Forslag til EUROPA-PARLAMENTETS OG RÅDETS FORORDNING om retningslinjer for den transeuropæiske energiinfrastruktur og om ophævelse af forordning (EU) nr. 347/2013

EN EN
EUROPEAN
COMMISSION
Brussels, 15.12.2020
COM(2020) 824 final
2020/0360 (COD)
Proposal for a
REGULATION OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL
on guidelines for trans-European energy infrastructure and repealing Regulation (EU)
No 347/2013
{SEC(2020) 431 final} - {SWD(2020) 346 final} - {SWD(2020) 347 final}
Europaudvalget 2020
KOM (2020) 0824
Offentligt
EN 1 EN
EXPLANATORY MEMORANDUM
1. CONTEXT OF THE PROPOSAL
• Reasons for and objectives of the proposal
In 2013 a new framework for cross-border energy infrastructure planning was established to modernise
and expand Europe’s energy infrastructure to address the fragmented interconnections between
Member States, end their isolation from the gas and electricity networks, secure and diversify the
Union’s energy supplies, sources and routes and increase the integration of renewable energy sources.
The TEN-E Regulation allowed the Union to meet its core energy policy objectives by laying down
rules for identifying and the timely development of Projects of Common Interest (PCIs), that will
ensure interoperability of trans-European energy networks the functioning of the internal energy
market, security of supply in the Union and the integration of renewable forms of energy. It also
requires Member States to streamline permit granting procedures for Projects of Common Interest
(PCIs) and provides for regulatory assistance, rules and guidance for the cross-border allocation of
costs and risk-related incentives and the conditions to access financing from the Connecting Europe
Facility (CEF).
The President of the Commission has made the European Green Deal the top political priority, with the
aim of transforming the Union into a fair and prosperous society with a modern, resource-efficient and
competitive economy. The Climate Target Plan1
proposed by the Commission sets Europe on a
sustainable path to make this a reality and achieve climate neutrality by 2050. The Green Deal further
emphasises that unavoidable climate change will create significant impacts in Europe in spite of the
mitigation efforts. Hence, strengthening the efforts on climate proofing, resilience building, disaster
prevention and preparedness is crucial.
Energy infrastructure is a key enabler for the energy transition as reflected in the Commission’s
communication on the European Green Deal and A Clean Planet for all2
. Infrastructure is a long-lived
asset and will therefore need to be consistent with the climate neutrality and other environmental
objectives, such as the “do no harm” oath in the Green Deal, to enable rapid and cost-effective
decarbonisation of the energy system and more broadly the economy. As such, the TEN-E is a central
instrument in the development of an internal energy market and necessary to achieve the European
Green Deal objectives.
The current climate and energy targets are not sufficiently ambitious to deliver a 2030 climate target of
at least 55% greenhouse gas (GHG) emission reductions, as proposed by the Commission3
in its efforts
to gear towards climate neutrality. The pathway to achieving this reduction in GHG emissions requires
a profound transformation of the European energy system, both on the supply and the demand side.
The Union will have to significantly scale up renewable electricity generation to reach a share of more
than 80% of electricity production from renewable energy sources by 2050, increasingly sourced from
offshore locations4
. Offshore wind capacity in Europe should increase to 300 GW and ocean energy to
1
Stepping up Europe’s 2030 climate ambition, Investing in a climate-neutral future for the benefit of our people,
COM(2020) 562 final
2
https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:52018DC0773
3
Stepping up Europe’s 2030 climate ambition, Investing in a climate-neutral future for the benefit of our people,
COM(2020) 562 final
4
A Clean Planet for all. A European long-term strategic vision for a prosperous, modern, competitive and climate
neutral economy, COM(2018) 773 final
EN 2 EN
40 GW by 2050 in order to meet the climate neutrality, or 25 times the current situation5
triggering a
significant need for coordination in long-term planning and development of offshore and onshore
electricity grids in line with the EU strategy for offshore renewable energy6
. The upscale of offshore
renewable energy in Europe by 2050 has an estimated cost of EUR 800 billion of which two thirds for
the associated grid infrastructure. To reduce the costs as much as possible, a strong focus on rational
grid development is key.
The target agreed in the conclusions of the March 2002 Barcelona European Council for Member
States to have a level of electricity interconnections equivalent to at least 10 % of their installed
production capacity has not yet been achieved. In its conclusions of 23 and 24 October 2014, the
European Council endorsed an electricity interconnection target of at least 15 %. The communication
of the Commission of 23 November 2017 on strengthening Europe's energy networks assesses progress
towards achieving the 10 % interconnection target and suggests ways in which to operationalise the 15
% interconnection target for 2030.
An estimated annual average investment of EUR 50.5 billion for electricity transmission and
distribution grids is required for achieving the 2030 targets alone. The enhanced role of electricity will
be complemented by a relative increase of the role of renewable and low carbon gases in the
decarbonised energy mix, as indicated in all scenarios modelling pathways to climate-neutrality7
. From
its current low level in production, transport and consumption, hydrogen is expected to account for
approximately 46% - 49% of all renewable and low-carbon gases in 2050. By 2030, total investments
needs in hydrogen electrolysers are estimated between EUR 24-42 billion. About EUR 65 billion will
be needed for hydrogen transport, distribution and storage47
.
While the objectives of the current Regulation remain largely valid, the current TEN-E framework does
not yet fully reflect the expected changes to the energy system that will result from the new political
context and in particular the upgraded 2030 targets as well as the 2050 climate neutrality objective
under the European Green Deal.
In particular, the type and scale of cross-border infrastructure developments brought about by the
current TEN-E is insufficient in that it does not cover all infrastructure categories relevant for the
energy transition nor does it sufficiently reflect technological developments. The TEN-E in its current
form therefore is not fit to support the achievement of the climate neutrality objective. Smart grid
solutions, including demand response, have developed considerably over the past years because of the
acceleration of the digital transformation of the electricity sector. Smart system integration between the
power and gas systems, as well as with other sectors such as transport and industry, offers additional
opportunities to decarbonise the gas grid and manage the power system more efficiently, for instance
through the production of hydrogen and synthetic gases from renewable energy sources. The current
system network planning is too much based on a sectoral approach and hence does not match the need
for smart system integration as investment needs are assessed for the gas and electricity sectors in
different processes. Also, the expected expansion of the offshore grid needs to be adequately reflected
in future grid planning. In addition, the distribution system level will play a more important role in
energy infrastructure planning also because a substantial part of renewable energy generation capacity
5
COMMISSION STAFF WORKING DOCUMENT IMPACT ASSESSMENT, Stepping up Europe’s 2030 climate
ambition, SWD(2020) 176 final
6
An EU Strategy to harness the potential of offshore renewable energy for a climate neutral future, COM(2020) 741
final
7
These scenarios include those in the Union Long-Term Strategy (2018), the TYNDP 2020 scenarios developed by
ENTSOG and ENTSO-E (2020), Eurelectric's "Decarbonisation pathways" (2018) or those developed for DG
ENER in the framework of the study "Impact of the use of the biomethane and hydrogen potential on trans-
European infrastructure" (2019).
EN 3 EN
is connected to the low and medium voltage grid. Moreover, the evaluation of the current TEN-E
framework has shown delays in the implementation of PCIs that have been identified as necessary to
achieve the Union climate and energy policy objectives. In 2020, 27% of electricity PCIs were delayed
by on average 17 months against their initially planned commissioning date.
For this, the revised TEN-E will particularly aim at:
 Enabling the identification of the cross-border projects and investments across the Union and
with its neighbouring countries that are necessary for the energy transition and achievement of
the climate targets
 Improving infrastructure planning for energy system integration and offshore grids
 Shortening permitting procedures for PCIs to avoid delays in projects that facilitate the energy
transition
 Ensuring the appropriate use of cost sharing tools and regulatory incentives
This initiative assessed and identified a set of measures to simplify and improve the efficiency of the
TEN-E Regulation and reduce compliance and regulatory costs where possible. The initiative will
allow for i) streamlining of reporting and monitoring obligations, ii) opting out of pre-consultation
requirements if already covered by the national rules under the same or higher standards as in the
TEN-E Regulation and iii) simplification for the inclusion of PCIs in the TYNDP. The simplification
measures will generate direct benefits through reduced recurrent direct costs related to administrative
burden as a result of reduced monitoring and reporting obligations. These direct benefits are mainly
private benefits for certain stakeholders such as project promoters.
