Décision (UE) 2026/341 de la Commission du 11 août 2025 accordant à la République de Pologne une dérogation à l’article 22, paragraphe 4, point b), du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil en ce qui concerne le mécanisme de capacité polonais [notifiée sous le numéro C(2025) 5575]

(1)

Le 4 février 2025, la République de Pologne (ci-après la «Pologne») a présenté à la Commission une demande de dérogation (ci-après la «dérogation») à l’exigence prévue à l’article 22, paragraphe 4, point b), du règlement (UE) 2019/943 (ci-après le «règlement sur l’électricité») en vertu de l’article 64, paragraphe 2 ter, du règlement sur l’électricité (ci-après la «demande»).

(2)

La dérogation demandée s’appliquerait du 1er juillet 2025 au 31 décembre 2028.

(3)

Le 14 février 2025, la Commission a publié la demande sur son site internet et a invité les États membres et les parties prenantes à soumettre leurs observations pour le 17 mars 2025 au plus tard. Une partie prenante a soumis ses observations.

(4)

La Pologne a communiqué des informations complémentaires le 28 février, le 26 mars, les 9, 17 et 25 avril, les 5, 7 et 15 mai, ainsi que le 2 juin 2025.

(5)

La demande concerne le mécanisme de capacité actuellement en place en Pologne (ci-après le «mécanisme de capacité existant»), qui a fait l’objet d’une autorisation d’aide d’État en vertu de la décision de la Commission du 7 février 2018 (3) (ci-après la «décision relative à l’aide d’État»). Dans sa demande, la Pologne a confirmé que les principales caractéristiques du mécanisme de capacité existant sont restées inchangées depuis l’adoption de la décision relative à l’aide d’État. La présente décision renvoie à la décision relative à l’aide d’État pour une description détaillée du mécanisme de capacité existant.

(6)

Les principales modifications apportées au mécanisme de capacité existant depuis l’adoption de la décision relative à l’aide d’État découlent des exigences du règlement sur l’électricité, qui est entré en vigueur le 4 juillet 2019 et qui fixe pour la première fois des règles détaillées sur les mécanismes de capacité dans le droit dérivé de l’Union.

(7)

Conformément à l’article 22, paragraphe 4, point b), du règlement sur l’électricité, à partir du 1er juillet 2025 au plus tard, une capacité de production dont la production commerciale a débuté avant le 4 juillet 2019 (ci-après les «installations existantes») et qui émet plus de 550 g de CO2 issu de carburant fossile par kWh d’électricité (ci-après la «limite d’émission») et plus de 350 kg de CO2 issu de carburant fossile en moyenne par an et par kWe installé (ci-après la «limite du budget carbone») ne peut pas être engagée ni recevoir de paiements ou d’engagements pour des paiements futurs dans le cadre d’un mécanisme de capacité. Cette interdiction ne s’applique pas aux engagements ou contrats conclus avant le 31 décembre 2019.

(8)

La Pologne a intégré la limite d’émission dans sa législation nationale, empêchant ainsi les installations existantes qui dépassent la limite d’émission de participer aux enchères organisées après le 31 décembre 2019, et a fixé les règles de calcul de la limite d’émission pour chaque unité de marché de capacité. Par conséquent, à partir du 1er juillet 2025, les installations existantes qui dépassent la limite d’émission ne pourront plus bénéficier de paiements ou d’engagements pour des paiements futurs au titre du mécanisme de capacité existant, sans préjudice des engagements ou des contrats conclus avant le 31 décembre 2019.

(9)

Le mécanisme de capacité existant est un mécanisme à l’échelle du marché sous la forme d’une obligation de capacité, dans le cadre duquel les acteurs du marché reçoivent une rémunération de capacité fixe en échange de la disponibilité pendant les jours ouvrables entre 07 h 00 et 22 h 00 et aux périodes de forte sollicitation du système.

