RÈGLEMENT (UE) 2022/869 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL du 30 mai 2022 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, modifiant les règlements (CE) n o 715/2009, (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 et les directives 2009/73/CE et (UE) 2019/944, et abrogeant le règlement (UE) n o 347/2013

en ce qui concerne l’électricité:

en ce qui concerne les réseaux gaziers intelligents: tout équipement ou installation ci-après visant à permettre et à faciliter l’intégration d’une pluralité de gaz à faible teneur en carbone et en particulier renouvelables, y compris le biométhane ou l’hydrogène, dans le réseau gazier: les systèmes et composantes numériques intégrant les TIC, les systèmes de contrôle et les technologies de capteurs permettant la surveillance interactive et intelligente, l’utilisation de compteurs, le contrôle de la qualité, ainsi que la gestion de la production, du transport, de la distribution, du stockage et de la consommation de gaz au sein d’un réseau gazier. En outre, ces projets peuvent également inclure des équipements permettant l’inversion de flux, de la distribution au transport, y compris les mises à niveau physiques correspondantes si elles sont nécessaires au fonctionnement des équipements et des installations en vue d’intégrer les gaz à faible teneur en carbone, et en particulier renouvelables;

en ce qui concerne l’hydrogène:

Tous les actifs énumérés aux points a) à d) peuvent être des actifs nouvellement construits ou réaffectés à partir du réseau de gaz naturel vers l’hydrogène, ou une combinaison des deux;

en ce qui concerne les installations d’électrolyseurs:

en ce qui concerne le dioxyde de carbone:

une évaluation de la contribution apportée par leurs projets à la mise en œuvre des priorités prévues à l’annexe I;

une indication de la catégorie de projets pertinente définie à l’annexe II;

une analyse du respect des critères pertinents définis à l’article 4;

pour les projets ayant atteint un degré de maturité suffisant, une analyse des coûts et avantages spécifiques du projet, cohérente avec les méthodologies élaborées en vertu de l’article 11;

pour les projets d’intérêt mutuel, les lettres de soutien des gouvernements des pays directement touchés exprimant leur soutien au projet ou à d’autres accords non contraignants;

toute autre information utile pour l’évaluation du projet.

pour le transport d’électricité, le projet accroît la capacité de transfert du réseau, ou la capacité disponible pour les flux commerciaux, à la frontière de cet État membre avec un ou plusieurs autres États membres, avec pour effet d’augmenter la capacité de transfert transfrontière de ce réseau à la frontière de cet État membre avec un ou plusieurs autres États membres, d’au moins 500 mégawatts (MW) par rapport à la situation sans mise en service du projet, ou le projet diminue l’isolement énergétique de systèmes qui ne sont pas interconnectés dans un ou plusieurs États membres et augmente la capacité de transfert transfrontière du réseau à la frontière entre deux États membres d’au moins 200 MW;

pour le stockage de l’électricité, le projet fournit une capacité installée d’au moins 225 MW et présente une capacité de stockage qui permet une production d’électricité annuelle nette de 250 GWh/an;

pour les réseaux d’électricité intelligents, le projet est établi pour des équipements et installations à haute et moyenne tension et réunit des GRT, des GRT et des GRD ou des GRD d’au moins deux États membres. Le projet ne peut concerner que des GRD, à condition qu’ils soient originaires d’au moins deux États membres et que l’interopérabilité soit assurée. Le projet satisfait au moins à deux des critères suivants: il concerne 50 000 utilisateurs, producteurs, consommateurs ou prosommateurs d’électricité, il couvre une zone de consommation d’au moins 300 GWh/an, au moins 20 % de la consommation d’électricité liée au projet provient de ressources renouvelables variables, ou il réduit l’isolement énergétique des réseaux non interconnectés dans un ou plusieurs États membres. Le projet ne doit pas nécessairement comporter une frontière physique commune. Pour les projets relatifs aux petits réseaux isolés tels qu’ils sont définis à l’article 2, point 42, de la directive (UE) 2019/944, y compris les îles, ces niveaux de tension sont égaux au niveau de tension le plus élevé du réseau électrique concerné;

