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DIRECTIVE (UE) 2023/1791 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL du 13 septembre 2023 relative à l’efficacité énergétique et modifiant le règlement (UE) 2023/955 (refonte) (Texte présentant de l’intérêt pour l’EEE)

DIRECTIVE (UE) 2023/1791 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL

du 13 septembre 2023

relative à l’efficacité énergétique et modifiant le règlement (UE) 2023/955 (refonte)

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

1. Vue d’ensemble

CHAPITRE I OBJET, CHAMP D’APPLICATION, DÉFINITIONS ET OBJECTIFS D’EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE

CHAPITRE II RÔLE EXEMPLAIRE DU SECTEUR PUBLIC

CHAPITRE III EFFICACITÉ AU NIVEAU DE L’UTILISATION DE L’ÉNERGIE

CHAPITRE IV INFORMATION ET AUTONOMISATION DES CONSOMMATEURS

CHAPITRE V EFFICACITÉ AU NIVEAU DE L’APPROVISIONNEMENT ÉNERGÉTIQUE

CHAPITRE VI DISPOSITIONS HORIZONTALES

CHAPITRE VII DISPOSITIONS FINALES

ANNEXE I CONTRIBUTIONS NATIONALES AUX OBJECTIFS D’EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE DE L’UNION EN 2030 EN CE QUI CONCERNE LA CONSOMMATION D’ÉNERGIE FINALE ET/OU LA CONSOMMATION D’ÉNERGIE PRIMAIRE

ANNEXE I

CONTRIBUTIONS NATIONALES AUX OBJECTIFS D’EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE DE L’UNION EN 2030 EN CE QUI CONCERNE LA CONSOMMATION D’ÉNERGIE FINALE ET/OU LA CONSOMMATION D’ÉNERGIE PRIMAIRE

1. Le niveau des contributions nationales est calculé sur la base de la formule indicative suivante:

où CEU est un facteur de correction, Target est le niveau d’ambition nationale et FECB2030 PECB2030 est le scénario de référence de l’Union de 2020 utilisé pour l’horizon 2030.

2. La formule indicative suivante représente les critères objectifs reflétant les facteurs énumérés à l’article 4, paragraphe 3, points d) i) à iv), chacun étant utilisé pour définir le niveau d’ambition nationale en % (Target) et ayant le même poids dans la formule (0,25):

contribution liée à l’action précoce («Fearly-action»);

une contribution liée au PIB par habitant («Fwealth»);

une contribution liée à l’intensité énergétique («Fintensity»);

une contribution liée au potentiel d’économies d’énergie rentables («Fpotential»).

3. Fearly-action est calculé pour chaque État membre comme étant le produit de son volume d’économies d’énergie et de l’amélioration de l’intensité énergétique réalisée par chaque État membre. Le volume d’économies d’énergie pour chaque État membre est calculé sur la base de la réduction de la consommation d’énergie (en tep) par rapport à la réduction de la consommation d’énergie de l’Union entre la moyenne triennale pour la période 2007-2009 et la moyenne triennale pour la période 2017-2019. L’amélioration de l’intensité énergétique pour chaque État membre est calculée sur la base de la réduction de l’intensité énergétique (en tep/EUR) par rapport à la réduction de l’intensité énergétique de l’Union entre la moyenne triennale pour la période 2007-2009 et la moyenne triennale pour la période 2017-2019.

4. Fwealth est calculé pour chaque État membre sur la base de sa moyenne sur trois ans de l’indicateur PIB réel par habitant d’Eurostat par rapport à la moyenne triennale de l’Union sur la période 2017-2019, exprimée en parités de pouvoir d’achat (PPA).

5. Fintensity est calculé pour chaque État membre sur la base de la moyenne triennale de son indice d’intensité énergétique finale (FEC ou PEC par PIB réel en PPA) par rapport à la moyenne triennale de l’Union sur la période 2017-2019.

6. Fpotential est calculé pour chaque État membre sur la base des économies d’énergie primaire ou finale dans le cadre du scénario PRIMES MIX 55 % à l’horizon 2030. Les économies sont exprimées par rapport aux projections du scénario de référence de l’Union de 2020 pour l’année 2030.

7. Pour chacun des critères prévus aux points 2 a) à d), une limite inférieure et une limite supérieure sont appliquées. Le niveau d’ambition pour les facteurs Fwealth Fintensity et Fpotential est plafonné à 50 % et à 150 % du niveau d’ambition moyen de l’Union pour un facteur donné. Le niveau d’ambition pour le facteur Fearly-action est plafonné à 50 % et à 100 % du niveau d’ambition moyen de l’Union.

8. La source des données de départ utilisées pour calculer les facteurs est Eurostat, sauf indication contraire.

9. Ftotal est calculé comme la somme pondérée des quatre facteurs (Fearly-action.Fwealth Fintensity et Fpotential). L’objectif est ensuite calculé comme le produit du facteur total du facteur Ftotal et de l’objectif de l’Union.

10. La Commission calcule un facteur de correction «énergie primaire et finale» CEU qui est appliqué pour ajuster la somme de la formule pour toutes les contributions nationales à la réalisation des objectifs respectifs de l’Union en 2030. Le facteur CEU est le même dans tous les États membres.

ANNEXE II PRINCIPES GÉNÉRAUX APPLICABLES AU CALCUL DE L’ÉLECTRICITÉ ISSUE DE LA COGÉNÉRATION

ANNEXE II

PRINCIPES GÉNÉRAUX APPLICABLES AU CALCUL DE L’ÉLECTRICITÉ ISSUE DE LA COGÉNÉRATION

Partie I

Principes généraux

Les valeurs utilisées pour le calcul de l’électricité issue de la cogénération sont déterminées sur la base de l’exploitation attendue ou effective de l’unité dans des conditions normales d’utilisation. En ce qui concerne les unités de microcogénération, le calcul peut reposer sur des valeurs certifiées.

La production d’électricité issue de la cogénération est considérée comme égale à la production d’électricité annuelle totale de l’unité, mesurée à la sortie des principales génératrices si les conditions suivantes sont remplies:

dans les unités de cogénération des types 2), 4), 5), 6), 7) et 8) visés dans la partie II et dont le rendement global annuel est fixé par les États membres à 75 % au minimum;

dans les unités de cogénération des types 1) et 3) visés dans la partie II et dont le rendement global annuel est fixé par les États membres à 80 % au minimum.

Pour les unités de cogénération dont le rendement global annuel est inférieur à la valeur visée au point 1) a), à savoir les unités de cogénération des types 2), 4), 5), 6), 7) et 8) visés dans la partie II, ou inférieur à la valeur visée au point 1) b), à savoir les unités de cogénération des types 1) et 3) visés dans la partie II, la quantité d’électricité issue de la cogénération est calculée selon la formule suivante:

ECHP=HCHP*C

où:

ECHP est la quantité d’électricité issue de la cogénération;

C est le rapport électricité/chaleur;

HCHP est la quantité de chaleur utile issue de la cogénération (calculée dans le cas présent comme la production totale de chaleur moins la chaleur produite, le cas échéant, par des chaudières séparées ou par l’extraction de vapeur vive du générateur de vapeur situé avant la turbine).

Le calcul du volume d’électricité issue de la cogénération se fonde sur le rapport électricité/chaleur effectif. Si le rapport électricité/chaleur effectif de l’unité de cogénération considérée n’est pas connu, les valeurs par défaut suivantes peuvent être utilisées, en particulier à des fins statistiques, pour les unités des types 1), 2), 3), 4) et 5) visés dans la partie II, pour autant que la quantité d’électricité issue de la cogénération ainsi calculée soit inférieure ou égale à la production d’électricité totale de l’unité considérée:

Type d’unité	Rapport électricité/chaleur par défaut, C
Turbine à gaz à cycle combiné avec récupération de chaleur	0,95
Turbine à vapeur à contrepression	0,45
Turbine d’extraction à condensation de vapeur	0,45
Turbine à gaz avec récupération de chaleur	0,55
Moteur à combustion interne	0,75

Si les États membres introduisent des valeurs par défaut pour le rapport électricité/chaleur des unités des types 6), 7), 8), 9), 10) et 11) visés dans la partie II, ces valeurs par défaut sont publiées et notifiées à la Commission.

Si une partie de la teneur énergétique de la consommation de combustible du processus de cogénération est valorisée sous forme de produits chimiques et recyclée, elle peut être soustraite de la consommation de combustible avant le calcul du rendement global visé aux points 1) et 2).

Les États membres peuvent définir le rapport électricité/chaleur comme étant le rapport entre l’électricité et la chaleur utile lors d’un fonctionnement en mode de cogénération à une capacité inférieure, à l’aide des données opérationnelles de l’unité spécifique.

Les États membres peuvent choisir une périodicité autre qu’annuelle pour l’établissement des rapports concernant les calculs effectués conformément aux points 1) et 2).

Partie II

Technologies de cogénération relevant de la présente directive

Turbine à gaz à cycle combiné avec récupération de chaleur

Turbine à vapeur à contrepression

Turbine d’extraction à condensation de vapeur

Turbine à gaz avec récupération de chaleur

Moteur à combustion interne

Microturbines

Moteurs stirling

Piles à combustible

Moteurs à vapeur

10)

Cycles de Rankine pour la biomasse

11)

tout autre type de technologie ou de combinaison comprenant la cogénération

Pour mettre en œuvre et appliquer les principes généraux applicables au calcul de la quantité d’électricité issue de la cogénération, les États membres utilisent les orientations détaillées établies dans la décision 2008/952/CE de la Commission ( 16 ).

ANNEXE III MÉTHODE À SUIVRE POUR DÉTERMINER LE RENDEMENT DU PROCESSUS DE COGÉNÉRATION

ANNEXE III

MÉTHODE À SUIVRE POUR DÉTERMINER LE RENDEMENT DU PROCESSUS DE COGÉNÉRATION

Les valeurs utilisées pour le calcul du rendement de la cogénération et des économies d’énergie primaire sont déterminées sur la base de l’exploitation attendue ou effective de l’unité dans des conditions normales d’utilisation.

a) Cogénération à haut rendement

Aux fins de la présente directive, la cogénération à haut rendement doit satisfaire aux critères suivants:

—

la production par cogénération des unités de cogénération doit assurer des économies d’énergie primaire, calculées conformément au point b), d’au moins 10 % par rapport aux données de référence de la production séparée de chaleur et d’électricité,

—

la production des petites unités de cogénération et des unités de microcogénération assurant des économies d’énergie primaire peut relever de la cogénération à haut rendement,

—

pour les unités de cogénération qui sont construites ou font l’objet d’une rénovation substantielle après la transposition de la présente ANNEXE, les émissions directes de dioxyde de carbone provenant de la cogénération à partir de combustibles fossiles sont inférieures à 270 gCO2 pour 1 kWh d’énergie issue de la production combinée (y compris la chaleur/le froid, l’électricité et l’énergie mécanique),

—

les unités de cogénération en service avant le 10 octobre 2023 peuvent déroger à cette exigence jusqu’au 1er janvier 2034, à condition qu’elles disposent d’un plan visant à réduire progressivement les émissions pour atteindre le seuil de moins de 270 gCO2 pour 1 kWh au plus tard le 1er janvier 2034 et qu’elles aient notifié ce plan aux gestionnaires concernés et aux autorités compétentes.