• Consistency with existing policy provisions in the policy area
The evaluation of the TEN-E Regulation the Commission carried out to assess its performance to date
concluded that the current framework has not been able to demonstrate sufficient flexibility to adapt to
changing Union policy objectives over time. This is particularly relevant in the light of the
developments in the Union energy and climate policy – particularly the increased emphasis and
ambition placed on decarbonisation objectives. The Paris Agreement and the European Green Deal
require a significant transformation of the current energy infrastructures to enable a fully integrated
carbon-neutral energy system by 2050. While the initial objectives of the TEN-E Regulation -security
of supply, market integration, competition and sustainability- are still relevant, the revised TEN-E
Regulation introduces changes that ensure consistency with the decarbonisation targets and alignment
with the climate-neutrality objective and the “do no significant harm” principle as defined by the
Taxonomy Regulation8
.
The overall principles of the revised TEN-E Regulation respond to the need of consistency with various
targets and objectives set out in the Clean Energy Package, notably the Electricity Market Directive and
Regulation, the Governance Regulation and the Renewable Energy Directive, notably by enabling a
large scale deployment and integration of renewable energy sources and supporting an increase in the
role of distribution system operators.
The Green Deal, and the relevant emission reduction objectives, put the transport sector on a more
dynamic decarbonisation pathway than earlier targets. Thus, oil demand is expected to drastically
8
Regulation (EU) 2020/852 on the establishment of a framework to facilitate sustainable investment, and amending
Regulation (EU) 2019/2088, OJ L 198, 22.6.2020, p. 13
EN 4 EN
reduce and all unabated oil consumption is expected to be phased out. Therefore, in line with the Green
Deal objectives oil supply infrastructure are not included in this Regulation.
Although the evaluation did not indicate any direct incoherence between the current TEN-E Regulation
and the specific measures contained within the Energy Efficiency Directive, revised provisions
reinforce the energy efficiency first principle in the future cross-sectoral infrastructure planning.
The Connecting Europe Facility is complementary to the TEN-E Regulation by addressing the
financing gap for PCIs with a high socioeconomic and societal value but which lack commercial
viability. The eligibility for financial assistance under CEF is linked to the scope of the infrastructure
categories covered under the revised TEN-E considering that enjoying the PCI status under TEN-E is a
precondition for financing from CEF for cross-border infrastructure projects.
• Consistency with other Union policies
By strengthening the existing sustainability assessment of PCIs in the revised TEN-E, the Commission
also aims to enhance the coherence of the initiative with the relevant aspects of the Union taxonomy for
sustainable investments framework. The Taxonomy Regulation9
establishes the framework for defining
criteria that determine whether an economic activity qualifies as environmentally sustainable, thus
imposing disclosure obligations for financial and non-financial undertakings of the private sector
gearing capital towards (more) sustainable economic activities defined along the consideration of six
environmental objectives.
Projects of common interest will follow the ‘do no significant harm’ principle as expressed in the
Green Deal and in line with the Article 17 of the Taxonomy Regulation. To limit the impact on the
environment, infrastructure planning and the infrastructure gaps identification will follow the energy
efficiency first principle and consider with priority all relevant non-infrastructure related solutions to
address the identified gaps based on an extensive stakeholder process. In addition, during project
implementation, project promoters should report on the compliance with environmental legislation to
ensure that projects do no significant harm to the environment. This reporting is an important element
of the monitoring process and for applications for subsequent Union lists. Moreover, the Regulation
introduces a requirement for projects of common interest to integrate climate adaptation measures.
Article 171(3) TFEU provides for the possibility that the Union may decide to cooperate with third
countries to promote projects of mutual interest (PMI)10
and to ensure the interoperability of networks
in the Union’s neighbourhood. Such cooperation can help reduce GHG emissions in the Union and in
third countries, thus contributing to achieving the Green Deal objectives. The inclusion of PMIs in the
revised TEN-E Regulation would take account of the increasing role of interconnections with third
countries and allow extending the scope of benefits accruing from the implementation of the Union’s
regulatory framework beyond its borders. Due account will be taken of the Communication from the
Commission on An Economic and Investment Plan for the Western Balkans11
.
The revised TEN-E Regulation aims to address some of the persistent problems such as delays in
project implementation and access to financing for cross-border infrastructure projects reinforced by
the sanitary crisis showing consistency with aims of the Recovery and Resilience Facility. Depending
9
Regulation (EU)2020/852 on the establishment of a framework to facilitate sustainable investment, and amending
Regulation (EU)2019/2088, OJ L 198, 22.6.2020, p. 13
10
Art. 171(3) TFEU: “The Union may decide to cooperate with third countries to promote projects of mutual
interest and to ensure the interoperability of networks.”
11
Communication from the Commission to the European parliament, the Council, the European Economic and Social
Committee and the Committee of the Regions: An Economic and Investment Plan for the Western Balkans,
SWD(2020) 223 final
EN 5 EN
on Member States’ objectives, financing cross-border smart and sustainable energy interconnections
will only be done to a small extent under the RRF.
Specific support measures which Member States could chose to grant to PCIs could qualify as State
aid. Such measures would require a specific assessment under State aid rules. The PCI status is relevant
under State aid rules, both under the 2014 General Block Exemption Regulation12
and the 2014-2020
Energy and Environmental Aid Guidelines13
. It is important to recall that national measures taken to
support PCIs beyond the cross-border cross allocation and the investment incentives referred to in the
TEN-E Regulation could amount to State aid and may be subject to an assessment under State aid rules.
This is particularly relevant for electrolysers and storage projects, which may have a more direct impact
on energy generation markets.
2. LEGAL BASIS, SUBSIDIARITY AND PROPORTIONALITY
• Legal basis
Article 170 of the Treaty on the Functioning of the European Union foresees that the Union shall
contribute to the establishment and development of trans-European networks, including in the area of
energy infrastructure. The Union will need to promote interconnection of national networks. The TEN-
E Regulation is based on Article 172 of the Treaty on the Functioning of the European Union which
provides for the legal base to adopt guidelines covering the objectives, priorities and broad lines of
measures envisaged in the sphere of trans-European networks as set out in Article 171. The guidelines
are to identify projects of common interest that are necessary for achieving the policy goals of the
TEN-E. The guidelines also set the conditions under which the Union may financially support the PCIs.
• Subsidiarity (for non-exclusive competence)
Energy transmission infrastructure (including an interconnected offshore grid and smart grid
infrastructure) has a European added value due to its cross-border impacts and is essential to achieve a
climate neutral energy system. The TEN-E Regulation has provided value and has contributed to
achieving results regarding the Union energy market integration, competition and security of supply. A
framework for regional cooperation across Member States is necessary to develop cross-border energy
infrastructure. Individual Member State regulations and actions are insufficient to deliver these
infrastructure projects as a whole.
The internal energy market require cross-border infrastructure, the development of which requires
cooperation of two or more Member States, all with their own regulatory framework. The TEN-E
Regulation has provided additional value compared to what could have been achieved at national or
regional level alone. The implementation of over 40 key energy infrastructure projects since its entry
into force helped most Member States reach the 10% interconnection target for 2020 and achieve a
well-interconnected and shock-resilient gas grid. The Union energy market is more integrated and
competitive than it was in 2013 and the Union’s energy security has improved. Access to targeted
financing under CEF enabled the implementation of 95 PCIs which have had otherwise difficulties in
accessing financing under market rules.
12
Commission Regulation (EU) No 651/2014 of 17 June 2014 declaring certain categories of aid compatible with the
internal market in application of Articles 107 and 108 of the Treaty, OJ L 187, 26.6.2014, p. 1
13
Communication from the Commission — Guidelines on State aid for environmental protection and energy 2014-
2020, OJ C 200, 28.6.2014, p. 1
EN 6 EN
The above progress could not have been achieved with Member State action alone. Various
stakeholders confirmed the added value of the TEN-E Regulation, pointing to the importance of
regional cooperation in implementing cross-border projects, transparency regulatory certainty and
access to financing.
