1) Un projet d’intérêt commun ayant une incidence transfrontière significative est un projet, réalisé sur le territoire d’un État membre, qui remplit les conditions suivantes:
a) pour le transport d’électricité, le projet accroît la capacité de transfert du réseau, ou la capacité disponible pour les flux commerciaux, à la frontière de cet État membre avec un ou plusieurs autres États membres, avec pour effet d’augmenter la capacité de transfert transfrontière de ce réseau à la frontière de cet État membre avec un ou plusieurs autres États membres, d’au moins 500 mégawatts (MW) par rapport à la situation sans mise en service du projet, ou le projet diminue l’isolement énergétique de systèmes qui ne sont pas interconnectés dans un ou plusieurs États membres et augmente la capacité de transfert transfrontière du réseau à la frontière entre deux États membres d’au moins 200 MW;
b) pour le stockage de l’électricité, le projet fournit une capacité installée d’au moins 225 MW et présente une capacité de stockage qui permet une production d’électricité annuelle nette de 250 GWh/an;
c) pour les réseaux d’électricité intelligents, le projet est établi pour des équipements et installations à haute et moyenne tension et réunit des GRT, des GRT et des GRD ou des GRD d’au moins deux États membres. Le projet ne peut concerner que des GRD, à condition qu’ils soient originaires d’au moins deux États membres et que l’interopérabilité soit assurée. Le projet satisfait au moins à deux des critères suivants: il concerne 50 000 utilisateurs, producteurs, consommateurs ou prosommateurs d’électricité, il couvre une zone de consommation d’au moins 300 GWh/an, au moins 20 % de la consommation d’électricité liée au projet provient de ressources renouvelables variables, ou il réduit l’isolement énergétique des réseaux non interconnectés dans un ou plusieurs États membres. Le projet ne doit pas nécessairement comporter une frontière physique commune. Pour les projets relatifs aux petits réseaux isolés tels qu’ils sont définis à l’article 2, point 42, de la directive (UE) 2019/944, y compris les îles, ces niveaux de tension sont égaux au niveau de tension le plus élevé du réseau électrique concerné;
d) pour le transport d’hydrogène, le projet permet le transport d’hydrogène au-delà des frontières des États membres concernés ou augmente la capacité de transport transfrontière d’hydrogène à la frontière entre deux États membres d’au moins 10 % par rapport à la situation antérieure à la mise en service du projet, et le projet démontre à suffisance qu’il constitue un élément essentiel d’un réseau d’hydrogène transfrontière planifié et apporte des preuves suffisantes de l’existence de plans et d’une coopération avec des pays voisins et des gestionnaires de réseau, ou, pour les projets réduisant l’isolement énergétique de réseaux non interconnectés dans un ou plusieurs États membres, le projet vise à approvisionner, directement ou indirectement, au moins deux États membres;
e) pour les installations de stockage ou de réception d’hydrogène visées à l’annexe II, point 3), le projet vise à approvisionner directement ou indirectement au moins deux États membres;
f) pour les électrolyseurs, le projet fournit une capacité installée d’au moins 50 MW fournis par un électrolyseur unique ou par un ensemble d’électrolyseurs formant un projet unique et coordonné et apporte des avantages directs ou indirects à au moins deux États membres et, plus particulièrement, en ce qui concerne les îles et les systèmes insulaires, soutenir des solutions innovantes et autres impliquant au moins deux États membres ayant une incidence positive significative sur les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et sur son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050, et contribuer de manière significative à la durabilité du système énergétique insulaire et de l’Union;
g) pour les réseaux gaziers intelligents, le projet réunit des GRT, des GRT et des GRD ou des GRD d’au moins deux États membres. Les GRD ne peuvent intervenir qu’avec le soutien des GRT, d’au moins deux États membres, qui sont étroitement associés au projet et garantissent l’interopérabilité;
h) pour le transport en mer d’électricité renouvelable, le projet est conçu pour transférer de l’électricité depuis des sites de production en mer d’une capacité d’au moins 500 MW et permet le transport d’électricité vers le réseau terrestre d’un État membre donné, augmentant ainsi le volume d’électricité renouvelable disponible sur le marché intérieur. Le projet est développé dans les zones où la pénétration de l’électricité renouvelable en mer est faible et démontre une incidence positive significative sur les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et sur son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050 et contribue de manière significative à la durabilité du système énergétique et à l’intégration du marché tout en n’entravant pas les capacités et les flux transfrontières;
i) pour les projets relatifs au dioxyde de carbone, le projet est utilisé pour transporter et, le cas échéant, stocker du dioxyde de carbone d’origine anthropique provenant d’au moins deux États membres.
