’adoption du règlement (UE) 2019/... du Parlement européen et du Conseil sur la préparation aux risques dans le secteur de l’électricité et abrogeant la directive 2005/89/CE
P8_TC1-COD(2016)0377

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

LE PARLEMENT EUROPÉEN ET LE CONSEIL DE L’UNION EUROPÉENNE,

vu le traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, et notamment son article 194, paragraphe 2,

vu la proposition de la Commission européenne,

après transmission du projet d’acte législatif aux parlements nationaux,

vu l’avis du Comité économique et social européen(1),

vu l’avis du Comité des régions(2),

statuant conformément à la procédure législative ordinaire(3),

considérant ce qui suit:

(1)  Le secteur de l’électricité dans l’Union subit actuellement une transformation profonde, caractérisée par des marchés plus décentralisés avec des acteurs plus nombreux, ▌une plus forte proportion d’énergies produite à partir de sources renouvelables et des systèmes mieux interconnectés. Face à cette situation, le règlement (UE) 2019/...du Parlement européen et du Conseil(4)(5) et la directive (UE) 2019/... du Parlement européen et du Conseil(6)(7) visent à améliorer le cadre juridique régissant le marché intérieur de l’électricité, afin de garantir que les marchés et les réseaux fonctionnent de manière optimale, au bénéfice des entreprises et des citoyens de l’Union. Le présent règlement vise à contribuer à la réalisation des objectifs de l’union de l’énergie, dont la sécurité énergétique, la solidarité, la confiance et une politique climatique ambitieuse font partie intégrante.

(2)  Des marchés et systèmes qui fonctionnent correctement, avec des interconnexions électriques adéquates, sont les meilleurs garants de la sécurité d’approvisionnement en électricité. Toutefois, même lorsque les marchés et les systèmes fonctionnent bien et sont interconnectés, le risque d’une crise électrique, du fait de catastrophes naturelles telles que des conditions météorologiques extrêmes, d’actes de malveillance ou de pénurie de combustible, ne peut jamais être exclu. Les conséquences des crises électriques s’étendent souvent au-delà des frontières nationales. Même lorsque ces crises surviennent au niveau local, leurs effets peuvent rapidement se propager au-delà des frontières. Certaines circonstances extrêmes, telles que des vagues de froid, des canicules ou des cyberattaques, peuvent toucher des régions entières simultanément.

(3)  Dans un contexte de marchés de l’électricité et de systèmes électriques interconnectés, la prévention des crises électriques et leur gestion ne peuvent être considérées comme étant des missions purement nationales. Les possibilités de mise en œuvre de mesures plus efficaces et moins onéreuses à travers la coopération régionale devraient être mieux exploitées. Un cadre commun de règles et des procédures mieux coordonnées sont nécessaires pour garantir que les États membres et les autres acteurs soient en mesure de coopérer efficacement par-delà les frontières dans un esprit de transparence, de confiance et de solidarité accrues entre les États membres.

(4)  La directive 2005/89/CE du Parlement européen et du Conseil(8) a instauré les mesures nécessaires que les États membres doivent prendre afin de garantir la sécurité d’approvisionnement en électricité en général. Les dispositions de cette directive ont été largement remplacées par des actes législatifs ultérieurs, en particulier en ce qui concerne la façon dont les marchés de l’électricité doivent être organisés pour garantir qu’une capacité suffisante est disponible, la manière dont les gestionnaires de réseau de transport doivent coopérer pour garantir la stabilité du système, et en ce qui concerne la mise en place des infrastructures appropriées. Le présent règlement répond au problème spécifique de la prévention et de la gestion des crises électriques.

(5)  Les règlements (UE) 2017/1485(9) et (UE) 2017/2196(10) de la Commission constituent des recueils de règles détaillées régissant la manière dont les gestionnaires de réseau de transport et les autres parties prenantes concernées devraient agir et coopérer pour veiller à la sécurité du système. Ces règles techniques devraient garantir que la plupart des incidents électriques sont traités efficacement au niveau opérationnel. Le présent règlement se concentre sur les crises électriques ayant une ampleur et un impact plus importants. Il énonce ce que les États membres devraient faire pour prévenir de telles crises et les mesures qu’ils peuvent prendre dans l'hypothèse où les règles d'exploitation du système ne seraient plus suffisantes. Même lors de crises électriques, les règles d'exploitation du système devraient être pleinement respectées et le présent règlement devrait être cohérent avec le règlement (UE) 2017/2196.

(6)  Le présent règlement établit un cadre commun de règles sur la manière de prévenir, de préparer et de gérer les crises de l’électricité, en apportant davantage de transparence dans la phase de préparation et au cours d’une crise électrique, et en veillant à ce que les mesures soient prises de manière coordonnée et efficace. Il requiert des États membres qu’ils coopèrent au niveau régional et, s’il y a lieu, bilatéralement, dans un esprit de solidarité. Il établit également un cadre pour une surveillance efficace de la sécurité d’approvisionnement en électricité dans l’Union par l’intermédiaire du groupe de coordination pour l’électricité, qui a été créé par la décision de la Commission du 15 novembre 2012(11) pour servir de forum permettant d’échanger des informations et de promouvoir la coopération entre les États membres, en particulier dans le domaine de la sécurité d’approvisionnement en électricité. La coopération entre États membres et le cadre de surveillance visent à parvenir à une meilleure préparation aux risques à des coûts moindres. Le présent règlement devrait également renforcer le marché intérieur de l’électricité en améliorant la confiance entre les États membres et en excluant les interventions inappropriées des États lors de crises électriques, en évitant notamment des réductions injustifiées des flux transfrontaliers et des capacités de transport entre zones, ce qui réduit dès lors le risque de propagation négative sur les États membres voisins.

(7)  La directive (UE) 2016/1148 du Parlement européen et du Conseil(12) prévoit des règles générales relatives à la sécurité des réseaux et des systèmes d’information, tandis que des règles spécifiques concernant la cybersécurité seront définies dans un code de réseau établi dans le règlement (UE) 2019/...(13). Le présent règlement complète la directive (UE) 2016/1148 en garantissant que les cyberincidents sont dûment considérés comme un risque et que les mesures prises pour y remédier sont correctement prises en compte dans les plans de préparation aux risques.

(8)  La directive 2008/114/CE du Conseil(14) établit un processus visant à renforcer la sécurité des infrastructures critiques européennes désignées, dont certaines infrastructures électriques. Avec le présent règlement, la directive 2008/114/CE contribue à la réalisation d’une approche globale de la sécurité énergétique de l’Union.

(9)  La décision nº 1313/2013/UE du Parlement européen et du Conseil(15) exige des États membres qu’il réalisent, tous les trois ans, une évaluation des risques au niveau national ou au niveau infranational approprié, et qu’ils mettent en place et affinent leur planification de la gestion des risques de catastrophe au niveau national ou au niveau infranational approprié. Les actions de prévention, de préparation et de planification des risques spécifiques prévues dans le présent règlement devraient être cohérentes avec les évaluations multirisques nationales requises en vertu de la décision nº 1313/2013/UE.

(10)   Les États membres ont la responsabilité de garantir sur leur territoire la sécurité d'approvisionnement en électricité, quand bien même la sécurité d'approvisionnement en électricité est également une responsabilité partagée entre la Commission et d’autres acteurs de l’Union, dans leurs domaines d’activité et de compétence respectifs. La sécurité d’approvisionnement en électricité implique une coopération efficace entre les États membres, les institutions, organes et organismes de l’Union, et les parties prenantes concernées. Les gestionnaires de réseau de distribution et les gestionnaires de réseau de transport jouent un rôle clé pour garantir un système électrique sûr, fiable et efficace conformément aux articles 31 et 40 de la directive (UE) 2019/... (16). Les autorités de régulation et les autres autorités nationales concernées jouent également un rôle important pour garantir et surveiller la sécurité d’approvisionnement en électricité, dans le cadre des missions dont elle est investie par l’article 59 de la directive (UE) 2019/.... Les États membres devraient désigner une entité existante ou nouvelle comme leur unique autorité gouvernementale nationale compétente ou autorité de régulation nationale compétente en vue de permettre la participation transparente et inclusive de tous les acteurs concernés, la préparation efficace et la bonne mise en œuvre des plans de préparation aux risques, ainsi que pour faciliter la prévention et l’évaluation ex post des crises électriques et l’échange d’informations à ce sujet.

(11)   Une approche commune de la prévention des crises électriques et de leur gestion nécessite que les États membres aient la même compréhension de ce qui constitue une crise électrique. En particulier, le présent règlement devrait faciliter la coordination des États membres aux fins d’identifier les situations dans lesquelles un risque potentiel de pénurie significative d’électricité ou d’impossibilité de fournir de l’électricité aux consommateurs est actuel ou imminent. Le réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité (REGRT pour l'électricité) et les États membres devraient, respectivement, déterminer des scénarios concrets de crises électriques aux niveaux régional et national. Cette approche devrait garantir que toutes les crises électriques concernées sont couvertes, en tenant compte des spécificités régionales et nationales telles que la topologie du réseau, le mix électrique, le volume de la production et de la consommation, et le degré de densité de population.

(12)  Une approche commune de la prévention des crises électriques et de leur gestion nécessite aussi que les États membres utilisent les mêmes méthodes et définitions pour identifier les risques relatifs à la sécurité d’approvisionnement en électricité et soient en mesure de comparer effectivement leurs performances dans ce domaine et celles de leurs voisins. Le présent règlement identifie deux indicateurs pour la surveillance de la sécurité d’approvisionnement en électricité dans l’Union: «prévision d’énergie non desservie», exprimée en GWh/an, et «prévision de perte de charge», exprimée en heures par an. Ces indicateurs font partie de l’évaluation de l’adéquation des ressources européennes effectuée par le REGRT pour l'électricité en application de l’article 23 du règlement (UE) 2019/... (17). Le groupe de coordination pour l’électricité devrait procéder à une surveillance régulière de la sécurité d’approvisionnement en électricité sur la base des résultats de ces indicateurs. L’Agence européenne de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) devrait également utiliser ces indicateurs pour faire rapport sur les performances des États membres en matière de sécurité d’approvisionnement en électricité dans ses rapports annuels de suivi du marché de l’électricité en application de l’article 15 du règlement (UE) 2019/... (18).