pour le transport d’hydrogène, le projet permet le transport d’hydrogène au-delà des frontières des États membres concernés ou augmente la capacité de transport transfrontière d’hydrogène à la frontière entre deux États membres d’au moins 10 % par rapport à la situation antérieure à la mise en service du projet, et le projet démontre à suffisance qu’il constitue un élément essentiel d’un réseau d’hydrogène transfrontière planifié et apporte des preuves suffisantes de l’existence de plans et d’une coopération avec des pays voisins et des gestionnaires de réseau, ou, pour les projets réduisant l’isolement énergétique de réseaux non interconnectés dans un ou plusieurs États membres, le projet vise à approvisionner, directement ou indirectement, au moins deux États membres;

pour les installations de stockage ou de réception d’hydrogène visées à l’annexe II, point 3), le projet vise à approvisionner directement ou indirectement au moins deux États membres;

pour les électrolyseurs, le projet fournit une capacité installée d’au moins 50 MW fournis par un électrolyseur unique ou par un ensemble d’électrolyseurs formant un projet unique et coordonné et apporte des avantages directs ou indirects à au moins deux États membres et, plus particulièrement, en ce qui concerne les îles et les systèmes insulaires, soutenir des solutions innovantes et autres impliquant au moins deux États membres ayant une incidence positive significative sur les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et sur son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050, et contribuer de manière significative à la durabilité du système énergétique insulaire et de l’Union;

pour les réseaux gaziers intelligents, le projet réunit des GRT, des GRT et des GRD ou des GRD d’au moins deux États membres. Les GRD ne peuvent intervenir qu’avec le soutien des GRT, d’au moins deux États membres, qui sont étroitement associés au projet et garantissent l’interopérabilité;

pour le transport en mer d’électricité renouvelable, le projet est conçu pour transférer de l’électricité depuis des sites de production en mer d’une capacité d’au moins 500 MW et permet le transport d’électricité vers le réseau terrestre d’un État membre donné, augmentant ainsi le volume d’électricité renouvelable disponible sur le marché intérieur. Le projet est développé dans les zones où la pénétration de l’électricité renouvelable en mer est faible et démontre une incidence positive significative sur les objectifs spécifiques de l’Union pour 2030 en matière d’énergie et de climat et sur son objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050 et contribue de manière significative à la durabilité du système énergétique et à l’intégration du marché tout en n’entravant pas les capacités et les flux transfrontières;

pour les projets relatifs au dioxyde de carbone, le projet est utilisé pour transporter et, le cas échéant, stocker du dioxyde de carbone d’origine anthropique provenant d’au moins deux États membres.

pour les projets d’intérêt mutuel relevant de la catégorie prévue à l’annexe II, point 1) a) et f), le projet augmente la capacité de transfert du réseau, ou la capacité disponible pour les flux commerciaux, à la frontière de cet État membre avec un ou plusieurs pays tiers, et apporte des avantages significatifs, soit directement soit indirectement (au moyen d’une interconnexion avec un pays tiers), sur la base des critères spécifiques énumérés à l’article 4, paragraphe 3, au niveau de l’Union. Le calcul des avantages pour les États membres est effectué et publié par le REGRT pour l’électricité dans le cadre du plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union;

pour les projets d’intérêt mutuel relevant de la catégorie prévue à l’annexe II, point 3), le projet relatif à l’hydrogène permet le transport d’hydrogène au-delà de la frontière d’un État membre avec un ou plusieurs pays tiers et démontre qu’il apporte des avantages significatifs, soit directement soit indirectement (au moyen d’une interconnexion avec un pays tiers) sur la base des critères spécifiques énumérés à l’article 4, paragraphe 3, au niveau de l’Union. Le calcul des avantages pour les États membres est effectué et publié par le REGRT pour le gaz dans le cadre du plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union;

pour les projets d’intérêt mutuel relevant de la catégorie prévue à l’annexe II, point 5, le projet peut être utilisé pour le transport ou le stockage de dioxyde de carbone d’origine anthropique par au moins deux États membres et un pays tiers.