2) Un projet d’intérêt mutuel ayant une incidence transfrontière significative est un projet qui remplit les conditions suivantes:
a) pour les projets d’intérêt mutuel relevant de la catégorie prévue à l’annexe II, point 1) a) et f), le projet augmente la capacité de transfert du réseau, ou la capacité disponible pour les flux commerciaux, à la frontière de cet État membre avec un ou plusieurs pays tiers, et apporte des avantages significatifs, soit directement soit indirectement (au moyen d’une interconnexion avec un pays tiers), sur la base des critères spécifiques énumérés à l’article 4, paragraphe 3, au niveau de l’Union. Le calcul des avantages pour les États membres est effectué et publié par le REGRT pour l’électricité dans le cadre du plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union;
b) pour les projets d’intérêt mutuel relevant de la catégorie prévue à l’annexe II, point 3), le projet relatif à l’hydrogène permet le transport d’hydrogène au-delà de la frontière d’un État membre avec un ou plusieurs pays tiers et démontre qu’il apporte des avantages significatifs, soit directement soit indirectement (au moyen d’une interconnexion avec un pays tiers) sur la base des critères spécifiques énumérés à l’article 4, paragraphe 3, au niveau de l’Union. Le calcul des avantages pour les États membres est effectué et publié par le REGRT pour le gaz dans le cadre du plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union;
c) pour les projets d’intérêt mutuel relevant de la catégorie prévue à l’annexe II, point 5, le projet peut être utilisé pour le transport ou le stockage de dioxyde de carbone d’origine anthropique par au moins deux États membres et un pays tiers.
3) En ce qui concerne les projets relevant des catégories d’infrastructures énergétiques prévues à l’annexe II, point 1) a), b), c), d) et f), les critères énumérés à l’article 4 sont évalués comme suit:
a) transport de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables vers de grands centres de consommation et sites de stockage: ce critère est mesuré conformément à l’analyse effectuée dans le dernier plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union disponible dans le secteur de l’électricité, notamment:
i) pour le transport d’électricité, en comparant la capacité de production estimée à partir de sources d’énergie renouvelables (par technologie, en MW) connectée et transportée grâce au projet, et la capacité de production totale à partir de ces types de sources d’énergie renouvelables prévue pour l’année 2030 dans l’État membre concerné sur la base des plans nationaux en matière d’énergie et de climat conformément au règlement (UE) 2018/1999;
ii) pour le stockage d’énergie, en comparant la nouvelle capacité offerte par le projet avec la capacité totale existante pour la même technologie de stockage dans la zone d’analyse énoncée à l’annexe V.