(10)

Comme indiqué au considérant 4 de la décision relative à l’aide d’État, le mécanisme de capacité existant est ouvert aux exploitants d’unités de production nouvelles, rénovées et existantes, aux opérateurs de participation active de la demande et aux opérateurs de stockage, situés en Pologne ou dans des États membres voisins de l’Union. Le mécanisme de capacité existant exclut les fournisseurs de capacité qui reçoivent d’autres formes de soutien (voir le considérant 18 de la décision relative à l’aide d’État). La participation transfrontalière est autorisée en vertu du mécanisme de capacité existant, comme indiqué à la section 2.5 de la décision relative à l’aide d’État. Les fournisseurs de capacité situés dans des zones voisines peuvent participer directement au mécanisme de capacité existant (conformément à la solution cible définie dans la décision relative à l’aide d’État). La participation de capacités étrangères ne doit pas dépasser le niveau prévu des importations en Pologne lors des périodes de forte sollicitation du système. La capacité d’entrée maximale disponible pour la participation transfrontalière fixée pour chaque année de fourniture est calculée conformément à la méthode définie à l’article 26, paragraphe 7, du règlement sur l’électricité, sur la base du dernier rapport approuvé relatif à l’évaluation de l’adéquation des ressources à l’échelle européenne (ERAA).

(11)

Les exigences de préqualification applicables aux fournisseurs de capacité sont précisées en amont, comme décrit à la section 2.3.2 de la décision relative à l’aide d’État.

(12)

Comme indiqué au considérant 37 de la décision relative à l’aide d’État, une mise aux enchères des capacités est organisée chaque année pour une année de fourniture donnée, avec un délai de réalisation de cinq ans (ci-après les «enchères principales»). Des enchères supplémentaires pour chaque trimestre d’une année de fourniture donnée sont organisées au cours de l’année précédant cette période de fourniture (ci-après les «enchères supplémentaires»). Aux fins de la présente décision, les enchères principales et les enchères supplémentaires sont collectivement dénommées les «enchères primaires».

(13)

Le format des enchères est décrit à la section 2.4.2 de la décision relative à l’aide d’État. Toutes les enchères sont des enchères descendantes, au prix marginal, dans lesquelles toutes les unités de capacité gagnantes reçoivent le même prix pour la réalisation des obligations de capacité respectives. L’adjudicateur annonce un prix élevé au début des enchères et les participants éligibles soumettent des offres indiquant la quantité de capacité qu’ils sont prêts à fournir à ce prix. Ce processus est répété par cycles successifs selon un calendrier prédéterminé. À chaque cycle, les unités de marché de capacité peuvent se retirer des cycles suivants en soumettant une offre de sortie. Les enchères se clôturent lorsque le prix le plus bas auquel la demande correspond à l’offre est identifié.

(14)

Le volume de la capacité à acquérir dans le cadre des enchères primaires est déterminé sur la base de la procédure prévue à la section 2.4.1 de la décision relative à l’aide d’État:

(15)

La durée des contrats de capacité attribués au moyen d’enchères dépend des dépenses en capital (CAPEX) que les unités de marché de capacité doivent supporter pour fournir leur capacité (considérant 42 de la décision relative à l’aide d’État). Des accords d’un an peuvent être accordés à des unités de marché de capacité non exposées à des CAPEX significatives (c’est-à-dire principalement des capacités existantes). Ces accords peuvent être conclus dans le cadre d’enchères principales et d’enchères supplémentaires.

(16)

Les accords de capacité d’une durée supérieure à un an ne sont accessibles qu’aux participants prenant part aux enchères principales. En particulier:

(17)

En cas d’enchères de capacité équivalentes, la préférence sera donnée à la capacité à émissions plus faibles (voir le considérant 40 de la décision relative à l’aide d’État). Cette mesure ainsi que la mesure visée au point c) ci-dessus sont dénommées conjointement la «prime verte».

(18)

Lors des enchères supplémentaires, les fournisseurs de capacité peuvent se voir attribuer entre un et quatre contrats de capacité trimestriels d’une durée de 3 à 12 mois.

(19)

Les obligations de capacité résultant des enchères primaires peuvent être négociées sur le marché secondaire conformément à la section 2.6 de la décision relative à l’aide d’État.

(20)

Comme indiqué au considérant 93 de la décision relative à l’aide d’État, les fournisseurs de capacité retenus ont comme obligation de fournir de l’énergie chaque fois que cela est nécessaire pour garantir la sécurité de l’approvisionnement, c’est-à-dire lors de fortes sollicitations du système. Le non-respect de cette obligation entraînera des sanctions, comme indiqué à la section 2.7.3 de la décision relative à l’aide d’État.

(21)

L’article 64, paragraphe 2 quater, du règlement sur l’électricité prévoit une procédure d’enchères à deux niveaux aux fins de la mise en œuvre de la dérogation, comprenant une procédure d’enchères primaires et une procédure d’enchères supplémentaires.