Lorsqu’une unité de cogénération est construite ou fait l’objet d’une rénovation substantielle, les États membres veillent à ce qu’il n’y ait pas d’augmentation de l’utilisation de combustibles fossiles autres que le gaz naturel dans les sources de chaleur existantes par rapport à la consommation annuelle moyenne calculée sur les trois années civiles précédentes de fonctionnement complet avant la rénovation, et à ce que les éventuelles nouvelles sources dans ce système n’utilisent pas de combustibles fossiles autres que le gaz naturel.

b) Calcul des économies d’énergie primaire

Le montant des économies d’énergie primaire réalisées grâce à la production par cogénération définie conformément à l’ANNEXE II est calculé sur la base de la formule suivante:

où:

PES représente les économies d’énergie primaire;

CHP Hη est le rendement thermique de la production par cogénération définie comme la production annuelle de chaleur utile divisée par la consommation de combustible utilisé pour produire la somme de la chaleur utile et de l’électricité issue de la cogénération;

Ref Hη est le rendement de la valeur de référence pour la production séparée de chaleur;

CHP Eη est le rendement électrique de la production par cogénération définie comme la production annuelle d’électricité issue de la cogénération divisée par la consommation de combustible utilisé pour produire la somme de la chaleur utile et de l’électricité issue de la cogénération. Lorsqu’une unité de cogénération génère de l’énergie mécanique, la production annuelle d’électricité issue de la cogénération peut être augmentée d’un élément supplémentaire représentant la quantité d’électricité qui est équivalente à celle de cette énergie mécanique. Cet élément supplémentaire ne crée pas de droit à délivrer des garanties d’origine conformément à l’article 26, paragraphe 13;

Ref Eη est le rendement de la valeur de référence pour la production séparée d’électricité.

c) Calcul des économies d’énergie par d’autres méthodes

Les États membres peuvent calculer les économies d’énergie primaire découlant de la production de chaleur, d’électricité et d’énergie mécanique comme indiqué ci-dessous sans appliquer l’ANNEXE II dans le but d’exclure les volumes de chaleur et d’électricité de ce processus qui ne sont pas issus de la cogénération. Une telle production peut être considérée comme de la cogénération à haut rendement pour autant qu’elle satisfasse aux critères de rendement établis au point a) de la présente ANNEXE et, pour les unités de cogénération dont la capacité électrique est supérieure à 25 MW, que le rendement global soit supérieur à 70 %. Toutefois, la spécification de la quantité d’électricité issue de la cogénération produite dans le contexte de cette production, pour la délivrance d’une garantie d’origine et à des fins statistiques, est déterminée conformément à l’ANNEXE II.

Lorsque les économies d’énergie primaire du procédé sont calculées selon une méthode alternative comme indiqué plus haut, elles sont calculées en utilisant la formule indiquée au point b) de la présente ANNEXE en remplaçant: «CHP Hη» par «Hη» et «CHP Eη» par «Eη», où:

Hη est le rendement thermique du procédé, défini comme la production annuelle de chaleur divisée par la consommation de combustible utilisé pour produire la somme de la chaleur utile et de l’électricité;

Eη est le rendement électrique du procédé, défini comme la production annuelle d’électricité divisée par la consommation de combustible utilisé pour produire la somme de la chaleur et de l’électricité. Lorsqu’une unité de cogénération génère de l’énergie mécanique, la production annuelle d’électricité issue de la cogénération peut être augmentée d’un élément supplémentaire représentant la quantité d’électricité qui est équivalente à celle de cette énergie mécanique. Cet élément supplémentaire ne créera pas de droit à délivrer des garanties d’origine conformément à l’article 26, paragraphe 13.

Les États membres peuvent choisir une périodicité autre qu’annuelle pour l’établissement des rapports concernant les calculs effectués conformément aux points b) et c) de la présente ANNEXE.

En ce qui concerne les unités de microcogénération, le calcul des économies d’énergie primaire peut reposer sur des données certifiées.

d) Valeurs de référence du rendement de la production séparée de chaleur et d’électricité

Les valeurs harmonisées de rendement de référence consistent en une grille de valeurs différenciées par des facteurs pertinents, notamment l’année de construction et les types de combustible, et elles sont fondées sur une analyse bien documentée tenant compte, entre autres, des données résultant d’un fonctionnement opérationnel dans des conditions réalistes, de la combinaison de combustibles et des conditions climatiques ainsi que des technologies appliquées de cogénération.

Les valeurs de rendement de référence pour la production séparée de chaleur et d’électricité conformément à la formule du point b) sont utilisées pour établir le rendement effectif de la production séparée de chaleur et d’électricité à laquelle la cogénération est destinée à se substituer.

Les valeurs de rendement de référence sont calculées selon les principes suivants:

pour les unités de cogénération, la comparaison avec la production séparée d’électricité doit être fondée sur le principe de la comparaison de catégories analogues de combustible;

ii)

chaque unité de cogénération est comparée à la meilleure technique économiquement justifiable et disponible pour la production séparée de chaleur et d’électricité sur le marché pour l’année de construction de l’unité considérée;

iii)

les valeurs de rendement de référence pour les unités de cogénération de plus de dix ans sont fixées sur la base des valeurs de référence pour les unités de plus de dix ans;

iv)

les valeurs de rendement de référence pour la production séparée d’électricité et de chaleur tiennent compte des différences climatiques entre les États membres.

ANNEXE IV EXIGENCES EN MATIÈRE D’EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE POUR LES MARCHÉS PUBLICS

ANNEXE IV

EXIGENCES EN MATIÈRE D’EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE POUR LES MARCHÉS PUBLICS

Dans le cadre de procédures d’adjudication de marchés publics et de concessions, les pouvoirs adjudicateurs et les entités adjudicatrices qui achètent des produits, des services, des bâtiments et des travaux:

n’achètent que des produits conformes au critère énoncé à l’article 7, paragraphe 2, du règlement (UE) 2017/1369 lorsqu’un produit est régi par un acte délégué adopté en vertu dudit règlement, la directive 2010/30/UE ou par un acte d’exécution connexe de la Commission;

n’achètent que des produits conformes aux valeurs de référence de l’efficacité énergétique établis dans une mesure d’exécution adoptée au titre de la directive 2009/125/CE lorsqu’un produit ne relevant pas du point a) est régi par ladite mesure d’exécution;

mettent tout en œuvre pour n’acheter que des produits et services qui respectent au moins les spécifications techniques relevant du niveau «essentiel» dans les critères pertinents de l’Union en matière de marchés publics écologiques ou d’autres critères nationaux équivalents pour, notamment, les centres de données, les serveurs et les services en nuage, la signalisation et l’éclairage routiers, les ordinateurs, les tablettes et les smartphones, lorsqu’un produit ou un service est couvert par les critères de l’Union en matière de marchés publics écologiques ou d’autres critères nationaux équivalents en ce qui concerne l’efficacité énergétique du produit ou du service;

n’achètent que des pneumatiques conformes au critère d’appartenance à la classe d’efficacité énergétique en carburant la plus élevée, tel qu’il est défini dans le règlement (UE) 2020/740, ce qui n’interdit pas aux organismes publics d’acheter des pneumatiques de la classe d’adhérence sur sol mouillé la plus élevée ou de la classe du bruit de roulement externe la plus élevée, si des motifs de sécurité ou de santé publique le justifient;

exigent, dans leurs appels d’offres pour des contrats de services, que les fournisseurs n’utilisent, aux fins de la fourniture des services concernés, que des produits conformes aux points a), b) et d). Cette exigence ne s’applique qu’aux nouveaux produits achetés par des fournisseurs de service en partie ou entièrement dans le but de fournir le service en question;

▼C1

achètent, ou reprennent en location au titre de nouveaux contrats, des bâtiments conformes au moins au niveau de consommation d’énergie quasi nulle, sans préjudice de l’article 6 de la présente directive, sauf lorsque l’achat a pour objet:

▼B

d’entreprendre une rénovation en profondeur ou une démolition;

ii)

dans le cas des organismes publics, de revendre le bâtiment sans l’utiliser aux propres fins desdits organismes; ou

iii)

de le préserver en tant que bâtiment officiellement protégé comme faisant partie d’un environnement classé ou en raison de sa valeur architecturale ou historique spécifique.

La conformité avec les exigences énoncées au point f) de la présente ANNEXE est vérifiée au moyen des certificats de performance énergétique visés à l’article 11 de la directive 2010/31/UE.

ANNEXE V MÉTHODES ET PRINCIPES COMMUNS POUR LE CALCUL DE L’IMPACT DES MÉCANISMES D’OBLIGATIONS EN MATIÈRE D’EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE OU DES AUTRES MESURES DE POLITIQUE PUBLIQUE ARRÊTÉES AU TITRE DES ARTICLES 8, 9 ET 10 ET DE L’ARTICLE 30, PARAGRAPHE 14

ANNEXE V

MÉTHODES ET PRINCIPES COMMUNS POUR LE CALCUL DE L’IMPACT DES MÉCANISMES D’OBLIGATIONS EN MATIÈRE D’EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE OU DES AUTRES MESURES DE POLITIQUE PUBLIQUE ARRÊTÉES AU TITRE DES ARTICLES 8, 9 ET 10 ET DE L’ARTICLE 30, PARAGRAPHE 14

1. Méthodes de calcul des économies d’énergie autres que celles produites par des mesures de taxation aux fins des articles 8, 9 et 10 et de l’article 30, paragraphe 14.

Les parties obligées, volontaires ou délégataires ou les autorités publiques chargées de la mise en œuvre peuvent utiliser les méthodes suivantes pour calculer les économies d’énergie:

les économies attendues, en référence aux résultats obtenus grâce à des améliorations énergétiques précédentes, contrôlées de manière indépendante, dans des installations similaires. L’approche générique est appelée «ex ante»;

les économies relevées, lorsque les économies réalisées grâce à la mise en place d’une mesure ou d’un paquet de mesures sont déterminées via l’enregistrement de la réduction réelle de l’utilisation d’énergie, compte dûment tenu de facteurs tels que l’additionnalité, l’occupation, les niveaux de production et les conditions climatiques qui peuvent affecter la consommation. L’approche générique est appelée «ex post»;

les économies estimées, lorsque des estimations techniques des économies sont utilisées. Cette méthode peut être utilisée uniquement quand l’établissement de données mesurées incontestables pour une installation donnée est difficile ou représente un coût disproportionné, par exemple en cas de remplacement d’un compresseur ou d’un moteur électrique fournissant un taux de kWh différent de celui pour lequel une information indépendante sur les économies a été mesurée, ou lorsque lesdites estimations sont réalisées sur la base de méthodes et de critères de référence établis au niveau national par des experts qualifiés ou agréés, indépendants des parties obligées, volontaires ou délégataires;

lors du calcul des économies d’énergie aux fins de l’article 8, paragraphe 3, qui peuvent être prises en compte pour satisfaire à l’obligation prévue dans ledit article, les États membres peuvent estimer les économies d’énergie réalisées par les personnes touchées par la précarité énergétique, les clients vulnérables, les ménages à faibles revenus et, le cas échéant, les personnes vivant dans des logements sociaux, sur la base d’estimations techniques fondées sur des conditions ou des paramètres normalisés d’occupation et de confort thermique, tels que les paramètres définis dans la réglementation nationale en matière de construction. La manière dont le confort est envisagé aux fins des actions menées dans les bâtiments doit faire l’objet d’une communication des États membres à la Commission, accompagnée d’explications sur leur méthode de calcul;

les économies estimées par enquête, lorsqu’il s’agit de déterminer la réaction des consommateurs face aux conseils, aux campagnes d’information, aux systèmes d’étiquetage ou de certification ou aux compteurs intelligents. Cette approche n’est utilisée que pour les économies obtenues grâce aux changements de comportement du consommateur. Elle ne peut être utilisée pour des économies résultant de la mise en œuvre de mesures physiques.