transport de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables vers de grands centres de consommation et sites de stockage: ce critère est mesuré conformément à l’analyse effectuée dans le dernier plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union disponible dans le secteur de l’électricité, notamment:

intégration des marchés, concurrence et flexibilité du système: ces critères sont mesurés conformément à l’analyse effectuée dans le dernier plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union dans le secteur de l’électricité, notamment:

sécurité de l’approvisionnement, interopérabilité et sécurité de fonctionnement du système: ces critères sont mesurés conformément à l’analyse effectuée dans le dernier plan décennal de développement du réseau de l’ensemble de l’Union disponible dans le secteur de l’électricité, en particulier en estimant l’incidence du projet sur la prévision de perte de charge pour la zone d’analyse énoncée à l’annexe V, en termes d’adéquation de la production et du transport pour une série de périodes de charge caractéristiques, compte tenu des changements prévisibles en matière de phénomènes climatiques extrêmes et de leur impact sur la résilience des infrastructures. Le cas échéant, l’incidence du projet sur le contrôle indépendant et fiable du fonctionnement et des services du système est mesurée.

niveau de durabilité, mesuré en évaluant la capacité des réseaux à être connectés et à transporter des énergies renouvelables variables;

sécurité de l’approvisionnement, mesurée par le niveau des pertes sur les réseaux de distribution, de transport ou les deux, le pourcentage d’utilisation (c’est-à-dire la charge moyenne) des composantes du réseau électrique, la disponibilité des composantes du réseau (qui est fonction des opérations de maintenance prévues et imprévues) et l’incidence de cette dernière sur les performances du réseau et sur la durée et la fréquence des interruptions, y compris les perturbations dues aux conditions climatiques;

intégration des marchés, mesurée en évaluant l’adoption de solutions innovantes dans l’exploitation, la réduction de l’isolement énergétique et l’interconnexion des systèmes, ainsi que le niveau d’intégration d’autres secteurs et la facilitation de nouveaux modèles d’entreprise et de nouvelles structures de marché;

sécurité du réseau, flexibilité et qualité de l’approvisionnement, mesurés en évaluant l’approche innovante en matière de flexibilité du système, de cybersécurité et d’interopérabilité efficace entre les GRT et les GRD, la capacité à inclure la réponse à la demande, le stockage, les mesures d’efficacité énergétique, l’utilisation rentable des outils numériques et des TIC à des fins de surveillance et de contrôle, la stabilité du système électrique et la qualité de la tension.

durabilité, mesurée comme la contribution d’un projet à la réduction des émissions de gaz à effet de serre dans différentes applications finales dans des secteurs difficiles à mettre à niveau, telles que l’industrie ou les transports; à la flexibilité et aux possibilités de stockage saisonnier pour la production d’électricité renouvelable; ou à l’intégration d’hydrogène renouvelable et à faible teneur en carbone, en vue de tenir compte des besoins du marché et de promouvoir l’hydrogène propre;

intégration des marchés et interopérabilité, mesurées en calculant la valeur ajoutée du projet pour l’intégration de zones de marché et la convergence des prix et pour la flexibilité globale du système;

sécurité de l’approvisionnement et flexibilité, mesurées en calculant la valeur ajoutée du projet pour la résilience, la diversité et la flexibilité de l’approvisionnement en hydrogène;

concurrence, mesurée en évaluant la contribution du projet à la diversification de l’approvisionnement, y compris en ce qui concerne la facilitation de l’accès aux sources d’approvisionnement en hydrogène locales.

niveau de durabilité, mesuré en évaluant la part des gaz renouvelables et à faible teneur en carbone injectée dans le réseau gaziers, les réductions des émissions de gaz à effet de serre correspondantes en vue de la décarbonation totale du système, et la détection suffisante des fuites;

qualité et sécurité de l’approvisionnement, mesurées en évaluant le rapport entre l’offre de gaz disponible de façon sûre et la demande de pointe, la part des importations remplacée par des gaz renouvelables et à faible teneur en carbone produits localement, la stabilité du fonctionnement du réseau, ainsi que la durée et la fréquence des interruptions par client;

mise en place de services de flexibilité, tels que la participation active à la demande et le stockage au moyen de la facilitation de l’intégration intelligente du secteur de l’énergie en créant des connexions avec d’autres vecteurs et secteurs énergétiques, ce critère étant mesuré en évaluant les économies de coûts générées dans les secteurs et systèmes énergétiques connectés, tels que le système de chaleur et d’électricité, les transports et l’industrie.