(13)  Afin de garantir la cohérence des évaluations des risques d’une manière qui établisse la confiance entre les États membres en cas de crise électrique, une approche commune de l'identification des scénarios de risque est nécessaire. Le REGRT pour l'électricité devrait donc, après consultation des parties prenantes concernées, développer et mettre à jour une méthodologie commune pour l’identification des risques, en coopération avec l’ACER et le groupe de coordination pour l’électricité dans sa formation composée uniquement de représentants des États membres. Le REGRT pour l'électricité devrait proposer la méthodologie et l’ACER devrait l’approuver. Lorsqu’elle consulte le groupe de coordination pour l’électricité, l’ACER doit tenir le plus grand compte de son point de vue. Le REGRT pour l'électricité devrait mettre à jour la méthodologie commune pour l’identification des risques lorsque de nouvelles informations significatives deviennent disponibles.

(14)  Sur la base de la méthodologie commune pour l’identification des risques, le REGRT pour l'électricité devrait régulièrement établir et mettre à jour des scénarios régionaux de crise électrique et identifier les risques les plus pertinents pour chaque région, tels que conditions météorologiques extrêmes, catastrophes naturelles, pénurie de combustible ou actes de malveillance. Lorsque le scénario de crise d’une pénurie de gaz est envisagé, le risque d’une rupture de l’approvisionnement en gaz devrait être évalué sur la base des scénarios de rupture de l’approvisionnement en gaz et de défaillance des infrastructures gazières élaborés par le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour le gaz (REGRT pour le gaz) en application de l’article 7 du règlement (UE) 2017/1938 du Parlement européen et du Conseil(19). Le REGRT pour l'électricité devrait pouvoir déléguer des tâches relatives à l'identification des scénarios régionaux de crise électrique aux centres de coordination régionaux mis en place en vertu de l’article 35 du règlement (UE) 2019/...(20). Ces tâches déléguées devraient être exécutées sous le contrôle du REGRT pour l'électricité. Les États membres devraient établir et mettre à jour leurs scénarios nationaux de crise électrique sur la base des scénarios régionaux de crise électrique, en principe tous les quatre ans. Les plans de préparation aux risques devraient être fondés sur ces scénarios. Lors de l'identification des risques au niveau national, les États membres devraient décrire les risques éventuels qu’ils identifient en lien avec la propriété des infrastructures pertinentes pour la sécurité d’approvisionnement en électricité, et les éventuelles mesures prises pour faire face à ces risques, telles que des dispositions législatives générales ou sectorielles concernant la surveillance des investissements, ou des droits spéciaux pour certains actionnaires, en indiquant les raisons pour lesquelles ils considèrent que ces mesures sont nécessaires et proportionnées.

(15)  Une approche régionale de l'identification des scénarios de risque et de développement de mesures de prévention, de préparation et d’atténuation devrait apporter des bénéfices significatifs en termes d’efficacité de ces mesures et d’utilisation optimale des ressources. En outre, en cas de crise électrique simultanée, une approche coordonnée et convenue d’avance pourrait permettre une réponse cohérente et réduire le risque de propagation négative que des mesures purement nationales pourraient avoir dans les États membres voisins. Le présent règlement exige donc que les États membres coopèrent dans un contexte régional.

(16)  Les centres de coordination régionaux devraient effectuer les missions d'importance régionale qui leur sont attribuées conformément au règlement (UE) 2019/...(21). Afin qu'ils puissent s’acquitter de leurs missions efficacement et agir en étroite coopération avec les autorités nationales compétentes en vue de prévenir et d'atténuer les incidents électriques de plus grande ampleur, la coopération régionale requise aux termes du présent règlement devrait s’appuyer sur les structures de coopération régionale utilisées au niveau technique, à savoir les groupes d’États membres partageant le même centre de coordination régional. Les régions géographiques des centres de coordination régionaux sont donc pertinentes pour l'identification des scénarios régionaux de crise électrique et les évaluations des risques. Les États membres devraient toutefois avoir la possibilité de constituer des sous-groupes au sein des régions aux fins de la coopération en ce qui concerne des mesures régionales concrètes, ou de coopérer à ces fins dans des forums de coopération régionaux existants, étant donné que la capacité technique de se prêter mutuellement assistance en cas de crise électrique est essentielle. Cela s'explique par le fait que tous les États membres d’une région plus étendue ne seront pas nécessairement en mesure de fournir de l’électricité à un autre État membre en cas de crise électrique. Par conséquent, il n’est pas nécessaire que tous les États membres d’une région concluent des accords régionaux concernant des mesures régionales concrètes. Il convient plutôt que de tels accords soient conclus entre les États membres qui disposent de la capacité technique de se prêter mutuellement assistance.

(17)  Le règlement (UE) 2019/...(22) prévoit l’utilisation d’une méthodologie commune pour l’évaluation européenne de l’adéquation des ressources du moyen au long terme (de un à dix ans) en vue de garantir que les décisions des États membres concernant les éventuels besoins d’investissement soient prises sur une base transparente et de commun accord. L’objet de l’évaluation européenne de l’adéquation des ressources est différent de celui des évaluations de l’adéquation à court terme, qui servent à détecter les éventuels problèmes d’adéquation à brève échéance, à savoir les évaluations de l’adéquation saisonnière (à six mois) et les évaluations de l'adéquation à des échéances allant d'une semaine à au moins un jour. En ce qui concerne les évaluations à court terme, il est nécessaire d’avoir une approche commune de la manière de détecter les éventuels problèmes d’adéquation. Le REGRT pour l'électricité devrait effectuer des évaluations de l’adéquation en hiver et en été afin d’alerter les États membres et les gestionnaires de réseau de transport sur les risques liés à la sécurité d’approvisionnement en électricité qui pourraient apparaître au cours des six mois suivants. Pour améliorer ces évaluations de l’adéquation, le REGRT pour l'électricité devrait élaborer une méthodologie probabiliste commune en ce qui le concerne, après consultation des parties prenantes concernées et en coopération avec l’ACER et le groupe de coordination pour l’électricité, dans sa formation composée uniquement de représentants des États membres. Le REGRT pour l'électricité devrait proposer cette méthodologie et ses mises à jour à l’ACER et l’ACER devrait approuver la proposition et les mises à jours. L’ACER devrait tenir le plus grand compte du point de vue exprimé par le groupe de coordination pour l’électricité lorsqu’elle le consulte. Le REGRT pour l'électricité devrait mettre à jour la méthodologie lorsque de nouvelles informations significatives deviennent disponibles. Le REGRT pour l'électricité devrait pouvoir déléguer aux centres de coordination régionaux des tâches relatives aux évaluations de l’adéquation saisonnière, mais les tâches déléguées devraient être exécutées sous la supervision du REGRT pour l'électricité.

(18)  Les gestionnaires de réseau de transport ▌devraient appliquer la méthodologie utilisée pour préparer les évaluations de l’adéquation saisonnière lorsqu’ils réalisent tout autre type d’évaluation des risques à court terme, à savoir les prévisions d’adéquation de la production à des échéances allant d'une semaine à au moins un jour prévues dans le règlement (UE) 2017/1485.

(19)  Afin de garantir une approche commune de la prévention des crises électriques et de leur gestion, l’autorité compétente de chaque État membre devrait établir un plan de préparation aux risques sur la base des scénarios régionaux et nationaux de crise électrique. Les autorités compétentes devraient consulter les parties prenantes ou les représentants de groupes de parties prenantes, tels que les représentants des producteurs ou leurs organisations commerciales ou les représentants des gestionnaires de réseau de distribution, lorsqu'ils sont concernés au regard de la prévention et de la gestion des crises électriques. À cette fin, les autorités compétentes devraient décider des modalités appropriées pour procéder à cette consultation. Les plans de préparation aux risques devraient décrire les mesures effectives, proportionnées et non discriminatoires pour répondre à tous les scénarios de crise électrique identifiés. Il convient de tenir compte de l’impact environnemental des mesures proposées axées sur l’offre et sur la demande. Les plans devraient permettre la transparence notamment en ce qui concerne les conditions dans lesquelles il est possible de prendre des mesures non fondées sur le marché pour atténuer les crises électriques Toutes les mesures non fondées sur le marché envisagées devraient respecter les règles fixées dans le présent règlement. Les plans de préparation aux risques devraient être rendus publics, tout en garantissant la confidentialité des informations sensibles.

(20)  Les plans de préparation aux risques devraient énoncer les mesures nationales, régionales et, s’il y a lieu, bilatérales. Les mesures régionales et, s’il y a lieu, bilatérales sont nécessaires en particulier en cas de crise électrique simultanée, lorsqu’une approche coordonnée et convenue au préalable est nécessaire pour garantir une réponse cohérente et réduire le risque de propagation négative. À cette fin, avant d’adopter les plans de préparation aux risques, les autorités compétentes devraient consulter les autorités compétentes des États membres concernés. Les États membres concernés sont ceux où il pourrait y avoir une propagation négative ou d’autres incidences sur les systèmes électriques de l’un et l’autre, que ces États membres se trouvent dans la même région ou qu’ils soient directement connectés. Les plans devraient prendre en considération les circonstances nationales pertinentes, y compris la situation des régions ultrapériphériques au sens de l’article 349 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, et de certains microréseaux isolés qui ne sont pas connectés aux systèmes de transport nationaux. À cet égard, les États membres devraient tirer les conclusions qui s’imposent en ce qui concerne, entre autres, les dispositions du présent règlement sur l'identification de scénarios régionaux de crise électrique et les mesures régionales et bilatérales énoncées dans les plans de préparation aux risques, ainsi que les dispositions en matière d’assistance. Les plans devraient énoncer clairement les rôles et responsabilités des autorités compétentes. Les mesures nationales devraient tenir pleinement compte des mesures régionales et bilatérales convenues et devraient tirer pleinement parti des possibilités offertes par la coopération régionale. Les plans devraient être de nature technique et opérationnelle, leur fonction étant de contribuer à prévenir l’occurrence ou l’intensification d’une crise électrique et d’en atténuer les effets.

(21)  Les plans de préparation aux risques devraient être mis à jour régulièrement. Afin de garantir que les plans sont actualisés et efficaces, les autorités compétentes des États membres de chaque région devraient organiser des simulations bisannuelles de crises électriques en coopération avec les gestionnaires de réseau de transport et d’autres parties prenantes concernées afin de contrôler leur adéquation aux besoins.