(22)

Les premières enchères principales ont eu lieu en novembre 2018. Les premières enchères supplémentaires ont été réalisées en 2020. La Pologne indique que les enchères principales pour les années de fourniture 2025 à 2028 ont eu lieu, de même que les enchères supplémentaires pour 2025 et 2026. La Pologne déclare que toutes les enchères primaires effectuées après le 31 décembre 2019 pour une période de fourniture commençant après le 1er juillet 2025 constituent des enchères primaires au sens de l’article 64, paragraphe 2 quater, point a), du règlement sur l’électricité.

(23)

La Pologne fait valoir que l’organisation d’enchères primaires pour les périodes de fourniture commençant après le 1er juillet 2025 garantit que seuls les fournisseurs de capacité qui respectent la limite d’émission puissent participer et que leur participation soit maximisée, étant donné qu’ils ne sont pas confrontés à la concurrence de fournisseurs qui ne respectent pas la limite d’émission. En outre, les capacités à faibles émissions peuvent bénéficier de la prime verte. Par ailleurs, les marchés attribués lors des enchères primaires, et en particulier lors des enchères principales, ont une durée beaucoup plus longue que ceux qui seraient attribués dans le cadre d’enchères supplémentaires si la dérogation était accordée.

(24)

Dans sa demande, la Pologne déclare que les enchères primaires qui ont été et seront (4) réalisées pour les années de fourniture 2025 à 2028 ne permettraient pas de traiter les difficultés d’adéquation pour ces périodes de fourniture. Elle soutient également qu’en l’absence de dérogation, les unités de production existantes qui ne respectent pas la limite d’émission, mais qui sont nécessaires pour garantir l’adéquation du système, seraient démantelées en raison d’une viabilité économique négative.

(25)

Cette difficulté d’adéquation a été identifiée à la suite des résultats de l’évaluation de l’adéquation des ressources au niveau national de 2024 (ci-après la «NRAA») (5), qui sert également de base à l’estimation du volume total de capacité nécessaire pour satisfaire à la norme de fiabilité (ci-après l’«obligation de capacité requise», voir le tableau 1 ci-dessous).

Tableau 1

(26)

La Pologne déclare qu’après avoir déduit de l’obligation de capacité requise les volumes déjà contractés dans le cadre des enchères primaires pour les années de fourniture couvertes par la dérogation (voir le tableau 2 ci-dessous) ainsi que d’autres capacités considérées comme disponibles pour le système (par exemple, celles soutenues par d’autres régimes), il subsiste un écart. L’ATC représente le volume de capacité à contracter lors de chaque enchère conformément à la méthode décrite au considérant 14 ci-dessus. Toutes les valeurs sont exprimées en MW.

Tableau 2

(27)

La Pologne propose d’introduire des enchères complémentaires qui seraient également ouvertes aux installations existantes qui dépassent la limite d’émission. La Pologne explique que les enchères complémentaires pour une année donnée ne seront organisées que lorsque le besoin de capacités supplémentaires se justifie sur la base des résultats de la NRAA et uniquement si les conditions suivantes sont remplies:

(28)

La Pologne explique que, si ces conditions sont remplies pour chacune des années de fourniture couvertes par la dérogation demandée, elle organisera quatre mises aux enchères complémentaires pour les périodes de fourniture suivantes: le second semestre de 2025 (contrat semestriel) et les années de fourniture 2026, 2027 et 2028 (contrats annuels).

(29)

Le tableau 3 donne une vue d’ensemble de la procédure d’enchères à deux niveaux et des années au cours desquelles chaque enchère (principale, supplémentaire et complémentaire, si nécessaire) aurait lieu.

Tableau 3

(30)

La Pologne a informé la Commission que la première enchère complémentaire (pour une fourniture au second semestre de 2025) a eu lieu le 15 mai 2025, avec une ATC de 5 444 MW. Cette ATC spécifique a été vérifiée par l’ARN dans sa lettre du 14 mai 2025. Sur la base des résultats préliminaires de l’enchère, les technologies suivantes ont été sélectionnées: charbon, gaz, SER, participation active de la demande et capacité transfrontalière, ce qui donne lieu à des obligations de capacité totale contractées de 5 050,856 MW. La Pologne a confirmé que les accords de capacité conclus dans le cadre des enchères complémentaires ne seront pas exécutés avant l’adoption de la présente décision (6).