2. Lors de la détermination des économies d’énergie découlant d’une mesure d’efficacité énergétique aux fins des articles 8, 9 et 10 et de l’article 30, paragraphe 14, les principes suivants s’appliquent:

les États membres démontrent que l’un des objectifs de la mesure de politique publique, qu’elle soit nouvelle ou préexistante, consiste à réaliser des économies d’énergie au stade de l’utilisation finale conformément à l’article 8, paragraphe 1, et fournissent la preuve et la documentation attestant que les économies d’énergie sont liées à une mesure de politique publique, y compris des accords volontaires;

il est démontré que l’économie s’ajoute à celle qui aurait de toute façon été générée sans l’activité des parties obligées, volontaires ou délégataires ou des autorités publiques chargées de la mise en œuvre. Afin de déterminer le volume d’économie pouvant être déclaré comme supplémentaire, les États membres prennent en considération la manière dont l’utilisation de l’énergie et la demande en énergie évolueraient sans la mesure de politique publique en question en tenant compte au moins des facteurs suivants: évolution de la consommation d’énergie, changements de comportement du consommateur, progrès technologique et modifications dues à d’autres mesures mises en œuvre au niveau de l’Union et au niveau national;

les économies résultant de la mise en œuvre des obligations découlant du droit de l’Union sont considérées comme étant des économies qui auraient de toute façon été réalisées; elles ne sont donc pas déclarées en tant qu’économies d’énergie aux fins de l’article 8, paragraphe 1. Par dérogation à cette exigence, les économies liées à la rénovation de bâtiments existants, y compris les économies résultant de la mise en œuvre de normes minimales de performance énergétique dans les bâtiments conformément à la directive 2010/31/UE, peuvent être déclarées en tant qu’économies d’énergie aux fins de l’article 8, paragraphe 1, à condition que le critère de matérialité visé au point 3) h) de la présente ANNEXE soit respecté. Les mesures qui promeuvent l’amélioration de l’efficacité énergétique dans le secteur public conformément aux articles 5 et 6 peuvent entrer en ligne de compte pour l’exécution des obligations en matière d’économies d’énergie prévues à l’article 8, paragraphe 1, pour autant qu’elles donnent lieu au stade de l’utilisation finale à des économies d’énergie pouvant être vérifiées et mesurées ou estimées. Le calcul des économies d’énergie est conforme à la présente ANNEXE;

les économies d’énergie au stade de l’utilisation finale résultant de la mise en œuvre de mesures d’amélioration de l’efficacité énergétique, prises en vertu de dispositions réglementaires d’urgence au titre de l’article 122 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, peuvent être déclarées aux fins de l’article 8, paragraphe 1, pour autant qu’elles donnent lieu au stade de l’utilisation finale à des économies d’énergie pouvant être vérifiées et mesurées ou estimées, à l’exception des économies d’énergie résultant de mesures de rationnement ou de restriction;

les mesures prises en application du règlement (UE) 2018/842 peuvent être considérées comme matérielles, mais les États membres doivent montrer qu’elles donnent lieu au stade de l’utilisation finale à des économies d’énergie pouvant être vérifiées et mesurées ou estimées. Le calcul des économies d’énergie est conforme à la présente ANNEXE;

les États membres ne comptabilisent que les économies d’énergie au stade de l’utilisation finale résultant de mesures de politique publique dans les secteurs ou les installations relevant du chapitre IV bis de la directive 2003/87/CE, si elles découlent de la mise en œuvre de l’article 9 ou de l’article 10 de la présente directive et qui vont au-delà des exigences énoncées dans la directive 2003/87/CE ou au-delà de la mise en œuvre des actions liées à l’allocation gratuite de quotas en vertu de ladite directive. Les États membres démontrent que les mesures de politique publique donnent lieu, au stade de l’utilisation finale, à des économies d’énergie pouvant être vérifiées et mesurées ou estimées. Le calcul des économies d’énergie est conforme à la présente ANNEXE. Lorsqu’une entité est une partie obligée soumise à un mécanisme national d’obligations en matière d’efficacité énergétique au titre de l’article 9 de la présente directive et du SEQE de l’UE dans les secteurs du bâtiment et du transport routier au titre du chapitre IV bis de la directive 2003/87/CE, le système de suivi et de vérification permet de faire en sorte que le prix du carbone appliqué lors de la mise à la consommation de combustible/carburant au titre dudit chapitre soit pris en considération dans le calcul et dans la déclaration d’économies d’énergie des mesures d’économies d’énergie de cette entité;

peuvent être prises en compte, à condition qu’elles soient prises en compte seules, les économies dépassant les niveaux suivants:

les normes de performance en matière d’émissions de l’Union pour les voitures particulières neuves et les véhicules utilitaires légers neufs introduites à la suite de la mise en œuvre du règlement (UE) 2019/631 du Parlement européen et du Conseil ( 17 ); les États membres doivent fournir des motifs, en précisant leurs hypothèses et leur méthode de calcul, afin de démontrer l’additionnalité par rapport aux exigences de l’Union en matière d’émissions de CO2 des véhicules neufs;

ii)

les exigences de l’Union concernant le retrait du marché de certains produits liés à l’énergie à la suite de la mise en œuvre des mesures d’exécution adoptées en vertu de la directive 2009/125/CE. Les États membres doivent fournir des éléments de preuve, en précisant leurs hypothèses et leur méthode de calcul, afin de démontrer l’additionnalité;

les politiques visant à encourager un plus haut degré d’efficacité énergétique des produits, des équipements, des systèmes de transport, des véhicules et carburants, des bâtiments et éléments de bâtiments, des processus ou des marchés sont autorisées, à l’exception des mesures de politique publique suivantes:

celles concernant l’utilisation des technologies de combustion directe de combustibles fossiles qui sont nouvellement mises en œuvre à compter du 1er janvier 2026; et

ii)

celles subventionnant l’utilisation des technologies de combustion directe de combustibles fossiles dans les bâtiments résidentiels à compter du 1er janvier 2026;

les économies d’énergie résultant de mesures de politique publique nouvellement mises en œuvre à compter du 1er janvier 2024 concernant l’utilisation de la combustion directe de combustibles fossiles dans des produits, équipements, systèmes de transport, véhicules, bâtiments ou travaux ne sont pas comptabilisées aux fins de l’accomplissement de l’obligation d’économies d’énergie au titre de l’article 8, paragraphe 1, point b). Dans le cas de mesures de politique publique favorisant la combinaison de technologies, la part des économies d’énergie liées à la technologie de combustion des combustibles fossiles n’entre pas en ligne de compte à compter du 1er janvier 2024;

par dérogation au point i), pour la période allant du 1er janvier 2024 au 31 décembre 2030, les économies d’énergie résultant de technologies de combustion directe de combustibles fossiles améliorant l’efficacité énergétique dans les entreprises à forte intensité énergétique du secteur industriel peuvent être comptabilisées comme économies d’énergie aux seules fins de l’article 8, paragraphe 1, points b) et c), jusqu’au 31 décembre 2030, à condition que:

l’entreprise ait réalisé un audit énergétique conformément à l’article 11, paragraphe 2, et élaboré un plan de mise en œuvre comprenant:

—

une vue d’ensemble de toutes les mesures en faveur d’une efficacité énergétique rentable avec un temps de retour sur l’investissement inférieur ou égal à cinq ans, sur la base de méthodologies en la matière simples fournies par l’État membre,

—

un calendrier pour la mise en œuvre de toutes les mesures d’efficacité énergétique recommandées, avec un temps de retour sur l’investissement de cinq ans ou moins,

—

un calcul des économies d’énergie attendues résultant des mesures d’efficacité énergétique recommandées, et

—

des mesures d’efficacité énergétique concernant l’utilisation des technologies de combustion directe de combustibles fossiles et comprenant les informations nécessaires pour:

—

prouver que la mesure concernée n’augmente pas la quantité d’énergie nécessaire ou la capacité d’une installation,

—

justifier de l’impossibilité technique de recourir à des technologies durables non fossiles,

—

montrer que la technologie de combustion directe de combustibles fossiles est conforme à la législation de l’Union correspondante la plus récente se rapportant aux performances en matière d’émissions et permet de prévenir les effets de verrouillage technologique en garantissant la compatibilité future avec les carburants et technologies de substitution non fossiles neutres pour le climat;

ii)

la poursuite de l’utilisation de technologies de combustion directe de combustibles fossiles soit une mesure d’efficacité énergétique visant à réduire la consommation d’énergie avec un temps de retour sur l’investissement inférieur ou égal à cinq ans, sur la base de méthodologies en la matière simples fournies par l’État membre, recommandées à la suite d’un audit énergétique conformément à l’article 11, paragraphe 2, et prévues dans le plan de mise en œuvre;

iii)

l’utilisation de technologies de combustion directe de combustibles fossiles soit conforme à la législation de l’Union correspondante la plus récente en matière de performance en matière d’émissions, n’entraîne pas d’effets de verrouillage technologique et garantisse la compatibilité future avec les carburants et technologies de substitution neutres pour le climat;

iv)

l’utilisation de technologies de combustion directe de combustibles fossiles dans l’entreprise n’entraîne pas d’augmentation de la consommation d’énergie ni d’augmentation de la capacité de l’installation dans cette entreprise;

il soit prouvé qu’aucune solution de substitution durable à partir de combustibles non fossiles n’était techniquement réalisable;

vi)

l’utilisation de technologies de combustion directe de combustibles fossiles donne lieu, au stade de l’utilisation finale, à des économies d’énergie pouvant être vérifiées et mesurées ou estimées, celles-ci étant calculées conformément à la présente ANNEXE;

vii)

les éléments de preuve soient publiés sur un site internet ou soient rendus publics et accessibles à tous les citoyens intéressés;

les mesures qui promeuvent l’installation, sur ou dans les bâtiments, de technologies à petite échelle fondées sur les énergies renouvelables peuvent entrer en ligne de compte pour l’exécution des obligations en matière d’économies d’énergie prévues à l’article 8, paragraphe 1, pour autant qu’elles donnent lieu au stade de l’utilisation finale à des économies d’énergie pouvant être vérifiées et mesurées ou estimées. Le calcul des économies d’énergie est conforme à la présente ANNEXE;

les mesures qui promeuvent l’installation de technologies solaires thermiques peuvent entrer en ligne de compte pour l’accomplissement des obligations en matière d’économies d’énergie prévues à l’article 8, paragraphe 1, pour autant qu’elles donnent lieu au stade de l’utilisation finale à des économies d’énergie pouvant être vérifiées et mesurées ou estimées. La chaleur produite par les technologies solaires thermiques à partir du rayonnement solaire peut être exclue de la consommation d’énergie au stade de l’utilisation finale;

il peut être pleinement tenu compte des économies produites par les politiques visant à accélérer l’adoption de produits et de véhicules plus économes en énergie, sauf celles ayant été nouvellement mises en œuvre à compter du 1er janvier 2024 concernant l’utilisation de la combustion directe de combustibles fossiles, à condition qu’il soit démontré que l’adoption de ces biens advient avant la fin de la durée de vie moyenne prévue du produit ou du véhicule, ou avant le moment de remplacement habituel du produit ou du véhicule, et à condition que les économies soient déclarées uniquement pour la période précédant la fin de la durée de vie moyenne prévue du produit ou du véhicule à remplacer;

en promouvant l’introduction de mesures d’efficacité énergétique, les États membres s’assurent, le cas échéant, que les normes de qualité concernant les produits, les services et l’installation des mesures sont préservées ou introduites si de telles normes n’existent pas;

en fonction des variations climatiques entre les régions, les États membres peuvent choisir de ramener les économies à une valeur standard ou de mettre les économies d’énergie différentes en accord avec les variations de température entre les régions;

le calcul des économies d’énergie doit tenir compte de la durée de vie des mesures et du taux auquel les économies diminuent au fil du temps. Ce calcul tient compte des économies que chaque action permet de réaliser entre la date de sa mise en œuvre et la fin de chaque période d’obligation. Les États membres peuvent aussi opter pour une autre méthode dont ils estiment qu’elle permettra de réaliser au minimum le même volume total d’économies. Lorsqu’ils utilisent une autre méthode, les États membres s’assurent que le volume total des économies d’énergie ainsi calculé n’excède pas le volume des économies d’énergie auquel ils seraient parvenus en calculant les économies que chaque action permettra de réaliser entre la date de sa mise en œuvre et 2030. Les États membres décrivent en détail, dans leurs plans nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat qu’ils notifient conformément à l’article 3 et aux articles 7 à 12 du règlement (UE) 2018/1999, cette autre méthode utilisée et les dispositions prises pour respecter cette obligation en matière de calcul.

