Proposition de résolution en application de l'article 73 quinquies du Règlement, sur le paquet « Ajustement à l'objectif 55 » : Volet « Énergie » du Paquet « Ajustement à l'objectif 55 » : face à la dépendance énergétique, comment décarboner l'économie ?

Rapports d'information

Rapport d'information n° 584 (2021-2022), déposé le

LISTE DES CONTRIBUTIONS ÉCRITES

- Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie - Agence de la transition écologique (ADEME-ATE)

- Air liquide

- Association française du gaz (AFG)

- Association française du gaz naturel véhicule (AFGNV)

- Association française indépendante de l'électricité et du gaz (Afieg)

- Association nationale pour le développement de la mobilité électrique (Avere)

- EkWateur

- Électricité de France (EDF)

- Engie

- Fédération des services énergie environnement (Fedene)

- Fédération française du bâtiment (FFB)

- Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR)

- Fédération nationale de l'immobilier (Fnaim)

- France énergie éolienne (FEE)

- France gaz renouvelables (FGR)

- France hydrogène

- Fédération des producteurs d'oléagineux et de protéagineux (FOP)

- Gestionnaire du réseau de transport gaz (GRTgaz)

- Haut Conseil pour le climat (HCC)

- Mouvement des entreprises de France (Medef)

- Platform for electromobility

- Réseau de transport d'électricité (RTE)

- Syndicat des énergies renouvelables (SER)

- Union des industries utilisatrices d'énergie (Uniden)

- Union française de l'électricité (UFE)

- Union française des industries pétrolières (UFIP)

- Union sociale pour l'habitat (USH)

- Vattenfall.

ANNEXES

ANNEXE 1 : PRINCIPALES PROPOSITIONS DE RÈGLEMENTS ET DE DIRECTIVES DU VOLET « ÉNERGIE » DU PAQUET « AJUSTEMENT À L'OBJECTIF 55 »

Proposition
de texte

Objectifs et mesures

Proposition
de directive

sur la taxation de l'énergie

Objectif : Aligner la taxation des produits énergétiques et de l'électricité sur la politique de l'Union européenne en matière d'énergie et de climat, de manière à réduire les émissions de GES.

Mesures :

• Passage d'une taxation fondée sur le volume à une taxation fondée sur le contenu énergétique :

o À compter du 1 er janvier 2023, les taux suivants, classés en fonction des performances environnementales, sont appliqués (articles 7, 8, 9 et 10) :

§ les combustibles fossiles conventionnels, tels que le gazole et l'essence, sont taxés au taux le plus élevé, soit le taux de référence ;

§ les carburants et combustibles d'origine fossile moins nocifs et qui peuvent contribuer à la décarbonation à court et à moyen termes (gaz naturel, GPL, hydrogène d'origine fossile) sont taxés à deux tiers du taux de référence pendant une période transitoire de dix ans, avant d'atteindre le taux complet ;

§ les biocarburants durables mais non avancés sont taxés à 50 % du taux de référence ;

§ l'électricité, les biocarburants avancés, les bioliquides, le biogaz et l'hydrogène d'origine renouvelable bénéficient du taux le plus bas ;

o Une période transitoire de dix ans est prévue dans certains secteurs, avec une augmentation de la taxation d'un dixième par an jusqu'à la fin de la période transitoire, c'est-à-dire jusqu'au 1 er janvier 2033 (article 7) ;

o À compter du 1 er janvier 2024, ces taux seront adaptés annuellement sur la base de la variation de l'indice des prix à la consommation harmonisé publié par Eurostat (article 5) ;

o La directive ne s'applique pas à la taxation en aval de la chaleur ni aux produits énergétiques à double usage ou utilisés autrement que comme carburants ou combustibles ni à l'électricité utilisée pour la chimie, l'électrolyse ou la métallurgie (article 3).

• Nécessité d'une taxation de la navigation aérienne et de la navigation par voie d'eau, y compris pour le secteur de la pêche, intra-UE :

o Dispositions applicables à l'aviation (article 14) :

§ les taux minimaux de taxation sont atteints sur une période transitoire de dix ans ;

§ un taux minimal nul s'applique aux carburants alternatifs durables et à l'électricité durable pendant dix ans ;

§ les niveaux de taxation sont différents pour l'aviation intra-UE autre que l'aviation d'affaires et pour les vols intra-UE autres que les vols d'agrément ;

§ les services aériens intra-UE affectés exclusivement au transport de fret sont exonérés.

o Dispositions applicables à la navigation par voie d'eau (article 15) :

§ pour la navigation maritime intra-UE ainsi que la navigation régulière, la pêche et le transport de fret sur les voies navigables intérieures, les niveaux minimaux de taxation sont ceux applicables pour l'utilisation de carburants à des fins spécifiques ;

§ un taux minimal nul s'applique aux carburants alternatifs durables et à l'électricité pendant dix ans ;

§ l'électricité fournie par le réseau électrique terrestre aux navires à quai dans les ports peut être exonérée.

o Pour la navigation aérienne et par voie d'eau extra-UE , sans préjudice des obligations internationales, les États membres peuvent exonérer ou appliquer les mêmes niveaux de taxation que pour la navigation intra-UE, en fonction du type de vol ou d'activité.

• Possibilité de réductions ou d'exonération fiscales (article 6) :

o Exonération des ménages reconnus comme vulnérables , c'est-à-dire situés sous le seuil de risque de pauvreté correspondant à 60 % du revenu disponible équivalent médian national, de la taxation des produits énergétiques et de l'électricité pendant une période transitoire de dix ans (article 17) ;

o Réductions ciblées , à condition qu'elles ne soient pas inférieures aux taux minimaux :

§ aux ménages ou par des organismes caritatifs (article 17) ;

§ à certains secteurs (transports, déchets, administrations, forces armées, santé, travaux agricoles, horticoles ou aquacoles, sylviculture) (même article) ;

§ à certains produits (production combinée de chaleur et d'électricité, production d'électricité à partir de sources renouvelables) (même article) ;

§ aux entreprises grandes consommatrices d'énergie et autres (article 18).

• Renforcement des exigences en matière de contrôle et de circulation pour certains produits , comme les huiles lubrifiantes (article 21).

• Définition de conditions particulières d'exigibilité pour certains produits , comme l'hydrogène (article 22).

• Obligation pour les États membres d'adopter ou de publier, au plus tard le 31 décembre 2022, les dispositions législatives, réglementaires et administratives prises pour se conformer au règlement (article 30).

• Obligations en matière de rapports :

o Les États membres doivent informer la Commission des niveaux de taxation appliqués ainsi que des volumes correspondants de produits énergétiques et d'électricité soumis à taxation (article 26) ;

o Tous les cinq ans, la Commission doit présenter au Conseil un rapport concernant l'application de la directive et, le cas échéant, une proposition en vue de la modification de cette dernière (article 31).

Proposition
de directive

sur les énergies renouvelables

Objectif : Augmenter l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables d'ici à 2030, favoriser une meilleure intégration du système énergétique et contribuer aux objectifs climatiques et environnementaux.

Mesures :

• Changement de la définition des carburants renouvelables d'origine non biologique et de la valeur par défaut et ajout de nouvelles définitions (par exemple, la définition du bois rond de qualité ou encore du marché de l'électricité) (article 1 er paragraphe 1).

• Relèvement de l'objectif de la part d'énergie de sources renouvelables dans la consommation finale brute d'énergie de l'Union de 32 % à 40 % d'ici à 2030 (article 1 er paragraphe 2).

• Renforcement de l'obligation de réduire au minimum les risques de distorsions indues sur le marché résultant des régimes d'aide et d'éviter de soutenir certaines matières premières destinées à la production d'énergie selon le principe de l'utilisation en cascade (article 1 er paragraphe 2).

• Suppression du soutien à la production d'électricité à partir de la biomasse à compter du 31 décembre 2026 (article 1 er paragraphe 2).

• Modification du calcul de la part de l'énergie de sources renouvelables (article 1 er paragraphe 3) afin que :

o l'énergie produite à partir de carburants renouvelables d'origine non biologique soit prise en considération dans le secteur dans lequel elle est consommée (électricité, chauffage et refroidissement ou transport) ;

o l'électricité renouvelable utilisée pour produire des carburants renouvelables d'origine non biologique ne soit pas incluse dans le calcul de la consommation finale brute d'électricité produite à partir de sources renouvelables de l'État membre.

• Renforcement de la coopération entre les États membres (article 1 er paragraphe 4) :

o Les États membres doivent mettre en place un projet pilote transfrontalier pour la production d'énergies renouvelables, sous trois ans ;

o Ceux situés sur le pourtour d'un même bassin maritime doivent définir conjointement la quantité d'énergie renouvelable en mer qu'ils prévoient de produire dans ledit bassin d'ici à 2050, avec des étapes intermédiaires en 2030 et 2040.

• Facilitation du recours des États membres aux accords d'achat d'électricité renouvelable et révision des procédures administratives afférentes au bâtiment , sous un an (article 1 er paragraphe 5).

• Renforcement des exigences en matière de qualification et de certification des installateurs (article 1 er paragraphe 7) :

o Les États membres doivent rendre publique la liste des installateurs qualifiés ;

o Ils doivent prendre des mesures visant à encourager la participation à des programmes de formation.

• Suppression de la possibilité pour les États membres de ne pas délivrer de garanties d'origine à un producteur qui bénéficie d'un soutien financier (article 1 er paragraphe 8).

• Facilitation de l'intégration de l'électricité renouvelable dans le système énergétique (article 1 er paragraphe 10) :

o Les gestionnaires de réseaux de transport et les gestionnaires de réseaux de distribution doivent publier des informations sur la part des sources d'énergie renouvelable et le contenu en gaz à effet de serre (GES) dans l'électricité qu'ils fournissent ;

o Les fabricants de batteries doivent respecter des obligations de transparence ;

o Les États membres doivent garantir une capacité de recharge intelligente pour les points de recharge électriques normaux non ouverts au public ;

o Les États membres doivent veiller à ce que les dispositions réglementaires concernant l'utilisation des actifs de stockage et d'équilibrage ne créent pas de discrimination à l'encontre de la présence de systèmes de stockage petits ou mobiles sur le marché des services de flexibilité, d'équilibrage et de stockage.