(31)

La Pologne a confirmé que les enchères complémentaires appliquaient les mêmes conditions que celles appliquées lors des enchères primaires dans le cadre du régime existant, comme décrit à la section 2 ci-dessus, à l’exception des critères d’éligibilité (voir le considérant 32), de la fréquence des enchères (voir les considérants 28 et 29), de la formule appliquée pour déterminer le volume de la capacité à acquérir, y compris la capacité transfrontalière (voir le considérant 35), et de la durée du contrat (voir le considérant 28). Ces éléments ont été adaptés afin de respecter les conditions prévues à l’article 64, paragraphe 2 ter, du règlement sur l’électricité.

(32)

Outre les unités éligibles à une participation aux enchères primaires, les installations existantes qui dépassent la limite d’émission ne sont autorisées à participer qu’aux enchères complémentaires.

(33)

Au plus tard le 30 avril de l’année précédant la période de fourniture, le GRT annoncera la date à laquelle les enchères complémentaires seront organisées ou, s’il peut être satisfait à la norme de fiabilité à la suite des enchères principales et des enchères supplémentaires (sur la base de la NRAA), confirmera qu’aucune enchère complémentaire ne sera organisée pour la période de fourniture concernée.

(34)

La Pologne explique que l’ARN et le ministère de la protection du climat et de l’environnement donnent leur avis sur la NRAA ou sur sa mise à jour. Cet avis est publié par le GRT et sert de base au calcul du volume de capacité à acquérir lors des enchères complémentaires pour une période de fourniture donnée.

(35)

Selon la Pologne, afin de déterminer le volume approprié de la capacité à acquérir lors de chaque enchère complémentaire, le GRT applique la formule suivante: ATC = le total des obligations de capacité requise (telles que définies dans la NRAA, voir le tableau 1 au considérant 25) – la capacité contractée dans le cadre des enchères primaires (principales et supplémentaires) – la capacité bénéficiant d’une rémunération garantie (par exemple, les SER bénéficiant d’un soutien au titre d’autres régimes).

(36)

Sur la base de la formule ci-dessus, la Pologne estime l’ATC à contracter lors des enchères complémentaires pour 2025 et 2026 à environ 5,4 GW et 6,9 GW respectivement. L’ATC pour 2027 et 2028 sera calculé après la tenue des enchères supplémentaires pour ces années de fourniture.

(37)

Conformément à la demande, les contrats de capacité annuels ne peuvent dépasser la durée de la dérogation et les paiements de capacité ne seront donc engagés que jusqu’à la fin de 2028.

(38)

L’article 25, paragraphe 1, du règlement sur l’électricité impose aux États membres d’instaurer une norme de fiabilité lors de l’application des mécanismes de capacité, qui indique «le niveau de sécurité d’approvisionnement nécessaire de l’État membre».

(39)

Conformément à l’article 25, paragraphe 2, du règlement sur l’électricité, la norme de fiabilité doit être fixée par l’État membre ou par une autorité compétente désignée par l’État membre, sur proposition de l’ARN. La norme de fiabilité doit être basée sur la méthode visée à l’article 23, paragraphe 6, du règlement sur l’électricité.

(40)

L’article 23, paragraphe 6, du règlement sur l’électricité prévoit la mise en place d’une méthode européenne de calcul du coût de l’énergie non distribuée (ci-après le «VOLL») (7), du coût qu’un nouvel entrant doit couvrir (ci-après le «CONE») et de la norme de fiabilité (ci-après la «NF») (8).

(41)

En 2024, le ministère polonais de la protection du climat et de l’environnement a réexaminé la norme de fiabilité et l’a fixée à 3 heures de LOLE (9) par an, ce qui correspond à la valeur établie à la section 2.2.1 de la décision relative à l’aide d’État. Selon la Pologne, la norme était fondée sur les calculs effectués conformément à la méthode NF adoptée par l’Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (ci-après l’«ACER») ainsi que sur les paramètres calculés par l’ARN (10) et sur les résultats de l’évaluation de l’adéquation des ressources à l’échelle européenne (ci-après l’«ERAA») pour 2023 (ci-après l’«ERAA 2023»). La décision est accessible au public (11).