(22)  Le modèle prévu dans le présent règlement est destiné à faciliter la préparation des plans, en permettant l’ajout d’informations complémentaires propres aux États membres. Le modèle vise également à faciliter la consultation des autres États membres de la région concernée ainsi que du groupe de coordination pour l’électricité. La consultation au sein d’une région et au sein du groupe de coordination pour l’électricité devrait garantir que les mesures prises dans un État membre ou une région ne remettent pas en cause la sécurité d’approvisionnement en électricité d’autres États membres ou régions.

(23)  Il est important de faciliter la communication et la transparence entre les États membres, lorsque ceux-ci ont connaissance d’éléments concrets, sérieux et fiables indiquant qu’une crise électrique pourrait se produire. En pareilles circonstances, les États membres concernés devraient informer la Commission, les États membres voisins et le groupe de coordination pour l’électricité, sans retard injustifié, en fournissant notamment des informations concernant les causes de la détérioration de l'état d'approvisionnement en électricité, les mesures prévues pour prévenir la crise électrique et la nécessité éventuelle d’une assistance de la part des autres États membres.

(24)  L'échange d’informations en cas de crise électrique est essentiel pour assurer une action coordonnée et une assistance ciblée. Le présent règlement fait donc obligation à l’autorité compétente d’informer, sans retard injustifié, les États membres de la région, les États membres voisins et la Commission en cas de crise électrique. L’autorité compétente devrait également fournir des informations sur les causes de la crise, les mesures prévues ou prises pour l’atténuer et la nécessité éventuelle d’une assistance de la part des autres États membres. Lorsque cette assistance va au-delà de la sécurité d'approvisionnement en électricité, le mécanisme de protection civile de l’Union devrait demeurer le cadre juridique applicable.

(25)  En cas de crise électrique, les États membres devraient coopérer dans un esprit de solidarité▌. Outre cette règle générale, des dispositions appropriées devraient être prises pour que les États membres proposent de se prêter mutuellement assistance en cas de crise électrique. Cette assistance devrait se fonder sur des mesures convenues et coordonnées, inscrites dans les plans de préparation aux risques. Le présent règlement donne aux États membres un large pouvoir d’appréciation pour convenir du contenu de ces mesures coordonnées et, par conséquent, du contenu de l’assistance qu’ils proposent. Il appartient aux États membres de décider et de convenir de ces mesures coordonnées, en tenant compte de l’offre et de la demande. Dans le même temps, le présent règlement garantit que l’électricité est fournie d’une manière coordonnée aux fins de l’assistance convenue. Il y a lieu que les États membres trouvent un accord sur les arrangements techniques, juridiques et financiers nécessaires à la mise en œuvre des mesures régionales et bilatérales convenues. Dans le cadre de ces arrangements techniques, les États membres devraient indiquer les quantités maximales d’électricité à fournir, lesquelles devraient être réévaluées sur la base de la faisabilité technique de la fourniture d’électricité quand l’assistance est requise lors d’une crise électrique. Il convient que les États membres prennent par la suite toutes les mesures nécessaires à la mise en œuvre des mesures régionales et bilatérales convenues ainsi que des arrangements techniques, juridiques et financiers.

(26)   Lorsqu’ils conviennent de mesures coordonnées et d’arrangements techniques, juridiques et financiers ainsi que d’autres dispositions d’exécution en matière d’assistance, les États membres devraient tenir compte des facteurs économiques et sociaux, y compris la sécurité des citoyens de l’Union, et de la proportionnalité. Ils sont encouragés à échanger les meilleures pratiques et à utiliser le groupe de coordination pour l’électricité en tant que plateforme de discussion permettant d'identifier les options envisageables en matière d’assistance, notamment en ce qui concerne les mesures coordonnées et les arrangements techniques, juridiques et financiers nécessaires, y compris ▌une indemnisation équitable. La Commission peut faciliter la préparation des mesures régionales et bilatérales.

(27)  L’assistance entre les États membres au titre du présent règlement devrait faire l’objet d’une indemnisation équitable convenue entre les États membres. Le présent règlement n’harmonise pas tous les aspects de cette indemnisation équitable entre les États membres. Les États membres devraient dès lors convenir des dispositions relatives à une indemnisation équitable avant que l’assistance ne soit fournie. L’État membre qui demande une assistance devrait verser ou veiller à ce que soit versée rapidement cette indemnisation à l’État membre qui fournit l’assistance. La Commission devrait fournir des orientations non contraignantes concernant les éléments clés de l'indemnisation équitable et d’autres éléments des arrangements techniques, juridiques et financiers.

(28)  Lorsqu’ils fournissent une assistance au titre du présent règlement, les États membres mettent en œuvre le droit de l’Union et sont donc tenus de respecter les droits fondamentaux garantis par le droit de l’Union. Dès lors, en fonction des mesures dont les États membres ont convenu, une telle assistance peut créer dans le chef d’un État membre une obligation de verser une indemnisation à ceux qui sont touchés par les mesures qu’il a prises. Les États membres devraient donc veiller, au besoin, à ce qu’il existe des règles nationales en matière d’indemnisation qui soient conformes au droit de l’Union, en particulier aux droits fondamentaux. En outre, l’État membre qui reçoit l’assistance devrait supporter en dernier ressort tous les coûts raisonnables encourus par un autre État membre découlant de l’assistance fournie, conformément auxdites règles nationales en matière d’indemnisation.

(29)  En cas de crise électrique, il convient que l’assistance soit fournie même si les États membres n’ont pas encore convenu des mesures coordonnées et des arrangements techniques, juridiques et financiers prescrits par les dispositions du présent règlement en matière d’assistance. Pour être en mesure, en pareille situation, de fournir une assistance conformément au présent règlement, les États membres devraient convenir de mesures et d’arrangements ad hoc pour suppléer les mesures coordonnées et les arrangements techniques, juridiques et financiers qui font défaut.

(30)  Le présent règlement introduit ce mécanisme d’assistance entre les États membres en tant qu’instrument visant à prévenir ou à atténuer une crise de l’électricité au sein de l’Union. Par conséquent, la Commission devrait réexaminer le mécanisme d’assistance à la lumière des enseignements futurs qui seront tirés de son fonctionnement et proposer, le cas échéant, d’y apporter des modifications.

(31)  Le présent règlement devrait permettre aux entreprises d’électricité et aux clients de s’appuyer sur les mécanismes de marché prévus dans le règlement (UE) 2019/...(23) et dans la directive (UE) 2019/...(24) aussi longtemps que possible en cas de crise électrique. Les règles régissant le marché intérieur et les règles d’exploitation du système devraient être respectées même en cas de crise électrique. Parmi ces règles figurent l’article 22, paragraphe 1, point i), du règlement (UE) 2017/1485 et l’article 35 du règlement (UE) 2017/2196, qui régissent la réduction des transactions, la limitation de la mise à disposition de la capacité d’échange entre zones pour l’allocation de capacité ou la limitation de la mise à disposition des horaires. Cela signifie que les mesures non fondées sur le marché, telles que la déconnexion forcée de la demande, ou la fourniture d’approvisionnements supplémentaires en dehors du fonctionnement normal du marché ne devraient être prises qu’en dernier recours, lorsque toutes les possibilités prévues par le marché ont été épuisées. La déconnexion forcée de la demande ne devrait dès lors être effectuée qu’après épuisement de toutes les possibilités de déconnexion volontaire de la demande. En outre, les éventuelles mesures non fondées sur le marché devraient être nécessaires, proportionnées, non discriminatoires et temporaires.

(32)  Afin de garantir la transparence à la suite d’une crise électrique, l’autorité compétente qui a déclaré la crise électrique devrait effectuer une évaluation ex post de la crise et de son incidence▌. Cette évaluation devrait tenir compte, notamment, de l’efficacité et de la proportionnalité des mesures prises ainsi que de leur coût économique. Cette évaluation devrait également englober des considérations transfrontières, telles que l’incidence des mesures sur d’autres États membres et le niveau d’assistance que l’État membre qui a déclaré la crise électrique a reçu de ceux-ci.

(33)  Les obligations en matière de transparence devraient garantir que toutes les mesures qui sont prises pour prévenir ou gérer les crises de l’électricité respectent les règles du marché intérieur et sont conformes aux principes de coopération et de solidarité qui sous-tendent l’union de l’énergie.

(34)  Le présent règlement renforce le rôle du groupe de coordination pour l’électricité. Il devrait s’acquitter de tâches spécifiques, notamment en relation avec le développement d’une méthodologie pour l'identification des scénarios régionaux de crise électrique et d’une méthodologie pour les évaluations de l’adéquation à court terme et saisonnière, ainsi qu’en ce qui concerne l’élaboration des plans de préparation aux risques, et il devrait jouer un rôle de premier plan dans la surveillance des performances des États membres dans le domaine de la sécurité d’approvisionnement en électricité, en développant de meilleures pratiques sur cette base.

(35)  Il est possible qu’une crise électrique s’étende au-delà des frontières de l’Union et touche le territoire des parties contractantes de la Communauté de l’énergie. En tant que partie au traité instituant la Communauté de l’énergie, l’Union devrait plaider pour que ce traité soit modifié dans le but de créer un marché intégré et un espace de régulation unique en établissant un cadre réglementaire approprié et stable. Afin de garantir une gestion efficace des crises▌, l’Union devrait coopérer étroitement avec les parties contractantes de la Communauté de l’énergie dans le cadre des activités de prévention, de préparation et de gestion d'une crise électrique.

(36)  Lorsque la Commission, l’ACER, le groupe de coordination pour l’électricité, le REGRT pour l'électricité, les États membres, leurs autorités compétentes et leurs autorités de régulation nationales, ou tout autre organisme, entité ou personne, reçoivent des informations confidentielles en application du présent règlement, ils devraient en garantir la confidentialité. À cette fin, les informations confidentielles devraient être soumises aux règles de l’Union et aux règles nationales en vigueur concernant le traitement d’informations et de procédures confidentielles.

(37)  Étant donné que l’objectif du présent règlement, à savoir garantir la préparation aux risques la plus efficace et la plus efficiente dans l’Union, ne peut pas être atteint de manière suffisante par les États membres, mais peut, en raison de ses dimensions et de ses effets, l’être mieux au niveau de l’Union, celle-ci peut adopter des mesures conformément au principe de subsidiarité tel qu’énoncé à l’article 5 du traité sur l’Union européenne. Conformément au principe de proportionnalité énoncé audit article, le présent règlement n’excède pas ce qui est nécessaire pour atteindre cet objectif.