• Proportionality
The initiative complies with the proportionality principle. It falls within the scope for action in the field
of the trans-European energy networks, as defined in Article 170 of the Treaty on the Functioning of
the European Union. The policy intervention is proportional to the dimension and nature of the
problems defined and the achievement of the set objectives.
The proposal does not go beyond what is necessary to achieve the general objective pursued to
facilitate the timely development of sufficient energy infrastructures across the Union and in its
neighbourhood to enable delivering on the Union’s energy and climate objectives in line with the
European Green Deal, in particular on the 2030/50 targets including the climate-neutrality objective,
compliance with the “do no significant harm” principle, as well as market integration competitiveness,
and security of supply.
Building on the results of the evaluation, the Commission assessed several policy options belonging to
four impact areas of the current TEN-E framework, such as scope, governance/infrastructure planning,
permitting and public participation, and regulatory treatment.
The assessment and the comparison of the options (see in particular sections 7 and 8 of the
accompanying Impact Assessment) shows that no single option is sufficient to meet the identified
objectives. The identification of package of policy options best suited to achieve the specific objectives
is based on an assessment that includes the proportionality principle.
The package aims to “future proof” the TEN-E Regulation. The options on the future scope of the
Regulation cover all technologies necessary for the energy transition and climate targets. The
definitions are at the same time specific and sufficiently broad to accommodate technological
developments to the extent possible. The PCI selection framework and the new approach to cross-
sectoral infrastructure planning sets the key elements in terms of objectives and criteria. The future
framework will maintain the role of the regional groups in the selection process to further specify and
adjust these elements against new policy priorities and technological developments also considering the
regional context.
• Choice of the instrument
Building on the overall positive evaluation of the current Regulation, the instrument chosen is a
Regulation, an effective instrument which has direct application and is binding in its entirety, ensuring
uniform implementation and legal certainty.
3. RESULTS OF EX-POST EVALUATIONS, STAKEHOLDER CONSULTATIONS AND
IMPACT ASSESSMENTS
• Ex-post evaluations/fitness checks of existing legislation
In March 2019, as part of the partial political agreement between the European Parliament and the
Council on the Connecting Europe Facility for the period 2021-2027, the co-legislators agreed on the
need to evaluate the effectiveness and policy coherence of the Regulation 347/2013 on the guidelines
EN 7 EN
for trans-European energy infrastructure (TEN-E Regulation) by 31 December 202014
. In December
2019 the Communication of the Commission on the European Green Deal15
explicitly referred to the
need for a review of the TEN-E Regulation to ensure consistency with climate neutrality objectives.
In view of the timeline for the evaluation and revision of the TEN-E Regulation, the Commission opted
for a “back-to-back evaluation and impact assessment”. The evaluation of the TEN-E Regulation was
carried out between January 2019 and September 2020. The evaluation assessed the extent to which the
TEN-E Regulation has performed so far in achieving its stated objectives, identifying factors that
helped or hindered their achievement. Specifically, it assessed the effectiveness of the Regulation
compared to a baseline (i.e. the situation without the Regulation), to appraise whether or not it has had
a significant impact and added value.
In short, the evaluation looked at:
• How and why the current TEN-E Regulation has worked well or not so well, and which factors
have helped or hampered the achievement of its objectives;
• The impact of the Regulation, particularly in terms of progress towards achieving its objectives.
The “back to back” approach ensured that formative elements are drawn from the outcomes of the
evaluation to conclude on the extent to which the Regulation will remain fit-for-purpose and relevant in
the future in view of the adopted or planned policy initiatives which will accelerate the mid- and long-
term decarbonisation. The forward-looking elements looked into how to ensure that enabling energy
infrastructure is in place to match the increased decarbonisation and renewable energy deployment
ambitions and indicate areas of intervention.
In line with the scope and applicability of the TEN-E Regulation, the evaluation covered all Member
States. In accordance with the Better Regulation guidelines, five criteria were applied to evaluate the
performance of the TEN-E Regulation: effectiveness, efficiency, relevance, coherence, and Union
added value.
The evaluation has shown that since 2013, energy interconnections have increased across the Union as
a result of the implementation of the TEN-E Regulation and PCIs in all regions. Increased
interconnection effectively improved the integration of Member States’ networks, which in turned
made the Union energy market more integrated and competitive than it was before the implementation
of the TEN-E Regulation. Wholesale prices for electricity converged in almost all Member States. Gas
prices also converged. An increase in security of gas supply has been achieved substantially since 2013
through new interconnections and LNG terminals. PCIs have helped fulfilling the current objectives of
the TEN-E Regulation as it was conceived in 2013. However, infrastructure categories in the current
TEN-E Regulation do not reflect the new climate ambitions and the climate neutrality objective nor the
latest technological developments. This progress should be taken into account in the infrastructure
categories covered by the Regulation, the PCI selection criteria as well as the priority corridors and
thematic areas.
The PCI identification and selection process within the Regional Groups has been found effective in
improving cooperation and enabling decisions on cross-border projects on the basis of a regional and
European approach. The TYNDP process has proven effective as a first step for the identification of
PCIs. However, while the ENTSOs and TSOs have an important role to play in the process, there is a
need for more inclusiveness and scrutiny of the main inputs and assumptions to enhance trust in the
process.
14
https://www.consilium.europa.eu/media/38507/st07207-re01-en19.pdf
http://www.europarl.europa.eu/doceo/document/TA-8-2019-0420_EN.pdf
15
COM(2019) 640
EN 8 EN
The cross-border cost allocation mechanism is an important enabler for project implementation.
However, in many cases the cross-border cost allocation did not result reducing the financing gap of
the project, as intended.
While permitting procedures have been shortened, long permitting procedures persist in some cases.
However, the underlying reasons are mainly related to national implementation and outside the scope
of the TEN-E Regulation.
CEF financial assistance granted to 95 projects were an effective enabler of their implementation.
Grants for studies helped projects to reduce risks in the early stages of development while grants for
works supported projects addressing key bottlenecks that market-based finance could not sufficiently
address.
The evaluation found that the benefits of the Regulation outweigh the costs proving its efficiency.
TEN-E Regulation brought socio-economic benefits through an increase in security of supply and more
integrated and competitive energy markets. The Regulation also contributed to improved information
availability, coordination and transparency.
The initial objectives of the TEN-E Regulation -security of supply, market integration, competition and
sustainability- remain relevant. However, the increased climate ambitions under the Paris Agreement
and the European Green Deal call for a rebalancing of the objectives in order to fulfil the
decarbonisation targets and contribute to climate-neutrality.
The evaluation showed limited evidence as to concerns around the internal coherence of the TEN-E
Regulation, other than potential mechanistic changes and a lack of flexibility in adapting to rapidly
evolving policy areas.
The TEN-E Regulation delivered results which could have not otherwise been achieved by action at
Member State level, proving Union added value.
• Stakeholder consultations
In line with the Better Regulation Guidelines for “back-to-back evaluations and impact assessments”,
the Commission carried out a comprehensive stakeholder consultation based on a consultation strategy
that included a range of methods and tools. The consultation strategy aimed to ensure that all relevant
evidence was taken into account, including data about costs, societal impact, and the potential benefits
of the initiative. The strategy was designed in line with the intervention logic and combined both
backward and forward-looking elements. Several consultation tools were employed: an online public
consultation, a targeted online survey, in-depth interviews and (four) online stakeholder webinars.
The Commission received 215 responses to the open public consultation and targeted questionnaires
with an additional 169 submissions via email, mainly from citizens, project promoters and industry
associations. Approximately 80 in-depth interviews were carried out with the support of a consultant
with key stakeholders of the TEN-E Regulation to provide detailed information and evidence on key
aspects that could not be dealt with in length by the targeted questionnaire. Four stakeholder webinars
attended by more than 40 panellists and 300 participants addressed key elements of the revision.