• Renforcement des objectifs d'intégration des énergies renouvelables :

o Bâtiments (article 1 er paragraphe 6) :

§ objectif indicatif de l'Union européenne de 49 % d'énergies renouvelables dans les bâtiments d'ici à 2030 ;

§ objectifs spécifiques nationaux inclus dans les plans nationaux intégrés en matière d'énergie et de climat (PNEC), selon une méthodologie commune à l'Union européenne.

o Industrie (article 1 er paragraphe 11) :

§ objectif contraignant de 50 % pour les carburants renouvelables d'origine non biologique utilisés comme matières premières ou transporteurs d'énergie ;

§ objectif indicatif d'augmentation des énergies renouvelables de 1,1 point de pourcentage par an en moyenne ;

§ pourcentage d'énergie renouvelable utilisé inclus dans l'étiquetage des produits industriels écologiques, selon une méthode commune à l'échelle de l'Union européenne.

o Systèmes de chauffage et de refroidissement :

§ objectif contraignant d'augmentation des énergies renouvelables de 1,1 point de pourcentage par an en moyenne (voire de 1,5 point dans les États membres où la chaleur et le froid fatals sont utilisés) (article 1 er paragraphe 12) ;

§ obligation des États membres de procéder à une évaluation de leur potentiel d'énergie produite à partir de sources renouvelables et d'utilisation de chaleur et de froid fatals (article 1 er paragraphe 12) ;

§ objectif indicatif d'augmentation des énergies renouvelables de 2,1 points de pourcentage par an en moyenne dans les réseaux de chaleur et de froid (article 1 er paragraphe 13) ;

§ extension de l'accès des tiers aux réseaux de chaleur et de froid de plus de 25 mégawatts thermiques (MWth), les États membres devant instituer un mécanisme permettant de traiter les refus injustifiés (article 1 er paragraphe 13) ;

§ obligation pour les GRD de procéder tous les quatre ans à une évaluation du potentiel des réseaux de chaleur et de froid, notamment en matière de fourniture d'énergie, d'équilibrage et d'autres services de réseau (article 1 er paragraphe 13).

o Transports (article 1 er paragraphe 14) :

§ réduction de 13 % de l'intensité des GES dans les carburants destinés au transport d'ici à 2030, en faisant passer le sous-objectif pour les biocarburants avancés et du biogaz à au moins 0,2 % en 2022, à 0,5 % en 2025 et à 2,2 % en 2030 et en introduisant un sous-objectif de 2,6 % pour les carburants renouvelables d'origine non biologique ;

§ introduction d'un mécanisme de crédit pour promouvoir l'électromobilité.

• Établissement des règles de calcul permettant d'établir la réduction de l'intensité d'émission de GES des carburants obtenue par l'utilisation d'énergies renouvelables dans les transports et les objectifs en matière de biocarburants avancés, de biogaz et de carburants renouvelables d'origine non biologique (article 1 er paragraphe 16).

• Renforcement des critères de réduction des émissions de GES appliqués aux carburants (article 1 er paragraphe 19) :

o L'énergie provenant des carburants renouvelables d'origine non biologique ne peut être comptabilisée aux fins des objectifs fixés dans la directive que si ses réductions d'émissions de GES sont d'au moins 70 % ;

o L'énergie produite par les carburants à base de carbone recyclé ne peut être comptabilisée aux fins de l'objectif relatif aux transports que si les réductions d'émissions de GES sont d'au moins 70 %.

• Renforcement des critères de durabilité appliqués à la biomasse (article 1 er paragraphe 18)

o Les critères existants relatifs aux terres sont appliqués à la biomasse agricole et à la biomasse forestière ;

o Les installations de production de chaleur et d'électricité dont la capacité thermique est inférieure à 5 MW sont incluses ;

o Les seuils actuels de réduction des émissions de GES pour les nouvelles installations de production d'électricité, de chaleur et de froid à partir de combustibles issus de la biomasse sont appliqués aux installations existantes ;

o Les incidences négatives de la récolte sur la qualité et la biodiversité des sols doivent être réduites au minimum.

• Introduction d'un mécanisme de vérification simplifié pour les installations dont la puissance est comprise entre 5 et 10 MW (article 1 er paragraphe 20).

• Élargissement du champ d'application de la base de données de l'Union , afin de couvrir les carburants au-delà du secteur des transports et de permettre la traçabilité des carburants renouvelables liquides et gazeux et des carburants à base de carbone recyclé, ainsi que leurs émissions de GES tout au long de leur cycle de vie (article 1 er paragraphe 22).

Proposition
de directive

sur les marchés

du gaz naturel et renouvelable et de l'hydrogène

Objectif : Faciliter l'intégration des gaz renouvelables et bas-carbone, y compris de l'hydrogène, dans le système énergétique de l'Union, en soutenant la création d'infrastructures et l'émergence de marchés compétitifs, en vue de décarboner la consommation de gaz.

Mesures :

• Définition du gaz bas-carbone, de l'hydrogène bas-carbone et des carburants bas-carbone, qui doivent chacun respecter une réduction des émissions de GES d'au moins 70 % (article 2).

• Établissement de marchés du gaz concurrentiels , fondés sur des règles nationales transparentes, souples et non discriminatoires, facilitant l'accès au marché

o Libre choix du fournisseur par les clients et possibilité d'avoir plus d'un contrat de fourniture à la fois de gaz naturel ou d'hydrogène (article 3) ;

o Libre détermination des prix par les fournisseurs de gaz (article 4) ;

o Les États membres veillent à ce que le droit national n'entrave pas les échanges transfrontaliers (article 3) et prennent des mesures appropriées pour assurer une concurrence effective entre les fournisseurs (article 4) ;

o Ils peuvent recourir à des interventions publiques dans la fixation des prix pour la fourniture de gaz naturel (article 4) :

§ pour les ménages les plus vulnérables et en situation de précarité énergétique ;

§ pour les consommateurs résidentiels et les micro-entreprises, dans le cadre d'une période transitoire.

o Ils notifient à la Commission les mesures prises, au plus tard un mois après leur adoption ; un rapport relatif à la mise en oeuvre de ces mesures est ensuite remis, dans le cadre des rapports d'avancement nationaux intégrés en matière d'énergie et de climat, par les États membres à la Commission au 15 mars 2025, puis tous les deux ans (article 4).

• Possibilité d'imposer aux entreprises de gaz naturel et d'hydrogène des obligations de service public en matière de sécurité, de régularité, de qualité, de prix, ainsi que de protection de l'environnement (article 5).

• Promotion de la coopération entre États membres, en vue d'intégrer leurs marchés nationaux dans des marchés régionaux , notamment en facilitant la coopération régionale des gestionnaires de réseaux de transport du gaz naturel et de réseaux d'hydrogène (article 6).

• Encadrement et simplification des procédures d'autorisation requises pour la construction ou l'exploitation d'installations de gaz naturel ou d'hydrogène , notamment en limitant leur durée à deux ans (avec une prolongation d'un an en cas de circonstances exceptionnelles) ou en instituant des points de contact uniques ou des mécanismes alternatifs de règlement des litiges (article 7).

• Introduction d'un système de certification des carburants renouvelables et bas-carbone , la Commission devant adopter, au plus tard le 31 décembre 2014, des actes délégués pour préciser la méthodologie d'évaluation des économies d'émissions de GES grâce au recours à des gaz bas-carbone. (article 8).

• Définition d'exigences techniques minimales en matière de sécurité (article 9).

• Règles relatives à l'autonomisation et la protection des consommateurs :

o Libre choix des fournisseurs par les clients, indépendamment de l'État membre dans lequel le fournisseur est enregistré' (article 10) ;

o Droit des clients de changer de fournisseurs, dans un délai maximal de 3 semaines à compter de la demande (article 11) ;

o Mise en place d'outils de comparaison des prix, dont au moins un sur le marché du gaz naturel, pouvant bénéficier d'un label de confiance (article 12) ;

o Droit des clients d'agir en tant que clients actifs, sans être soumis à des exigences, procédures ou redevances inappropriées (article 13) ;

o Institution de communautés énergétiques citoyennes (article 14) ;

o Dispositions relatives à la facturation, dont les informations doivent être précises et faciles à comprendre, claires, concises, accessibles et comparables (article 15).

• Dispositions en matière de relevés :

o Les États membres veillent au déploiement sur leurs territoires de systèmes intelligents de mesure :

§ Dans le système de gaz :

• Le déploiement peut être subordonné à une évaluation coûts-avantages (article 16) ;

• En cas de déploiement, des exigences minimales s'appliquent aux futures installations, ainsi qu'aux installations remplaçant des compteurs intelligents plus anciens (article 18) ;

• Lorsqu'un futur déploiement est évalué' de manière négative, tout client final doit pouvoir faire installer ou, le cas échéant, mettre à niveau un compteur intelligent (article 19) ;

• Quant aux clients finals ne disposant pas de compteurs intelligents, ils doivent pouvoir disposer de compteurs classiques individuels, permettant de mesurer avec précision leur consommation réelle (article 20).

§ Dans le système d'hydrogène, la Commission adopte, des actes d'exécution, pour fixer certaines exigences et procédures (article 17).

• Dispositions relatives à la gestion des données (articles 21), avec des exigences en matière d'accès aux données et d'interopérabilité notamment (article 22).

• Création de guichets uniques permettant d'informer les consommateurs sur leurs droits et sur les mécanismes de règlement des litiges (article 23).

• Droit à un règlement extrajudiciaire des litiges , via un médiateur de l'énergie, une association de consommateur ou une autorité de régulation (article 24).

• Mesures de protection et de soutien des ménages vulnérables et en situation de précarité énergétique , telles que l'interdiction de l'interruption du raccordement de ces clients lorsqu'ils font face à des difficultés (article 25).