3. Les États membres veillent à ce que les exigences suivantes soient respectées en ce qui concerne les mesures de politique publique prises conformément à l’article 10 et à l’article 30, paragraphe 14:

lesdites mesures et les actions spécifiques produisent au stade de l’utilisation finale des économies d’énergie vérifiables;

les responsabilités incombant à chaque partie volontaire, à chaque partie délégataire ou à chaque autorité publique chargée de la mise en œuvre, selon le cas, sont clairement définies;

les économies d’énergie réalisées ou devant l’être sont déterminées selon des modalités transparentes;

le volume d’économies d’énergie requis ou à réaliser par la mesure de politique publique est exprimé en termes de consommation d’énergie primaire ou de consommation d’énergie finale, en utilisant les valeurs calorifiques nettes ou les facteurs d’énergie primaire visés à l’article 31;

un rapport annuel portant sur les économies d’énergie réalisées est soumis par les parties délégataires, les parties volontaires et les autorités publiques chargées de la mise en œuvre et rendu public, tout comme les données concernant l’évolution annuelle des économies d’énergie;

les résultats font l’objet d’un suivi et des mesures appropriées sont prises lorsque les progrès réalisés ne sont pas satisfaisants;

les économies d’énergie résultant d’une action spécifique ne sont pas déclarées par plus d’une partie;

il est démontré que les activités des parties volontaires, des parties délégataires ou des autorités chargées de la mise en œuvre ont joué un rôle essentiel dans la réalisation des économies d’énergie déclarées;

les activités de la partie volontaire, de la partie délégataire ou de l’autorité publique chargée de la mise en œuvre n’ont aucune incidence négative sur les personnes touchées par la précarité énergétique, les clients vulnérables et, le cas échéant, les personnes vivant dans des logements sociaux.

4. Dans la détermination des économies d’énergie découlant des mesures de politique publique liées à la taxation introduites conformément à l’article 10, les principes suivants s’appliquent:

seules peuvent être prises en compte les économies d’énergie résultant de mesures de taxation qui dépassent les niveaux minimaux de taxation applicables aux combustibles et carburants prévus par la directive 2003/96/CE ( 18 ) ou la directive 2006/112/CE ( 19 ) du Conseil;

les données concernant l’élasticité des prix à court terme pour le calcul de l’incidence des mesures de taxation de l’énergie représentent la réactivité de la demande énergétique aux variations de prix et sont issues de sources officielles récentes et représentatives qui sont applicables à l’État membre et, le cas échéant, fondées sur des études d’accompagnement réalisées par un institut indépendant. Si une élasticité des prix différente de celle à court terme est utilisée, les États membres expliquent comment les améliorations de l’efficacité énergétique liées à la mise en œuvre d’autres actes législatifs de l’Union ont été incluses dans le scénario de référence utilisé pour estimer les économies d’énergie, ou comment un double comptage des économies d’énergie liées à d’autres actes législatifs de l’Union a été évité;

les économies d’énergie résultant de mesures d’accompagnement de nature fiscale, notamment d’incitations fiscales ou de versements à un fonds, sont comptabilisées séparément;

les estimations de l’élasticité à court terme devraient être utilisées pour évaluer les économies d’énergie résultant de mesures fiscales afin d’éviter tout chevauchement avec le droit de l’Union et d’autres mesures de politique publique;

les États membres déterminent les effets distributifs de la fiscalité et des mesures équivalentes sur les personnes touchées par la précarité énergétique, les clients vulnérables et, le cas échéant, les personnes vivant dans des logements sociaux, et démontrent les effets des mesures d’atténuation mises en œuvre conformément à l’article 24, paragraphes 1, 2 et 3;

les États membres fournissent des éléments, y compris des méthodes de calcul, attestant que lorsque les effets de mesures de taxation de l’énergie ou du carbone ou de l’échange de quotas d’émissions conformément à la directive 2003/87/CE se chevauchent, il n’y a pas de double comptabilisation des économies d’énergie.

5. Notification de la méthodologie

Les États membres notifient à la Commission, conformément au règlement (UE) 2018/1999, la méthodologie détaillée qu’ils proposent pour assurer le fonctionnement des mécanismes d’obligations en matière d’efficacité énergétique et des mesures alternatives visées aux articles 9 et 10 et à l’article 30, paragraphe 14, de la présente directive. Sauf dans le cas de taxation, cette notification inclut des informations sur:

le niveau d’exigence en matière d’économies d’énergie au titre de l’article 8, paragraphe 1, premier alinéa, ou d’économies attendues à atteindre sur l’ensemble de la période comprise entre le 1er janvier 2021 et le 31 décembre 2030;

les modalités d’étalement, sur la période d’obligation, de la quantité calculée de nouvelles économies d’énergie, requise aux termes de l’article 8, paragraphe 1, premier alinéa, ou des économies d’énergie attendues;

les parties obligées, volontaires ou délégataires ou les autorités publiques chargées de la mise en œuvre;

les secteurs visés;

les mesures de politique publique et les actions spécifiques, notamment le volume total attendu d’économies d’énergie cumulées pour chaque mesure;

les mesures de politique publique ou les programmes ou mesures financés au titre d’un fonds national pour l’efficacité énergétique mis en œuvre en priorité en faveur des personnes touchées par la pauvreté énergétique, des clients vulnérables et, le cas échéant, des personnes vivant dans des logements sociaux;

la part et le volume des économies d’énergie à réaliser parmi les personnes touchées par la pauvreté énergétique, les clients vulnérables et, le cas échéant, les personnes vivant dans des logements sociaux;

le cas échéant, les indicateurs appliqués, la part arithmétique moyenne et les résultats des mesures de politique publique instaurées conformément à l’article 8, paragraphe 3;

le cas échéant, les incidences et les effets néfastes des mesures de politique publique mises en œuvre en application de l’article 8, paragraphe 3, sur les personnes touchées par la pauvreté énergétique, les clients vulnérables et, le cas échéant, les personnes vivant dans des logements sociaux;

la durée de la période d’obligation pour le mécanisme d’obligations en matière d’efficacité énergétique;

le cas échéant, le volume des économies d’énergie ou les objectifs de réduction des coûts à réaliser par les parties obligées parmi les personnes touchées par la pauvreté énergétique, les clients vulnérables et, le cas échéant, les personnes vivant dans des logements sociaux;

les actions prévues par la mesure de politique publique;

la méthode de calcul, y compris la façon dont l’additionnalité et la matérialité ont été déterminées, ainsi que les méthodes et les critères de référence utilisés pour les économies attendues et estimées et, le cas échéant, les valeurs calorifiques nettes et les facteurs de conversion utilisés;

les durées de vie des mesures et la méthode pour les calculer ou ce sur quoi elles se fondent;

l’approche retenue pour tenir compte des variations climatiques à l’intérieur de l’État membre;

les systèmes d’évaluation et de vérification pour les mesures visées aux articles 9 et 10 et la manière dont est garantie leur indépendance par rapport aux parties obligées, volontaires ou délégataires;

dans le cas d’une taxation:

les secteurs et le segment de contribuables visés;

ii)

l’autorité publique chargée de la mise en œuvre;

iii)

les économies attendues à réaliser;

iv)

la durée de la mesure de taxation;

la méthode de calcul, y compris la manière dont les élasticités des prix sont utilisées et la manière dont elles ont été déterminées; et

vi)

les moyens utilisés pour éviter les chevauchements avec le SEQE de l’UE conformément à la directive 2003/87/CE et pour éliminer le risque de double comptabilisation.

ANNEXE VI CRITÈRES MINIMAUX POUR LES AUDITS ÉNERGÉTIQUES, Y COMPRIS CEUX MENÉS DANS LE CADRE DE SYSTÈMES DE MANAGEMENT DE L’ÉNERGIE

ANNEXE VI

CRITÈRES MINIMAUX POUR LES AUDITS ÉNERGÉTIQUES, Y COMPRIS CEUX MENÉS DANS LE CADRE DE SYSTÈMES DE MANAGEMENT DE L’ÉNERGIE

Les audits énergétiques visés à l’article 11 sont menés comme suit:

ils sont fondés sur des données opérationnelles actualisées, mesurées et traçables concernant la consommation d’énergie et (pour l’électricité) les profils de charge;

ils comportent un examen détaillé du profil de consommation énergétique des bâtiments ou groupes de bâtiments, ainsi que des opérations ou installations industrielles, notamment le transport;

ils indiquent les mesures d’efficacité énergétique propres à réduire la consommation d’énergie;

ils indiquent les possibilités d’utilisation d’énergies renouvelables ou de production d’énergie à partir de sources renouvelables selon un bon rapport coût-efficacité;

ils s’appuient, dans la mesure du possible, sur une analyse du coût du cycle de vie plutôt que sur de simples temps de retour sur l’investissement pour tenir compte des économies à long terme, des valeurs résiduelles des investissements à long terme et des taux d’actualisation;

ils sont proportionnés et suffisamment représentatifs pour permettre de dresser une image fiable de la performance énergétique globale et de recenser de manière sûre les possibilités d’amélioration les plus significatives.

Les audits énergétiques donnent lieu à des calculs détaillés et validés concernant les mesures proposées afin que des informations claires soient disponibles en ce qui concerne les économies potentielles.

Les données utilisées lors des audits énergétiques peuvent être conservées à des fins d’analyse historique et de suivi des performances.

ANNEXE VII EXIGENCES MINIMALES POUR LE SUIVI ET LA PUBLICATION DE LA PERFORMANCE ÉNERGÉTIQUE DES CENTRES DE DONNÉES

ANNEXE VII

EXIGENCES MINIMALES POUR LE SUIVI ET LA PUBLICATION DE LA PERFORMANCE ÉNERGÉTIQUE DES CENTRES DE DONNÉES

Les informations minimales suivantes sont surveillées et publiées en ce qui concerne la performance énergétique des centres de données visés à l’article 12:

le nom du centre de données, le nom du propriétaire et des exploitants du centre de données, la date à laquelle le centre de données a entamé ses activités et la commune où le centre de données est établi;

la superficie au sol du centre de données, la puissance installée, le volume annuel de données entrantes et sortantes et le volume de données stockées et traitées au sein du centre de données;

la performance, au cours de la dernière année civile complète, du centre de données conformément aux indicateurs de performance clés concernant, entre autres, la consommation d’énergie, l’utilisation de puissance, les consignes de température, l’utilisation de la chaleur fatale, la consommation d’eau et l’utilisation d’énergies renouvelables, en prenant pour base, le cas échéant, la norme CEN/CENELEC EN 50600-4 «Technologie de l’information — Installation et infrastructures de centres de traitement de données», jusqu’à l’entrée en vigueur de l’acte délégué adopté en vertu de l’article 33, paragraphe 3.

ANNEXE IX EXIGENCES MINIMALES EN MATIÈRE D’INFORMATIONS RELATIVES À LA FACTURATION ET À LA CONSOMMATION DE CHALEUR, DE FROID ET D’EAU CHAUDE SANITAIRE

ANNEXE IX

EXIGENCES MINIMALES EN MATIÈRE D’INFORMATIONS RELATIVES À LA FACTURATION ET À LA CONSOMMATION DE CHALEUR, DE FROID ET D’EAU CHAUDE SANITAIRE

1. Facturation fondée sur la consommation réelle ou sur les relevés des répartiteurs de frais de chauffage

Afin de permettre à l’utilisateur final de réguler sa propre consommation d’énergie, la facturation est établie sur la base de la consommation réelle ou des relevés des répartiteurs de frais de chauffage au moins une fois par an.