In general, stakeholders largely confirm the benefits brought by TEN-E to date in meeting overall
objectives: it has contributed to energy market integration, achieved an adequate level of security of
supply and contributed to competitiveness in the Union energy market. As regards the contribution
towards the 2020 climate and energy targets, the opinions are split between the positive appraisal of
transmission system operators and national competent authorities, often from Central and Eastern
Europe, and the negative views expressed by a number of NGOs notably on the role of gas.
EN 9 EN
In general, stakeholders largely believe that the PCI process enables the selection of the most relevant
PCIs for the fulfilment of the TEN-E objectives by means of regional cooperation within the Regional
Groups. Whilst in principle the selection criteria are considered appropriate, stakeholders called for
consistency with climate targets through a thorough sustainability check. Equally, the criteria are
considered too restrictive for smart grids projects by some NGOs and stakeholders from the sector.
Stakeholders expressed the view that the TEN-E Regulation is not fully addressing key issues such as
the deeper integration of renewable energy, improving energy efficiency and climate change
mitigation. The input pointed towards some inconsistencies between the TEN-E Regulation and other
policies or initiatives at Union level such as the European Green Deal / Long Term Strategy for
Decarbonisation. In response to these challenges, the following infrastructure categories were seen as
relevant for further inclusion in the TEN-E framework: hydrogen infrastructures and smart gas
distribution grids, power-to-gas, energy network to support electric charging / hydrogen refuelling
infrastructures and energy network in hybrid offshore wind projects. However, dedicated hydrogen
infrastructure, smart gas grids and power-to-gas technologies received mixed support, notably from
NGOs. Rather low support from stakeholders, notably civil society, NGOs and electricity industry
associations, has been indicated towards CO2 networks and in particular CO2 storage. However, further
analysis of the input received on the inclusion of CO2 networks as an infrastructure category, indicated
that there was limited evidence to remove CO2 networks from the TEN-E Regulation.
As regards governance and role of different actors, stakeholders called for weakening the role of the
ENTSOs, whilst strengthening the role of DSOs and other stakeholders, such as NGOs.
Whilst permit granting procedures have shortened since the entry into force of the TEN-E Regulation,
their effectiveness strongly depends on national implementation as indicated by various stakeholders.
While continuously complex national procedures are one cause for this, environmental issues of PCIs
and public opposition causing lengthy court cases against the projects are other reasons for extended
permitting times. The public consultation requirements under TEN-E seem to have increased awareness
of PCI projects, improved public participation and trust in the process. However, provisions seem to
have a limited impact on increasing public acceptance mostly due to the perceived lack of (up to date)
information on the infrastructure needs and the lack of feedback on the design of the projects.
The approach introduced in the TEN-E to share costs between Member States in order to enable
projects with benefits across borders, the cross-border cost allocation (CBCA) mechanism, was largely
appraised as having addressed the pre-existing asymmetries between costs and benefits. CBCAs prove
to be effective in some cases, although the valuation of the mechanism and the complexity of obtaining
data, the additional time until an investment decision can be made and the lack of unambiguous results
to base the decision on are factors reducing the satisfaction of stakeholders with the process.
There is widespread agreement among stakeholders that the TEN-E Regulation has Union added value
and its results could not have been achieved individually by Member States. An equal majority
indicated that the issues addressed by the TEN-E Regulation continue to require action at Union level.
Moreover, the majority of respondents believe that the benefits of the TEN-E Regulation outweigh its
costs.
• Collection and use of expertise
The proposal and its underpinning impact assessment draws on evidence from the evaluation of the
Regulation 347/2013 on guidelines for the trans-European energy networks, from the stakeholder input
to the extensive consultations carried out in this respect, as well as literature review, PCI portfolio
analysis and modelling. Literature review included the results of a series of topical studies on key
elements of the TEN-E Regulation, the outcomes of a mid-term evaluation of the TEN-E Regulation, as
EN 10 EN
well as evaluations and assessments carried out in the framework of other relevant Commission
initiatives.
Formal conclusions adopted in the framework of stakeholder fora on energy infrastructure and related
policy were also considered in the analysis. ACER’s annual consolidated monitoring reports on the
progress of electricity and gas PCIs, incremental capacity projects and virtual interconnection points as
well other updates on the cross-border cost allocation decisions, project-specific risk-based incentives
were equally considered.
• Impact assessment
Following the Better Regulation guidelines the Commission carried out an Impact Assessment of
several policy options. This work was supported by structured consultation within the Commission via
an Inter-Service Steering Group.
The impact assessment was presented to and discussed with the Regulatory Scrutiny Board (RSB).
Recommendations made by the RSB in its first (negative) opinion of 25 September 2020 were notably
addressed by: (i) further clarifying the background and key elements of the current TEN-E Regulation,
ii) highlighting key conclusions of the evaluation on the successes and shortcomings of the current
TEN-E Regulation and linking them systematically to the problem definition, iii) further clarifying the
problem definition to better explain how the TEN-E framework fits into the new policy context of the
Green Deal and how the objectives and options relate to the problems and underlying drivers, iv) better
explaining why the package of preferred options is considered best suited to address the identified
problems (and highlighting possible alternatives), and v) specifying success indicators. The second
opinion from the Regulatory Scrutiny Board on 1 December was positive opinion with reservations
which were notably addressed by: (i) further clarifying the different scope and purpose of the TEN-E
Regulation and the Taxonomy Regulation, ii) explaining that the combined impacts of the proposed
changes will align the PCI selection with EU policy objectives including the Green Deal, iii) further
clarifying why the package of preferred options is considered “future proof”, and iv) better explaining
that national implementation and enforcement is a key issue to address permitting delays and how the
preferred option can contribute to timely implementation of PCIs.
Throughout the impact assessment work, a range of measures were considered across all areas to
address the identified problems and problem drivers in order to reach the objectives of the initiative.
Following an assessment of their effectiveness, efficiency, coherence and proportionality, a package of
preferred options has been found best suited to contribute to the set objectives. The package of
preferred options includes the following main provisions:
 Update of eligibility criteria for smart electricity grids
 Exclude natural gas infrastructure but include hydrogen, P2G and smart gas grids
 Inclusion of projects of mutual interest (PMIs)
 Integrated offshore development plans
 Strengthened governance and sustainability
 Accelerating the project implementation
 One-stop shop per sea basin for offshore renewable projects
 Inclusion full investment costs
EN 11 EN
Concerning the future scope of TEN-E, a key question is whether to keep natural gas infrastructure as
eligible infrastructure category or not. Based on the analysis in sections 6 and 7 of the impact
assessment, the exclusion of methane gas infrastructure appears as the most effective and coherent
approach. At the same time, the inclusion of hydrogen infrastructure in the scope of the TEN-E
framework appeared justified given its expected increasing role for the decarbonisation of certain
sectors and potential for cross-border exchanges. Taken together, these changes would ensure that the
future TEN-E would include all those infrastructure categories that are needed to deliver on the
Union’s energy and climate objectives in line with the European Green Deal, in particular on the
2030/50 targets. As regards the future approach to infrastructure planning, a radical change to
infrastructure planning seems unjustified in view of the limited additional benefits and the significant
increase in transaction costs which reduce efficiency and may make the instrument less effective
compared to strengthening the current approach. However, given the specificities both in terms of the
current situation and expected contribution to the long-term climate and energy objectives, a more
radical change appears justified for offshore grids.
The options pertaining to “offshore grids” and “cross-sectoral infrastructure planning” improve the
governance and the infrastructure planning framework to enable the identification of projects necessary
for the energy transition and climate targets in line with the offshore renewable potential of each sea
basin, environmental protection and other uses of the sea. There are two main improvements: first, the
introduction of an integrated network development plan for offshore infrastructure on the basis of
Member States’ joint commitments to the amount of the offshore renewable deployment for each sea
basin (top down approach for offshore planning); second, adjustments to the roles of the key actors
involved in the development of the TYNDP with strengthened oversight from the Commission and
ACER on the ENTSOs. Policy options concerning “permitting” and “regulatory treatment” will
complement these improvements to facilitate the timely development of the identified PCIs: a) the
introduction of a one stop shop for offshore infrastructure per sea basin, b) the access to urgent court
procedures, where available, and c) the inclusion of full investment costs in the cross-border cost
allocation. Apart from the changes that are specific to offshore grids, the changes will apply to the
scope of the revised TEN-E Regulation and all eligible infrastructure categories. Finally, the above
benefits will be extended to projects connecting the Union with third countries (PMIs) given their
expected increasing role in achieving the climate objectives.