(38)  Chypre est actuellement le seul État membre à ne pas être directement connecté à un autre État membre. Il y a lieu de préciser, en ce qui concerne certaines dispositions du présent règlement, qu’aussi longtemps que cette situation persiste, ces dispositions, à savoir celles concernant l'identification de scénarios régionaux de crise électrique, l’inclusion de mesures régionales et bilatérales énoncées dans les plans de préparation aux risques, et l’assistance, ne s’appliquent pas à l’égard de Chypre. Chypre et les autres États membres concernés sont encouragés à élaborer, avec l’aide de la Commission, des mesures et procédures alternatives dans les domaines relevant desdites dispositions, à condition que ces mesures et procédures alternatives ne portent pas atteinte à l’application effective du présent règlement entre les autres États membres.

(39)  Il y a lieu d’abroger la directive 2005/89/CE,

ONT ADOPTÉ LE PRÉSENT RÈGLEMENT:

Chapitre I

Dispositions générales

Article premier

Objet

Le présent règlement établit les règles régissant la coopération entre États membres en vue de prévenir, et de gérer les crises électriques et de s’y préparer, dans un esprit de solidarité et de transparence et en tenant pleinement compte des exigences d’un marché intérieur de l’électricité concurrentiel.

Article 2

Définitions

Aux fins du présent règlement, les définitions suivantes s’appliquent:

1)  «sécurité d’approvisionnement en électricité», la capacité d’un système électrique à assurer ▌l’approvisionnement en électricité des clients à un niveau de performances clairement établi, tel que déterminé par les États membres concernés;

2)  « gestionnaire de réseau de transport », le gestionnaire de réseau de transport tel que défini à l’article 2, point 35), de la directive (EU) 2019/...(25) ;

3)  « distribution », la distribution telle que définie à l’article 2, point 28), de la directive (EU) 2019/...;

4)  « flux transfrontalier », le flux transfrontalier tel que défini à l’article 2, point 3), du règlement (UE) 2019/...(26);

5)  «capacité d’échange entre zones », la capacité du système interconnecté à accepter des transferts d’énergie entre zones de dépôt des offres;;

6)  « client », le client tel que défini à l’article 2, point 1), de la directive (EU) 2019/...;

7)  « gestionnaire de réseau de distribution », le gestionnaire de réseau de distribution tel que défini à l’article 2, point 29), de la directive (EU) 2019/ ...;

8)  « production », la production telle que définie à l’article 2, point 37), de la directive (EU) 2019/...+;

9)  «crise électrique», une situation actuelle ou imminente dans laquelle il existe une pénurie importante d’électricité, telle que définie par les États membres et décrite dans leurs plans de préparation aux risques, ou dans laquelle il est impossible de fournir de l’électricité aux clients;

10)  «crise électrique simultanée», une crise électrique touchant plus d’un État membre en même temps;

11)  «autorité compétente», une autorité gouvernementale nationale ou une autorité de régulation désignée par un État membre conformément à l’article 3;

12)  « autorités de régulation », les autorités de régulation visées à l’article 57, paragraphe 1, de la directive (UE) 2019/...;

13)  «coordinateur de crise», une personne, un groupe de personnes, une équipe composée des gestionnaires nationaux de crise électrique concernés ou une institution qui a pour mission de servir de point de contact et de coordonner le flux d’informations pendant une crise électrique;

14)  «mesure non fondée sur le marché», toute mesure relative à l’offre ou à la demande qui s’écarte des règles du marché ou des accords commerciaux, et dont le but est d’atténuer une crise électrique;

15)  « producteur », le producteur tel que défini à l’article 2, point 38), de la directive (UE) 2019/...(27) ;

16)  «région», un groupe d’États membres dont les gestionnaires de réseau de transport partagent le même centre de coordination régional, tel que visé à l’article 36 du règlement (UE) 2019/...(28)+;

17)  «sous-groupe», un groupe d’États membres, au sein d’une région, qui disposent de la capacité technique de se prêter mutuellement assistance conformément à l’article 15;

18)  «alerte précoce», la mise à disposition d’informations concrètes, sérieuses et fiables indiquant qu’il pourrait se produire un événement susceptible d’entraîner une détérioration significative de l’état d’approvisionnement en électricité et de déclencher une crise électrique;

19)  « transport », le transport tel que défini à l’article 2, point 34), de la directive (UE) 2019/...;

20)  « entreprise d’électricité », une entreprise d’électricité telle que définie à l’article 2, point 57), de la directive (UE) 2019/...;

21)  « allocation de capacité », l’allocation de capacité entre zones;

22)  « énergie produite à partir de sources renouvelables », l’énergie produite à partir de sources renouvelables ou énergie renouvelable telle que définie à l’article 2, point 31), de la directive (UE) 2019/... ;

Article 3

Autorité compétente

1.  Dès que possible et, en tout état de cause, au plus tard le ... [six mois après la date d’entrée en vigueur du présent règlement], chaque État membre désigne une autorité gouvernementale nationale ou une autorité de régulation nationale comme autorité compétente. Les autorités compétentes sont chargées d’accomplir les missions prévues dans le présent règlement, et coopèrent entre elles à ces fins. Le cas échéant, tant que l’autorité compétente n’a pas été désignée, les entités nationales chargées de la sécurité d’approvisionnement en électricité accomplissent les missions qui incombent à l’autorité compétente conformément au présent règlement.

2.  Les États membres notifient sans retard à la Commission et au groupe de coordination pour l’électricité le nom et les coordonnées de leurs autorités compétentes désignées en vertu du paragraphe 1, ainsi que tout changement y afférent, et les rendent publics.

3.  Les États membres peuvent autoriser l’autorité compétente à déléguer à d’autres organismes les tâches opérationnelles relatives à la planification de la préparation aux risques et à la gestion des risques énoncées dans le présent règlement. Les tâches déléguées sont exécutées sous le contrôle de l’autorité compétente et sont précisées dans le plan de préparation aux risques conformément à l’article 11, paragraphe 1, point b).

Chapitre II

Évaluation des risques

Article 4

Évaluation des risques pour la sécurité d'approvisionnement en électricité

Chaque autorité compétente veille à ce que tous les risques pertinents relatifs à la sécurité d'approvisionnement en électricité soient évalués conformément aux règles établies dans le présent règlement et au chapitre IV du règlement (UE) 2019/...(29). À cette fin, elle coopère avec les gestionnaires de réseau de transport, les gestionnaires de réseau de distribution, les autorités de régulation, le REGRT pour l'électricité, les centres de coordination régionaux et d'autres parties prenantes concernées, selon les besoins.

Article 5

Méthodologie pour l'identification de scénarios régionaux de crise électrique

1.  Au plus tard le ... [six mois après la date d’entrée en vigueur du présent règlement], le REGRT pour l'électricité soumet à l’ACER une proposition de méthodologie pour identifier les scénarios régionaux de crise électrique les plus pertinents.

2.  La méthodologie proposée identifie les scénarios de crise électrique en ce qui concerne l'adéquation du réseau, la sécurité du système et la sécurité d'approvisionnement en combustible sur la base, au minimum, des risques suivants:

(a)  les risques naturels extrêmes et rares;

(b)  les risques accidentels allant au-delà du critère de sûreté N-1 et les aléas exceptionnels;

(c)  les risques indirects, notamment les conséquences d'actes de malveillance et de pénuries de combustible.

3.  La méthodologie proposée prend en considération au minimum les éléments suivants:

(a)  toutes les circonstances nationales et régionales pertinentes, y compris les éventuels sous-groupes;

(b)  l’interaction et la corrélation des risques par-delà les frontières;

(c)  les simulations de scénarios de crise électrique simultanée;

(d)  le classement des risques en fonction de leur incidence et de leur probabilité;

(e)  les principes régissant les modalités de traitement des informations sensibles de manière à garantir la transparence à l'égard du public.

4.  Lors de l'examen des risques de rupture de l'approvisionnement en gaz dans le contexte de l'identification des risques en vertu du paragraphe 2, point c), du présent article, le REGRT pour l'électricité s'appuie sur les scénarios de rupture de l'approvisionnement en gaz naturel et de défaillance d'infrastructures élaborés par le REGRT pour le gaz en vertu de l'article 7 du règlement (UE) 2017/1938.

5.  Avant de soumettre sa proposition de méthodologie à l'ACER, le REGRT pour l'électricité organise une consultation associant, au minimum, les centres de coordination régionaux, les organisations de l'industrie et les organisations de consommateurs, les producteurs ou leurs organisations commerciales, les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution concernés, les autorités compétentes, les autorités de régulation et d'autres autorités nationales concernés. Le REGRT pour l'électricité tient dûment compte des résultats de la consultation et les présente, accompagnés de la méthodologie proposée, lors d'une réunion du groupe de coordination pour l'électricité.

6.  Dans un délai de deux mois à compter de la réception de la proposition de méthodologie, l’ACER approuve ou modifie celle-ci, après consultation du groupe de coordination pour l'électricité dans sa formation composée uniquement de représentants des États membres. Le REGRT pour l'électricité et l'ACER publient la version finale de la méthodologie sur leur site internet.

7.  Le REGRT pour l'électricité met à jour et améliore la méthodologie conformément aux paragraphes 1 à 6 lorsque de nouvelles informations significatives deviennent disponibles. Le groupe de coordination pour l'électricité dans sa formation composée uniquement de représentants des États membres peut recommander, et l’ACER ou la Commission peuvent demander, moyennant due justification, que soient effectuées de telles mises à jour et améliorations. Dans un délai de six mois à compter de la réception de la demande, le REGRT pour l'électricité soumet à l'ACER un projet des modifications proposées. Dans un délai de deux mois à compter de la réception de ce projet, l’ACER approuve ou modifie les modifications proposées, après consultation du groupe de coordination pour l'électricité dans sa formation composée uniquement de représentants des États membres. Le REGRT pour l'électricité et l'ACER publient la version finale de la méthodologie mise à jour sur leur site internet.