• Mise en place d'un système d'accès réglementé des tiers aux infrastructures , dont les tarifs ou les méthodes de calcul sont approuvés par une autorité de régulation :

o Infrastructures de gaz naturel :

§ ce système concerne les réseaux de transport et de distribution du gaz naturel, ainsi que les terminaux GNL. Des contrats à long terme pour les gaz renouvelables et bas-carbone peuvent être conclus. Aucun contrat à long terme d'une durée s'étendant au-delà de fin 2049 ne peut être conclu pour la fourniture de gaz fossile sans dispositif d'atténuation (article 27) ;

§ il vise aussi les réseaux de conduites de gaz naturel en amont (article 28) ;

§ il s'applique également aux installations de stockage du gaz naturel (article 29) ;

§ les États membres doivent permettre l'accès des gaz renouvelables et bas-carbone au marché et aux infrastructures (article 26).

o Infrastructures liées à l'hydrogène :

§ ce système concerne les réseaux d'hydrogène. Une dérogation à cette mesure est possible jusqu'au 31 décembre 2030, à condition de prévoir un accès négocié (article 31) ;

§ il vise aussi les terminaux d'hydrogène, dont l'accès est négocié (article 32) ;

§ il s'applique également aux installations de stockage d'hydrogène et, si nécessaire, de stockage en conduite (article 33) ;

§ les entreprises de gaz naturel et d'hydrogène peuvent refuser l'accès ou le raccordement au système de gaz naturel ou d'hydrogène en se fondant sur le manque de capacité, à condition de procéder aux améliorations nécessaires, sous le contrôle des États membres (article 34).

• Renforcement des gestionnaires de réseaux de transport, d'installations de stockage et de systèmes de GNL (articles 35 à 38), ainsi que de réseaux de distribution (articles 39 à 44)

o Coopération entre les gestionnaires de réseaux de transport et ceux de réseaux de distribution en vue d'assurer la participation effective des acteurs du marché raccordés à leur réseau au marché de détail, de gros et d'équilibrage (article 35) ;

o Gestion par ces gestionnaires de la qualité du gaz dans leurs installations (articles 35 et 40) ;

o Possibilité de délégation des responsabilités à un gestionnaire du réseau de transport de gaz naturel autre que celui propriétaire de ce réseau (article 35) ;

o Impossibilité de rejeter les demandes de raccordement à ces réseaux de nouvelles installations de production de gaz renouvelable et bas-carbone aux réseaux économiquement raisonnables et techniquement faisables (articles 37 et 40) ;

o Institution d'une procédure de raccordement d'installations d'hydrogène au réseau de transport de gaz naturel ou au réseau d'hydrogène (article 38) ;

o Application de procédures transparentes et efficaces pour le raccordement d'installations de gaz renouvelable et bas-carbone au réseau de distribution de gaz naturel (article 41).

• Institution de règles applicables aux réseaux d'hydrogène dédiés :

o Définition des tâches des gestionnaires de réseaux, de stockage et de terminaux d'hydrogène, comprenant (article 46) :

§ l'exploitation, l'entretien et le développement d'une infrastructure pour le transport ou le stockage de l'hydrogène, dans le respect de l'environnement et en coopération étroite avec les gestionnaires de réseau d'hydrogène voisins ;

§ la construction des capacités infrastructures transfrontalières en vue d'intégrer une infrastructure européenne d'hydrogène ;

§ la gestion de la qualité d'hydrogène dans leurs installations.

o Possibilité de déroger à certaines mesures de la directive jusqu'au 31 décembre 2030 pour :

§ les réseaux d'hydrogène existants (article 47) ;

§ les réseaux d'hydrogène géographiquement limités (article 48).

o Conclusions d'accords intergouvernementaux pour les interconnecteurs d'hydrogène entre les États membres et des pays tiers (article 49).

• Planification intégrée des réseaux :

o Remise d'un plan décennal de développement de réseau, tous les deux ans au moins, par les gestionnaires de réseau de transport à l'autorité de régulation (article 51) :

§ le plan comporte un répertoire des principales infrastructures de transport à construire ou mettre à niveau durant les dix prochaines années, des investissements déjà décidés et des nouveaux investissements à réaliser durant les trois prochaines années, ainsi que des infrastructures qui peuvent ou vont être déclassées. Un calendrier pour l'ensemble des projets d'investissement et de déclassement est, en outre, établi ;

§ il se fonde sur un scénario-cadre commun développé entre les gestionnaires d'infrastructure concernés, et tient compte des résultats des évaluations nationales et communes des risques ;

§ chaque État membre dispose d'au moins un plan de développement du réseau.

o Remise d'un rapport sur le développement du réseau d'hydrogène par les gestionnaires de réseaux d'hydrogène à l'autorité de régulation, à un intervalle déterminé par ladite autorité (article 52) :

§ le plan contient des informations sur les besoins en termes de capacité ;

§ il comporte la proportion de conduites de gaz naturel réaffectées au transport de l'hydrogène.

o Procédure de financement d'infrastructures d'hydrogène transfrontalières (article 53) :

§ lorsqu'un projet d'interconnecteur d'hydrogène est inclus dans le plan décennal de développement du réseau à l'échelle de l'Union européenne et ne constitue pas un projet d'intérêt commun, les gestionnaires de réseaux d'hydrogène adjacents concernés établissent un plan commun, comprenant notamment une demande d'allocation de coûts transfrontaliers. Les autorités de régulation décident de l'allocation des coûts d'investissement à supporter par chaque gestionnaire de réseaux ;

§ à compter du 31 décembre 2030, les gestionnaires de réseaux d'hydrogène concernés disposent de trois ans pour négocier un système de compensation financière relatif au financement de l'infrastructure d'hydrogène transfrontalière. En l'absence d'accord, les autorités de régulation statuent conjointement sous deux ans.

• Introduction de règles de dégroupages , prévoyant de dissocier la production et la fourniture d'hydrogène de son transport et de son stockage (article 62) et de prohiber les financements croisés entre les activités de gaz et celles d'hydrogène (article 69), un gestionnaire de réseau d'hydrogène intégré pouvant être désigné jusqu'au 31 décembre 2030 (article 62).

• Dispositions relatives aux autorités de régulation :

o Les autorités de régulation ont notamment pour objectif de contribuer au développement d'un marché intérieur du gaz naturel, des gaz renouvelables et bas-carbone et de l'hydrogène concurrentiel au sein de l'Union européenne (article 71), ainsi que de veiller à la mise en oeuvre des dispositions de la présente directive (article 72) ;

o En cas de non-respect par certaines entités des obligations qui leur incombent, les autorités de régulation ont la possibilité d'infliger des sanctions (article 72) ;

o Possibilité de demander aux gestionnaires de réseaux d'hydrogène, à compter du 1 er janvier 2031, de modifier leurs tarifs ou la méthode de calcul de ces derniers (article 73) ;

o Au plus tard le 5 juillet 2022 puis tous les quatre ans, la Commission présente un rapport relatif au respect par les autorités nationales du principe d'indépendance (article 70).

• Au plus tard le 31 décembre 2030, révision par la Commission de la directive et présentation d'un rapport au Parlement européen et au Conseil (article 85).

Proposition
de règlement
sur les marchés
du gaz naturel et renouvelable et
de l'hydrogène

Objectif : Déterminer les conditions d'accès aux réseaux de transport de gaz naturel et aux systèmes d'hydrogène, en vue d'assurer le bon fonctionnement du marché intérieur des gaz, de faciliter l'émergence d'un marché de gros et de promouvoir les échanges transfrontaliers.

Mesures :

• Affirmation de principes généraux s'appliquant aux systèmes de gaz naturel et d'hydrogène , tels que la formation des prix du gaz en fonction de l'offre et de la demande, le transport du gaz via un système entrée-sortie, des règles du marché permettent la décarbonation des systèmes et la suppression des obstacles aux flux transfrontaliers de gaz (article 3).

• Séparation des bases d'actifs régulés (article 4) :

o Lorsqu'un gestionnaire de transport ou de réseau fournit des services régulés pour le gaz, l'hydrogène ou l'électricité, il dispose de bases d'actifs régulés séparées pour ses actifs dédiés ;

o Des transferts financiers entre services régulés séparés peuvent toutefois, sous certaines conditions, être approuvés par un État membre ou l'autorité de régulation ;

o Au plus tard un an après l'adoption du règlement, puis tous les deux ans, l'Agence de l'Union européenne pour la coopération des régulateurs de l'énergie (ACER), formule des recommandations sur ce sujet.

• Services d'accès des tiers applicables :

o Aux gestionnaires de réseaux de transport (article 5) :

§ les gestionnaires sont tenus d'offrir non seulement des services, mais également des capacités aux utilisateurs du réseau ;

§ lorsque plusieurs points d'interconnexion relient deux systèmes entrée-sortie adjacents, les gestionnaires des réseaux de transport concernés proposent de transférer les capacités de ces points d'interconnexion vers un seul point d'interconnexion virtuel.

o Aux gestionnaires de réseaux d'hydrogène (article 6) :

§ les gestionnaires de réseaux d'hydrogène offrent leurs services à l'ensemble des utilisateurs du réseau. Les informations relatives aux conditions contractuelles, aux tarifs pour l'accès au réseau et, le cas échéant, aux redevances d'équilibrage sont rendues publiques ;

§ la durée maximale des contrats de capacité est de 20 ans pour les infrastructures achevées à la date d'entrée en vigueur du règlement et de 15 ans pour les infrastructures achevées après cette date. Les autorités de régulation peuvent, si besoin, imposer des durées maximales plus courtes ;

§ à compter du 1 er janvier 2031, les réseaux d'hydrogène sont organisés sous la forme de systèmes entrée-sortie. Les dispositions relatives aux tarifs d'accès aux tiers s'appliquent dès lors aux réseaux d'hydrogène et les exigences imposées aux gestionnaires de réseaux de transport sont également étendues aux gestionnaires de réseaux d'hydrogène. Aucun tarif n'est toutefois appliqué aux points d'interconnexion entre États membres.

o Aux installations de stockage de gaz naturel, aux terminaux d'hydrogène et aux installations de GNL et de stockage d'hydrogène (article 7) :

§ les contrats d'utilisation d'installations de stockage d'hydrogène et de terminaux d'hydrogène d'une durée inférieure à celle d'un contrat annuel standard s'appliquant au GNL ne donnent pas lieu à des tarifs arbitrairement plus élevés.