2. Fréquence minimale des informations relatives à la facturation ou à la consommation

Jusqu’au 31 décembre 2021, lorsque des compteurs ou des répartiteurs de frais de chauffage lisibles à distance ont été installés, les informations relatives à la facturation ou à la consommation établies sur la base de la consommation réelle ou des relevés des répartiteurs de frais de chauffage sont communiquées aux utilisateurs finals au moins une fois par trimestre sur demande ou lorsque les clients finals ont opté pour une facturation électronique, ou deux fois par an dans les autres cas.

À partir du 1er janvier 2022, lorsque des compteurs ou des répartiteurs de frais de chauffage lisibles à distance ont été installés, les informations relatives à la facturation ou à la consommation sur la base de la consommation réelle ou des relevés des répartiteurs de frais de chauffage sont communiquées aux utilisateurs finals au moins une fois par mois. Ces informations peuvent également être accessibles sur l’internet et mises à jour aussi souvent que le permettent les dispositifs et systèmes de mesure utilisés. Il peut être dérogé à cette obligation pour la chaleur et le froid en dehors des saisons de chauffage ou de refroidissement.

3. Informations minimales figurant dans la facture

Les États membres veillent à ce que les utilisateurs finals disposent, dans leurs factures, lorsqu’elles sont établies sur la base de la consommation réelle ou des relevés des répartiteurs de frais de chauffage, ou dans les documents qui les accompagnent, des informations suivantes, rédigées dans un langage clair et compréhensible:

les prix courants réels et la consommation réelle d’énergie ou le total des frais de chauffage et les relevés des répartiteurs de frais de chauffage;

la combinaison de combustibles utilisée et les émissions annuelles de gaz à effet de serre correspondantes, notamment pour les utilisateurs finals d’un réseau de chaleur ou de froid, ainsi qu’une description des divers tarifs, taxes et redevances appliqués;

la comparaison de la consommation énergétique actuelle de l’utilisateur final avec sa consommation pour la même période au cours de l’année précédente, sous forme graphique et en données corrigées des variations climatiques pour la chaleur et le froid;

les coordonnées de contact (y compris les adresses internet) d’associations de défense des clients finals, d’agences de l’énergie ou d’organismes similaires auxquels s’adresser pour obtenir des informations sur les mesures visant à améliorer l’efficacité énergétique qui existent, sur les profils comparatifs d’utilisateurs finals et sur les spécifications techniques objectives d’équipements consommateurs d’énergie;

des informations sur les procédures de plainte connexes, services de médiation ou mécanismes de règlement extrajudiciaire des litiges pertinents, selon ce qui est applicable dans les États membres;

la comparaison avec la consommation moyenne d’un utilisateur final appartenant à la même catégorie d’utilisateurs et constituant la norme ou la référence. Dans le cas de factures électroniques, cette comparaison peut aussi être mise à disposition en ligne et être signalée dans les factures.

Les États membres peuvent limiter la portée de l’obligation de communication d’informations sur les émissions de gaz à effet de serre conformément au premier alinéa, point b), pour inclure uniquement les approvisionnements provenant de réseaux de chaleur dont la puissance thermique nominale totale est supérieure à 20 MW.

Les factures qui ne sont pas établies sur la base de la consommation réelle ou des relevés des répartiteurs de frais de chauffage contiennent une explication claire et compréhensible de la manière dont le montant figurant dans la facture a été calculé, et au moins les informations visées aux points d) et e).

ANNEXE X POTENTIEL D’EFFICACITÉ EN MATIÈRE DE CHALEUR ET DE FROID

ANNEXE X

POTENTIEL D’EFFICACITÉ EN MATIÈRE DE CHALEUR ET DE FROID

L’évaluation complète des potentiels nationaux en matière de chaleur et de froid visée à l’article 25, paragraphe 1, comporte notamment les éléments suivants, sur lesquels elle se fonde:

Partie I

VUE D’ENSEMBLE DES SYSTÈMES DE CHALEUR ET DE FROID

1. La demande de chaleur et de froid exprimée en estimation d’énergie utile ( 20 ) et de consommation d’énergie finale quantifiée en GWh par an ( 21 ), par secteur:

résidentiel;

services;

industrie;

tout autre secteur dont la consommation individuelle représente plus de 5 % de la demande nationale totale utile de chaleur et de froid.

2. La détermination ou, dans le cas du point a) i), la détermination ou l’estimation de l’approvisionnement actuel en chaleur et en froid:

par technologie, en GWh par an ( 22 ), si possible dans les secteurs visés au point 1, en distinguant l’énergie provenant de sources fossiles et renouvelables:

fournie sur site, sur des sites relevant du secteur résidentiel ou du secteur des services, par:

—

des chaudières destinées uniquement à la production de chaleur,

—

une cogénération chaleur/électricité à haut rendement,

—

des pompes à chaleur,

—

d’autres technologies et sources sur site;

ii)

fournie sur site, sur des sites ne relevant pas du secteur des services ou du secteur résidentiel, par:

—

des chaudières destinées uniquement à la production de chaleur,

—

une cogénération chaleur/électricité à haut rendement,

—

des pompes à chaleur,

—

d’autres technologies et sources sur site;

iii)

fournie hors site par:

—

une cogénération chaleur/électricité à haut rendement,

—

une chaleur fatale,

—

d’autres technologies et sources hors site;

l’identification des installations qui produisent de la chaleur fatale ou du froid et de leur potentiel d’approvisionnement en chaleur ou en froid, en GWh/an:

les installations de production d’électricité thermique qui peuvent fournir ou peuvent être mises à niveau pour fournir de la chaleur fatale, dont la puissance thermique totale est supérieure à 50 MW;

ii)

les installations de cogénération utilisant les technologies visées à l’ANNEXE II, partie II, ayant une puissance thermique totale supérieure à 20 MW;

iii)

les usines d’incinération de déchets;

iv)

les installations d’énergie renouvelable dont la puissance thermique totale est supérieure à 20 MW autres que les installations visées aux points i) et ii), qui produisent de la chaleur ou du froid en utilisant l’énergie produite à partir de sources renouvelables;

les installations industrielles d’une puissance thermique totale supérieure à 20 MW qui peuvent fournir de la chaleur fatale;

la part déclarée de l’énergie produite à partir de sources renouvelables et de chaleur ou de froid fatals dans la consommation d’énergie finale du secteur du réseau de chaleur et de froid ( 23 ) au cours des cinq dernières années, conformément à la directive (UE) 2018/2001.

3. Les données agrégées sur les unités de cogénération des réseaux de chaleur et de froid existants, réparties selon cinq niveaux de puissance concernant:

la consommation d’énergie primaire;

l’efficacité globale;

les économies d’énergie primaire;

les facteurs d’émission de CO2.

4. Les données agrégées sur les réseaux de chaleur et de froid existants alimentés par cogénération, réparties selon cinq niveaux de puissance concernant:

la consommation d’énergie primaire globale;

la consommation d’énergie primaire des unités de cogénération;

la part de la cogénération dans l’approvisionnement des réseaux de chaleur ou de froid;

les pertes dues au système de réseau de chaleur;

les pertes dues au système de réseau de froid;

la densité de raccordement;

les parts des systèmes par groupe de température de fonctionnement.

5. Une carte couvrant la totalité du territoire national, qui, tout en préservant les informations sensibles d’un point de vue commercial, indique:

les zones de demande de chaleur et de froid résultant de l’analyse visée au point 1, en utilisant des critères cohérents pour se concentrer sur les zones à forte densité énergétique dans les municipalités et les conurbations;

les points d’approvisionnement en chaleur et en froid visés au point 2 b) et les installations de transport liées au chauffage urbain existants;

les points d’approvisionnement en chaleur et en froid du type décrit au point 2 b) et les nouvelles zones recensées pour le réseau de chaleur et de froid.

6. Une prévision de l’évolution de la demande de chaleur et de froid, afin de maintenir une perspective pour les trente années à venir, en GWh, compte tenu, en particulier, des projections pour les dix prochaines années, de l’évolution de la demande dans les bâtiments et dans différents secteurs industriels et de l’incidence des politiques et des stratégies relatives à la gestion de la demande, telles que les stratégies de rénovation des bâtiments à long terme prévues par la directive (UE) 2018/844 du Parlement européen et du Conseil ( 24 ).

Partie II

OBJECTIFS, STRATÉGIES ET MESURES POLITIQUES

7. La contribution prévue de l’État membre à ses objectifs généraux, objectifs spécifiques et contributions nationaux pour les cinq dimensions de l’union de l’énergie, telles que définies à l’article 3, paragraphe 2, point b), du règlement (UE) 2018/1999, apportée par des systèmes de chaleur et de froid efficaces, en particulier en ce qui concerne l’article 4, points b) 1) à 4), et l’article 15, paragraphe 4, point b), dudit règlement, précisant lequel de ces éléments vient s’ajouter par rapport au plan national intégré en matière d’énergie et de climat notifié conformément à l’article 3 et aux articles 7 à 12 dudit règlement.

8. Un aperçu général des politiques et mesures existantes décrites dans le rapport le plus récent soumis conformément aux articles 3, 20 et 21 et à l’article 27, point a), du règlement (UE) 2018/1999.

Partie III

ANALYSE DU POTENTIEL ÉCONOMIQUE D’EFFICACITÉ EN MATIÈRE DE CHALEUR ET DE FROID

9. Une analyse du potentiel économique ( 25 ) des différentes technologies de chaleur et de froid est réalisée pour l’ensemble du territoire national au moyen de l’analyse coûts-avantages visée à l’article 25, paragraphe 3, et définit des scénarios alternatifs pour des technologies de chaleur et de froid plus efficaces et renouvelables, en établissant une distinction, le cas échéant, entre l’énergie provenant de sources fossiles et celle issue de sources renouvelables.

Les technologies suivantes devraient être prises en considération:

la chaleur et le froid fatals industriels;

l’incinération des déchets;

la cogénération à haut rendement;

les sources d’énergie renouvelables, telles que l’énergie géothermique, l’énergie solaire thermique et la biomasse, qui sont autres que celles utilisées pour la cogénération à haut rendement;

les pompes à chaleur;

la réduction des pertes de chaleur et de froid provenant de réseaux urbains existants;

les réseaux de chaleur et de froid.

10. L’analyse du potentiel économique repose sur les étapes et considérations suivantes:

Considérations:

l’analyse coûts-avantages au sens de l’article 25, paragraphe 3, comporte une analyse économique qui tient compte des facteurs socio-économiques et environnementaux ( 26 ) ainsi qu’une analyse financière destinée à évaluer les projets du point de vue des investisseurs, l’analyse économique comme l’analyse financière utilisant toutes deux la valeur actuelle nette comme critère pour l’évaluation;

ii)

le scénario de base devrait servir de point de référence et tenir compte des politiques existantes au moment de l’élaboration de cette évaluation complète ( 27 ), et se rapporter aux données collectées en vertu de la partie I et de la partie II, point 6, de la présente ANNEXE;

iii)

les scénarios alternatifs au scénario de base tiennent compte des objectifs en matière d’efficacité énergétique et d’énergies renouvelables du règlement (UE) 2018/1999, chaque scénario comportant une comparaison par rapport au scénario de base pour les éléments suivants:

—

le potentiel économique des technologies envisagées en utilisant la valeur actuelle nette comme critère,

—

les réductions des émissions de gaz à effet de serre,

—

les économies d’énergie primaire en GWh par an,

—

l’incidence sur la part des sources d’énergie renouvelables dans le bouquet énergétique national.

Les scénarios irréalisables en raison de considérations techniques ou financières ou de réglementations nationales peuvent être exclus rapidement de l’analyse coûts-avantages si un examen minutieux, explicite et bien documenté confirme que cela est justifié.