durabilité, mesurée en évaluant la part d’hydrogène d’origine renouvelable ou d’hydrogène à faible teneur en carbone, en particulier provenant de sources renouvelables, répondant aux critères définis à l’annexe II, point 4) a) ii), injectée dans le réseau, ou en estimant l’ampleur du déploiement des carburants de synthèse de même origine, ainsi que les réductions d’émissions de gaz à effet de serre correspondantes;

sécurité de l’approvisionnement, mesurée en évaluant la contribution du projet à la sécurité, à la stabilité et à l’efficacité de l’exploitation du réseau, y compris en évaluant le délestage de la production d’électricité renouvelable qui est ainsi évité;

mise en place de services de flexibilité tels que la participation active de la demande et le stockage par la facilitation de l’intégration intelligente du secteur de l’énergie par la création de liens avec d’autres vecteurs et secteurs énergétiques, mesurée en évaluant les économies de coûts générées dans les secteurs et systèmes énergétiques connectés, tels que les réseaux gaziers, d’hydrogène, d’électricité et de chaleur, ou les secteurs des transports et de l’industrie.

la durabilité, mesurée en évaluant la réduction totale escomptée des émissions de gaz à effet de serre tout au long du cycle de vie du projet et l’absence d’autres solutions technologiques telles que, sans s’y limiter, l’efficacité énergétique, l’électrification intégrant des sources renouvelables, afin d’atteindre le même niveau de réduction des gaz à effet de serre que la quantité de dioxyde de carbone à capturer dans des installations industrielles connectées à un coût comparable selon un calendrier comparable tenant compte des émissions de gaz à effet de serre provenant de l’énergie nécessaire pour capturer, transporter et stocker le dioxyde de carbone, le cas échéant, compte tenu des infrastructures, y compris, le cas échéant, d’autres utilisations futures potentielles;

résilience et sécurité, mesurées en évaluant la sécurité de l’infrastructure et l’utilisation de la meilleure technologie disponible;

la réduction de la charge et des risques pour l’environnement par la neutralisation permanente du dioxyde de carbone.

la zone définie pour l’analyse d’un projet donné couvre tous les États membres et pays tiers sur le territoire desquels le projet se situe, ainsi que tous les États membres limitrophes et tous les autres États membres dans lesquels le projet a une incidence importante. À cette fin, le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz coopèrent avec tous les gestionnaires de réseau concernés dans les pays tiers concernés. Dans le cas de projets relevant de la catégorie d’infrastructure énergétique énoncée à l’annexe II, point 3), le REGRT pour l’électricité et le REGRT pour le gaz coopèrent avec le promoteur de projet y compris lorsque celui-ci n’est pas un gestionnaire de réseau;

chaque analyse des coûts et avantages comprend des analyses de sensibilité concernant l’ensemble de données de base, y compris les coûts afférents à la production et aux gaz à effet de serre, ainsi que l’évolution attendue de la demande et de l’offre, y compris pour ce qui est des sources d’énergie renouvelables, et en incluant la flexibilité des deux ainsi que la disponibilité de moyens de stockage, la date de mise en service de différents projets dans la même zone d’analyse, les incidences climatiques et d’autres paramètres pertinents;

elles fournissent l’analyse à effectuer, sur la base de l’ensemble pertinent de données de base multisectorielles, en déterminant l’incidence lorsque chaque projet est réalisé et lorsqu’il ne l’est pas, et incluent les interdépendances pertinentes avec d’autres projets;

elles fournissent des indications pour l’élaboration et l’utilisation de la modélisation du réseau et du marché de l’énergie nécessaire pour l’analyse des coûts et des avantages. La modélisation permet une évaluation complète des avantages économiques, y compris l’intégration des marchés, la sécurité de l’approvisionnement et la concurrence ainsi que la diminution de l’isolement énergétique, sociales, environnementales et climatiques, y compris les incidences transsectorielles. La méthodologie est entièrement transparente et précise les raisons pour lesquelles chacun des avantages et des coûts est calculé, ainsi que le contenu du calcul et les modalités de calcul;

elles contiennent une explication de la manière dont le principe essentiel d’efficacité énergétique est mis en œuvre à toutes les étapes des plans décennaux de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union;

elles expliquent que le projet n’entravera pas le développement et le déploiement de l’énergie renouvelable;