(42)

L’article 20, paragraphe 1, du règlement sur l’électricité impose aux États membres de contrôler l’adéquation des ressources sur leur territoire sur la base de l’ERAA visée à l’article 23 dudit règlement. Pour compléter l’ERAA, les États membres peuvent également procéder à une NRAA en application de l’article 24 du règlement.

(43)

Conformément à l’article 23, paragraphe 3, et à l’article 24, paragraphe 1, du règlement sur l’électricité, le Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour l’électricité (ci-après le «REGRT-E») devrait élaborer une méthode fondée sur les principes prévus à l’article 23, paragraphe 5, du règlement sur l’électricité, à utiliser aux fins de l’ERAA et des différentes NRAA (12). Alors que l’ERAA repose sur un scénario de référence central concernant les prévisions de l’offre et de la demande, que la NRAA doit également inclure, la NRAA peut également prendre en compte des sensibilités supplémentaires (voir l’article 23, paragraphe 5, et l’article 24, paragraphe 1, du règlement sur l’électricité).

(44)

Le 2 mai 2024, l’ACER a approuvé l’ERAA 2023. C’est la première fois qu’une ERAA était formellement approuvée.

(45)

L’ERAA 2023 modélise quatre années cibles (2025, 2028, 2030 et 2033). Les résultats du scénario central de référence pour la Pologne figurant dans l’ERAA 2023 sont présentés dans le tableau 4 ci-dessous. Lorsque la LOLE déclarée est inférieure à 3, la norme de fiabilité est considérée comme respectée, ce qui signifie qu’aucune difficulté n’a été identifiée en ce qui concerne l’adéquation des ressources. Les résultats de l’ERAA 2023 ne révèlent aucune difficulté d’adéquation pour les années cibles 2025, 2028 et 2030. Toutefois, pour 2033, la valeur maximale fixée par la norme de fiabilité est dépassée. En résumé, l’ERAA 2023 n’identifie une difficulté d’adéquation en Pologne que pour l’année cible 2033.

Tableau 4

Résultats de l’ERAA 2023 relatifs à l’adéquation, LOLE (13)

(46)

Le 7 avril 2025, le REGRT-E a soumis à l’ACER sa proposition d’ERAA pour 2024 (14), à la suite de quoi l’ACER a entamé son examen du projet d’ERAA 2024 conformément à l’article 23, paragraphe 7, du règlement sur l’électricité.

(47)

Bien qu’elle soit toujours en cours d’examen et soumise à l’approbation ou à la modification de l’ACER, l’ERAA 2024 identifie une difficulté d’adéquation pour toutes les années cibles couvertes par la dérogation (2025 à 2028), bien que l’ampleur de la difficulté soit plus faible que celle relevée dans la NRAA, ainsi qu’il ressort du tableau 5 ci-dessous.

Tableau 5

Résultats de l’ERAA 2024 relatifs à l’adéquation, LOLE

(48)

La NRAA contient un scénario central de référence sans nouveaux contrats dans le cadre du mécanisme de capacité (appelé «scénario de référence» dans la NRAA polonaise) de même qu’un scénario prévoyant de nouveaux contrats dans la cadre du mécanisme de capacité (ci-après le «scénario avec mécanisme de capacité»). Ce dernier inclut la capacité à acquérir dans le cadre du mécanisme de capacité existant, au moyen d’enchères complémentaires et d’autres mécanismes, tels que de futurs mécanismes de capacité. La NRAA modélise 16 années cibles (de 2025 à 2040). Le scénario de référence est le scénario pertinent lorsqu’il s’agit de démontrer l’existence de difficultés d’adéquation. Dans l’avis de l’ACER relatif à la NRAA (voir le considérant 51 ci-dessous), ce scénario est comparé au scénario central de référence figurant dans l’ERAA 2023, étant donné qu’il constitue une approche correspondante et comparable au scénario central de référence présenté dans l’ERAA 2023, lequel n’incluait pas non plus de nouveaux contrats dans le cadre du mécanisme de capacité.

(49)

Les résultats de la NRAA polonaise concernant la LOLE et la prévision d’énergie non desservie (ci-après l’«EENS») dans le cadre du scénario de référence sont présentés dans le tableau 6

Tableau 6

Résultats de la NRAA

(50)

Les résultats de la NRAA figurant dans le scénario de référence montrent une LOLE supérieure aux résultats de l’ERAA 2023 pour les quatre années cibles considérées (2025, 2028, 2030 et 2033). En particulier, la valeur maximale autorisée par la norme de fiabilité est dépassée pour toutes les années modélisées dans le scénario de référence de la NRAA.