L’évaluation et la prise de décisions devraient prendre en compte les coûts et les économies d’énergie résultant d’une plus grande flexibilité de l’approvisionnement en énergie et d’une meilleure exploitation des réseaux électriques, y compris les coûts évités et les économies résultant d’investissements d’infrastructure réduits.

Coûts et avantages:

Les coûts et avantages visés au point a) comprennent au moins les coûts et avantages suivants:

coûts:

—

les coûts en capital des installations et des équipements,

—

les coûts en capital des réseaux d’énergie associés,

—

les coûts de fonctionnement fixes et variables,

—

les coûts de l’énergie,

—

les coûts liés à l’environnement, à la santé et à la sécurité, dans la mesure du possible,

—

les coûts liés au marché du travail, à la sécurité énergétique et à la compétitivité, dans la mesure du possible;

ii)

avantages:

—

la valeur de la production destinée au consommateur (chaleur, refroidissement et électricité),

—

les externalités positives, notamment sur l’environnement, les émissions de gaz à effet de serre, la santé et la sécurité, dans la mesure du possible,

—

les effets sur le marché du travail, la sécurité énergétique et la compétitivité, dans la mesure du possible.

Scénarios alternatifs pertinents par rapport au scénario de base:

Tous les scénarios alternatifs pertinents par rapport au scénario de base sont examinés, y compris le rôle des systèmes de chaleur et de froid individuels efficaces. L’analyse coûts-avantages peut consister à évaluer un projet individuel ou un groupe de projets dans le cadre d’une évaluation plus large au niveau local, régional ou national afin de déterminer la solution la plus économique et la plus avantageuse en matière de chaleur ou de froid par rapport à un scénario de base pour une zone géographique donnée à des fins de planification.

Limites et approche intégrée:

la limite géographique couvre une zone géographique adaptée et bien définie;

ii)

les analyses coûts-avantages tiennent compte de toutes les ressources d’approvisionnement centralisées ou décentralisées pertinentes disponibles à l’intérieur du système et des limites géographiques, y compris les technologies envisagées au titre de la partie III, point 9, de la présente ANNEXE, ainsi que des tendances et caractéristiques relatives à la demande de chaleur et de froid.

Hypothèses:

les États membres fournissent, aux fins des analyses coûts-avantages, des estimations concernant les prix des principaux facteurs de consommation et de production ainsi que le taux d’actualisation;

ii)

le taux d’actualisation employé dans l’analyse économique pour le calcul de la valeur actuelle nette est déterminé conformément aux orientations européennes ou nationales;

iii)

les États membres se fondent sur des prévisions nationales, européennes ou internationales concernant l’évolution des prix de l’énergie, si cela est pertinent, dans leur contexte national, régional ou local;

iv)

les prix utilisés dans l’analyse économique reflètent les coûts et avantages socio-économiques. Les coûts externes, tels que les effets sur l’environnement et la santé, devraient être inclus dans la mesure du possible, à savoir lorsqu’il existe un prix du marché ou lorsque celui-ci est déjà inclus dans la réglementation européenne ou nationale.

Analyse de sensibilité: une analyse de sensibilité est incluse pour évaluer les coûts et les avantages d’un projet ou d’un groupe de projets; elle est fondée sur des facteurs variables ayant une incidence significative sur le résultat des calculs, tels que des prix de l’énergie différents, les niveaux de demande, les taux d’actualisation et autres.

Partie IV

NOUVELLES STRATÉGIES ET MESURES POLITIQUES POTENTIELLES

11. Un aperçu des nouvelles mesures politiques législatives et non législatives ( 28 ) visant à réaliser le potentiel économique identifié conformément aux points 9 et 10, ainsi que des prévisions en ce qui concerne:

la réduction des émissions de gaz à effet de serre;

les économies d’énergie primaire en GWh par an;

l’incidence sur la part de la cogénération à haut rendement;

l’incidence sur la part des énergies renouvelables dans le bouquet énergétique national et dans le secteur de la chaleur et du froid;

les relations avec la programmation financière nationale et les économies de coûts pour le budget de l’État et les acteurs du marché;

l’estimation des mesures d’aide publique, le cas échéant, avec leur budget annuel et la détermination de l’élément d’aide potentiel.

ANNEXE XI ANALYSES COÛTS-AVANTAGES

ANNEXE XI

ANALYSES COÛTS-AVANTAGES

Les analyses coûts-avantages fournissent des informations aux fins des mesures visées à l’article 25, paragraphe 3, et à l’article 26, paragraphe 7:

Si l’installation prévue est entièrement électrique ou sans valorisation de chaleur, il est procédé à une comparaison entre l’installation prévue ou la rénovation prévue et une installation équivalente produisant la même quantité d’électricité ou de chaleur industrielle tout en valorisant la chaleur fatale et en fournissant de la chaleur par la voie de cogénération à haut rendement ou la voie des réseaux de chaleur et de froid, ou les deux.

Dans une limite géographique donnée, l’évaluation tient compte de l’installation prévue et de tout point de demande de chaleur ou de froid existant ou potentiel pouvant être alimenté par cette installation, compte tenu des possibilités rationnelles, comme par exemple la faisabilité technique et la distance.

La limite du système est fixée de manière à inclure l’installation prévue et les charges calorifiques et frigorifiques, telles que les bâtiments et les processus industriels. Dans cette limite du système, le coût total d’approvisionnement en chaleur et en électricité est établi pour les deux scénarios et comparé.

Les charges calorifiques ou frigorifiques comprennent les charges calorifiques ou frigorifiques existantes, telles qu’une installation industrielle ou un réseau de chaleur ou de froid existant, ainsi que, dans les zones urbaines, la charge calorifique ou frigorifique et les coûts qui résulteraient de l’alimentation d’un ensemble de bâtiments ou d’une partie de la ville par un nouveau réseau de chaleur ou de froid ou de leur raccordement à celui-ci, ou les deux.

Les analyses coûts-avantages sont fondées sur une description de l’installation prévue et de celle(s) considérée(s) pour la comparaison et portent sur la capacité électrique et thermique, selon le cas, le type de combustible, l’utilisation prévue et le nombre d’heures d’exploitation prévues chaque année, la localisation et la demande en matière d’électricité et d’énergie thermique.

Une évaluation de l’utilisation de la chaleur fatale prend en considération les technologies actuelles. L’évaluation tient compte de l’utilisation directe de la chaleur fatale ou sa mise à des températures plus élevées, ou les deux. En cas de la récupération de chaleur fatale in situ, on évalue au moins l’utilisation d’échangeurs de chaleur et de pompes à chaleur ainsi que les technologies de production d’électricité à partir de chaleur. En cas de récupération de la chaleur fatale hors site, on évalue au moins, en tant que points de demande potentiels, les installations industrielles, les sites agricoles et les réseaux de chauffage urbain.

Aux fins de la comparaison, la demande en énergie thermique et les types de chaleur et de froid utilisés par les points de demande de chaleur ou de froid voisins sont pris en compte. La comparaison inclut les coûts liés à l’infrastructure pour l’installation prévue et pour celle considérée pour la comparaison.

Les analyses coûts-avantages menées aux fins de l’article 26, paragraphe 7, comportent une analyse économique comprenant une analyse financière reflétant les flux de trésorerie effectifs liés aux investissements dans des installations individuelles et à leur exploitation.

Les projets jugés satisfaisants d’un point de vue coûts-avantages sont ceux dont le total des avantages escomptés dans l’analyse économique et financière est supérieur à celui des coûts escomptés (surplus des coûts-avantages).

Les États membres définissent des principes directeurs pour la méthodologie, les hypothèses et la durée considérée pour l’analyse économique.

Les États membres peuvent exiger que les entreprises responsables de l’exploitation des installations de production d’électricité thermique, les entreprises industrielles, les réseaux de chaleur et de froid ou tout autre partie influencée par les limites du système et la limite géographique telles qu’elles ont été définies, communiquent des données afin d’évaluer le coût et les avantages d’une installation individuelle.

ANNEXE XII GARANTIE D’ORIGINE DE L’ÉLECTRICITÉ PRODUITE PAR COGÉNÉRATION À HAUT RENDEMENT

ANNEXE XII

GARANTIE D’ORIGINE DE L’ÉLECTRICITÉ PRODUITE PAR COGÉNÉRATION À HAUT RENDEMENT

Les États membres prennent des mesures pour s’assurer que:

la garantie d’origine de l’électricité produite par cogénération à haut rendement:

—

permet aux producteurs de démontrer que l’électricité qu’ils vendent est produite par cogénération à haut rendement et que cette garantie est délivrée dans ce but, en réponse à une demande du producteur,

—

est précise, fiable et ne peut pas faire l’objet de fraudes,

—

est délivrée, transférée et annulée électroniquement;

la même unité d’énergie produite par cogénération à haut rendement n’est prise en compte qu’une seule fois.

La garantie d’origine visée à l’article 26, paragraphe 13, indique au minimum:

le nom, l’emplacement, le type et la capacité (thermique et électrique) de l’installation dans laquelle l’énergie a été produite;

les dates et les lieux de production;

la valeur calorifique la plus faible de la source de combustible à partir de laquelle l’électricité a été produite;

la quantité de chaleur générée parallèlement à l’électricité, et son utilisation;

la quantité d’électricité produite par cogénération à haut rendement, conformément à l’ANNEXE III, couverte par la garantie d’origine;

les économies d’énergie primaire calculées conformément l’ANNEXE III sur la base des valeurs harmonisées de rendement de référence indiquées à l’ANNEXE III, point d);

le rendement nominal électrique et thermique de l’installation;

le cas échéant, si une aide à l’investissement a été octroyée et, dans l’affirmative, de quel montant;

si l’unité d’énergie a bénéficié d’une quelconque autre manière d’un système de soutien national et, dans l’affirmative, de quel type, et de quelle portée;

la date à laquelle l’installation est entrée en service; et

la date et le pays d’émission et un numéro d’identification unique.

La garantie d’origine correspond à un volume type de 1 MWh. Elle correspond à la production nette d’électricité mesurée aux bornes de sortie de l’installation et injectée dans le réseau.

ANNEXE XIII CRITÈRES D’EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE APPLICABLES À LA RÉGULATION DU RÉSEAU D’ÉNERGIE ET POUR LA TARIFICATION DU RÉSEAU ÉLECTRIQUE

ANNEXE XIII

CRITÈRES D’EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE APPLICABLES À LA RÉGULATION DU RÉSEAU D’ÉNERGIE ET POUR LA TARIFICATION DU RÉSEAU ÉLECTRIQUE

1. La tarification du réseau est transparente et non discriminatoire, est conforme à l’article 18 du règlement (UE) 2019/943 et reflète les économies de coût réalisées dans les réseaux et imputables aux mesures portant sur la demande, aux mesures de participation active à la modulation de la demande et à la production distribuée, notamment les économies résultant de l’abaissement du coût d’acheminement ou des investissements dans le réseau, et d’une amélioration de son exploitation.

2. La régulation et la tarification du réseau n’empêchent pas les gestionnaires de réseau ou les fournisseurs d’énergie de fournir des services de système dans le cadre des mesures de participation active à la modulation de la demande, de la gestion de la demande et de la production distribuée sur les marchés organisés de l’électricité, y compris les marchés de gré à gré et les bourses de l’électricité pour l’échange d’énergie, de capacités, d’ajustement et de services auxiliaires couvrant toutes les échéances, notamment les marchés à termes, du jour pour le lendemain et infrajournaliers, en particulier:

le transfert de la charge des heures de pointe vers les heures creuses par les clients finals, compte tenu de la disponibilité des énergies renouvelables, de l’énergie issue de la cogénération et de la production distribuée;

les économies d’énergie réalisées grâce à la participation active à la modulation de la demande des consommateurs décentralisés par des agrégateurs indépendants;

la baisse de la demande obtenue grâce aux mesures d’efficacité énergétique prises par les fournisseurs de services énergétiques, notamment les SSE;

le raccordement et l’appel de sources de production à des niveaux de tension inférieurs;

le raccordement de sources de production plus proches des sites de consommation; et

le stockage de l’énergie.