elles font en sorte que les États membres pour lesquels l’incidence nette du projet est positive (le projet apporte un avantage), ceux pour lesquels elles sont négatives (le projet a un coût) et ceux qui supportent les coûts – qui peuvent être des États membres autres que ceux sur le territoire desquels l’infrastructure est construite – soient identifiés;

elles tiennent au moins compte des dépenses d’investissement, de fonctionnement et d’entretien, ainsi que des coûts générés pour le système correspondant tout au long du cycle de vie technique du projet dans son ensemble, tels que les coûts d’élimination et de gestion des déchets, y compris les coûts externes. Les méthodes fournissent des indications sur les taux d’actualisation, la durée de vie technique et la valeur résiduelle à utiliser pour les calculs des coûts et avantages. Elles comprennent en outre une méthode obligatoire pour calculer le rapport coûts-avantages et la valeur actuelle nette, et permet une différenciation des avantages en fonction du niveau de fiabilité de la méthode d’estimation utilisée. Il est également tenu compte des méthodes de calcul des incidences des projets sur le climat et l’environnement et de la contribution aux objectifs de l’Union en matière d’énergie, par exemple la pénétration des énergies renouvelables, l’efficacité énergétique et les objectifs en matière d’interconnexion;

elles assurent que les mesures d’adaptation au changement climatique prises pour chaque projet sont évaluées et reflètent le coût des émissions de gaz à effet de serre, et que l’évaluation est solide et cohérente avec les autres politiques de l’Union afin de permettre une comparaison avec d’autres solutions ne nécessitant pas de nouvelles infrastructures.

les spécifications des éléments de la législation pertinents sur lesquels se fondent les décisions et avis adoptés pour les différents types de projets d’intérêt commun concernés, y compris le droit environnemental;

la liste des décisions et avis pertinents à obtenir;

les noms et coordonnées des personnes de contact au sein de l’autorité compétente, des autres autorités concernées et des principales parties prenantes concernées;

le flux de travaux, avec un plan d’ensemble de chaque étape de la procédure et un calendrier indicatif, ainsi qu’une description succincte de la procédure de décision pour les différents types de projets d’intérêt commun concernés;

des informations concernant la portée, la structure et le degré de détail des documents à remettre avec les demandes de décisions, notamment une liste de contrôle;

les étapes de la participation du public à la procédure et les moyens dont il dispose à cet effet;

les modalités selon lesquelles l’autorité compétente, les autres autorités concernées et le promoteur du projet démontrent que les avis exprimés lors de la consultation publique ont été pris en compte, par exemple en indiquant quelles modifications ont été apportées à l’emplacement et à la conception du projet ou en justifiant pourquoi ces avis n’ont pas été pris en compte;

dans la mesure du possible, des traductions de son contenu dans toutes les langues des États membres voisins à effectuer en coordination avec les États membres voisins concernés.

les décisions et avis à obtenir;

les autorités, les parties prenantes et le public susceptibles d’être concernés;

chaque étape de la procédure et sa durée;

les principales étapes à accomplir et leurs échéances en vue de la décision globale à prendre;

les ressources prévues par les autorités et les éventuels besoins en ressources supplémentaires.

les parties prenantes affectées par un projet d’intérêt commun, notamment les autorités nationales, régionales et locales concernées, les propriétaires fonciers et les particuliers résidant à proximité du projet, le public en général ainsi que les associations, organismes ou groupes qui les représentent sont amplement informés et consultés à un stade précoce, de manière inclusive, lorsque les éventuelles préoccupations du public peuvent encore être prises en compte, et ce de manière ouverte et transparente. Le cas échéant, l’autorité compétente soutient activement les actions menées par le promoteur du projet;

les autorités compétentes veillent à ce que les procédures de consultation du public sur les projets d’intérêt commun soient regroupées dans la mesure du possible, y compris les consultations du public déjà requises au titre du droit national. Chaque consultation publique couvre tous les sujets pertinents pour l’étape considérée de la procédure, et chacun de ces sujets ne peut être abordé que dans une seule consultation publique; toutefois, une même consultation publique peut avoir lieu dans plusieurs lieux géographiques. Les sujets abordés dans une consultation publique sont clairement indiqués dans la notification de cette dernière;

pour être recevables, les observations et les objections doivent être formulées entre le début de la consultation publique et sa date de clôture.