• Obligation d'évaluation de la demande sur le marché des gaz renouvelables et bas-carbone par les gestionnaires de système de GNL et de stockage au moins tous les deux ans, ainsi que lors de la planification de nouveaux investissements, en tenant compte de la sécurité d'approvisionnement (article 8).

• Mise en place d'une plateforme de réservation par les gestionnaires d'installations de GNL, de terminaux d'hydrogène et de système de stockage, à titre individuel ou à l'échelle régionale , permettant aux utilisateurs de revendre leur capacité contractuelle sur le marché secondaire au plus tard 18 mois après l'entrée en vigueur du règlement (article 10).

• Coopération entre les gestionnaires de réseau de transport en vue, d'une part, de coordonner la maintenance de leurs réseaux respectifs et de limiter toute interruption des services de transport et, d'autre part, de maximiser la capacité technique au sein du système entrée-sortie et de réduire ainsi autant que possible l'utilisation de gaz combustible (article 14).

• Application d'un rabais sur les tarifs d'accès aux réseaux pour les gaz renouvelables et bas-carbone (article 16) :

o aux points d'entrée des installations de production , avec un rabais de 75 % sur les tarifs respectifs fondés sur la capacité, afin de développer l'injection de gaz renouvelables et bas-carbone ;

o aux points d'entrée et de sortie des installations de stockage , avec un rabais de 75 % sur les tarifs de transport fondés sur la capacité, sauf lorsque l'installation est reliée à plusieurs réseaux de transport ou de distribution et est utilisée pour concurrencer un point d'interconnexion et uniquement dans les États membres où le gaz renouvelable et bas-carbone a été injecté pour la première fois ;

o aux points d'interconnexion avec un rabais de 100 % sur le tarif régulé appliqué, à partir du 1 er janvier de l'année suivant l'adoption du règlement, sous réserve du respect de certaines conditions et en contrepartie d'un mécanisme de compensation ;

o dans les deux premiers cas :

§ les autorités de régulation peuvent fixer des taux de rabais inférieurs à ceux prévus, à condition que ceux-ci soient conformes aux principes généraux de tarification d'accès au réseau ;

§ Ces réductions tarifaires sont réexaminées par la Commission cinq ans après l'entrée en vigueur du règlement.

• Dans un délai d'un an suivant la transposition du règlement , détermination par les autorités de régulation des recettes autorisées ou prévisionnelles des gestionnaires de réseaux de transport , une comparaison de l'efficience des coûts des gestionnaires de réseaux de transport de l'Union européenne étant publiée par l'ACER trois ans après cette transposition, puis tous les quatre ans (article 17).

• Établissement de capacités fermes par les gestionnaires de réseaux de transport (article 18) et de distribution (article 33) pour garantir l'accès des installations de production de gaz renouvelable et bas-carbone à leurs réseaux respectifs , des procédures, des arrangements et des investissements permettant un flux inversé depuis le réseau de distribution vers le réseau de transport devant, à cette fin, être élaborés par ces gestionnaires.

• Règles spécifiques à la gestion du transport, du stockage, des systèmes/terminaux de GNL et d'hydrogène :

o Procédure de coordination transfrontalière sur la qualité du gaz (article 19) :

§ lorsqu'une restriction aux flux transfrontaliers due aux différences de qualité du gaz ne peut être évitée par les gestionnaires de réseaux de transport, ces derniers disposent d'un délai de 12 mois pour soumettre une proposition de solution, fondée notamment sur une analyse coûts-avantages, aux autorités de régulation compétente, afin de levier la restriction ;

§ en l'absence d'accord permettant une solution conjointe, l'ACER statue sur la solution pour éliminer la restriction, ainsi que sur l'allocation des coûts d'investissements à supporter par chaque gestionnaire de réseaux de transport.

o Injection d'hydrogène aux points d'interconnexion entre États membres de l'Union dans le système de gaz naturel (article 20) :

§ les gestionnaires de réseaux de transport acceptent les flux de gaz dont la teneur en hydrogène est inférieure ou égale à 5 % en volume aux points d'interconnexion entre États membres de l'Union européenne dans le système de gaz naturel à partir du 1 er octobre 2025 ;

§ lorsque la teneur en hydrogène en mélange dans le système de gaz naturel dépasse 5 % en volume, la procédure de coordination transfrontalière sur la qualité du gaz ne s'applique pas.

o Publication par le réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport (REGRT) au plus tard le 15 mai 2024, puis tous les deux ans, d'un rapport de suivi de la qualité du gaz (article 23).

• Coopération entre les gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) au sein d'une entité européenne :

o Les règles et procédures relatives à la participation des gestionnaires de réseaux de distribution à l'entité des GRD de l'Union européenne s'appliquent également aux gestionnaires de réseaux de distribution exploitant un réseau de gaz naturel (article 37) ;

o Un an après l'entrée en vigueur du présent règlement, l'entité des GRD de l'Union européenne soumet à la Commission et à l'ACER un projet de statuts actualisés, comprenant notamment un code de conduite, une liste des membres inscrits et un projet de règlement intérieur actualisé, ces documents étant adoptés après un avis favorable de la Commission (article 37) ;

o Le GRD participe à l'élaboration des codes de réseau pour la gestion et la planification des réseaux de distribution et pour la gestion coordonnée des réseaux de transport et de distribution (article 38).

o Le GRD contribue à l'atténuation des émissions fugitives de méthane provenant du réseau de gaz naturel (article 38) ;

o Le GRD coopère avec le REGRT (article 38).

• Coopération transfrontalière des gestionnaires de réseaux d'hydrogène sur la qualité de l'hydrogène , afin d'éviter les restrictions aux flux d'hydrogène transfrontaliers dues aux différences de qualité de l'hydrogène (article 39).

• Coopération des gestionnaires de réseaux d'hydrogène à travers le réseau européen des gestionnaires de réseaux d'hydrogène (REGRH) , afin de promouvoir le développement du marché intérieur de l'hydrogène et les échanges transfrontaliers :

o Le 1 er septembre 2024 au plus tard, pour le futur REGRH, les gestionnaires de réseaux de transport de gaz soumettent à l'ACER, le projet de statuts, une liste de membres et un projet de règlement intérieur, leurs modifications étant également soumises à la Commission qui émet un avis favorable (article 40) ;

o Dans l'attente de l'établissement du REGRH (article 41) :

§ la Commission met en place une plateforme temporaire associant l'ACER et l'ensemble des acteurs du marché concernés et assure un soutien administratif ;

§ le REGRT pour le gaz est responsable de l'élaboration de plans de développement de réseau à l'échelle de l'Union pour les réseaux de gaz et d'hydrogène.

o Les tâches du REGRH sont notamment les suivantes (article 42) :

§ élaborer des codes de réseau et surveiller leur mise en oeuvre ;

§ publier, tous les deux ans, un plan décennal non contraignant de développement du réseau dans l'ensemble de l'Union européenne, qui recense notamment les lacunes en matière d'investissement dans les infrastructures transfrontalières (article 43) ;

§ coopérer avec le REGRT pour l'électricité et le REGRT pour le gaz ;

§ formuler des recommandations relatives à la coordination de la coopération technique entre les gestionnaires de réseau de l'Union européenne et ceux des pays tiers ;

§ adopter un programme de travail annuel, ainsi que des perspectives annuelles sur l'approvisionnement en hydrogène des États membres ;

§ publier un rapport de suivi de la qualité de l'hydrogène au plus tard le 15 mai 2026, puis tous les deux ans.

o L'ACER surveille l'exécution de ces missions (article 46), étant saisie pour avis par le REGRH sur le projet de plan de développement du réseau le projet de programme de travail annuel et les autres documents visés.

• Exigences en matière de transparence :

o Publication par les gestionnaires de réseaux de transport (article 30) et de distribution (article 35) des informations concernant notamment la qualité des gaz transportés dans leurs réseaux respectifs qui pourraient affecter les utilisateurs de ces réseaux ;

o Dans les 18 mois à compter de l'entrée en vigueur du règlement, établissement par les gestionnaires d'installations de GNL et d'installations de stockage de plateformes européennes uniques, permettant la publication d'un certain nombre d'informations (article 31) ;

o Publication par les gestionnaires de réseaux d'hydrogène des informations concernant notamment la qualité de l'hydrogène transporté dans leurs réseaux qui pourraient affecter les utilisateurs de ces réseaux (article 48).

• Adoption par la Commission de codes de réseau et lignes directrices s'appliquant à tous les points d'interconnexion à l'intérieur de l'Union , ainsi qu'aux points d'entrée et de sortie à destination ou en provenance de pays tiers, afin d'assurer un degré d'harmonisation minimal (articles 52 à 56).

• Possibilité pour les nouvelles infrastructures de gaz naturel et d'hydrogène de bénéficier , sous certaines conditions et pour une durée déterminée, de dérogations à certaines dispositions du règlement (article 60).

• Préservation de la sécurité d'approvisionnement en gaz dans l'Union européenne (article 67) :

o Évaluation complémentaire des risques par les États membres, six mois après l'entrée en vigueur du règlement ;

o En cas d'identification d'un risque au niveau régional, les États membres concernés prennent les mesures préventives et d'urgence appropriées, telles que l'obligation pour les utilisateurs de stockage de stocker un volume minimal de gaz en stockage souterrain ou pour un gestionnaire de réseaux de transport d'acquérir et de gérer des stocks stratégiques de gaz ;

o Les États membres s'efforcent de parvenir à un accord sur le niveau visé de stocks dans la région et sur les mécanismes de financement conjoints des mesures prises ;

o Les États membres peuvent mettre en place un mécanisme de passation conjointe de marché pour des stocks stratégiques par les gestionnaires de réseaux de transport ;

o Les États membres prennent également en considération les enjeux de cybersécurité ;

o Une mesure de solidarité est prise en dernier recours en faveur d'un État membre demandeur qui a déclaré un état d'urgence, qui n'a pas été en mesure de combler le déficit d'approvisionnement, a épuisé toutes les mesures (fondées ou non sur le marché notamment) et notifié à la Commission une demande de solidarité et un engagement explicites de verser rapidement une indemnisation équitable aux États membres répondant à cette demande.