Article 6

Identification de scénarios régionaux de crise électrique

1.  Dans un délai de six mois à compter de l'approbation de la méthodologie en vertu de l'article 5, paragraphe 6, le REGRT pour l'électricité identifie, sur la base de cette méthodologie et en étroite coopération avec le groupe de coordination pour l'électricité, les centres de coordination régionaux, les autorités compétentes et les autorités de régulation, les scénarios de crise électrique les plus pertinents pour chaque région. Il peut déléguer les tâches relatives à l'identification des scénarios régionaux de crise électrique aux centres de coordination régionaux.

2.  Le REGRT pour l'électricité soumet les scénarios régionaux de crise électrique aux gestionnaires de réseau de transport concernés, aux centres de coordination régionaux concernés, aux autorités compétentes et aux autorités de régulation concernées, ainsi qu'au groupe de coordination pour l'électricité. Le groupe de coordination pour l'électricité peut recommander des modifications.

3.  Le REGRT pour l'électricité met à jour les scénarios régionaux de crise électrique tous les quatre ans, à moins que les circonstances ne justifient des mises à jour plus fréquentes.

Article 7

Identification de scénarios nationaux de crise électrique

1.  Dans un délai de quatre mois à compter de l'identification des scénarios régionaux de crise de l’électricité conformément à l’article 6, paragraphe 1, l’autorité compétente identifie les scénarios nationaux de crise électrique les plus pertinents.

2.   Lors de l'identification des scénarios nationaux de crise électrique, l'autorité compétente consulte les gestionnaires de réseau de transport, les gestionnaires de réseau de distribution que l’autorité compétente estime concernés, les producteurs concernés ou leurs organisations commerciales, et l'autorité de régulation lorsque celle-ci n'est pas l'autorité compétente.

3.  Les scénarios nationaux de crise électrique sont identifiés sur la base, au minimum, des risques visés à l’article 5, paragraphe 2, et sont cohérents avec les scénarios régionaux de crise électrique identifiés conformément à l’article 6, paragraphe 1. Les États membres mettent à jour les scénarios nationaux de crise électrique tous les quatre ans, à moins que les circonstances ne justifient des mises à jour plus fréquentes.

4.  Dans un délai de quatre mois à compter de l'identification des scénarios régionaux de crise électrique conformément à l'article 6, paragraphe 1, les États membres informent le groupe de coordination pour l'électricité et la Commission de leur évaluation des risques associés à la propriété des infrastructures pertinents pour la sécurité d'approvisionnement en électricité, ainsi que de toutes les mesures prises pour prévenir ou atténuer ces risques, et indiquent la raison pour laquelle ces mesures sont jugées nécessaires et proportionnées.

Article 8

Méthodologie pour les évaluations de l’adéquation à court terme et saisonnière

1.  Au plus tard le ... [six mois après la date d'entrée en vigueur du présent règlement], le REGRT pour l'électricité soumet à l'ACER une proposition de méthodologie pour l'évaluation de l'adéquation saisonnière et à court terme, à savoir à des échéances d'un mois, d'une semaine à au moins un jour, qui couvre au minimum les éléments suivants:

(a)  l’incertitude associée à des facteurs tels que la probabilité d’une interruption de la capacité de transport, la probabilité d’une indisponibilité imprévue d'installations de production électrique, des mauvaises conditions météorologiques, une demande variable, en particulier des pics en fonction des conditions météorologiques, et la variabilité de la production d’énergie produite à partir de sources renouvelables;

(b)  la probabilité de survenance d’une crise électrique;

(c)  la probabilité de survenance d'une crise électrique simultanée.

2.   La méthodologie visée au paragraphe 1 prévoit une approche probabiliste, y compris plusieurs scénarios, et tient compte du contexte régional, national et de l’Union, y compris le niveau d’interconnexion entre les États membres et, dans la mesure du possible, des pays tiers dans des zones synchrones de l’Union. La méthodologie prend en considération les spécificités du secteur énergétique de chaque État membre, y compris les conditions météorologiques particulières et les circonstances extérieures.

3.  Avant de soumettre sa proposition de méthodologie, le REGRT pour l'électricité organise une consultation associant, au minimum, les centres de coordination régionaux, les organisations de l’industrie et les organisations de consommateurs, les producteurs ou leurs organisations commerciales, les gestionnaires de réseau de transport, les gestionnaires de réseau de distribution concernés, les autorités compétentes, les autorités de régulation et d'autres autorités nationales concernés. Le REGRT pour l'électricité tient dûment compte des résultats de la consultation et les présente, accompagnés de la méthodologie proposée, lors d'une réunion du groupe de coordination pour l'électricité.

4.  Dans un délai de deux mois à compter de la réception de la proposition de méthodologie, l’ACER approuve ou modifie celle-ci, après consultation du groupe de coordination pour l'électricité dans sa formation composée uniquement de représentants des États membres. Le REGRT pour l'électricité et l'ACER publient la version finale de la méthodologie sur leur site internet.

5.  Le REGRT pour l'électricité met à jour et améliore la méthodologie conformément aux paragraphes 1 à 4 lorsque de nouvelles informations significatives deviennent disponibles. Le groupe de coordination pour l'électricité, dans sa formation composée uniquement de représentants des États membres, peut recommander, et l’ACER ou la Commission peuvent demander, moyennant due justification, que soient effectuées de telles mises à jour et améliorations. Dans un délai de six mois à compter de la réception de la demande, le REGRT pour l'électricité soumet à l'ACER un projet des modifications proposées. Dans un délai de deux mois à compter de la réception de ce projet, l’ACER approuve ou modifie les modifications proposées, après consultation du groupe de coordination pour l'électricité dans sa formation composée uniquement de représentants des États membres. Le REGRT pour l'électricité et l'ACER publient la version finale de la méthodologie mise à jour sur leur site internet.

Article 9

Évaluations de l’adéquation à court terme et saisonnière

1.  Toutes les évaluations de l'adéquation à court terme, qu'elles soient effectuées au niveau national, régional ou de l'Union, sont effectuées conformément à la méthodologie mise au point en vertu de l'article 8.

2.  Le REGRT pour l'électricité effectue des évaluations de l'adéquation saisonnière conformément à la méthodologie mise au point en vertu de l'article 8. Il publie les résultats de l'évaluation de l'adéquation d'hiver au plus tard le 1er décembre de chaque année et les résultats de l'évaluation de l'adéquation d’été au plus tard le 1er juin de chaque année. Il peut déléguer les tâches relatives aux évaluations de l'adéquation aux centres de coordination régionaux. Il présente l'évaluation de l'adéquation lors d'une réunion du groupe de coordination pour l'électricité, lequel peut formuler des recommandations, le cas échéant.

3.  Les centres de coordination régionaux effectuent des évaluations de l'adéquation à des échéances allant d'une semaine à au moins un jour conformément au règlement (UE) 2017/1485 selon la méthodologie adoptée en vertu de l'article 8 du présent règlement.

Chapitre III

Plans de préparation aux risques

Article 10

Établissement de plans de préparation aux risques

1.  Sur la base des scénarios régionaux et nationaux de crise électrique identifiés en vertu des articles 6 et 7, l'autorité compétente de chaque État membre établit un plan de préparation aux risques, après consultation des gestionnaires de réseau de distribution que l'autorité compétente estime concernés, des gestionnaires de réseau de transport, des producteurs concernés ou de leurs organisations commerciales, des entreprises d'électricité et de gaz naturel, des organismes concernés représentant les intérêts des clients industriels et non industriels consommateurs d'électricité, et de l'autorité de régulation lorsqu'elle n'est pas l'autorité compétente.

2.  Ce plan de préparation aux risques comporte des mesures nationales ainsi que des mesures régionales et, le cas échéant, bilatérales telles que prévues aux articles 11 et 12. Conformément à l'article 16, toutes les mesures qui sont envisagées ou prises pour prévenir et atténuer les crises électriques et s'y préparer respectent pleinement les règles régissant le marché intérieur de l'électricité et le fonctionnement du système. Ces mesures sont clairement définies, transparentes, proportionnées et non discriminatoires.

3.  Le plan de préparation aux risques est élaboré conformément aux articles 11 et 12 et au modèle figurant à l'annexe. Le cas échéant, les États membres peuvent inclure des informations supplémentaires dans le plan de préparation aux risques.

4.  Afin de garantir la cohérence des plans de préparation aux risques, les autorités compétentes soumettent les projets de plan, pour consultation, aux autorités compétentes des États membres concernés dans la région, avant l'adoption de leurs plans de préparation aux risques,▌et, lorsqu’ils ne se trouvent pas dans la même région, aux autorités compétentes des États membres directement connectés, ainsi qu'au groupe de coordination pour l'électricité

5.  Dans un délai de six mois à compter de la réception du projet de plans de préparation aux risques, les autorités compétentes visées au paragraphe 4 et le groupe de coordination pour l’électricité ▌peuvent formuler des recommandations en ce qui concerne le projet de plan soumis en application du paragraphe 4.

6.  Dans un délai de neuf mois à compter de la soumission leurs projets de plan, les autorités compétentes concernées adoptent leurs plans de préparation aux risques, en tenant compte des résultats de la consultation en application du paragraphe 4 et de toutes les recommandations formulées en application du paragraphe 5. Elles notifient sans retard leurs plans de préparation aux risques à la Commission.

7.  Les autorités compétentes et la Commission publient les plans de préparation aux risques sur leurs sites internet, tout en garantissant la confidentialité des informations sensibles, notamment les informations sur les mesures en matière de prévention ou d'atténuation des conséquences des actes de malveillance. La protection de la confidentialité des informations sensibles est fondée sur les principes établis en application de l'article 19.

8.  Les autorités compétentes adoptent et publient leurs premiers plans de préparation aux risques au plus tard le ... [30 mois après la date d’entrée en vigueur du présent règlement]. Ils les mettent à jour ensuite tous les quatre ans, à moins que les circonstances ne justifient des mises à jour plus fréquentes.