In addition, several technical options (see Annex 9 of the impact assessment) are part of the policy
package: accelerating the permitting process, increasing the transparency of PCIs, possibility for smart
grids projects to obtain a CBCA, clarifying CBCA provisions, and updating investment incentives.
Moreover, oil pipelines and electricity highways will be removed as infrastructure categories and
thematic areas.
The assessment of the impacts relies to a large extent on a qualitative approach. It was not possible to
quantify the impacts for all options due to the lack of project specific data in particular for new
infrastructure categories. Moreover, the proposed changes are mainly gradual improvements to the
current framework, which has been deemed to work relatively well.
Adapting the scope of the instrument by ensuring the consistency of infrastructure categories with the
climate-neutrality objective will lower greenhouse gas emissions supported by optimal and efficient
integrated infrastructure planning which also minimizes potential environmental impacts. An
accelerated permitting process will also allow for a faster implementation of key projects therefore
bringing forward the environmental and socio-economic benefits.
EN 12 EN
The impact assessment identified the following key target groups who would be affected by this
initiative: European citizens and consumers, non-governmental organisations, European Union
Regulators, National Regulatory Authorities,National Competent Authorities and their local and
regional representatives, European Network of Transmission System Operators (ENTSO-E and
ENTSO-G), DSO branch organisations, project promoters, including Transmission System Operators,
energy producers / industry, academics and thematic experts.
The direct benefits of the package of preferred policy options are mainly related to greenhouse gas
emission savings and efficiency improvements at large scale through a more coordinated approach to
infrastructure planning at European level and streamlined permitting for offshore developments. These
direct benefits encompass both social benefits, e.g. society at large benefits from reduced greenhouse
gas emissions and the achievement of the climate neutrality objective, and private benefits, e.g. reduced
administrative costs related to shorter permitting procedures.
The simplification measures will generate direct benefits through reduced existing recurrent direct costs
related to administrative burden as a result of reduced monitoring and reporting obligations. These
direct benefits are mainly private benefits for certain stakeholders such as project promoters.
Indirect benefits include sectoral benefits by stimulating market demand for certain innovative
technologies and in turn contributing to potentially higher employment rates.
The assessment of the preferred options showed positive impacts in social welfare and economic terms
for different categories of stakeholders. However, such impact for the package of preferred policy
options could not be fully quantified or monetised as this would have required information regarding
the deployment rate for future PCIs or market upscale for new or emerging infrastructure categories,
which is not available and cannot be estimated with sufficient degree of robustness.
It is important to underline that one general selection criterion for each project of common interest is
that its potential overall benefits outweigh its costs, including in the longer term.16
The TEN-E Regulation does not introduce any regulatory charges, such as fees, levies, taxes, etc. The
package of preferred policy options results in direct costs in terms of compliance costs and
administrative burden for businesses (mainly project promoters) and administrations (national
competent authorities, national regulatory authorities, the Commission, and ACER) in order to comply
with substantive obligations or requirements contained therein. The application of the package of
preferred options results in indirect costs for citizens/consumers, businesses and administrations
through an increase in network tariffs to finance investments in the regulatory asset base (RAB).
However, CEF financial assistance can alleviate the impact on network tariffs in case a PCI shows
significant externalities in terms of security of supply, solidarity, or innovation.
It was not possible to estimate these costs for all actions at this stage but they are considered as non-
significant. The additional costs would be marginal compared to the current costs.17
Additional
enforcement costs at national and Union level will depend on the implementation.
16
TEN-E Regulation, Art. 4(1)(b)
17
Ecorys et al. (2020) Support to the evaluation of Regulation (EU)No 347/2013 on guidelines for trans-European
energy infrastructure, Draft final report, p. 122
EN 13 EN
• Regulatory fitness and simplification
The revised TEN-E Regulation will aim at reducing reporting obligations by finding synergies between
the competent authorities and the project promoters’ reporting. To safeguard the transparency and
access of the Regional Groups to the most updated project implementation status whilst achieving
recurrent cost savings, the annual report of the competent authorities could be integrated into the report
of the project promoters. Second, ACER monitoring obligations will be reduced to biennial reporting in
time for the assessment of the new PCI candidates18
generating efficiency gains of approximately 20%
of ACER’s workload on reporting, equivalent to annual savings of EUR 60 000 (or 0.4 FTE per year).
Third, the revised TEN-E Regulation will allow the pre-consultation ahead of the launch of permitting
procedure for PCIs to become optional, if already covered by national rules under the same or higher
standards as in the TEN-E Regulation. Public participation and engagement with local communities
and stakeholders affected by the construction of a PCI will be safeguarded whilst avoiding obligations
that add to existing national procedures. Fourth and last, the new provisions recommend a simplified
inclusion of existing PCIs in the Ten-Year Network Development Plans (TYNDPs), where projects on
the Union list of PCIs having already provided necessary administrative and technical data to the
TYNDP process can benefit from automatic inclusion in the subsequent plans provided the data
remained unchanged.
No direct impacts in terms of compliance or administrative costs for SMEs are identified. SMEs could
benefit from increased competitiveness in those technology areas that are included or strengthened in
the future TEN-E framework (e.g. offshore renewable energy industry, digital services, or hydrogen).
The initiative is coherent with the Digital Single Market and coherent with the Union strategy for data.
• Fundamental rights
The initiative is not expected to have an impact on fundamental rights.
4. BUDGETARY IMPLICATIONS
The budgetary impact associated to the proposal concern the resources of the Agency for the
Cooperation of Energy Regulators (ACER). ACER will take on additional responsibilities in the
oversight of the Ten-Year Network Development Plan. This requires a limited number of additional
resources (1 additional FTE, see Legislative Financial Statement).
5. OTHER ELEMENTS
• Implementation plans and monitoring, evaluation and reporting arrangements
Building on the existing processes for monitoring data from regular reports prepared by project
promoters and national regulators, several indicators have been developed to measure the achievement
of each of the specific objective of the revised TEN-E Regulation. The actual impacts of the legislation
will be monitored and evaluated against a set of indicators tailored to the specific policy objectives to
be achieved with the legislation. In addition, four operational objectives related to the package of
policy options will be measured against a set of indicators. All data will be monitored on the basis of
regular reports from project promoters and national regulators.
18
This option corresponds to the input of ACER to the stakeholder consultation.
EN 14 EN
A review of the effectiveness of the new legislation should take place in 2026, when the second PCI
selection process under the new framework should have been completed.
• Explanatory documents (for directives)
The Regulation will be directly and uniformly implemented in the Member States, and hence not
requiring an Explanatory Document.
• Detailed explanation of the specific provisions of the proposal
Chapter I of the revised Regulation outlines the general provisions, notably the subject matter and
scope of the new infrastructure categories which have been revised to reflect the general objective to
facilitate the timely development of adequate energy infrastructures across the Union and in its
neighbourhood to enable delivering on the Union’s energy and climate objectives in line with the
European Green Deal, in particular on the 2030/50 targets including the climate-neutrality objective, as
well as market integration, competitiveness, and security of supply at least cost for consumers and
businesses.
Current Articles 2(7), 4(2)(c), 4(4) and Annexes I, II, IV defining the criteria for smart electricity grids
have been updated to reflect technological change and include elements regarding innovation and
digital aspects that could be considered among the equipment or installations for smart grids. The
broadened scope of the smart electricity grids has been reflected in the adjustment of the selection
criteria. Furthermore, the role of project promoters has been further clarified. Smart grid technologies
should also help to improve energy network related support for high capacity recharging to support the
decarbonisation of the transport sector.