les promoteurs du projet veillent à ce que les consultations aient lieu pendant une période permettant une participation publique ouverte et inclusive.

les parties prenantes concernées et visées;

les mesures envisagées, y compris la localisation générale et la date proposées pour les réunions spécifiques;

le calendrier;

les ressources humaines affectées aux différentes tâches.

publier, en version électronique et, le cas échéant, en version papier, une brochure d’information de quinze pages au maximum présentant de manière claire et concise un aperçu de la description, de l’objectif et du calendrier préliminaire des phases de développement du projet, le plan de développement du réseau national, les tracés alternatifs envisagés, les types et caractéristiques de l’incidence potentielle, y compris de nature transfrontière ou transfrontalière, ainsi que les mesures d’atténuation possibles, ladite brochure d’information devant être publiée avant le début de la consultation et présenter la liste des adresses internet du site internet du projet d’intérêt commun visé à l’article 9, paragraphe 7, la plateforme de transparence visée à l’article 23 et le manuel des procédures visé au point 1) de la présente annexe;

publier les informations relatives à la consultation sur le site internet du projet d’intérêt commun visé à l’article 9, paragraphe 7, dans les tableaux d’affichage des bureaux des administrations locales et, au minimum, dans un et, le cas échéant, deux médias locaux;

inviter, par écrit ou par voie électronique, les parties prenantes, les associations, les organisations et les groupes affectés à participer à des réunions spécifiques consacrées à l’examen des sujets de préoccupation.

la date à laquelle le site internet du projet a été mis à jour en dernier lieu;

les traductions de son contenu dans toutes les langues des États membres concernés par le projet ou sur lesquels le projet a une incidence transfrontière significative, conformément à l’annexe IV, point 1);

la brochure d’information visée au point 5), mise à jour avec les données les plus récentes sur le projet;

un résumé non technique et régulièrement mis à jour concernant l’avancement du projet, comprenant des informations géographiques et indiquant clairement, en cas de mise à jour, les modifications apportées aux versions précédentes;

le plan de mise en œuvre prévu à l’article 5, paragraphe 1, mis à jour à l’aide des données les plus récentes sur le projet;

les fonds alloués et versés par l’Union pour le projet;

la planification du projet et de la consultation publique, avec l’indication claire des dates et lieux des consultations publiques et des auditions et les thèmes envisagés pour ces auditions;

les coordonnées de contact à utiliser pour obtenir des informations ou des documents supplémentaires;

les coordonnées de contact à utiliser pour faire parvenir les observations et objections durant les consultations publiques.

un groupe de PIC/PIM interdépendants est défini par la formule «groupe X comprenant les PIC/PIM suivants:». Ce groupe est constitué pour recenser des PIC/PIM qui sont tous nécessaires pour éliminer un même goulet d’étranglement dans différents pays et dont la mise en œuvre simultanée permettrait des synergies. Dans ce cas, tous les PIC/PIM doivent être mis en œuvre pour obtenir les bénéfices attendus à l’échelle de l’Union;

un groupe de PIC/PIM susceptibles d’entrer en concurrence est défini par la formule «groupe X comprenant un ou plusieurs des PIC/PIM suivants:». Ce groupe témoigne d’une incertitude concernant l’ampleur du goulet d’étranglement commun à plusieurs pays. Dans ce cas, il n’est pas nécessaire que tous les PIC/PIM d’un groupe soient mis en œuvre. C’est le marché qui détermine si un seul, plusieurs ou la totalité des PIC/PIM doivent être mis en œuvre, sous réserve des approbations requises sur les plans de la planification, des autorisations et de la réglementation. Les besoins en PIC/PIM sont réévalués — y compris en ce qui concerne les besoins en capacités — dans le cadre d’un processus ultérieur d’identification des PIC/PIM;

un groupe de PIC/PIM entrant en concurrence est défini par la formule «groupe X comprenant un des PIC/PIM suivants:». Ce groupe porte sur le même goulet d’étranglement. Toutefois, l’ampleur du goulet d’étranglement étant connue avec davantage de certitude que dans le cas d’un groupe de PIC/PIM susceptibles d’entrer en concurrence, il est décidé qu’un seul PIC/PIM doit être mis en œuvre. C’est le marché qui détermine quel PIC/PIM doit être mis en œuvre, sous réserve des approbations requises sur les plans de la planification, des autorisations et de la réglementation. Si nécessaire, le besoin de PIC/PIM doit être réévalué lors d’une procédure ultérieure de recensement des PIC/PIM.