(51)

La Pologne a soumis la NRAA polonaise pour avis à l’ACER, conformément à l’article 24, paragraphe 3, du règlement sur l’électricité. Étant donné que l’ACER a approuvé une ERAA pour la première fois en 2024 (voir le considérant 44 ci-dessus), l’article 24, paragraphe 3, du règlement sur l’électricité, qui impose aux États membres de soumettre leurs NRAA à l’ACER pour avis en cas de divergences entre la NRAA et l’ERAA, n’était, de facto, pas applicable au cours des années précédentes.

(52)

Le 3 février 2025, l’ACER a émis un avis contenant des recommandations sur la NRAA polonaise (15). Dans son avis, l’ACER expliquait que les différences entre la NRAA polonaise et l’ERAA 2023 se justifiaient en ce qui concerne les hypothèses relatives aux ressources de capacité, mais qu’elles ne se justifiaient pas dans le cas des hypothèses portant sur les échanges entre zones. S’agissant de la différence dans la modélisation des ressources de capacité, l’ACER n’a pas pu conclure si la différence était justifiée.

(53)

Dans son avis, l’ACER a émis les recommandations suivantes:

(54)

L’article 24, paragraphe 3, dernier alinéa, du règlement sur l’électricité impose à l’organe chargé de la NRAA de tenir dûment compte de l’avis de l’ACER et, le cas échéant, de modifier son évaluation. Lorsqu’il décide de ne pas tenir pleinement compte de l’avis de l’ACER, l’organe chargé de l’évaluation de l’adéquation des ressources à l’échelle nationale doit publier un rapport assorti d’une motivation détaillée.

(55)

Le 22 avril 2025, le GRT polonais a publié un rapport en réponse à l’avis de l’ACER sur les différences existant entre la NRAA et l’ERAA 2023 (16). Dans son rapport, le GRT polonais a formulé les observations suivantes.

(56)

Conformément à l’article 64, paragraphe 2 quinquies, du règlement sur l’électricité, toute demande de dérogation doit être accompagnée d’un rapport qui doit comprendre:

(57)

La Pologne compare les deux scénarios présentés dans la NRAA (voir le considérant 48 ci-dessus) pour évaluer les effets sur les émissions de gaz à effet de serre qu’entraîne l’introduction d’une dérogation sous la forme d’enchères complémentaires.

(58)

La Pologne explique que la principale différence entre les deux scénarios est que le volume d’énergie non desservie est nettement plus élevé dans le scénario de référence que dans le scénario avec mécanisme de capacité. Le tableau 7 ci-dessous compare les valeurs de l’énergie non desservie dans les deux scénarios envisagés dans la NRAA.

Tableau 7

Valeurs de l’énergie non desservie dans les deux scénarios envisagés par la NRAA

(59)

La Pologne estime qu’à court terme, la mise en œuvre de la dérogation pourrait entraîner une légère augmentation des émissions de CO2 (de 0,2 à 0,3 % des émissions du secteur de l’énergie) au cours de la période couverte par la dérogation (2025 à 2028). Selon la Pologne, cela s’explique par le fait que, dans le scénario avec mécanisme de capacité, la norme de fiabilité est respectée, de sorte que l’énergie non desservie est moindre que dans le scénario de référence, étant donné que les unités à forte intensité d’émissions seraient éligibles à une participation aux enchères complémentaires afin de satisfaire à la norme de fiabilité. La Pologne déclare qu’au cours de cette période, en raison de leur délai de réalisation, il n’est pas possible de commander de grandes quantités de nouvelles unités thermiques à émissions réduites, telles que des turbines à gaz à circuit ouvert/turbines à gaz à cycle combiné, qui permettraient de réduire ces émissions supplémentaires.

(60)

Le tableau 8 présente une comparaison des émissions de CO2 sur la base des données du secteur de la production d’électricité et de chaleur en ce qui concerne les émissions liées à la cogénération dans le cadre des deux scénarios de la NRAA.