Provisions regarding the inclusion of natural gas elements in the scope of the TEN-E, notably Article 4,
and Annexes I, II, IV now reflect the significant improvements in the security of supply thanks to the
implementation of the TEN-E policy to date. By the early 2020s, when the gas projects of common
interest currently under construction will be in operation, Europe should achieve a well-interconnected
and shock-resilient gas grid and all Member States will have access to at least three gas sources.
Considering that the future natural gas demand is estimated to significantly decrease in line with the
Green Deal objectives, natural gas infrastructure no longer needs support through the TEN-E policy.
On the other hand, the revised TEN-E is reflecting the changing gas landscape with an increased role
for renewable and low carbon gases in Articles 2, 4 and Annexes I, II, IV by creating a new category of
infrastructure for smart gas grids. This would support investments at distribution and/or transmission
level to integrate green gases (typically biogas and biomethane but also hydrogen) in the network and
help manage a resulting more complex system, building on innovative technologies. The candidate
projects would consist of a range of investments directed at "smartening" and decarbonising a given
gas network.
To support the decarbonisation needs of the hard to abate sectors, TEN-E will include dedicated new
and repurposed hydrogen networks with cross border relevance (including hydrogen transmission
pipelines and related equipment such as compressors, storage facilities, and facilities for liquefied
hydrogen) and power-to-gas facilities above a certain threshold with cross-border relevance (i.e. aiming
to supply at least two Member States). Hydrogen networks will be appropriately reflected in the
Union-wide ten-year network development plans (TYNDPs) prepared by the European Network of
Transmission System Operators for Gas.
EN 15 EN
New general selection criteria are added in Article 4(2) to reflect the inclusion of projects of mutual
interest in the scope of the Regulation if they are able to demonstrate significant net socio-economic
benefits for at least two Union Member States and at least one third country. Such projects would be
eligible for inclusion in the Union list upon conditions of approximation of the regulatory framework of
the third country with the Union and upon demonstrating a contribution to the Union’s overall energy
and climate objectives in terms of security of supply and decarbonisation.
For their lack of alignment with the long-term decarbonisation objectives and the Green Deal, cross-
border oil pipelines will no longer be included in the Regulation.
Chapter II outlines the provisions as regards the process of preparing the Union lists of projects of
common interest within the Regional Groups, the criteria for selection and monitoring of project
implementation.
The criteria for selection of projects now cover a mandatory sustainability criterion for all infrastructure
categories with at least one other criterion (market integration, security of supply, competition) at the
stage of project selection to ensure coherence with the evolution of the infrastructure needs of the
Union and the decarbonisation goals. Additionally, the implementation progress made by the project,
together with proof of transparency and reporting obligations will now be considered by the regional
group in the PCI selection process.
The new provisions under Chapter II and IV aim to improve infrastructure planning for energy system
integration. To this end, the revised TEN-E strengthens the governance of the Union-wide ten-year
network development plan, which is a basis for the identification of projects of common interest in the
categories of electricity and gas. While the ENTSOs and transmission system operators have an
important role to play in the process, there is a need for more scrutiny to enhance trust in the process, in
particular as regards defining the scenarios for the future, identifying long-term infrastructure gaps and
bottlenecks and assessing individual projects. Therefore, due to the need for independent validation, the
Agency for the Cooperation of Energy Regulators (‘the Agency’) and the Commission will have an
increased role in the process.
Provisions under Chapter III aim at shortening permitting procedures for PCIs to avoid delays in
projects that facilitate the energy transition. As such, the revised TEN-E institutes the need for
competent authorities to coordinate and find synergies with neighbouring countries in developing their
manual of procedures, avoid additional requirements or legislative amendments during the permit
granting process and show flexibility in applying the permitting stages depending on the infrastructure
category so as to accelerate or shorten the overall permitting duration. The revised TEN-E introduces
an “offshore one-stop shop” to simplify and expedite the permitting process for offshore grids for
renewable energy that shall act as a repository of existing sea basin studies and plans, aiming at
facilitating the permitting process of individual projects of common interest and issue the
comprehensive decisions for such projects. In order to avoid that several consultations are required at
an early stage the pre-consultation should be optional, if it is already covered by national rules under
the same or higher standards as in the current TEN-E Regulation. Under the revised TEN-E, Member
States would have to ensure that accelerated litigation procedures are applicable to PCIs under national
legislations (where existing).
The new provisions equally strengthen the transparency obligation on the project promoters, as the
owner of the information regarding the implementation of the PCIs to publish and update dedicated
webpages in all languages of the Member States crossed or impacted by the PCIs. Moreover, the
project promoter is obliged to take into account the opinions expressed in the public consultations and
demonstrate how this has been done.
EN 16 EN
The project promoter shall publish on its website a report showing how the opinions expressed in the
public consultations were taken into account by showing what amendments were done in the location,
trajectory and design of the project or by justifying why such opinions have not been taken into
account.
The provisions under Chapter V support the need for the development of the grid needed for the
significant expected scale-up of electricity generation from offshore grids for renewable energy
sources. TEN-E will ensure a coordinated long-term planning and development of offshore and onshore
electricity grids thus moving away from project-by-project approach while minimising the
environmental and climate impact.
In order to ensure the appropriate use of the cost sharing tools and regulatory incentives, chapter VI
revises existing provisions to increase the clarity and transparency for cost allocation across borders
and accelerate investment in cross-border infrastructure. As such, the TEN-E foresees the obligation of
full inclusion of investments costs into tariffs followed by an affordability assessment on consumers.
For specific projects likely to incur higher risks such as innovative transmission technologies for
electricity allowing for large-scale integration of renewable energy, distributed energy resources or
demand response in interconnected networks, and energy technology and digitalisation projects, or
projects with high operational expenditure, regulatory frameworks should provide proportional and
appropriate incentives for investment.
The new provisions under Chapter VII update the eligibility of projects for Union financial assistance
for the new infrastructure categories. While projects of mutual interest will be eligible for Union
financial assistance, only the investments located on the territory of the Union will be eligible for
Union financial assistance from the Connecting Europe Facility in the form of grants for works under
specific conditions.
EN 17 EN
2020/0360 (COD)
Proposal for a
REGULATION OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL
on guidelines for trans-European energy infrastructure and repealing Regulation (EU) No
347/2013
THE EUROPEAN PARLIAMENT AND THE COUNCIL OF THE EUROPEAN UNION,
Having regard to the Treaty on the Functioning of the European Union, and in particular Article 172
thereof,
Having regard to the proposal from the European Commission,
After transmission of the draft legislative act to the national parliaments,
Having regard to the opinion of the European Economic and Social Committee19
,
Having regard to the opinion of the Committee of the Regions20
,
Acting in accordance with the ordinary legislative procedure,
Whereas:
(1) The Commission has set out, in its Communication of 11 December 2019 entitled ‘The
European Green Deal’21
, a new growth strategy that aims to transform the Union into a fair and
prosperous society, with a modern, resource-efficient and competitive economy, where there are
no net emissions of greenhouse gases in 2050 and where economic growth is decoupled from
resource use. The Commission’s communication on the Climate Target Plan22
proposing to
increase the greenhouse gas emissions’ reduction level to at least 55% by 2030 - an ambition
that was endorsed by the European Council on 11 December 2020 - and its underlying impact
assessment confirms that the energy mix of the future will be very different from the one of
today and underpins the necessity to review and if necessary to revise the energy legislation.
The current energy infrastructure investments are clearly insufficient to transform and build the
energy infrastructure of the future. That also means infrastructure needs to be in place to
support the European energy transition, including rapid electrification, scaling up of renewable
electricity generation, the increased use of renewable and low-carbon gases, energy system
integration and a higher uptake of innovative solutions.
(2) Following the Commission’s proposals as part of the Clean Energy for All Europeans package,
an agreement was reached on a binding Union level target for renewable energy for 2030 of at
least 32% of final energy consumption and a headline Union level target for energy efficiency
of at least 32,5%.
19
OJ C , , p. .