b) intégration des marchés, concurrence et flexibilité du système: ces critères sont mesurés conformément à l’analyse effectuée dans le dernier plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union dans le secteur de l’électricité, notamment:
i) pour les projets transfrontières, y compris les projets de réinvestissement, en calculant l’incidence sur la capacité de transfert du réseau dans les deux sens, mesurée en termes de quantité d’énergie (en MW), et leur contribution à l’objectif d’interconnexion minimal de 15 % et, pour les projets ayant une incidence transfrontière importante, en calculant l’incidence sur la capacité de transfert du réseau aux frontières entre les États membres concernés, entre les États membres concernés et des pays tiers ou au sein des États membres concernés, sur l’équilibrage de l’offre et de la demande et sur le fonctionnement du réseau dans les États membres concernés;
ii) en évaluant, pour la zone d’analyse énoncée à l’annexe V, l’incidence d’un projet en termes de coûts de production et de transport à l’échelle du système énergétique et sur l’évolution et la convergence des prix du marché, selon différents scénarios de planification et en tenant compte, en particulier, des variations apportées dans l’ordre de préséance économique.
c) sécurité de l’approvisionnement, interopérabilité et sécurité de fonctionnement du système: ces critères sont mesurés conformément à l’analyse effectuée dans le dernier plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union disponible dans le secteur de l’électricité, en particulier en estimant l’incidence du projet sur la prévision de perte de charge pour la zone d’analyse énoncée à l’annexe V, en termes d’adéquation de la production et du transport pour une série de périodes de charge caractéristiques, compte tenu des changements prévisibles en matière de phénomènes climatiques extrêmes et de leur impact sur la résilience des infrastructures. Le cas échéant, l’incidence du projet sur le contrôle indépendant et fiable du fonctionnement et des services du système est mesurée.
4) En ce qui concerne les projets relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique prévue à l’annexe II, point 1) e), les critères énumérés à l’article 4 sont évalués comme suit:
a) niveau de durabilité, mesuré en évaluant la capacité des réseaux à être connectés et à transporter des énergies renouvelables variables;
b) sécurité de l’approvisionnement, mesurée par le niveau des pertes sur les réseaux de distribution, de transport ou les deux, le pourcentage d’utilisation (c’est-à-dire la charge moyenne) des composantes du réseau électrique, la disponibilité des composantes du réseau (qui est fonction des opérations de maintenance prévues et imprévues) et l’incidence de cette dernière sur les performances du réseau et sur la durée et la fréquence des interruptions, y compris les perturbations dues aux conditions climatiques;
c) intégration des marchés, mesurée en évaluant l’adoption de solutions innovantes dans l’exploitation, la réduction de l’isolement énergétique et l’interconnexion des systèmes, ainsi que le niveau d’intégration d’autres secteurs et la facilitation de nouveaux modèles d’entreprise et de nouvelles structures de marché;
d) sécurité du réseau, flexibilité et qualité de l’approvisionnement, mesurés en évaluant l’approche innovante en matière de flexibilité du système, de cybersécurité et d’interopérabilité efficace entre les GRT et les GRD, la capacité à inclure la réponse à la demande, le stockage, les mesures d’efficacité énergétique, l’utilisation rentable des outils numériques et des TIC à des fins de surveillance et de contrôle, la stabilité du système électrique et la qualité de la tension.
5) En ce qui concerne les projets relatifs à l’hydrogène et relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique prévue à l’annexe II, point 3), les critères énumérés à l’article 4 sont évalués comme suit:
a) durabilité, mesurée comme la contribution d’un projet à la réduction des émissions de gaz à effet de serre dans différentes applications finales dans des secteurs difficiles à mettre à niveau, telles que l’industrie ou les transports; à la flexibilité et aux possibilités de stockage saisonnier pour la production d’électricité renouvelable; ou à l’intégration d’hydrogène renouvelable et à faible teneur en carbone, en vue de tenir compte des besoins du marché et de promouvoir l’hydrogène propre;
b) intégration des marchés et interopérabilité, mesurées en calculant la valeur ajoutée du projet pour l’intégration de zones de marché et la convergence des prix et pour la flexibilité globale du système;
c) sécurité de l’approvisionnement et flexibilité, mesurées en calculant la valeur ajoutée du projet pour la résilience, la diversité et la flexibilité de l’approvisionnement en hydrogène;
d) concurrence, mesurée en évaluant la contribution du projet à la diversification de l’approvisionnement, y compris en ce qui concerne la facilitation de l’accès aux sources d’approvisionnement en hydrogène locales.