Proposition
de règlement

sur les émissions

de méthane dans le secteur de l'énergie

Objectif : Réduire les émissions de méthane dans les secteurs du pétrole, du gaz et du charbon, notamment en imposant l'obligation de mesurer, de déclarer et de vérifier ces émissions de méthane, en définissant des règles de détection et de réparation des fuites de méthane et en limitant l'éventage et le torchage.

Mesures :

• Prise en compte de coûts supportés par les exploitants soumis à la nouvelle réglementation dans la fixation des tarifs de transport, de distribution ou de stockage notamment, l'ACER publiant tous les 3 ans un ensemble d'indicateurs et de valeurs de référence permettant la comparaison des coûts d'investissement unitaires (article 3).

• Dispositions relatives aux autorités compétentes chargées d'assurer un suivi de l'application du règlement et de veiller à son respect :

o Désignées par les États membres (article 4), les autorités compétentes prennent les mesures nécessaires pour garantir le respect des exigences énoncées dans le règlement (article 5) ;

o Elles procèdent, à cette fin, à des inspections périodiques (article 6) ;

o Toute personne physique ou morale estimant avoir subi un préjudice résultant d'une infraction aux exigences du règlement peut déposer une plainte auprès des autorités compétentes (article 7) ;

o Indépendants des exploitants et exploitants de mines (article 9), les vérificateurs évaluent la conformité des déclarations d'émissions par ces exploitants ou exploitants de mines (article 8) ;

o L'Observatoire international des émissions de méthane (OIEM) est chargé de la vérification des données relatives aux émissions de méthane (article 10).

• Dispositions relatives aux émissions de méthane dans les secteurs du pétrole et du gaz :

o Obligation de déclaration auprès des autorités compétences (article 12) :

§ Pour les exploitants :

• dans un délai de 12 mois suivant l'entrée en vigueur du règlement, déclaration contenant les émissions de méthane au niveau de la source, pour toutes les sources ;

• dans un délai de 24 mois, déclaration contenant des mesures directes des émissions de méthane au niveau de la source pour les actifs exploités ;

• dans un délai de 36 mois, puis au 30 mars de chaque année, déclaration contenant des mesures directes des émissions de méthane au niveau de la source pour les actifs exploités, complétée par des mesures des émissions de méthane au niveau du site ;

§ Pour les entreprises établies dans l'Union européenne, tenues de soumettre :

• dans un délai de 36 mois, une déclaration contenant des mesures directes des émissions de méthane au niveau de la source pour les actifs non exploités ;

• dans un délai de 48 mois, puis au 30 mars de chaque année, une déclaration contenant des mesures directes des émissions de méthane au niveau de la source pour les actifs non exploités, complétée par des mesures des émissions de méthane au niveau du site.

o Obligation générale d'atténuation (article 13) : obligation pour les exploitants de prendre toutes les mesures possibles pour prévenir et réduire au minimum les émissions de méthane dans le cadre de leurs activités ;

o Détection et réparation des fuites (article 14) :

§ élaboration par les exploitants d'un programme de détection et de réparation des fuites, dans un délai de 3 mois à compter de l'entrée en vigueur du règlement ;

§ réalisation par les exploitants des enquêtes, dans un délai de 3 mois après l'entrée en vigueur du règlement ;

§ réparation ou remplacement par les exploitants de tous les composants sur lesquels une émission de méthane d'au moins 500 parties par million (ppm) est détectée, dès que possible et dans d'un délai de cinq jours à compter de cette détection.

o Éventage et torchage :

§ interdiction de l'éventage et du torchage, sauf dans certains cas (article 15) :

• pour l'éventage :

- en cas d'urgence ou de dysfonctionnement ;

- lorsque cela est inévitable et strictement nécessaire à l'exploitation, à la réparation, à l'entretien ou à l'essai de composants ou d'équipements ;

- lorsque le torchage n'est pas techniquement réalisable ou risque de compromettre la sécurité de l'exploitation du personnel.

• pour le torchage : dans le cas où la réinjection du méthane, son utilisation sur site ou son expédition vers un marché ne sont pas réalisables pour des raisons autres qu'économiques.

§ notification par les exploitants des événements d'éventage et de torchage aux autorités compétentes au moins 48 heures à l'avance (article 16) ;

§ application aux torchères ou tout autre dispositif de combustion de certaines normes (article 17).

o Puits inactifs (article 18) :

§ établissement et publication par les États membres d'un inventaire de tous les puits inactifs sur leur territoire ou relevant de leur compétence, au plus tard 12 mois après l'entrée en vigueur du règlement ;

§ installation des équipements permettant d'effectuer des mesures des émissions de méthane sur tous les puits inactifs, au plus tard 18 mois après l'entrée en vigueur du règlement ;

§ soumission des déclarations contenant les mesures précitées, au plus tard 24 mois après l'entrée en vigueur du règlement, puis au 30 mars de chaque année ;

§ élaboration et mise en oeuvre par les États membres d'un plan d'atténuation visant à assainir, réhabiliter et boucher définitivement les puits inactifs ;

• Dispositions relatives à l'émission de méthane dans le secteur de charbon :

o Obligation de mesure et de déclaration des émissions de méthane auprès des autorités compétentes (article 20) :

§ dans les mines de charbon souterraines, mesurage par les exploitants - en contenu et par échantillonnage mensuel - et quantification des émissions de méthane d'air de ventilation sur tous les puits d'aérage d'évacuation ;

§ dans les stations de captage, mesurage par les exploitants des volumes de méthane mis à l'évent et brûlé, quelles que soient les raisons de cet éventage et de ce torchage ;

§ dans les mines à ciel ouvert en exploitation, quantification par les exploitants des émissions résultant des opérations d'extraction en utilisant des facteurs d'émission de méthane des mines de charbon propre au gisement ;

§ un an après l'entrée en vigueur du règlement, puis au 30 mars de chaque année, soumission par les exploitants d'une déclaration contenant des données sur les émissions annuelles de méthane au niveau de la source ;

o Émissions de méthane provenant de mines de charbon souterraines en exploitation :

§ interdiction du torchage des stations de captage, à partir du 1 er janvier 2025, et de l'éventage des puits d'aérage dans les mines de charbon, à partir du 1 er janvier 2027, sauf dans certains cas (article 22) :

• pour le torchage (article 22) :

- en cas d'urgence ou dysfonctionnement ;

- lorsque cela est inévitable et strictement nécessaire à des fins d'entretien ;

- lorsque le torchage n'est pas techniquement réalisable ou risque de compromettre la sécurité de l'exploitation ou du personnel.

• pour l'éventage :

- dans les mines de charbon émettant moins de 0,5 tonne de méthane par kilotonne de charbon ;

- dans les mines de charbon à coke.

§ notification par les exploitants des événements d'éventage et de torchage aux autorités compétentes au moins 48 heures à l'avance (article 23).

o Émissions de méthane provenant de mines de charbon souterraines fermées et désaffectées :

§ établissement et publication par les États membres d'un inventaire de toutes les mines de charbon fermées et désaffectées sur leur territoire ou relevant de leur compétence, au plus tard 12 mois après l'entrée en vigueur du règlement (article 25) ;

§ installation d'équipements de mesure, au plus tard 18 mois après l'entrée en vigueur du règlement (article 25) ;

§ soumission des déclarations relatives aux émissions annuelles de méthane au niveau de la source aux autorités compétentes au plus tard 24 mois après la date d'entrée en vigueur du règlement, puis au 30 mars de chaque année (article 25) ;

§ élaboration par les États membres d'un plan d'atténuation des émissions de méthane provenant des mines de charbon désaffectées (article 26) ;

§ à partir du 1 er janvier 2030, interdiction de l'éventage et du torchage, sauf lorsque l'utilisation ou l'atténuation ne sont pas techniquement possibles ou comportent des risques pour la sécurité de l'environnement, des opérations ou du personnel (article 26).

• Dispositions relatives aux émissions de méthane se produisant en dehors de l'Union européenne :

o Obligation pour les importateurs de communiquer un certain nombre d'informations aux autorités de régulation de l'État membre d'importation, au plus tard 9 mois après l'entrée en vigueur du règlement, puis au 31 décembre de chaque année (article 27) ;

o Établissement d'une base de données pour la transparence sur le méthane par la Commission, dans les 18 mois suivant l'entrée en vigueur du règlement (article 28) ;

o Mise en place, dans un délai de deux ans, d'un outil mondial de surveillance des émetteurs de méthane (article 29).

• Détermination des sanctions applicables aux infractions aux dispositions du règlement par les États membres , pouvant comporter des amendes proportionnelles aux dommages environnementaux ainsi que des astreintes, dans le respect d'une liste minimale d'infractions faisant l'objet de sanctions (article 30).

• Remise tous les cinq ans d'un rapport sur l'évaluation du règlement par la Commission au Parlement européen et au Conseil (article 33).

Proposition
de directive

sur l'efficacité énergétique

Objectif : Établir un cadre commun aux règles destinées à donner la priorité à la mise en oeuvre de mesures d'efficacité énergétique dans tous les secteurs, à lever les obstacles sur le marché de l'énergie et à surmonter les défaillances du marché qui nuisent à l'efficacité au niveau de l'approvisionnement énergétique et de l'utilisation de l'énergie .

Mesures :

• Objectifs d'efficacité énergétique (article 4) :

o Les États membres veillent à réduire la consommation d'énergie d'au moins 9 % en 2030, par rapport aux projections du scénario de référence de 2020 ;

o La consommation d'énergie primaire de l'Union européenne ne doit pas dépasser 1023 mégatonnes équivalents pétrole (Mtep) en 2030 ;

o La consommation d'énergie finale de l'Union européenne ne doit pas dépasser 787 Mtep en 2030 ;

o Chaque État membre fixe des contributions nationales en matière d'efficacité énergétique relatives à la consommation d'énergie finale et primaire ;

o Lorsque la Commission conclut que les progrès accomplis sont insuffisants, les États membres se trouvant au-dessus de leurs trajectoires indicatives disposent d'un délai d'un an pour mettre en oeuvre des mesures supplémentaires leur permettant d'atteindre leur contribution nationale.