Article 11

Contenu des plans de préparation aux risques en ce qui concerne les mesures nationales

1.  Le plan de préparation aux risques de chaque État membre définit toutes les mesures nationales qui sont envisagées ou prises pour prévenir et atténuer les crises électriques identifiées en vertu des articles 6 et 7 et s’y préparer. Il doit au moins:

(a)  contenir un résumé des scénarios de crise électrique identifiés pour l'État membre et la région concernés, conformément aux procédures prévues aux articles 6 et 7;

(b)  définir le rôle et les responsabilités de l'autorité compétente et décrire les tâches qui, le cas échéant, ont été déléguées à d'autres organismes;

(c)  décrire les mesures nationales conçues pour prévenir les risques identifiés en vertu des articles 6 et 7 ou pour s’y préparer;

(d)  désigner un coordinateur de crise national et définir ses tâches;

(e)  établir des procédures détaillées à suivre en cas de crises électriques, notamment les mécanismes correspondants de flux d'information;

(f)  identifier la contribution des mesures fondées sur le marché pour faire face aux crises électriques, notamment les mesures axées sur l'offre et les mesures axées sur la demande;

(g)  identifier d'éventuelles mesures non fondées sur le marché à mettre en œuvre en cas de crise électrique, tout en précisant les critères de déclenchement, les conditions et les procédures pour leur mise en œuvre, et en indiquant de quelle manière elles respectent les exigences prévues à l'article 16 ainsi que les mesures régionales et bilatérales;

(h)  fournir un cadre pour un délestage manuel stipulant dans quelles circonstances le délestage doit avoir lieu et, en ce qui concerne la sécurité publique et la sûreté des personnes, précisant quelles sont les catégories d'utilisateurs d'électricité qui, conformément au droit national, sont en droit de bénéficier d'une protection particulière contre les interruptions de service, justifiant la nécessité d'une telle protection et indiquant de quelle manière les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution des États membres concernés doivent réduire la consommation;

(i)  décrire les mécanismes utilisés pour informer le public au sujet des crises électriques;

(j)   décrire les mesures nationales nécessaires pour mettre en œuvre et faire appliquer les mesures régionales et, le cas échéant, bilatérales convenues en vertu de l'article 12;

(k)   contenir des informations relatives à des plans connexes et nécessaires pour le développement du futur réseau devant permettre de faire face aux conséquences des scénarios de crise électrique identifiés.

2.  Toutes les mesures nationales tiennent pleinement compte des mesures régionales et, le cas échéant, bilatérales convenues en vertu de l'article 12 et ne compromettent ni la sécurité d'exploitation ou la sécurité du réseau de transport, ni la sécurité d'approvisionnement en électricité d'autres États membres▌.

Article 12

Contenu des plans de préparation aux risques en ce qui concerne les mesures régionales et bilatérales

1.  Outre les mesures nationales visées à l'article 11, le plan de préparation aux risques de chaque État membre comporte des mesures régionales et, le cas échéant, des mesures bilatérales en vue de prévenir ou de gérer de manière satisfaisante les crises électriques ayant des implications transfrontières. Les mesures régionales sont convenues au sein de la région concernée entre les États membres qui ont la capacité technique de se prêter mutuellement assistance conformément à l’article 15. À cette fin, les États membres peuvent également constituer des sous-groupes au sein d’une région. Les mesures bilatérales font l'objet d'un accord entre les États membres qui sont directement connectés mais qui ne se trouvent pas dans la même région. Les États membres veillent à la cohérence des mesures régionales et bilatérales. Les mesures régionales et bilatérales comprennent au minimum les éléments suivants:

(a)  la désignation d'un coordinateur de crise;

(b)  des mécanismes pour partager les informations et coopérer▌;

(c)  des mesures coordonnées visant à atténuer les incidences d'une crise électrique, notamment en cas de crise électrique simultanée, aux fins de l'assistance prêtée conformément à l'article 15;

(d)  des procédures pour la réalisation d'exercices annuels ou bisannuels des plans de préparation aux risques;

(e)  des mécanismes de déclenchement des mesures non fondées sur le marché qui doivent être activées conformément à l'article 16, paragraphe 2.

2.  Les États membres concernés conviennent des mesures régionales et bilatérales qui doivent figurer dans le plan de préparation aux risques, après consultation des centres de coordination régionaux pertinents. La Commission peut jouer un rôle de facilitateur dans l'élaboration de l'accord sur les mesures régionales et bilatérales. La Commission peut demander à l'ACER et au REGRT pour l'électricité de fournir une assistance technique aux États membres en vue de faciliter la conclusion de cet accord. Au moins huit mois avant l’expiration du délai pour l’adoption ou pour la mise à jour du plan de préparation aux risques, les autorités compétentes font rapport au groupe de coordination pour l’électricité sur les accords conclus. Si les États membres ne peuvent pas parvenir à un accord, les autorités compétentes concernées communiquent à la Commission les raisons d'un tel désaccord. Dans un tel cas, la Commission propose des mesures comprenant un mécanisme de coopération pour la conclusion d’un accord sur les mesures régionales et bilatérales.

3.  Avec la participation des parties prenantes concernées, les autorités compétentes des États membres de chaque région réalisent périodiquement des exercices sur l'efficacité des procédures élaborées dans le cadre des plans de préparation aux risques pour prévenir les crises électriques, y compris des mécanismes visés au paragraphe 1, point b), et effectuent des simulations de crise électrique bisannuelles, en testant notamment ces mécanismes.

Article 13

Évaluation des plans de préparation aux risques par la Commission

1.  Dans un délai de quatre mois à compter de la notification par l'autorité compétente du plan de préparation aux risques adopté, la Commission procède à son évaluation en tenant dûment compte des points de vue exprimés par le groupe de coordination pour l’électricité.

2.  La Commission, après consultation du groupe de coordination pour l'électricité, émet un avis non contraignant présentant les raisons circonstanciées et le soumet à l’autorité compétente accompagné d'une recommandation de réexamen de son plan de préparation aux risques lorsque ce plan:

(a)  ne permet pas d'atténuer efficacement les risques identifiés dans les scénarios de crise électrique;

(b)  est incompatible avec les scénarios de crise de l’électricité identifiés ou avec le plan de préparation aux risques d’un autre État membre;

(c)  ne respecte pas les exigences fixées à l'article 10, paragraphe 2;

(d)  prévoit des mesures qui risquent de menacer la sécurité d’approvisionnement en électricité dans d’autres États membres;

(e)  fausse indûment la concurrence ou entrave le bon fonctionnement du marché intérieur; ou

(f)  ne respecte pas les dispositions du présent règlement ou d’autres dispositions du droit de l’Union.

3.  Dans un délai de trois mois à compter de la réception de l'avis de la Commission visé au paragraphe 2, l'autorité compétente concernée tient pleinement compte de la recommandation de la Commission et, soit notifie le plan de préparation aux risques modifié à la Commission, soit notifie à la Commission les raisons pour lesquelles elle s'oppose à la recommandation.

4.  Lorsque l'autorité compétente s'oppose à une recommandation de la Commission, la Commission peut, dans un délai de quatre mois à compter de la réception de la notification des motifs d’opposition de l'autorité compétente, retirer sa recommandation ou convoquer une réunion avec l’autorité compétente et, lorsque la Commission le juge nécessaire, le groupe de coordination pour l'électricité, en vue d'examiner la question. La Commission présente les motifs circonstanciés justifiant sa demande de modification du plan de préparation aux risques. Lorsque l'autorité compétente concernée s'écarte, dans sa position finale, des motifs circonstanciés de la Commission, elle motive sa position auprès de la Commission dans un délai de deux mois à compter de la réception des motifs circonstanciés de la Commission.

Chapitre IV

Gestion des crises électriQUES

Article 14

Alerte précoce et déclaration d’une crise électrique

1.  Lorsqu'une évaluation de l'adéquation saisonnière ou toute autre source qualifiée fournit des informations concrètes, sérieuses et fiables, selon lesquelles il pourrait se produire une crise électrique▌dans un État membre, l'autorité compétente de cet État membre émet une alerte précoce, sans retard injustifié, à l’attention de la Commission, des autorités compétentes des États membres de la même région et, lorsqu’ils ne se trouvent pas dans la même région, des autorités compétentes des États membres directement connectés. L'autorité compétente concernée fournit également des informations sur les causes de l'éventuelle crise électrique, sur les mesures envisagées ou prises pour prévenir une crise électrique et sur l'éventuel besoin d'assistance de la part d'autres États membres. Ces informations comprennent les incidences éventuelles des mesures sur le marché intérieur de l'électricité▌. La Commission transmet ces informations au groupe de coordination pour l'électricité.

2.  Lorsqu'elle est confrontée à une crise électrique, l'autorité compétente, après consultation du gestionnaire de réseau de transport concerné, déclare une crise électrique et, sans retard injustifié, en informe les autorités compétentes des États membres de la même région et, lorsqu'ils ne se trouvent pas dans la même région, les autorités compétentes des États membres directement connectés, ainsi que la Commission. Ces informations portent notamment sur les causes de la détérioration de l'état d'approvisionnement en électricité, les raisons qui ont conduit à déclarer une crise électrique, les mesures envisagées ou prises pour l'atténuer ainsi que le besoin éventuel d'assistance de la part d'autres États membres.

3.  Lorsque la Commission, le groupe de coordination pour l'électricité ou les autorités compétentes des États membres de la même région et, lorsqu'ils ne se trouvent pas dans la même région, les autorités compétentes des États membres directement connectés jugent les informations fournies en vertu du paragraphe 1 ou 2 insuffisantes, ils peuvent demander à l'État membre concerné de fournir des informations complémentaires.

4.  Lorsqu’une autorité compétente émet une alerte précoce ou déclare une crise électrique, les mesures prévues dans le plan de préparation aux risques sont suivies dans toute la mesure du possible.

Article 15

Coopération et assistance

1.  Les États membres agissent et coopèrent dans un esprit de solidarité en vue de prévenir et de gérer les crises de l'électricité▌.

2.  Lorsqu'ils disposent de la capacité technique nécessaire, les États membres proposent de se prêter mutuellement assistance au moyen de mesures régionales ou bilatérales convenues en vertu du présent article et de l'article 12 avant que cette assistance ne soit fournie. À cette fin, et aux fins de protéger la sécurité publique et la sûreté des personnes, les États membres conviennent de mesures régionales ou bilatérales de leur choix afin que l'électricité soit fournie d'une manière coordonnée.

3.  Les États membres conviennent des arrangements techniques, juridiques et financiers nécessaires en vue de la mise en œuvre des mesures régionales ou bilatérales avant que l'assistance ne soit fournie. Ces arrangements précisent, entre autres, la quantité maximale d'électricité à fournir au niveau régional ou bilatéral, le critère de déclenchement de l'assistance éventuelle et de suspension de l’assistance, la manière de fournir l'électricité et les dispositions relatives à une indemnisation équitable entre États membres conformément aux paragraphes 4, 5 et 6.