3. Les tarifs de réseau ou de fourniture peuvent appuyer une tarification dynamique dans le cadre de mesures de participation active à la modulation de la demande par des clients finals, telles que:

des tarifs différenciés en fonction du moment de consommation;

une tarification de pointe critique;

une tarification en temps réel; et

une tarification réduite en période de pointe.

ANNEXE XIV EXIGENCES EN MATIÈRE D’EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE APPLICABLES AUX GESTIONNAIRES DE RÉSEAU DE TRANSPORT ET AUX GESTIONNAIRES DE RÉSEAU DE DISTRIBUTION

ANNEXE XIV

EXIGENCES EN MATIÈRE D’EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE APPLICABLES AUX GESTIONNAIRES DE RÉSEAU DE TRANSPORT ET AUX GESTIONNAIRES DE RÉSEAU DE DISTRIBUTION

Les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution doivent:

fixer et rendre publiques leurs règles types pour la prise en charge et le partage des coûts des adaptations techniques, telles que les raccordements au réseau, le renforcement des réseaux existants ou la mise en place de nouveaux réseaux, l’amélioration du fonctionnement du réseau et les règles relatives à la mise en œuvre non discriminatoire des codes de réseau, qui sont nécessaires pour intégrer les nouveaux producteurs qui alimentent le réseau interconnecté avec de l’électricité produite par cogénération à haut rendement;

fournir à tout nouveau producteur d’électricité produite par cogénération à haut rendement souhaitant être raccordé au réseau toutes les informations nécessaires, y compris:

une estimation complète et détaillée des coûts associés à la connexion;

ii)

un calendrier raisonnable et précis pour la réception et le traitement de la demande de connexion au réseau;

iii)

un calendrier indicatif pour toute connexion au réseau proposée. La totalité du processus de raccordement au réseau ne devrait pas dépasser vingt-quatre mois, compte tenu de ce qui est raisonnablement faisable et non discriminatoire;

fournir des procédures normalisées et simplifiées pour faciliter le raccordement au réseau des producteurs décentralisés d’électricité produite par cogénération à haut rendement.

Les règles normalisées visées au premier alinéa, point a), sont fondées sur des critères objectifs, transparents et non discriminatoires qui tiennent compte en particulier de tous les coûts et avantages liés au raccordement de ces producteurs au réseau. Elles peuvent prévoir différents types de raccordement.

ANNEXE XV ÉLÉMENTS MINIMAUX À INCLURE DANS LES CONTRATS DE PERFORMANCE ÉNERGÉTIQUE OU DANS LES CAHIERS DES CHARGES Y AFFÉRENTS

ANNEXE XV

ÉLÉMENTS MINIMAUX À INCLURE DANS LES CONTRATS DE PERFORMANCE ÉNERGÉTIQUE OU DANS LES CAHIERS DES CHARGES Y AFFÉRENTS

—

Les constatations et recommandations figurant dans les analyses et audits énergétiques effectués avant la conclusion du contrat qui couvrent la consommation énergétique du bâtiment en vue de la mise en œuvre de mesures d’amélioration de l’efficacité énergétique.

—

Une liste claire et transparente des mesures d’efficacité énergétique qui seront mises en œuvre ou des résultats à obtenir en termes d’efficacité.

—

Les économies garanties à réaliser dans le cadre de la mise en œuvre des mesures prévues dans le contrat.

—

La durée et les étapes du contrat, les modalités et le délai de préavis.

—

Une liste claire et transparente des obligations de chaque partie contractante.

—

La ou les dates de référence pour la détermination des économies réalisées.

—

Une liste claire et transparente des étapes à réaliser pour mettre en œuvre une mesure ou un ensemble de mesures et, le cas échéant, les coûts associés.

—

Une obligation de mettre pleinement en œuvre les mesures prévues dans le contrat et la documentation retraçant toutes les modifications effectuées en cours de projet.

—

Une réglementation relative à l’inclusion d’obligations équivalentes dans tout contrat de sous-traitance conclu avec un tiers.

—

Une présentation claire et transparente des incidences financières du projet et de la répartition de la contribution des deux parties dans les économies financières réalisées, à savoir la rémunération du fournisseur de service.

—

Des dispositions claires et transparentes concernant la mesure et la vérification des économies garanties réalisées, les contrôles de la qualité et les garanties.

—

Des dispositions relatives à la procédure à suivre en cas de modification des conditions-cadres ayant une incidence sur le contenu et les résultats du contrat, à savoir la modification des prix de l’énergie et l’intensité d’utilisation d’une installation.

—

Des informations détaillées sur les obligations de chaque partie contractante et sur les sanctions encourues en cas de manquement à ces obligations.

ANNEXE XVI

Partie A

Directive abrogée avec la liste de ses modifications successives (visée à l’article 39)

Directive 2012/27/UE du Parlement européen et du Conseil (JO L 315 du 14.11.2012, p. 1)
Directive 2013/12/UE du Conseil (JO L 141 du 28.5.2013, p. 28)
Directive (UE) 2018/844 du Parlement européen et du Conseil (JO L 156 du 19.6.2018, p. 75)	uniquement l’article 2
Directive (UE) 2018/2002 du Parlement européen et du Conseil (JO L 328 du 21.12.2018, p. 210)
Règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil (JO L 328 du 21.12.2018, p. 1.)	uniquement l’article 54
Décision (UE) 2019/504 du Parlement européen et du Conseil (JO L 85 I du 27.3.2019, p. 66)	uniquement l’article 1er
Règlement délégué (UE) 2019/826 de la Commission (JO L 137 du 23.5.2019, p. 3)
Directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil (JO L 158 du 14.6.2019, p. 125)	uniquement l’article 70

Partie B

Délais de transposition en droit interne (visés à l’article 39)

Directive	Date limite de transposition
2012/27/UE	5 juin 2014
(UE) 2018/844	10 mars 2020
(UE) 2018/2002	25 juin 2020, sauf l’article 1er, points 5 à 10, et l’ANNEXE, points 3 et 4 25 octobre 2020 en ce qui concerne l’article 1er, points 5 à 10, et l’ANNEXE, points 3 et 4
(UE) 2019/944	31 décembre 2019 en ce qui concerne l’article 70, point 5 a) 25 octobre 2020 en ce qui concerne l’article 70, point 4 31 décembre 2020 en ce qui concerne l’article 70, points 1 à 3, 5 b) et 6

ANNEXE XVII Tableau de correspondance

ANNEXE XVII

Tableau de correspondance

Directive 2012/27/UE	Présente directive
Article 1er	Article 1er
Article 2, partie introductive	Article 2, partie introductive
Article 2, point 1)	Article 2, point 1)
—	Article 2, points 2), 3) et 4)
Article 2, point 2)	Article 2, point 5)
Article 2, point 3)	Article 2, point 6)
—	Article 2, point 7)
Article 2, point 4)	Article 2, point 8)
Article 2, point 5)	Article 2, point 9)
Article 2, point 6)	Article 2, point 10)
Article 2, point 7)	Article 2, point 11)
Article 2, point 8)	Article 2, point 12)
Article 2, point 9)	—
Article 2, point 10)	Article 2, point 13)
—	Article 2, points 14) et 15)
Article 2, point 11)	Article 2, point 1)
Article 2, point 12)	Article 2, point 17)
Article 2, point 13)	Article 2, point 18)
Article 2, point 14)	Article 2, point 19)
Article 2, point 15)	Article 2, point 20)
Article 2, point 16)	Article 2, point 21)
Article 2, point 17)	Article 2, point 22)
Article 2, point 18)	Article 2, point 23)
Article 2, point 19)	Article 2, point 24)
Article 2, point 20)	Article 2, point 25)
Article 2, point 21)	Article 2, point 26)
Article 2, point 22)	Article 2, point 27)
Article 2, point 23)	Article 2, point 28)
Article 2, point 24)	Article 2, point 29)
—	Article 2, point 30)
—	Article 2, point 31)
Article 2, point 25)	Article 2, point 32)
Article 2, point 26)	—
Article 2, point 27)	Article 2, point 33)
Article 2, point 28)	Article 2, point 34)
Article 2, point 29)	Article 2, point 35)
Article 2, point 30)	Article 2, point 36)
Article 2, point 31)	Article 2, point 37)
Article 2, point 32)	Article 2, point 38)
Article 2, point 33)	Article 2, point 39)
Article 2, point 34)	Article 2, point 40)
Article 2, point 35)	Article 2, point 41)
Article 2, point 36)	Article 2, point 42)
Article 2, point 37)	Article 2, point 43)
Article 2, point 38)	Article 2, point 44)
Article 2, point 39)	Article 2, point 45)
Article 2, point 40)	—
Article 2, point 41)	Article 2, point 46)
Article 2, point 42)	Article 2, point 47)
Article 2, point 43)	Article 2, point 48)
—	Article 2, point 49)
Article 2, point 44)	Article 2, point 50)
Article 2, point 45)	Article 2, point 51)
—	Article 2, points 52), 53), 54), 55) et 56)
—	Article 3
—	Article 4, paragraphe 1
Article 3, paragraphe 1, premier alinéa	Article 4, paragraphe 2, premier alinéa Article 4, paragraphe 2, deuxième alinéa
Article 3, paragraphe 1, deuxième alinéa, texte introductif	Article 4, paragraphe 3, premier alinéa, texte introductif
Article 3, paragraphe 1, deuxième alinéa, points a) et b)	Article 4, paragraphe 3, premier alinéa, points a) et b)
Article 3, paragraphe 1, deuxième alinéa, point c)	—
Article 3, paragraphe 1, deuxième alinéa, point d)	Article 4, paragraphe 3, premier alinéa, point c)
Article 3, paragraphe 1, troisième alinéa, texte introductif	—
—	Article 4, paragraphe 3, premier alinéa, point d), texte introductif
—	Article 4, paragraphe 3, premier alinéa, points d) i), ii) et iii)
Article 3, paragraphe 1, troisième alinéa, point a)	Article 4, paragraphe 3, premier alinéa, point d) iv)
—	Article 4, paragraphe 3, premier alinéa, point e), texte introductif
Article 3, paragraphe 1, troisième alinéa, point b)	Article 4, paragraphe 3, premier alinéa, point e) i)
Article 3, paragraphe 1, troisième alinéa, point c)	Article 4, paragraphe 3, premier alinéa, point e) ii)
Article 3, paragraphe 1, troisième alinéa, point d)	Article 4, paragraphe 3, premier alinéa, point e) iii)
Article 3, paragraphe 1, troisième alinéa, point e)	—
—	Article 4, paragraphe 3, premier alinéa, point e) iv)
Article 3, paragraphes 2 et 3	—
Article 3, paragraphe 4	Article 35, paragraphe 6
Article 3, paragraphes 5 et 6	—
—	Article 4, paragraphe 4
—	Article 4, paragraphe 5
	Article 4, paragraphe 6
	Article 4, paragraphe 7
—	Article 5
Article 5, paragraphe 1, premier alinéa	Article 6, paragraphe 1, premier alinéa
Article 5, paragraphe 1, deuxième alinéa	Article 6, paragraphe 1, cinquième alinéa
—	Article 6, paragraphe 1, deuxième et troisième alinéas
Article 5, paragraphe 1, troisième alinéa	Article 6, paragraphe 1, quatrième alinéa
Article 5, paragraphe 1, quatrième et cinquième alinéas	—
Article 5, paragraphe 2 —	Article 6, paragraphe 2 Article 6, paragraphe 2, deuxième alinéa
Article 5, paragraphe 3	Article 6, paragraphe 3
Article 5, paragraphe 4	Article 6, paragraphe 4
Article 5, paragraphe 5	Article 6, paragraphe 5
Article 5, paragraphe 5, premier alinéa, point b)	Article 6, paragraphe 5, deuxième alinéa, point c)
—	Article 6, paragraphe 5, deuxième alinéa, point b)
Article 5, paragraphe 6	Article 6, paragraphe 6
—	Article 6, paragraphe 6, deuxième alinéa, point a)
Article 5, paragraphe 6, deuxième alinéa	Article 6, paragraphe 6, troisième alinéa