• Introduction du principe de primauté de l'efficacité énergétique , en vertu duquel les États membres doivent veiller à ce que les solutions d'efficacité énergétique soient prises en compte dans les décisions de planification, de politique et d'investissement concernant les systèmes énergétiques ainsi que les secteurs non énergétiques, lorsque, dans ce second cas, ils ont une incidence sur la consommation d'énergie et l'efficacité énergétique (article 3).

• Rôle du secteur public dans le domaine de l'efficacité énergétique :

o Les États membres doivent réduire la consommation d'énergie finale de tous les organismes publics cumulés de 1,7 % par an (article 5) ;

o Ils doivent rénover au moins 3 % de la surface totale au sol des bâtiments appartenant aux organismes publics, de manière à être transformés en bâtiments dont la consommation d'énergie est quasi nulle (article 6).

• Renforcement des dispositions relatives aux marchés publics (article 7) :

o Les États membres peuvent exiger que les pouvoirs adjudicateurs et les entités adjudicatrices tiennent compte des aspects plus généraux liés à la durabilité et à l'économie sociale, environnementale et circulaire dans les pratiques de passation de marché ;

o Les pouvoirs adjudicateurs peuvent exiger que les offres communiquent le potentiel de réchauffement planétaire du cycle de vie des bâtiments neufs, en particulier lorsque la superficie dépasse 2 000 m 2 ;

o Les États membres doivent aider les pouvoirs adjudicateurs à adopter des exigences en matière d'efficacité énergétique ;

o Les États membres doivent éliminer toute entrave réglementaire et non réglementaire faisant obstacle à l'efficacité énergétique.

• Obligations en matière d'efficacité énergétique (article 8) :

o Les États membres doivent réaliser de nouvelles économies d'énergie annuelles, correspondant à 1,5 % de la consommation d'énergie finale de 2024 à 2030 ;

o Lorsque la Commission conclut que les mesures de politique publique ne permettent pas d'atteindre le volume requis d'économies d'énergie cumulées, elle peut adresser des recommandations aux États membres dont elle juge les mesures insuffisantes.

• Obligations en matière d'audits énergétiques , en particulier pour les grands consommateurs d'énergie (article 11).

• Reconnaissance de droits contractuels fondamentaux pour les réseaux de chaleur et de froid et l'eau chaude sanitaire (article 20).

• Règles relatives à l'information et la sensibilisation (article 21) :

o Les États membres veillent à la transparence des informations sur les mesures d'amélioration de l'efficacité énergétique ainsi que les actions individuelles et cadres financiers et juridiques ;

o L'institution de guichets uniques et de mécanismes extrajudiciaires pour le règlement des litiges est prévue.

• Règles relatives à la réduction de la précarité énergétique :

o Les États membres doivent mettre en oeuvre les mesures en matière d'efficacité énergétique en priorité en faveur des personnes touchées par la précarité énergétique, des clients vulnérables et, le cas échéant, les personnes vivant dans des logements sociaux. Ils doivent veiller à ce que ces mesures n'aient pas d'impact négatif sur ces derniers (article 8) ;

o Les gestionnaires de réseaux de transport sont considérés comme parties obligées potentielles, permettant aux États membres d'exiger de leur part qu'ils réalisent un volume d'économies d'énergie en faveur des personnes précitées (article 9) ;

o Les États membres doivent mettre en oeuvre des mesures appropriées pour autonomiser et protéger les personnes précitées (article 22).

• Règles relatives aux secteurs du chauffage et du refroidissement (articles 23 et 24) :

o Exigences minimales en matière de systèmes de réseau de chaleur et de froid, progressivement augmentées en vue d'assurer un approvisionnement en chaleur ou en froid décarboné d'ici à 2050 ;

o Obligation de réaliser une analyse coûts-avantages et de prendre des mesures appropriées partant des conclusions de l'analyse ;

o Obligations en matière de réutilisation de la chaleur fatale ;

o Application à la cogénération à haut rendement d'un critère relatif aux émissions directes de CO 2 provenant de la cogénération, lorsque celle-ci n'est pas alimentée par des énergies renouvelables ou des déchets.

• Clarification et renforcement du rôle des autorités de régulation nationales en matière de mise en oeuvre du principe de primauté de l'efficacité énergétique lors de la planification et de l'exploitation des réseaux énergétiques (article 25).

• Clarification et renforcement des dispositions relatives aux systèmes de qualification, d'agrément et de certification des différents fournisseurs de services énergétiques, des auditeurs énergétiques, des gestionnaires énergétiques et des installateurs (article 26).

• Règles relatives au recours aux contrats de performance énergétique , notamment par les PME (article 27).

• Obligation pour les États membres de communiquer des informations sur les investissements en matière d'efficacité énergétique et d'instituer des mécanismes de financement et des structures d'assistance (article 28).

Proposition
de directive
sur la performance énergétique des bâtiments

Objectif : Parvenir à un parc immobilier à émissions nulles au sein de l'Union européenne d'ici à 2050, en améliorant la performance énergétique des bâtiments et en réduisant leurs émissions GES.

Mesures :

• Introduction de nouvelles définitions (article 2) pour

o les bâtiments à émission nulle ;

o les bâtiments à quasi zéro énergie ;

o la rénovation en profondeur et par étapes.

• Introduction de plans nationaux de rénovation des bâtiments (article 3)

o Les plans de rénovation des bâtiments sont établis dans le cadre des PNEC, au plus tard le 30 juin 2024 ;

o Ils visent à garantir la rénovation du parc national de bâtiments résidentiels et non résidentiels, tant publics que privés ;

o La Commission européenne évalue les projets de plans et émet des recommandations.

• Modification de la méthodologie de calcul de la performance énergétique des bâtiments , permettant de tenir compte de la consommation sur site d'énergie produite à partie de sources renouvelables ou fournie par des communautés énergétiques (article 4).

• Modifications des exigences minimales de performance énergétique, prévoyant leur application aux bâtiments protégés (article 5).

• Modification du calcul des niveaux optimaux en fonction des coûts des exigences minimales de performance énergétique, permettant de prendre en compte les coûts des quotas de GES ainsi que les externalités environnementales et sanitaires de la consommation d'énergie (article 6).

• Exigences pour la construction de bâtiments neufs (article 7) :

o Les bâtiments neufs devront se conformer au standard des bâtiments à émission nulle :

§ à partir du 1 er janvier 2027 dans le secteur public ;

§ à partir du 1 er janvier 2030 dans l'ensemble du parc immobilier.

o Le potentiel de réchauffement de la planète des bâtiments neufs doit être calculé à partir du cadre européen pour les bâtiments durables :

§ à partir de 1 er janvier 2027 pour les bâtiments neufs dont la surface au sol utile est supérieure à 2 000 m 2 ;

§ à partir du 1 er janvier 2030 pour les autres bâtiments.

• Exigences pour la rénovation des bâtiments existants :

o En cas de rénovation majeure, le bâtiment rénové ou la partie rénovée du bâtiment doit, dans la mesure du possible, répondre aux exigences minimales de performance énergétique (article 8) ;

o Les bâtiments existants les moins performants doivent être rénovés (article 9) :

§ les bâtiments du secteur public et les bâtiments non résidentiels doivent au moins répondre aux exigences minimales de performance énergétique de la classe F d'ici à 2027 et de la classe E d'ici à 2030 ;

§ les bâtiments résidentiels doivent au moins répondre aux exigences minimales de performance énergétique de la classe F d'ici à 2030 et de la classe E d'ici à 2033 ;

§ des normes nationales minimales de performance énergétique peuvent être fixées par les États membres pour tout autre bâtiment existant.

o Les États membres doivent soutenir le respect des exigences minimales de performance énergétique, notamment en aidant financièrement les ménages les plus vulnérables (article 9).

• Incitations financières et barrières commerciales (article 15) :

o Les États membres doivent prendre des mesures, financières ou non, permettant de lever les barrières et stimuler les investissements ;

o Parmi ces mesures figurent des prêts, des hypothèques, des contrats de performance énergétique ou des guichets uniques ;

o Ces mesures doivent notamment soutenir les projets de rénovation profonde et ceux visant un nombre important de bâtiments, permettant une réduction globale d'au moins 30 % de la demande d'énergie primaire ;

o Ces mesures doivent viser en priorité les ménages vulnérables, ceux touchés par la précarité énergétique et ceux vivant dans des logements sociaux.

• Obligation d'installation de dispositifs de mesure et de contrôle pour la surveillance et la régulation de la qualité de l'air intérieur dans les bâtiments neufs et, si possible, dans les bâtiments existants ayant fait l'objet d'une rénovation majeure (article 11).

• Limitation de l'installation de chaudières à combustible fossile :

o À partir du 1 er janvier 2027, les États membres ne peuvent accorder aucune subvention à l'installation de chaudières à combustible fossile (article 15) ;

o Ils disposent de la possibilité d'interdire certaines chaudières en fonction de leur combustible, sans que cette exigence ne constitue une entrave injustifiée au marché (article 11).

• Passeport de rénovation du bâtiment » (article 10) :

o Destiné aux propriétaires, il facilite une rénovation par étapes des bâtiments vers un niveau d'émissions nulles ;

o Avant le 31 décembre 2024, les États membres doivent instituer un système de passeports de rénovation reposant sur le cadre commun européen élaboré par la Commission (article 10).

• Obligations en matière d'infrastructures pour la mobilité durable dans les bâtiments neufs et les bâtiments ayant fait l'objet d'une rénovation majeure (article 12) :

o le pré-câblage est la norme ;

o des places de stationnement sont prévues pour les vélos ;

o des points de recharge sont prévus dans les bureaux et doivent permettre une recharge intelligente.

• Application de l'indicateur de potentiel d'intelligence de l'Union européenne, avant le 31 décembre 2025 , aux bâtiments non résidentiels dont la puissance nominale effective des systèmes de chauffage ou des systèmes combinés de chauffage et de ventilation est supérieure à 290 kW (article 13).