Tous les PIC/PIM sont soumis aux droits et obligations établis en vertu du règlement (UE) 2022/869.

le projet a déjà été mis en service ou doit l’être d’ici à mars 2026 et ne bénéficierait donc pas des dispositions du règlement (UE) 2022/869;

d’après les nouvelles données, le projet ne remplit pas les critères généraux;

le projet n’a pas été présenté une nouvelle fois pour être sélectionné en tant que PIC/PIM;

un État membre dont le territoire est concerné par le projet n’a pas donné son approbation; ou

le projet a été moins bien classé que d’autres propositions de PIC/PIM lors de la procédure de sélection.

les renforcements internes pour le projet «Medlink» (intégré au PIM 1.35), à savoir la ligne de transport en courant alternatif entre Annaba et Tougourt en Algérie, et la ligne de transport en courant alternatif entre De Jebil et Marsa Dhib en Tunisie;

les renforcements internes pour l’interconnexion entre Subotica (RS) et Sándorfalva (HU) (intégré au PIM 2.12), à savoir la ligne aérienne entre Novi Sad 3 et Sombor 3, la ligne aérienne entre Srbobran et Sremska Mitrovica 2, et la reconstruction de la sous-station Subotica 3;

les renforcements internes pour l’interconnexion entre Wadi El Natroon (EG) et la Mésogée/St Stefanos (EL) [actuellement dénommée «interconnexion GREGY»] (intégré au PIM 2.13) — sections internes en EG;

les renforcements internes pour l’interconnexion entre Bobov Dol (BG) et Leskovac 2 (RS) [actuellement dénommé «corridor des Balkans centraux»] (intégré au PIM 2.26), à savoir la modernisation de la ligne aérienne entre Nis 2 et Krusevac 1, la mise à niveau de la sous-station Krusevac 1, la modernisation de la ligne aérienne Krusevac 1 et Kraljevo 3, la modernisation de la ligne aérienne entre Kraljevo et Pozega, la nouvelle sous-station de Pozega, la nouvelle ligne aérienne entre Jagodina et Pozarevac, la modernisation de la ligne aérienne entre Pozega et Vardiste et la nouvelle sous-station de Pozarevac 3;

les sections internes de la dorsale espagnole (intégré au PIC 9.1.3): Corogne — Zamora, Huelva — Algésiras, Castille-et-León (entre Zamora et Haro), Guitiriz — Zamora et la liaison Castille-La Manche et Madrid;

la section interne Fribourg — Offenbach en Allemagne (intégré au PIC 9.2.1);

la section de la province de Limbourg et sa connexion à la dorsale Nord-Sud à l’est des Pays-Bas (intégré au PIC 9.6);

la section interne en Allemagne, qui commence à proximité de Brême et se dirige vers Hanovre (intégré au PIC 9.7.4);

la section interne en France de Port-de-la-Nouvelle via Barbaira (intégré au PIC 9.27.2);

la section interne en France Bordeaux — Lussagnet (intégré au PIC 9.27.3);

la section interne en Allemagne, qui commence à proximité de Brême et se dirige vers le sud (intégré au PIC 9.28);

la section interne au Royaume-Uni allant de Bacton au réseau d’hydrogène interne du Royaume-Uni (intégré au PMI 9.35);

les sections internes en Tunisie du corridor d’hydrogène d’Afrique du Nord (intégré au PMI 10.12);

la section interne en Suède reliant Kiruna à Luleå de la route nordique de l’hydrogène — baie de Botnie (intégré au PIC 11.1);

les sections internes en Finlande (les références géographiques sont données à titre indicatif): Mäntsälä, Imatra, Kouvola, Kotka; la ligne intérieure du «Nordic-Baltic Hydrogen Corridor» en LT reliant Klaipėda (intégré au PIC 11.2);

la section Suède — Finlande et la connexion du «Baltic Sea Hydrogen Collector» à l’île de Gotland (intégré au PIC 11.3).