Article 5, paragraphe 7	—
Article 6, paragraphe 1, premier alinéa	Article 7, paragraphe 1, premier alinéa
Article 6, paragraphe 1, deuxième alinéa	Article 7, paragraphe 1, premier alinéa
—	Article 7, paragraphe 1, deuxième alinéa

Article 6, paragraphes 2, 3 et 4	Article 7, paragraphes 2, 3 et 4
—	Article 7, paragraphes 5, 6, 7 et 8
—
Article 7, paragraphe 1, partie introductive, points a) et b)	Article 8, paragraphe 1, partie introductive, points a) et b)
—	Article 8, paragraphe 1, point c)
Article 7, paragraphe 1, deuxième alinéa	Article 8, paragraphe 5
Article 7, paragraphe 1, troisième alinéa	Article 8, paragraphe 1, cinquième alinéa
Article 7, paragraphe 1, quatrième alinéa	Article 8, paragraphe 1, quatrième alinéa
—	Article 8, paragraphes 3 et 4
Article 7, paragraphe 2	Article 8, paragraphe 6
Article 7, paragraphe 3	Article 8, paragraphe 7
Article 7, paragraphe 4	Article 8, paragraphe 8
Article 7, paragraphe 5	Article 8, paragraphe 9
Article 7, paragraphe 6	Article 8, paragraphe 10
Article 7, paragraphe 7	—
Article 7, paragraphe 8	—
Article 7, paragraphe 9	—
Article 7, paragraphe 10	Article 8, paragraphe 2
Article 7, paragraphe 11	—
—	Article 8, paragraphes 11, 12 et 13
Article 7, paragraphe 12	Article 8, paragraphe 14
Article 7 bis, paragraphe 1	Article 9, paragraphe 1
Article 7 bis, paragraphe 2	Article 9, paragraphe 3
Article 7 bis, paragraphe 3	Article 9, paragraphe 4
—	Article 9, paragraphe 2
—	Article 9, paragraphes 5, 6 et 7
Article 7 bis, paragraphes 4 et 5	Article 9, paragraphes 8 et 9
—	Article 9, paragraphe 10
Article 7 bis, paragraphes 6 et 7	Article 9, paragraphes 11 et 12
Article 7 ter, paragraphes 1 et 2	Article 10, paragraphes 1 et 2
—	Article 10, paragraphes 3 et 4
—	Article 11, paragraphes 1 et 2
—	Article 11, paragraphes 3 et 4
Article 8, paragraphes 1 et 2	Article 11, paragraphes 5, 6 et 7
Article 8, paragraphes 3 et 4	—
—	Article 11, paragraphe 8
Article 8, paragraphe 5	Article 11, paragraphe 9
—	Article 11, paragraphe 10
Article 8, paragraphe 6	Article 11, paragraphe 11
Article 8, paragraphe 7	Article 11, paragraphe 12
—	Article 12
Article 9	Article 13
Article 9 bis	Article 14
Article 9 ter	Article 15
Article 9 quater	Article 16
Article 10	Article 17
Article 10 bis	Article 18
Article 11	Article 19
Article 12	Article 20
—	Article 21
—	Article 22, paragraphe 1
Article 12, paragraphe 1	Article 22, paragraphe 2
Article 12, paragraphe 2, partie introductive, et points a) i) à v)	Article 22, paragraphe 2, deuxième alinéa, points a) à g) Article 22, paragraphe 2, deuxième alinéa, point h)
Article 12, paragraphe 2, point b)	Article 22, paragraphe 3, troisième alinéa
—	Article 22, paragraphe 3, troisième alinéa, points a) et b)
Article 12, paragraphe 2, points b) i) et ii)	Article 22, paragraphe 3, troisième alinéa, points c) et d)
—	Article 22, paragraphe 3, troisième alinéa, point e)
—	Article 22, paragraphes 4 à 9
—	Article 23
—	Article 24
Article 13	Article 32
Article 14, paragraphe 1	Article 25, paragraphe 1
—	Article 25, paragraphe 2
Article 14, paragraphe 2	Article 25, paragraphe 5
Article 14, paragraphe 3	Article 25, paragraphe 3, premier alinéa
—	Article 25, paragraphe 3, deuxième alinéa
Article 14, paragraphe 4	Article 25, paragraphe 4
—	Article 25, paragraphe 6
—	Article 26, paragraphes 1, 2, 3, 4, 5 et 6
Article 14, paragraphe 5, texte introductif et point a)	Article 26, paragraphe 7, texte introductif et point a)
Article 14, paragraphe 5, points b), c) et d)	—
—	Article 26, paragraphe 7, points b), c) et d) et deuxième alinéa
Article 14, paragraphe 5, deuxième et troisième alinéas	Article 27, paragraphe 7, troisième et quatrième alinéas
Article 14, paragraphe 6, point a)	Article 26, paragraphe 8, point a)
Article 14, paragraphe 6, point b)	—
Article 14, paragraphe 6, point c)	Article 26, paragraphe 8, point b)
—	Article 26, paragraphe 8, point c)
Article 14, paragraphe 6, deuxième et troisième alinéas	Article 26, paragraphe 8, deuxième et troisième alinéas
Article 14, paragraphes 7, 8 et 9	Article 26, paragraphes 9, 10 et 11
—	Article 26, paragraphe 12
Article 14, paragraphes 10 et 11	Article 26, paragraphes 13 et 14
Article 15, paragraphe 1, premier alinéa	Article 27, paragraphe 1
Article 15, paragraphe 1, deuxième et troisième alinéas	—
—	Article 27, paragraphes 2, 3 et 4
Article 15, paragraphe 1, quatrième alinéa	Article 27, paragraphe 5
Article 15, paragraphes 2 et 2 bis	—
Article 15, paragraphes 3 et 4, et paragraphe 5, premier alinéa	Article 27, paragraphes 6, 7 et 8
Article 15, paragraphe 5, deuxième alinéa	—
Article 15, paragraphe 6, premier alinéa	—
Article 15, paragraphe 6, deuxième alinéa	Article 27, paragraphe 9
Article 15, paragraphe 7	Article 27, paragraphe 10
Article 15, paragraphe 9, premier alinéa	Article 27, paragraphe 11
Article 15, paragraphe 9, deuxième alinéa	—
Article 16, paragraphes 1 et 2	—
—	Article 28, paragraphes 1, 2, 3 et 5
Article 16, paragraphe 3	Article 28, paragraphe 4
Article 17, paragraphe 1, premier alinéa	—
Article 17, paragraphe 1, deuxième alinéa	Article 30, paragraphe 3
Article 17, paragraphe 2	Article 22, paragraphe 7
Article 17, paragraphe 3	—
Article 17, paragraphe 4	—
Article 17, paragraphe 5	Article 22, paragraphe 10
Article 18, paragraphe 1, texte introductif	Article 29, paragraphe 1, texte introductif
Article 18, paragraphe 1, points a) i) et ii)	Article 29, paragraphe 1, points a) et b)
—	Article 29, paragraphe 1, points c) et d)
Article 18, paragraphe 1, point b)	Article 29, paragraphe 2
Article 18, paragraphe 1, point c)	Article 29, paragraphe 3
—	Article 29, paragraphe 4
Article 18, paragraphe 1, point d) i) et ii)	Article 29, paragraphe 5, points a) et b)
—	Article 29, paragraphe 5, point c)
Article 18, paragraphe 2, points a) et b)	Article 29, paragraphe 6, points a) et b)
Article 18, paragraphe 2, point c) et d)	—
—	Article 29, paragraphe 6, point c)
—	Article 29, paragraphe 7
Article 18, paragraphe 3	Article 29, paragraphe 8
Article 19, paragraphe 1, point a)	Article 22, paragraphe 5, premier alinéa
Article 19, paragraphe 1, point b)	Article 7, paragraphe 7, premier alinéa
Article 19, paragraphe 1, deuxième alinéa	Article 22, paragraphe 9, deuxième alinéa
Article 19, paragraphe 2	—
Article 20, paragraphes 1 et 2	Article 30, paragraphes 1 et 2
—	Article 30, paragraphes 3, 4 et 5
Article 20, paragraphes 3, 3 bis, 3 ter et 3 quater	Article 30, paragraphes 6, 7, 8 et 9
Article 20, paragraphe 3 quinquies	Article 30, paragraphe 10, premier alinéa
—	Article 30, paragraphe 10, deuxième alinéa
Article 20, paragraphes 4, 5, 6 et 7	Article 30, paragraphes 11, 13, 14 et 15
—	Article 30, paragraphe 12
—	Article 30, paragraphe 16
—	Article 30, paragraphe 17
Article 21	Article 31, paragraphe 1
ANNEXE IV, note de bas de page 3	Article 31, paragraphes 2, 3 et 4
—	Article 31, paragraphe 5
ANNEXE IV, note de bas de page 3	Article 31, paragraphes 6 et 7
Article 22, paragraphes 1 et 2	Article 33, paragraphes 1 et 2
—	Article 33, paragraphe 3
Article 23	Article 34
Article 24, paragraphes 4 bis, 5 et 6	Article 35, paragraphes 1, 2 et 3
Article 24, paragraphes 7, 8, 9, 10 et 12	—
Article 24, paragraphes 13 et 14	Article 35, paragraphes 4 et 5
Article 24, paragraphe 15, texte introductif	Article 35, paragraphe 7, texte introductif
Article 24, paragraphe 15, point a)	—
Article 24, paragraphe 15, point b)	Article 35, paragraphe 7, point a)
—	Article 35, paragraphe 7, points b), c), d), e), f), g) et h)
—	Article 35, paragraphe 7, deuxième alinéa
Article 24, paragraphe 8	Article 35, paragraphe 7, troisième alinéa
Article 25	—
Article 26	—
Article 28	Article 36
—	Article 37
Article 27, premier alinéa	Article 38, premier alinéa
Article 27, deuxième alinéa	—
Article 27, troisième alinéa	Article 38, deuxième alinéa
Article 27, paragraphes 2 et 3	—
Article 28, paragraphe 1, premier alinéa	Article 36, paragraphe 1, premier alinéa
Article 28, paragraphe 1, deuxième alinéa	—
Article 28, paragraphe 1, troisième et quatrième alinéas	Article 36, paragraphe 1, deuxième alinéa
Article 28, paragraphe 2	Article 36, paragraphe 2
Article 29	Article 39
—	Article 39, deuxième alinéa
—	Article 39, troisième alinéa
Article 30	Article 40
—	ANNEXE I
ANNEXE I	ANNEXE II
ANNEXE II	ANNEXE III
ANNEXE III	ANNEXE IV
ANNEXE IV	—
ANNEXE V	ANNEXE V
ANNEXE VI —	ANNEXE VI ANNEXE VII
ANNEXE VII	ANNEXE VIII
ANNEXE VII bis	ANNEXE IX
ANNEXE VIII	ANNEXE X
ANNEXE IX	ANNEXE XI
ANNEXE X	ANNEXE XII
ANNEXE XI	ANNEXE XIII
ANNEXE XII	ANNEXE XIV
ANNEXE XIII	ANNEXE XV
ANNEXE XV	—
—	ANNEXE XVI
—	ANNEXE XVII

1.1 Références

1.2 Exigences identifiées

1.3 Normes associées

2. Exigences identifiées

Exigences
Source	Exigence

3. Normes associées

Normes
Source	Exigence

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