• Obligation de constitution de bases de données numériques accessibles aux propriétaires, aux locataires et au gestionnaire du bâtiment, voire à des tiers (article 14).

• Harmonisation des certificats de performance énergétique (article 16)

o D'ici à 2025, tous les certificats doivent reposer sur une échelle harmonisée de A à G (article 16) ;

o La validité des certificats de performance énergétique est réduite à 5 ans pour les classes inférieures D à G (article 16) ;

o L'obligation de posséder un certificat de performance énergétique s'applique :

§ aux bâtiments faisant l'objet d'une rénovation majeure, aux bâtiments dont le contrat de bail est renouvelé, ainsi qu'aux bâtiments ou unités de bâtiment proposés à la vente ou à la location. En cas de vente ou de location, le certificat doit figurer dans toutes les annonces publicitaires (article 17) ;

§ à l'ensemble des bâtiments du secteur public (article 17). Les bâtiments du secteur public et ceux recevant du public doivent afficher leur certificat (article 18).

o Les États membres doivent créer des bases de données nationales sur la performance énergétique des bâtiments (article 19).

• Modification des règles en matière d'inspection (article 20) :

o Des plans d'inspection distincts sont établis par les États membres pour les systèmes résidentiels et non résidentiels ;

o Les systèmes doivent être inspectés au moins tous les cinq ans, à l'exception des systèmes équipés de générateurs d'une puissance nominale effective de plus de 290 kW qui doivent être inspectés au moins tous les deux ans ;

o L'inspection doit comprendre un certain nombre d'évaluations listées ;

o Au plus tard le 31 décembre 2024, les bâtiments non résidentiels équipés de générateurs d'une puissance nominale effective de plus de 290 kW doivent être dotés de systèmes d'automatisation et de contrôle des bâtiments ;

o Au plus tard le 31 décembre 2029, ce seuil est abaissé à 70 kW.

Proposition d'initiative sur

les carburants aériens durables

(Initiative ReFuelUE Aviation)

Objectif : Établir des règles harmonisées concernant l'utilisation et la fourniture de carburants durables d'aviation.

Mesures :

• Champ d'application du règlement :

o Le règlement s'applique aux exploitants d'aéronefs, aux aéroports de l'Union européenne et aux fournisseurs de carburant d'aviation (article 2) ;

o Certaines restrictions à ce champ d'application sont prévues (article 3) :

§ seuls les exploitants ou propriétaires d'aéronefs assurant au moins 729 opérations de transport aérien commercial sont concernés ;

§ seuls les aéroports dont le trafic est supérieur à 1 million de passagers ou 100 000 tonnes de fret sont concernés.

• Obligation pour les fournisseurs de carburant d'aviation de veiller à ce que tout le carburant d'aviation mis à la disposition des exploitants d'aéronefs dans les aéroports de l'Union européenne contienne une part minimale de carburant durable d'aviation, y compris une part minimale de carburant de synthèse (article 4)

o Cette mesure entre en vigueur au 1 er janvier 2025 (article 15) ;

o Une période transitoire de cinq ans, du 1 er janvier 2025 au 31 décembre 2029, est néanmoins prévue, au cours de laquelle les fournisseurs de carburant d'aviation peuvent fournir la part minimale de carburant durable d'aviation sous la forme d'une moyenne pondérée des quantités totales du carburant d'aviation qu'ils ont fournies dans les aéroports de l'Union européenne pour cette période de déclaration (article 13).

• Obligation pour les exploitants d'aéronefs de veiller à ce que la quantité annuelle de carburant d'aviation embarquée dans un aéroport de l'Union donné représente au moins 90 % de la quantité annuelle de carburant d'aviation requise (article 5)

o Cette mesure entre en vigueur au 1 er janvier 2025 (article 15).

• Obligation pour les aéroports de l'Union européenne de fournir les infrastructures nécessaires pour faciliter l'accès des exploitants d'aéronefs à des carburants d'aviation contenant une part de carburant durable d'aviation (article 6)

o Lorsque l'Agence de l'Union européenne pour la sécurité aérienne (AESA) constate un manquement d'un aéroport à ces obligations, ce dernier dispose d'un délai de 5 ans pour combler ce manque (même article).

• Obligation de déclaration annuelle à l'AESA

o pour les exploitants d'aéronefs (article 7) ;

o pour les fournisseurs de carburants (article 9) ;

o ces déclarations sont obligatoires à partir du 1 er avril 2024 (article 15).

• Interdiction pour les exploitants d'aéronefs , dans le cadre de leur déclaration annuelle à l'AESA, de demander à bénéficier d'avantages pour l'utilisation de carburants durables dans plusieurs systèmes de réduction de gaz à effet de serre (article 8).

• Désignation par les États membres des autorités compétentes chargées de faire respecter le règlement et d'infliger des amendes aux exploitants d'aéronefs, aux aéroports de l'Union européenne et aux fournisseurs de carburants (article 10).

• En cas de violation des dispositions du règlement, application de sanctions par les États membres (article 11) :

o Les dispositions prises par les États membres doivent être notifiées à la Commission au plus tard le 31 décembre 2023 ;

o Les montants perçus par les États membres des amendes administratives sont transférés à titre de contribution aux investissements dans la transition verte dans le cadre du Fonds InvestEU.

• Obligation pour l'AESA de publier un rapport technique annuel sur la base des déclarations annuelles soumises par les exploitants d'aéronefs et les fournisseurs de carburant (article 12).

• Obligation pour la Commission de remettre un rapport au Parlement européen et au Conseil sur plusieurs aspects de l'application du présent règlement au plus tard le 1 er janvier 2028 puis tous les cinq ans (article 14).

Proposition d'initiative sur

les carburants maritimes durables

(Initiative FuelUE Maritime)

Objectif : Etablir des règles uniformes en vue de réduire l'intensité des émissions de GES de l'énergie utilisée à bord des navires ou d'utiliser l'alimentation électrique à quai, afin d'accroître la cohérence dans l'utilisation des carburants renouvelables et bas-carbone et des sources d'énergie de substitution.

Mesures :

• Champ d'application du règlement (article 2) :

o Le règlement s'applique à tous les navires d'une jauge brute supérieure à 5 000 tonnes, quel que soit leur pavillon en ce qui concerne (article 2) :

§ l'énergie utilisée pendant leur séjour dans un port d'escale relevant de la juridiction d'un État membre ;

§ l'intégralité de l'énergie utilisée lors des voyages au départ d'un port d'escale relevant de la juridiction d'un État membre à destination d'un port d'escale relevant de la juridiction d'un État membre ;

§ la moitié de l'énergie utilisée lors des voyages au départ ou à destination d'un port d'escale relevant de la juridiction d'un État membre lorsque le dernier ou le prochain port d'escale relève de la juridiction d'un pays tiers.

o Il ne s'applique toutefois pas aux navires de guerre ni aux navires d'appoint de la marine de guerre, aux navires de pêche ou aux navires-usines pour le traitement du poisson, aux navires en bois de construction primitive, aux navires qui ne sont pas propulsés par des moyens mécaniques ni aux navires d'État utilisés à des fins non commerciales ;

o Il s'applique à partir du 1 er janvier 2025.

• Interdiction pour l'intensité annuelle des émissions de GES de l'énergie utilisée à bord d'un navire de dépasser des limitations fixées par le règlement (article 4) :

o Les limitations sont calculées en déduisant un pourcentage, fixé à 2 % en 2025 et augmentant tous les cinq ans pour atteindre 75 % en 2050, d'une valeur de référence, correspondant à l'intensité moyenne des émissions de GES en 2020.

• Exigences supplémentaires en matière d'émissions nulles concernant l'énergie utilisée à quai (article 5) :

o À compter du 1 er janvier 2030, un porte-conteneurs ou un navire à passagers se trouvant à quai dans un port d'escale relevant de la juridiction d'un État membre doit se raccorder à l'alimentation électrique à quai et l'utiliser pour tous ses besoins en énergie pendant qu'il est à quai ;

o Certaines exceptions sont néanmoins prévues, telles que pour les navires à quai pendant moins de deux heures ou utilisant des technologies à émissions nulles.

• Règles relatives à la déclaration et aux plans de surveillance :

o Les compagnies effectuent une surveillance et une déclaration pour chacun de leurs navires à l'intérieur de tous les ports relevant de la juridiction d'un État membre et pour tout voyage à destination ou au départ d'un port relevant de la juridiction d'un État membre. La surveillance et la déclaration comprennent l'énergie utilisée à bord des natives, en mer et à quai (article 6) ;

o Les compagnies soumettent aux vérificateurs un plan de surveillance pour chacun de leurs navires au plus tard le 31 août 2024. Elles doivent dans ce cadre indiquer la méthode choisie pour surveiller et déclarer la quantité, le type et le facteur d'émission de l'énergie utilisée à bord des navires (article 7) ;

o Les compagnies doivent vérifier régulièrement, au moins une fois par an, si le plan de surveillance du navire rend compte des caractéristiques et du fonctionnement du navire et l'améliorer si besoin (article 8) ;

o Sont précisées les dispositions relatives à la certification des biocarburants, du biogaz, des carburants renouvelables d'origine non biologique et des carburants à base de carbone recyclé (article 9).

• Règles relatives aux vérificateurs :

o Le vérificateur évalue la conformité du plan de surveillance. En cas d'irrégularités, la compagnie concernée doit réviser son plan et soumettre la version révisée au vérificateur pour une évaluation finale. Le délai de mise en oeuvre de ces révisions est fixé d'un commun accord avec le vérificateur, mais ne peut excéder le début de la période de déclaration (article 10) ;

o Chargé d'évaluer la fiabilité, la crédibilité et l'exactitude des données, le vérificateur est indépendant de la compagnie ou de l'exploitant d'un navire et exécute ses activités dans l'intérêt public (article 11) ;

o Il doit respecter une procédure de vérification (article 12) ;

o Il est accrédité par un organisme national d'accréditation (article 13).