20
OJ C , , p. .
21
Commission Communication - The European Green Deal, COM(2019) 640 final of 11 December 2019.
22
Commission Communication - Stepping up Europe’s 2030 climate ambition, Investing in a climate-neutral future
for the benefit of our people, COM(2020) 562 final of 17 September 2020
EN 18 EN
(3) The 2015 Paris Agreement on climate change following the 21st Conference of the Parties to
the United Nations Framework Convention on Climate Change (the ‘Paris Agreement’) sets out
a long-term goal to keep the global temperature increase to well below 2 °C above pre-industrial
levels and to pursue efforts to keep it to 1.5 °C above pre-industrial levels, and stresses the
importance of adapting to the adverse impacts of climate change and making finance flows
consistent with a pathway towards low greenhouse gas emissions and climate-resilient
development. On 12 December 2019, the European Council endorsed the objective of achieving
a climate-neutral European Union by 2050, in line with the objectives of the Paris Agreement.
(4) Regulation (EU) No 347/2013 of the European Parliament and of the Council23
, the current
TEN-E Regulation, lays down rules for the timely development and interoperability of trans-
European energy networks in order to achieve the energy policy objectives of the Treaty on the
Functioning of the European Union to ensure the functioning of the internal energy market,
security of supply and competitive energy markets in the Union, to promote energy efficiency
and energy saving and the development of new and renewable forms of energy, and to promote
the interconnection of energy networks. Regulation (EU) No 347/2013 puts in place a
framework for Member States and relevant stakeholders to work together in a regional setting to
develop better-connected energy networks with the aim to connect regions currently isolated
from European energy markets, strengthen existing cross-border interconnections, and help
integrate renewable energy. By pursuing those objectives, Regulation (EU) No 347/2013
contributes to smart, sustainable and inclusive growth and brings benefits to the entire Union in
terms of competitiveness and economic, social and territorial cohesion.
(5) The evaluation of Regulation (EU) No 347/2013 has clearly shown that the framework has
effectively improved the integration of Member States’ networks, stimulated energy trade and
hence contributed to the competitiveness of the Union. Projects of common interest in
electricity and gas have strongly contributed to security of supply. For gas, the infrastructure is
now well connected and supply resilience has improved substantially since 2013. Regional
cooperation in Regional Groups and through cross-border cost allocation is an important
enabler for project implementation. However, in many cases the cross-border cost allocation did
not result in reducing the financing gap of the project, as intended. While the majority of
permitting procedures have been shortened, in some cases the process is still long. The financial
assistance from the Connecting Europe Facility (CEF) has been an important factor as grants for
studies have helped projects to reduce risks in the early stages of development, while grants for
works have supported projects addressing key bottlenecks that market finance could not
sufficiently address.
(6) The TEN-E policy is a central instrument in the development of an internal energy market and
necessary to achieve the European Green Deal objectives. To achieve climate neutrality by 2050
and higher levels of greenhouse gas emission reductions by 2030, Europe will need a more
integrated energy system, relying on higher levels of electrification based on renewable sources
and the decarbonisation of the gas sector. The TEN-E policy can ensure that the Union energy
infrastructure development supports the required energy transition to climate neutrality in line
with the energy efficiency first principle.
(7) While the objectives of Regulation (EU) No 347/2013 remain largely valid, the current TEN-E
framework does not yet fully reflect the expected changes to the energy system that will result
23
Regulation (EU) No 347/2013 of the European Parliament and of the Council of 17 April 2013 on guidelines for
trans-European energy infrastructure and repealing Decision No 1364/2006/EC and amending Regulations (EC)
No 713/2009, (EC) No 714/2009 and (EC) No 715/2009, OJ L 115, 25.4.2013, p. 39–75
EN 19 EN
from the new political context and in particular the upgraded 2030 targets and the 2050 climate
neutrality objective under the European Green Deal. Besides the new political context and
objectives, technological development has been rapid in the past decade. That development
should be taken into account in the infrastructure categories covered by this Regulation, the
projects of common interest selection criteria as well as the priority corridors and thematic
areas.
(8) Directives (EU) 2019/94424
and 2009/73/EC of the European Parliament and of the Council 25
provide for an energy internal market. While there has been very significant progress in the
completion of the internal energy market, there is still room for improvement by a better
utilisation of existing energy infrastructure, the integration of the increasing amounts of
renewable energy and system integration.
(9) The Union’s energy infrastructure should be upgraded in order to prevent technical failure and
to increase its resilience against such failure, natural or man-made disasters, adverse effects of
climate change and threats to its security, in particular as regards European critical
infrastructures pursuant to Council Directive 2008/114/EC26
.
(10) The Union’s energy infrastructure should be resilient to the unavoidable impacts that climate
change is estimated to create in Europe in spite of the mitigation efforts. Hence, strengthening
the efforts on climate adaptation, resilience building, disaster prevention and preparedness is
crucial.
(11) Security of supply, as one main driver behind Regulation (EU) No 347/2013, has been
significantly improved through projects of common interest. Moreover, the Commission’s
climate target impact assessment27
expects the consumption of natural gas to be reduced
significantly because its non-abated use is not compatible with carbon-neutrality. On the other
hand, the consumption of biogas, renewable and low-carbon hydrogen and synthetic gaseous
fuels will increase significantly towards 2050. Therefore, the natural gas infrastructure no
longer needs support through the TEN-E policy. The planning of energy infrastructure should
reflect this changing gas landscape.
(12) The importance of smart electricity grids in achieving the Union’s energy and climate policy
objectives has been acknowledged in the communication from the Commission on energy
system integration28
. The criteria for the category should include technological developments
regarding innovation and digital aspects. Furthermore, the role of projects promoters should be
clarified. Given the expected significant increase in power demand from the transport sector, in
particular for electric vehicles along highways and in urban areas, smart grid technologies
should also help to improve energy network related support for cross border high capacity
recharging to support the decarbonisation of the transport sector.
(13) The Commission’s communication on energy system integration underlines the need for
integrated energy infrastructure planning across energy carriers, infrastructures, and
consumption sectors. Such system integration starts from the point of departure of applying the
energy efficiency first principle and taking a holistic approach beyond individual sectors. It also
24
Directive (EU) 2019/944 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 on common rules for the
internal market for electricity and amending Directive 2012/27/EU OJ L 158, 14.6.2019, p. 125.
25
Directive 2009/73/EC of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 concerning common rules for
the internal market in natural gas and repealing Directive 2003/55/EC (OJ L 211, 14.8.2009, p. 94).
26
OJ L 345, 23.12.2008, p. 75.
27
SWD(2020) 176 final
28
COM(2020) 299 final
EN 20 EN
addresses the decarbonisation needs of the hard to abate sectors, such as parts of industry or
certain modes of transport, where direct electrification is, currently, technically or economically
challenging. Such investments include hydrogen and electrolysers, which are progressing
towards commercial large-scale deployment. The Commission’s Hydrogen Strategy gives
priority to hydrogen production from renewable electricity, which is the cleanest solution and is
most compatible with the EU climate neutrality objective. In a transitional phase however, other
forms of low-carbon hydrogen are needed to more rapidly replace existing hydrogen and kick-
start an economy of scale.
(14) Moreover, the Commission’s Hydrogen Strategy29
concluded that for the required deployment
of hydrogen a large-scale infrastructure network is an important element that only the Union
and the single market can offer. There is currently very limited dedicated infrastructure in place
to transport and trade hydrogen across borders. Such should consist of a significant extent of
assets converted from natural gas, complemented by new assets dedicated to hydrogen.
Furthermore, the Hydrogen Strategy sets a strategic goal to increase installed electrolyser
capacity to 40 GW by 2030 in order to scale up the production of renewable hydrogen and
facilitate the decarbonisation of fossil-fuel dependent sectors, such as industry or transport.
Therefore, the TEN-E policy should include new and repurposed hydrogen transmission
infrastructure and storage as well as electrolyser facilities. Hydrogen transmission and storage
infrastructure should also be included in the Union-wide ten-year network development plan so
as to allow a comprehensive and consistent assessment of their costs and benefits for the energy
system, including their contribution to sector integration and decarbonisation, with the aim of
creating a hydrogen backbone for the Union.