6) En ce qui concerne les projets de réseaux gaziers intelligents relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique prévue à l’annexe II, point 2), les critères énumérés à l’article 4 sont évalués comme suit:
a) niveau de durabilité, mesuré en évaluant la part des gaz renouvelables et à faible teneur en carbone injectée dans le réseau gaziers, les réductions des émissions de gaz à effet de serre correspondantes en vue de la décarbonation totale du système, et la détection suffisante des fuites;
b) qualité et sécurité de l’approvisionnement, mesurées en évaluant le rapport entre l’offre de gaz disponible de façon sûre et la demande de pointe, la part des importations remplacée par des gaz renouvelables et à faible teneur en carbone produits localement, la stabilité du fonctionnement du réseau, ainsi que la durée et la fréquence des interruptions par client;
c) mise en place de services de flexibilité, tels que la participation active à la demande et le stockage au moyen de la facilitation de l’intégration intelligente du secteur de l’énergie en créant des connexions avec d’autres vecteurs et secteurs énergétiques, ce critère étant mesuré en évaluant les économies de coûts générées dans les secteurs et systèmes énergétiques connectés, tels que le système de chaleur et d’électricité, les transports et l’industrie.
7) En ce qui concerne les projets relatifs aux électrolyseurs relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique prévue à l’annexe II, point 4), les critères énumérés à l’article 4 sont évalués comme suit:
a) durabilité, mesurée en évaluant la part d’hydrogène d’origine renouvelable ou d’hydrogène à faible teneur en carbone, en particulier provenant de sources renouvelables, répondant aux critères définis à l’annexe II, point 4) a) ii), injectée dans le réseau, ou en estimant l’ampleur du déploiement des carburants de synthèse de même origine, ainsi que les réductions d’émissions de gaz à effet de serre correspondantes;
b) sécurité de l’approvisionnement, mesurée en évaluant la contribution du projet à la sécurité, à la stabilité et à l’efficacité de l’exploitation du réseau, y compris en évaluant le délestage de la production d’électricité renouvelable qui est ainsi évité;
c) mise en place de services de flexibilité tels que la participation active de la demande et le stockage par la facilitation de l’intégration intelligente du secteur de l’énergie par la création de liens avec d’autres vecteurs et secteurs énergétiques, mesurée en évaluant les économies de coûts générées dans les secteurs et systèmes énergétiques connectés, tels que les réseaux gaziers, d’hydrogène, d’électricité et de chaleur, ou les secteurs des transports et de l’industrie.
8) En ce qui concerne les infrastructures de dioxyde de carbone relevant des catégories d’infrastructures énergétiques prévues à l’annexe II, point 5), les critères énumérés à l’article 4 sont évalués comme suit:
a) la durabilité, mesurée en évaluant la réduction totale escomptée des émissions de gaz à effet de serre tout au long du cycle de vie du projet et l’absence d’autres solutions technologiques telles que, sans s’y limiter, l’efficacité énergétique, l’électrification intégrant des sources renouvelables, afin d’atteindre le même niveau de réduction des gaz à effet de serre que la quantité de dioxyde de carbone à capturer dans des installations industrielles connectées à un coût comparable selon un calendrier comparable tenant compte des émissions de gaz à effet de serre provenant de l’énergie nécessaire pour capturer, transporter et stocker le dioxyde de carbone, le cas échéant, compte tenu des infrastructures, y compris, le cas échéant, d’autres utilisations futures potentielles;
b) résilience et sécurité, mesurées en évaluant la sécurité de l’infrastructure et l’utilisation de la meilleure technologie disponible;
c) la réduction de la charge et des risques pour l’environnement par la neutralisation permanente du dioxyde de carbone.