• Règles relatives aux certificats de conformité :

o Sur la base du plan de surveillance, les compagnies doivent enregistrer, pour chaque navire plusieurs informations énumérées, telles que la quantité de chaque type de combustible consommé à quai et en mer (article 14) ;

o Le vérificateur évalue l'exactitude des informations et procède à plusieurs calculs, dont l'intensité annuelle moyenne des émissions de gaz à effet de serre de l'énergie utilisée à bord du navire concerné et le bilan de conformité du navire (article 15) ;

o La Commission élabore une base de données utilisée pour enregistrer le bilan de conformité et le recours aux mécanismes de flexibilité (article 16) ;

o Des dispositions en matière de flexibilité permettent aux exploitants de mettre en réserve, en cas d'excédent de conformité, ou d'emprunter, dans une certaine limite, un excédent de conformité pour permettre la conformité (article 17) ;

o Des groupements de conformité peuvent être constitués, mettant en commun les bilans de conformité de deux navires ou plus, qui sont vérifiés par le même vérificateur (article 18) ;

o Un certificat de conformité FuelUE Martime, valable pour une période de 18 mois, est délivré par le vérificateur aux navires ne présentant pas de déficit de conformité (article 19) ;

o Les compagnies peuvent demander une révision des calculs et des mesures adressés par le vérificateur, y compris pour le refus de délivrer un certificat de conformité FuelEU Maritime (article 24).

• Sanctions en cas de non-conformité :

o Des sanctions pécuniaires sont prévues en cas de non-conformité au 1 er mai de l'année suivant la période de déclaration (article 20) ;

o Les recettes générées par ces sanctions sont affectées au Fonds pour l'innovation et sont destinées au soutien des projets communs en faveur du déploiement rapide de carburants renouvelables et bas-carbone dans le secteur maritime (article 21) ;

o Les États membres sont chargés de déterminer le régime des sanctions applicables aux violations du règlement et de prendre toutes les mesures nécessaires pour assurer la mise en oeuvre de ces sanctions (article 23).

• Obligation pour la commission de remettre un rapport au Parlement européen et au Conseil sur l'application du règlement au plus tard le 1 er janvier 2030 , puis au moins tous les cinq ans (article 28).

Proposition
de règlement

sur le déploiement d'une infrastructure pour carburants alternatifs

Objectif : Parvenir au déploiement d'un réseau suffisant d'infrastructures pour carburants alternatifs dans l'Union européenne, pour les véhicules routiers, les navires et les aéronefs en stationnement.

Mesures :

• Objectifs pour les infrastructures de recharge électrique ouvertes au public et réservées aux véhicules utilitaires légers (article 3) :

o Objectifs cumulatifs en termes de puissance de sortie à atteindre par les États membres à la fin de chaque année :

§ pour chaque véhicule utilitaire léger électrique à batterie immatriculé, une puissance de sortie totale d'au moins 1 kW doit être fournie par des stations de recharge ouvertes au public ;

§ pour chaque véhicule utilitaire léger hybride rechargeable immatriculé, une puissance de sortie totale d'au moins 0,66 kW doit être fournie par des stations de recharge ouvertes au public.

o Obligation de déploiement de parcs de recharge le long du réseau central et du réseau global du RTE-T dans chaque sens de circulation, à un intervalle maximal de 60 km entre chaque parc :

§ pour le réseau central, une puissance de sortie totale d'au moins 600 kW doit être fournie par des parcs de recharge ouverts au public d'ici le 31 décembre 2030 ;

§ pour le réseau global, une puissance de sortie totale d'au moins 600 kW doit être fournie par des parcs de recharge ouverts au public d'ici le 31 décembre 2035.

• Objectifs pour les infrastructures de recharge électrique réservées aux véhicules utilitaires lourds (article 4) :

o Obligation de déploiement de points de recharge, ouverts au public et répondant à certaines exigences en matière de puissance de sortie, dans chaque sens de circulation :

§ le long du réseau central du RTE-T, à un intervalle maximal de 60 km entre chaque parc, une puissance de sortie totale d'au moins 3 500 kW doit être fournie par les parcs de recharge ouverts au public d'ici le 31 décembre 2030 ;

§ le long du réseau global du RTE-T, à un intervalle maximal de 100 km entre chaque parc, une puissance de sortie totale d'au moins 3 500 kW doit être fournie par les parcs de recharge ouverts au public d'ici le 1 er décembre 2035.

o Au 31 décembre 2030, chaque aire de stationnement doit être équipée d'au moins une station de recharge fournissant une puissance de sortie d'au moins 100 kW ;

o Au 31 décembre 2025, chaque noeud urbain doit être équipé de points de recharge ouverts au public fournissant une puissance de sortie cumulée d'au moins 600 kW ;

o Au 31 décembre 2030, chaque noeud urbain doit être équipé de points de recharge ouverts au public fournissant une puissance de sortie cumulée d'au moins 1 200 kW.

• Des dispositions sont prévues pour garantir la convivialité des infrastructures de recharge électrique (article 5).

• Objectifs pour les infrastructures de recharge en hydrogène pour les véhicules routiers (article 6) :

o Obligation de déploiement de stations de ravitaillement en hydrogène ouvertes au public et réservées aux véhicules utilitaires lourds et légers le long du réseau central et du réseau global du RTE-T (article 6).

§ au 31 décembre 2030, des stations de ravitaillement en hydrogène d'une capacité minimale de 2 tonnes par jour et équipées d'un distributeur d'au moins 700 bars ouvertes au public doivent être déployées à un intervalle maximal de 150 km le long du réseau central et du réseau global du RTE-T ;

§ à la même date, l'hydrogène liquide doit être mis à disposition dans des stations de ravitaillement ouvertes au public et déployées à un intervalle maximal de 450 km ;

§ de plus, au moins une station de ravitaillement en hydrogène ouverte au public doit être déployée dans chaque noeud urbain.

• Des dispositions sont prévues pour garantir la convivialité de l'infrastructure de ravitaillement en hydrogène (article 7).

• Objectifs pour les infrastructures de gaz naturel liquéfié (GNL) pour les véhicules de transport routier (article 8) :

o Obligation de mise en place d'un nombre approprié de points de ravitaillement en GNL ouverts au public et réservés aux véhicules utilitaires lourds, au moins tout au long du réseau central du RTE-T, d'ici le 1 er janvier 2025 ;

o Possibilité de dérogation en cas de coûts disproportionnés par rapport aux avantages.

• Objectifs pour l'alimentation électrique à quai des ports :

o Les ports maritimes du réseau central et du réseau global du RTE-T dont les porte-conteneurs de mer, les navires rouliers à passagers de mer et les engins à passagers à grande vitesse de mer ou tout autre navire à passagers de plus de 5 000 tonnes de jauge brute ont respectivement effectué plus de 50, 40 ou 25 escales par an en moyenne au cours des trois dernières années, disposent d'une puissance de sortie à quai suffisante pour satisfaire au moins 90 % de cette demande (article 9) ;

o Les ports de navigation intérieure disposent d'une installation fournissant une alimentation électrique à quai (article 10) :

§ pour réseau central du RTE-T, au plus tard le 1 er janvier 2025 ;

§ pour le réseau global du RTE-T, au plus tard le 1 er janvier 2030.

• Objectifs pour l'approvisionnement en GNL dans les ports maritimes (article 11) :

o Obligation de mise en place d'un nombre approprié de points de ravitaillement en GNL dans les ports maritimes du réseau central du RTE-T d'ici le 1 er janvier 2025 ;

o Obligation de mise en place d'un cadre d'action national.

• Objectifs pour la fourniture d'électricité aux aéronefs en stationnement dans les aéroports du réseau central et du réseau global du RTE-T (article 12) :

o Obligation de fourniture d'électricité à toutes les portes d'embarquement utilisées pour les opérations de transport aérien commercial, au plus tard le 1 er janvier 2025 ;

o Obligation de fourniture d'électricité à tous les postes de stationnement éloignés utilisés pour les opérations de transport aérien commercial, au plus tard le 1 er janvier 2030 ;

o Obligation de fourniture d'électricité en provenance du réseau électrique ou produite sur place en tant qu'énergie renouvelable, à partir du 1 er janvier 2030.

• Cadres d'action nationaux et rapports d'avancement :

o Au plus tard le 1 er janvier 2025, chaque État membre notifie un cadre d'action national pour le développement du marché relatif aux carburants alternatifs dans le secteur des transports et le déploiement des infrastructures correspondantes (article 13) ;

o Au plus tard le 1 er janvier 2027 puis tous les deux ans, chaque État membre soumet un rapport indépendant d'avancement sur la mise en oeuvre de son cadre d'action national (article 14) ;

o Au plus tard le 30 juin 2024 puis tous les trois ans, une évaluation doit être menée par une autorité de régulation d'un État membre (article 14) ;

o Au plus tard le 1 er janvier 2026, la Commission européenne évalue les cadres d'actions d'action nationaux et publie un rapport (article 15) ;

o Elle évalue les rapports d'avancement et publie un rapport (article 15).

• Suivi des progrès (article 16) :

o Au plus tard le 28 février de l'année suivant l'entrée en vigueur du règlement, puis chaque année, les États membres doivent communiquer à la Commission un rapport comprenant la puissance de sortie totale cumulée de recharge, le nombre de points de recharge ouverts au public, ainsi que le nombre de véhicules hybrides rechargeables et de véhicules électriques à batterie immatriculés et déployés sur leur territoire ;

o Lorsqu'un État membre risque de ne pas atteindre ses objectifs nationaux, la Commission peut demander de prendre des mesures correctives, qu'il doit notifier dans un délai de trois mois.

• Des exigences en matière d'information des utilisateurs sont prévues, dont une comparaison entre les prix des carburants affichés en station-service (article 17).

• Obligations en matière de fourniture de données (article 18) :

o Les États membres désignent une organisation chargée de l'enregistrement de l'identification pour la délivrance de codes d'identification ;

o Les exploitants ou propriétaires de points de recharge ou de ravitaillement ouverts au public doivent rendre les données statiques et dynamiques des infrastructures pour carburants alternatifs qu'ils exploitent disponibles et accessibles.

• Des spécifications techniques communes doivent être respectées dans le déploiement des infrastructures (article 19).

• Possibilité de réexamen du règlement par la Commission au plus tard le 31 décembre 2026 (article 22).

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