Tableau 8

(61)

La Pologne conclut que la dérogation aurait une incidence très limitée sur les émissions du secteur de la production d’électricité en ce qui concerne les unités de production régulées de manière centralisée, étant donné que le volume des unités couvertes par la dérogation qui sont potentiellement éligibles pour des contrats de capacité dans le cadre d’enchères complémentaires serait limité au minimum nécessaire. D’autre part, comme indiqué en détail à la section 3.3.2 ci-dessous, la Pologne fait valoir que la dérogation créerait des conditions de marché plus stables pour les décisions d’investissement relatives à la participation active de la demande, au stockage et aux SER, facilitant ainsi une réduction plus rapide des émissions au cours des années suivantes (et à moyen terme). Pour cette raison, la Pologne soutient également que, dans le scénario de référence, les niveaux d’émissions sont plus élevés entre 2033 et 2040, compte tenu de conditions de marché moins favorables pour les nouveaux investissements.

(62)

La Pologne utilise également les deux scénarios présentés dans la NRAA (voir le considérant 48 ci-dessus) comme base pour évaluer l’incidence de la dérogation sur les objectifs de la transition énergétique, c’est-à-dire sur la transition vers les énergies renouvelables, une plus grande souplesse, le stockage d’énergie, la mobilité électrique et la participation active de la demande.

(63)

Cette analyse comparative montre que la dérogation peut temporairement maintenir un volume légèrement plus élevé d’unités de production à plus fortes émissions. Toutefois, selon la Pologne, à moyen terme — dans les années 2030 — la suppression progressive des unités à fortes émissions s’accélérerait dans le scénario avec mécanisme de capacité par rapport au scénario de référence.

(64)

Selon la Pologne, la mise en œuvre de la dérogation réduirait le risque que la norme de fiabilité ne soit pas respectée et réduirait la volatilité des prix. Cela créerait des conditions de marché plus stables et plus prévisibles, ce qui favoriserait les investissements dans la capacité flexible, telle que les unités de stockage et les nouvelles unités appelables, dans la capacité renouvelable et dans la mobilité électrique, de manière à aboutir à ce que les unités de charbon ne soient plus nécessaires pour maintenir le respect de la norme de fiabilité. La Pologne affirme également qu’en l’absence de dérogation, les unités appelables et flexibles existantes (c’est-à-dire les unités de participation active de la demande et les unités de stockage d’énergie) seraient très souvent mobilisées et pourraient ne pas être en mesure de remplir les obligations qui leur incombent en vertu des règles des mécanismes de capacité existants dans un système particulièrement inadéquat, avec le risque d’être exposées à des sanctions. Cela découragerait la réalisation d’investissements dans les technologies flexibles propres et leur participation au marché de capacité.

(65)

Le graphique 1 et le tableau 9 ci-dessous montrent les technologies qui seront déployées par les unités sélectionnées dans le cadre du mécanisme de capacité existant au moyen d’enchères primaires couvrant une période de fourniture allant jusqu’en 2029.

Graphique 1

Tableau 9

Documents similaires

Décision32026D0115

Décision (UE) 2026/115 de la Banque centrale européenne du 31 décembre 2025 concernant la libération du capital, le transfert d’avoirs de réserve de change ainsi que la contribution aux réserves et aux provisions de la Banque centrale européenne par la Българска народна банка (Banque nationale de Bulgarie) (BCE/2025/44)

31/12/2025

Décision52025PC0806

Proposition de DÉCISION DU CONSEIL autorisant une coopération renforcée concernant l’établissement d’un prêt en faveur de l’Ukraine

23/12/2025

Décision32026D0066

Décision (UE) 2026/66 de la Commission du 23 décembre 2025 modifiant les décisions 2014/350/UE, 2014/391/UE, (UE) 2016/1332, (UE) 2016/1349 et (UE) 2017/176 en ce qui concerne la période de validité des critères du label écologique de l’UE et des exigences d’évaluation et de vérification s’y rapportant pour les produits textiles, les matelas de lit, les produits d’ameublement, les articles chaussants et les revêtements de sol à base de bois, de liège et de bambou [notifiée sous le numéro C(2025) 9163]

23/12/2025

Décision32026D03952

Décision de la Commission du 23 décembre 2025 relative à l’aide d’État SA.109662 (2024/C) (ex 2020/N) que la France envisage de mettre à exécution en faveur de Corsair [notifiée sous le numéro C(2025) 9292]

23/12/2025

← Retour au droit européenVoir aussi sur EUR-Lex →