4.  L'assistance est soumise à un accord préalable entre les États membres concernés relatif à une indemnisation équitable, qui couvre au moins:

(a)  le coût de l'électricité acheminée sur le territoire de l'État membre qui demande l’assistance ainsi que les coûts de transport associés; et

(b)  tout autre coût raisonnable exposé par l'État membre qui fournit l'assistance, y compris en ce qui concerne le remboursement de la préparation d’une assistance qui ne serait finalement pas fournie, ainsi que tout coût résultant d'une procédure judiciaire, d'une procédure d'arbitrage ou de procédures et règlements similaires.

5.  Conformément au paragraphe 4, une indemnisation équitable inclut, entre autres, tous les coûts raisonnables que l'État membre qui fournit l’assistance supporte du fait de l'obligation de verser une indemnisation en vertu des droits fondamentaux garantis par le droit de l'Union et en vertu des obligations internationales applicables lors de la mise en œuvre des dispositions du présent règlement relatives à l'assistance, ainsi que tout autre coût raisonnable découlant du versement d'une indemnisation conformément aux règles nationales en matière d’indemnisation.

6.  L'État membre qui demande l’assistance verse ou veille à ce que soit versée rapidement une indemnisation équitable à l'État membre qui fournit l’assistance.

7.  Au plus tard le ... [six mois après la date d'entrée en vigueur du présent règlement], après consultation du groupe de coordination pour l'électricité et de l'ACER, la Commission fournit des orientations non contraignantes concernant les éléments clés de l’indemnisation équitable visée aux paragraphes 3 à 6, et d'autres éléments clés des arrangements techniques, juridiques et financiers visés au paragraphe 3, ainsi que les principes généraux relatifs à l'assistance mutuelle visée au paragraphe 2.

8.   En cas de crise électrique, si les États membres n'ont pas encore convenu des mesures régionales ou bilatérales ni des arrangements techniques, juridiques et financiers en vertu du présent article, ils conviennent des mesures et des arrangements ad hoc aux fins de l'application du présent article, y compris en ce qui concerne l’indemnisation équitable en vertu des paragraphes 4, 5 et 6. Lorsqu’un État membre demande une assistance avant que de telles mesures et arrangements ad hoc n'aient été convenus, il s’engage, avant de recevoir cette assistance, à verser une indemnisation équitable conformément aux paragraphes 4, 5 et 6.

9.  Les États membres veillent à ce que les dispositions du présent règlement relatives à l'assistance soient mises en œuvre conformément aux traités, à la charte des droits fondamentaux de l'Union européenne et aux autres obligations internationales applicables. Ils prennent les mesures qui s'imposent à cette fin.

Article 16

Respect des règles du marché

1.  Les mesures prises pour prévenir ou atténuer les crises électriques respectent les règles régissant le marché intérieur de l'électricité et le fonctionnement du système.

2.  Des mesures non fondées sur le marché ne sont activées en cas de crise électrique▌qu’en dernier ressort si toutes les possibilités offertes par le marché ont été épuisées ou lorsqu'il est manifeste que les mesures fondées sur le marché ne suffisent pas à elles seules pour prévenir une détérioration ultérieure de l'état d'approvisionnement en électricité. Les mesures non fondées sur le marché ne faussent pas indûment la concurrence ni le fonctionnement efficace du marché intérieur de l’électricité. Elles sont nécessaires, proportionnées, non discriminatoires et temporaires. L'autorité compétente informe les parties prenantes concernées dans son État membre de l'application de toute mesure non fondée sur le marché.

3.  Il n'est recouru à la réduction des transactions, y compris la réduction de la capacité d'échange entre zones déjà allouée, à la limitation de la mise à disposition de la capacité d'échange entre zones pour l’allocation de capacité ou à la limitation de la mise à disposition des horaires que conformément à l’article 16, paragraphe 2, du règlement (UE) 2019/...(30) et des règles adoptées pour mettre en œuvre ladite disposition.

CHAPITRE V

Évaluation et SURVEILLANCE

Article 17

Évaluation ex post

1.  Dès que possible et, en tout état de cause, trois mois après la fin d'une crise électrique, l'autorité compétente de l'État membre qui a déclaré la crise électrique remet un rapport d’évaluation ex post au groupe de coordination pour l’électricité et à la Commission, après consultation de l’autorité de régulation, lorsque l’autorité de régulation n’est pas l’autorité compétente.

2.  Le rapport d'évaluation ex post comprend au minimum:

a)  une description de l’événement qui a déclenché la crise électrique;

b)  une description de toute mesure de prévention, de préparation et d’atténuation mise en œuvre ainsi qu’une évaluation de leur proportionnalité et de leur efficacité;

c)  une évaluation des incidences transfrontières des mesures prises;

d)  un bilan de l’assistance préparée, qu’elle soit ou non effectivement mise en œuvre, pour des États membres voisins et des pays tiers ou fournie par ceux-ci;

e)  l’impact économique de la crise de l’électricité et l’incidence des mesures prises sur le secteur de l’électricité dans une mesure permise par les données disponibles au moment de l'évaluation, et notamment les volumes d’énergie non desservie et le niveau de déconnexion manuelle de la demande (y compris une comparaison entre le niveau de déconnexion volontaire et le niveau de déconnexion forcée de la demande);

f)  les raisons justifiant l’application de toutes mesures non fondées sur le marché;

g)  les améliorations éventuelles ou proposées au plan de préparation aux risques;

h)   une vue d'ensemble des améliorations envisageables pour le développement du réseau, lorsqu'un développement insuffisant de celui-ci a causé la crise électrique ou y a contribué.

3.  Lorsque le groupe de coordination pour l'électricité et la Commission juge que les informations fournies dans le rapport d'évaluation ex post sont insuffisantes, il peut inviter l'autorité compétente concernée à fournir des informations complémentaires.

4.  L'autorité compétente concernée présente les résultats de l’évaluation ex post lors d'une réunion du groupe de coordination pour l’électricité. Ces résultats sont pris en compte dans le plan de préparation aux risques actualisé.

Article 18

Surveillance▌

1.  En plus d'accomplir d’autres tâches définies dans le présent règlement, le groupe de coordination pour l'électricité ▌examine:

a)  les résultats du plan décennal de développement du réseau dans le secteur de l’électricité élaboré par le REGRT pour l'électricité ;

b)  la cohérence des plans de préparation aux risques adoptés par les autorités compétentes selon la procédure visée à l'article 10;

c)  les résultats des évaluations européennes de l'adéquation des ressources effectuées par le REGRT pour l'électricité , telles que visées à l'article 23, paragraphe 4, du règlement (UE) 2019/... (31) ;

d)  les performances des États membres dans le domaine de la sécurité d'approvisionnement en électricité en tenant compte, au minimum, des indicateurs calculés dans l'évaluation européenne de l'adéquation des ressources, à savoir les prévisions d'énergie non desservie et de perte de charge;

e)  les résultats des évaluations de l'adéquation saisonnière visées à l'article 9, paragraphe 2;

f)  les informations communiquées par les États membres en application de l’article 7, paragraphe 4;

g)  les résultats de l'évaluation ex post visée à l'article 17, paragraphe 4;

h)  la méthodologie pour l’évaluation de l'adéquation à court terme visée à l'article 8;

i)  la méthodologie pour l'identification des scénarios régionaux de crise électrique visés à l'article 5.

2.  Le groupe de coordination pour l'électricité peut formuler des recommandations aux États membres ainsi qu'au REGRT pour l'électricité en ce qui concerne les éléments visés au paragraphe 1.

3.  L'ACER assure la surveillance continue de la sécurité de mesures d’approvisionnement en électricité et fait régulièrement rapport au groupe de coordination pour l'électricité.

4.  Au plus tard le 1er septembre 2025, sur la base de l'expérience acquise dans l'application du présent règlement, la Commission évalue les moyens envisageables pour renforcer la sécurité d'approvisionnement en électricité au niveau de l'Union et présente un rapport au Parlement européen et au Conseil sur l'application du présent règlement, y compris, s'il y a lieu, en formulant des propositions législatives en vue de modifier le présent règlement.

Article 19

Traitement des informations confidentielles

1.  Les États membres et les autorités compétentes mettent en œuvre les procédures visées dans le présent règlement conformément aux règles applicables, y compris les règles nationales relatives au traitement des informations et des procédures confidentielles. Si la mise en œuvre de ces règles conduit à ce que ces informations ne soient pas divulguées, entre autres dans le cadre de plans de préparation aux risques, l’État membre ou l’autorité peut en fournir un résumé non confidentiel qu'il ou elle communique sur demande.

2.  Lorsque la Commission, l’ACER, le groupe de coordination pour l’électricité, le REGRT pour l'électricité, les États membres, les autorités compétentes, les autorités de régulation et tout autre organisme, entité ou personne concerné reçoivent des informations confidentielles en application du présent règlement, ils garantissent la confidentialité des informations sensibles.

Chapitre VI

Dispositions finales

Article 20

Coopération avec les parties contractantes de la Communauté de l’énergie

Lorsque les États membres et les parties contractantes de la Communauté de l'énergie ▌coopèrent dans le domaine de la sécurité d'approvisionnement en électricité, cette coopération peut porter notamment sur la définition d'une crise électrique, le processus d'identification des scénarios de crise électrique et l’élaboration des plans de préparation aux risques afin qu'aucune mesure compromettant la sécurité d'approvisionnement en électricité des États membres, des parties contractantes de la Communauté de l’énergie ou de l'Union ne soit prise. À cet égard, les parties contractantes de la Communauté de l'énergie peuvent, lorsque la Commission les y invite, participer aux travaux du groupe de coordination pour l'électricité portant sur toutes les questions les concernant.

Article 21

Dérogation

Tant que Chypre n'est pas directement connecté à un autre État membre, les articles 6 et 12 et l'article 15, paragraphes 2 à 9, ne s'appliquent ni entre Chypre et d'autres États membres, ni au REGRT pour l'électricité en ce qui concerne Chypre. Chypre et les autres États membres concernés peuvent élaborer, avec l'aide de la Commission, des mesures et procédures alternatives à celles prévues aux articles 6 et 12 et à l'article 15, paragraphes 2 à 9, pour autant que ces mesures et procédures alternatives ne portent pas atteinte à l’application effective du présent règlement entre les autres États membres.

Article 22

Dispositions transitoires dans l’attente de la création des centres de coordination régionaux

Jusqu'à la date de création des centres de coordination régionaux en application de l'article 35 du règlement (UE) 2019/... (32), les régions s'adressent à un État membre ou à un groupe d'États membres situés dans la même zone synchrone.

Article 23

Abrogation

La directive 2005/89/CE est abrogée.

Article 24

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 ,

Par le Parlement européen Par le Conseil

Le président Le président

ANNEXE

Modèle de plan de préparation aux risques

Les documents établis à partir du modèle suivant sont en langue anglaise.

Informations générales

–  Dénomination de l'autorité compétente responsable de l’élaboration de ce plan

–  États membres dans la région

1.  Résumé des scénarios de crise électrique

Décrire brièvement les scénarios de crise électrique identifiés au niveau régional et national conformément à la procédure prévue aux articles 6 et 7, y compris la description des hypothèses appliquées.

2.  Rôles et responsabilités de l’autorité compétente

Définir les rôles et les responsabilités de l'autorité compétente et des organismes auxquels des tâches ont été déléguées.

Préciser les tâches qui, le cas échéant, ont été déléguées à d'autres organismes.

3.  PROCÉDURES ET MESURES EN CAS DE CRISE ÉLECTRIQUE

3.1.  Procédures et mesures nationales

a)  Décrire les procédures à suivre en cas de crise électrique, y compris les mécanismes concernant les flux d’informations;

b)  décrire les mesures préventives et préparatoires;

c)  décrire les mesures visant à atténuer les crises électriques, notamment les mesures axées sur l’offre et les mesures axées sur la demande, tout en indiquant dans quelles circonstances ces mesures peuvent être prises, et en particulier le critère de déclenchement de chaque mesure. Lorsque des mesures non fondées sur le marché sont envisagées, elles doivent être dûment justifiées à la lumière des exigences prévues à l’article 16 et être conformes aux mesures régionales et, le cas échéant, bilatérales;

(d)  fournir un cadre de délestage manuel, qui précise dans quelles circonstances le délestage doit avoir lieu▌. Préciser, au regard de la sécurité publique et la sûreté des personnes, quelles catégories d'utilisateurs d'électricité sont en droit de bénéficier d'une protection spéciale contre la déconnexion, et justifier la nécessité d’une telle protection. Préciser de quelle manière les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution devraient agir pour réduire la consommation;

(e)  décrire les mécanismes utilisés pour informer le public en cas de crise électrique.

3.2.  Procédures et mesures régionales et bilatérales

(a)  Décrire les mécanismes convenus pour coopérer au sein de la région et pour garantir une coordination appropriée avant et pendant une crise électrique, y compris les procédures décisionnelles pour une réaction appropriée au niveau régional;

(b)  décrire toutes les mesures régionales et bilatérales▌convenues, y compris toutes les dispositions techniques, juridiques et ▌financières nécessaires à la mise en œuvre de ces mesures. Dans le descriptif de ces dispositions, fournir des informations concernant notamment les quantités maximales d'électricité à fournir au niveau régional ou bilatéral, le critère de déclenchement de l'assistance et la possibilité de demander la suspension de cette assistance, la manière de fournir l'électricité et les dispositions relatives à une indemnisation équitable entre États membres. Décrire les mesures nationales nécessaires pour mettre en œuvre et faire appliquer les mesures régionales et bilatérales convenues.

(c)  Décrire les mécanismes en place pour coopérer et pour coordonner les actions, avant et pendant une crise électrique, avec d’autres États membres en dehors de la région ainsi qu’avec des pays tiers au sein de la zone synchrone concernée.

4.  COORDINATEUR DE CRISE

Indiquer le coordinateur de crise et définir son rôle. Préciser ses coordonnées.

5.  CONSULTATION DES PARTIES INTÉRESSÉES

Conformément à l'article 10, paragraphe 1, décrire le mécanisme utilisé pour les consultations et les résultats des consultations effectuées, aux fins de l’élaboration du présent plan, en indiquant:

a)  les entreprises d’électricité et de gaz naturel concernées, y compris les producteurs concernés ou leurs organisations commerciales;

b)  les organismes concernés représentant les intérêts des clients non industriels consommateurs d’électricité;

c)  les organismes concernés représentant les intérêts des clients industriels consommateurs d’électricité▌;

d)  les autorités de régulation ;

e)  les gestionnaires de réseau de transport;

f)  les gestionnaires de réseau de distribution concernés.

6.  EXERCICES DE PRÉPARATION AUX SITUATIONS D'URGENCE

a)  Indiquer le calendrier des simulations bisannuelles régionales (et aussi nationales le cas échéant) de réponse en temps réel en cas de crise électrique;

b)  indiquer, conformément à l’article 12, paragraphe 1, point d), les procédures convenues et les acteurs impliqués.

Pour les mises à jour du plan: décrire succinctement les exercices effectués depuis l’adoption du dernier plan et leurs principaux résultats. Indiquer les mesures adoptées à l'issue de ces exercices.

(1)JO C 288 du 31.8.2017, p. 91.
(2)JO C 342 du 12.10.2017, p. 79.
(3) Position du Parlement européen du 26 mars 2019.
(4) Règlement (UE) 2019/... du Parlement européen et du Conseil du ....
(5) JO: Veuillez insérer dans le texte le numéro du règlement figurant dans le document PE-CONS 9/19 (2016/0379 (COD)) et insérer dans la note de bas de page le numéro, le titre, la date et la référence de publication de ce règlement au Journal officiel.
(6) Directive (UE) 2019/... du Parlement européen et du Conseil du ....
(7) JO: Veuillez insérer dans le texte le numéro de la directive figurant dans le document PE-CONS 10/19 (2016/0380 (COD)) et insérer dans la note de bas de page le numéro, le titre, la date et la référence de publication de cette directive au Journal officiel.
(8)Directive 2005/89/CE du Parlement européen et du Conseil du 18 janvier 2006 concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l’approvisionnement en électricité et les investissements dans les infrastructures (JO L 33 du 4.2.2006, p. 22).
(9)Règlement (UE) 2017/1485 de la Commission du 2 août 2017 établissant une ligne directrice sur la gestion du réseau de transport de l’électricité (JO L 220 du 25.8.2017, p. 1).
(10)Règlement (UE) 2017/2196 de la Commission du 24 novembre 2017 établissant un code de réseau sur l’état d’urgence et la reconstitution du réseau électrique (JO L 312 du 28.11.2017, p. 54).
(11) Décision de la Commission du 15 novembre 2012 portant création du groupe de coordination pour l’électricité (JO C 353 du 17.11.2012, p. 2).
(12)Directive (UE) 2016/1148 du Parlement européen et du Conseil du 6 juillet 2016 concernant des mesures destinées à assurer un niveau élevé commun de sécurité des réseaux et des systèmes d’information dans l’Union (JO L 194 du 19.7.2016, p. 1).
(13) JO: Veuillez insérer dans le texte le numéro du règlement figurant dans le document PE-CONS 9/19 (2016/0379(COD)).
(14)Directive 2008/114/CE du Conseil du 8 décembre 2008 concernant le recensement et la désignation des infrastructures critiques européennes ainsi que l’évaluation de la nécessité d’améliorer leur protection (JO L 345 du 23.12.2008, p. 75).
(15)Décision nº 1313/2013/UE du Parlement européen et du Conseil du 17 décembre 2013 relative au mécanisme de protection civile de l’Union (JO L 347 du 20.12.2013, p. 924).
(16) JO: Veuillez insérer dans le texte le numéro de la directive figurant dans le document PE-CONS 10/19 (2016/0380(COD)).
(17) JO: Veuillez insérer dans le texte le numéro du règlement figurant dans le document PE-CONS 9/19 (2016/0379(COD)).
(18) JO: Veuillez insérer dans le texte le numéro du règlement figurant dans le document PE-CONS 83/18 (2016/0378 (COD)) et insérer dans la note de bas de page le numéro, le titre, la date et la référence de publication de ce règlement au Journal officiel.
(19) Règlement (UE) 2017/1938 du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2017 concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l’approvisionnement en gaz naturel et abrogeant le règlement (UE) nº 994/2010 (JO L 280 du 28.10.2017, p. 1).
(20)+ JO: Veuillez insérer dans le texte le numéro du règlement figurant dans le document PE-CONS 9/19 (2016/0379(COD)).
(21) JO: Veuillez insérer dans le texte le numéro du règlement figurant dans le document PE-CONS 9/19 (2016/0379(COD)).
(22) JO: Veuillez insérer dans le texte le numéro du règlement figurant dans le document PE-CONS 9/19 (2016/0379(COD)).
(23) JO: Veuillez insérer dans le texte le numéro du règlement figurant dans le document PE-CONS 9/19 (2016/0379(COD)).
(24) JO: Veuillez insérer dans le texte le numéro de la directive figurant dans le document PE-CONS 10/19 (2016/0380(COD)).
(25)+ JO: Veuillez insérer dans le texte le numéro de la directive figurant dans le document PE-CONS 10/19 (2016/0380(COD)).
(26)++ JO: Veuillez insérer dans le texte le numéro du règlement figurant dans le document PE-CONS 9/19 (2016/0379(COD)).
(27)+ JO: Veuillez insérer dans le texte le numéro de la directive figurant dans le document PE-CONS 10/19 (2016/0380(COD)).
(28)++ JO: Veuillez insérer dans le texte le numéro du règlement figurant dans le document PE-CONS 9/19 (2016/0379(COD)).
(29) JO: Veuillez insérer dans le texte le numéro du règlement figurant dans le document PE-CONS 9/19 (2016/0379(COD)).
(30) JO: Veuillez insérer dans le texte le numéro du règlement figurant dans le document PE-CONS 9/19 (2016/0379(COD)).
(31) JO: Veuillez insérer dans le texte le numéro du règlement figurant dans le document PE-CONS 9/19 (2016/0379(COD)).
(32) JO: Veuillez insérer dans le texte le numéro du règlement figurant dans le document PE-CONS 9/19 (2016/0379(COD)).

Dernière mise à jour: 27 mars 2019Avis juridique