(15) Moreover, a new infrastructure category should be created for smart gas grids to support
investments which integrate renewable and low carbon gases such as biogas, biomethane, and
hydrogen, in the network and help manage a resulting more complex system, building on
innovative digital technologies.
(16) Regulation (EU) No 347/2013 requires a candidate project of common interest to prove a
significant contribution to at least one criterion from a set of criteria in the process for the
elaboration of the Union list, which may, but does not need to, include sustainability. That
requirement, in line with the specific needs of the internal energy market at the time, enabled
development of projects of common interest which addressed only security of supply risks even
if they did not demonstrate benefits in terms of sustainability. However, given the evolution of
the Union infrastructure needs and the decarbonisation goals, the Conclusions of the 2020 July
European Council, according to which “Union expenditure should be consistent with Paris
Agreement objectives and the "do no harm" principle of the European Green Deal,
sustainability in terms of the integration of renewable energy sources into the grid or the
reduction of greenhouse gas emissions, as relevant, should be assessed in order to ensure that
TEN-E policy is coherent with energy and climate policy objectives of the Union. The
sustainability of CO2 transport networks is addressed by their purpose to transport carbon
dioxide.
(17) The Union should facilitate infrastructure projects linking the Union’s energy networks with
third-country networks that are mutually beneficial and necessary for the energy transition and
the achievement of the climate targets, and which also meet the specific criteria of the relevant
infrastructure categories pursuant to this Regulation, in particular with neighbouring countries
29
A hydrogen strategy for a climate-neutral Europe, COM(2020) 301 final.
EN 21 EN
and with countries with which the Union has established specific energy cooperation.
Therefore, this Regulation should include in its scope projects of mutual interest where they are
sustainable and able to demonstrate significant net socio-economic benefits for at least two
Member States and at least one third country. Such projects would be eligible for inclusion in
the Union list upon conditions of regulatory approximation with the Union and upon
demonstrating a contribution to the Union’s overall energy and climate objectives in terms of
security of supply and decarbonisation. Such regulatory alignment or convergence should be
presumed for the European Economic Area or Energy Community Contracting Parties. In
addition, the third country with which the Union cooperates in the development of projects of
mutual interest should facilitate a similar timeline for accelerated implementation and other
policy support measures, as stipulated in this Regulation. Therefore, in this Regulation, projects
of mutual interest should be considered in the same manner as projects of common interest with
all provisions relative to projects of common interest applying also to projects of mutual
interest, unless otherwise specified.
(18) Furthermore, to achieve the Union’s 2030 and 2050 climate and energy targets and climate
neutrality objective, Europe needs to significantly scale up renewable electricity generation. The
existing infrastructure categories for electricity transmission and storage are crucial for the
integration of the significant increase in renewable electricity generation in the power grid. In
addition, that requires stepping up investment in offshore renewable energy30
. Coordinating
long-term planning and development of offshore and onshore electricity grids should also be
addressed. In particular, offshore infrastructure planning should move away from the project-
by-project approach towards a coordinated comprehensive approach ensuring the sustainable
development of integrated offshore grids in line with the offshore renewable potential of each
sea basin, environmental protection and other uses of the sea.
(19) Relevant Member States should be able to assess the benefits and costs of the afferent sea basin
offshore grids for renewable energy and carry out a preliminary cost sharing analysis at sea
basin level to underpin joint political commitments for offshore renewable energy development
at sea-basis level. Therefore, the Commission should develop uniform principles for a cost-
benefit and cost-sharing methodology for the deployment of the integrated offshore network
development plans which should enable Member States to carry out an adequate assessment.
(20) The Union-wide ten-year network development plan process as basis for the identification of
projects of common interest in the categories of electricity and gas has proven to be effective.
However, while the European Network of Transmission System Operators for Electricity and
for Gas (ENTSOs) and transmission system operators have an important role to play in the
process, more scrutiny is required, in particular as regards defining the scenarios for the future,
identifying long-term infrastructure gaps and bottlenecks and assessing individual projects, to
enhance trust in the process. Therefore, due to the need for independent validation, the Agency
for the Cooperation of Energy Regulators (‘the Agency’) and the Commission should have an
increased role in the process, including in the process for drawing up the Union-wide ten-year
network development plan pursuant to Regulation (EU) 2019/943 of the European Parliament
30
Offshore Strategy Communication
EN 22 EN
and of the Council31
and Regulation (EC) No 715/2009 of the European Parliament and of the
Council 32
.
(21) It is important to ensure that only infrastructure projects for which no reasonable alternative
solutions exist may receive the status of project of common interest. For that purpose, the
infrastructure gaps identification will follow the energy efficiency first principle and consider
with priority all relevant non-infrastructure related solutions to address the identified gaps. In
addition, during project implementation, project promoters should report on the compliance
with environmental legislation and demonstrate that projects do no significant harm to the
environment in accordance with Article 17 of Regulation (EC) 2020/85233
. For existing projects
of common interest having reached sufficient maturity, this will be taken into account during
project selection for subsequent Union list by the regional groups.
(22) To ensure voltage and frequency stability, particular attention should be given to the stability of
the European electricity network under the changing conditions, especially in view of the
growing share of renewable electricity.
(23) Following close consultations with all Member States and stakeholders, the Commission has
identified 13 strategic trans-European energy infrastructure priorities, the implementation of
which is essential for the achievement of the Union’s 2030 and 2050 energy and climate policy
targets. Those priorities cover different geographic regions or thematic areas in the field of
electricity transmission and storage, offshore grids for renewable energy, hydrogen transmission
and storage, electrolysers, smart gas grids, smart electricity grids, and carbon dioxide transport.
(24) Projects of common interest should comply with common, transparent and objective criteria in
view of their contribution to the energy policy objectives. In order to be eligible for inclusion in
the Union lists, electricity, and hydrogen projects should be part of the latest available Union-
wide ten-year network development plan. As hydrogen infrastructure is not currently included
in the Union-wide ten-year network development plan, this requirement for hydrogen projects
should only apply as of 1 January 2024 for the purposes of the second Union list drawn
pursuant to this Regulation.
(25) Regional groups should be established for the purpose of proposing and reviewing projects of
common interest, leading to the establishment of regional lists of projects of common interest.
In order to ensure broad consensus, those regional groups should ensure close cooperation
between Member States, national regulatory authorities, project promoters and relevant
stakeholders. In the context of that cooperation, national regulatory authorities should, where
necessary, advise the regional groups, inter alia on the feasibility of the regulatory aspects of
proposed projects and on the feasibility of the proposed timetable for regulatory approval.
(26) A new Union list of project of common interest (‘Union list’) should be established every two
years. Projects of common interest that are completed or that no longer fulfil the relevant
criteria and requirements as set out in this Regulation should not appear on the next Union list.
For that reason, existing projects of common interest that are to be included in the next Union
list should be subject to the same selection process for the establishment of regional lists and for
31
Regulation (EU) 2019/943 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 on the internal market for
electricity (OJ L 158, 14.6.2019, p. 54).
32
Regulation (EC) No 715/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 on conditions for
access to the natural gas transmission networks and repealing Regulation (EC) No 1775/2005 (OJ L 211,
14.8.2009, p. 36).
33
Regulation (EU) 2020/852 on the establishment of a framework to facilitate sustainable investment, and amending
Regulation (EU) 2019/2088, OJ L 198, 22.6.2020, p. 13
EN 23 EN
the establishment of the Union list applied to proposed projects. However the resulting
administrative burden should be reduced as much as possible, for example by using to the
extent possible information submitted previously, and by taking account of the annual reports of
the project promoters. To that end, existing projects of common interest that have made
significant progress should benefit from a streamlined inclusion process in the Union-wide ten-
year network development plan.
(27) Projects of common interest should be implemented as quickly as possible and should be
closely monitored and evaluated, while keeping the administrative burden for project promoters
to a minimum. The Commission should nominate European coordinators for projects facing
particular difficulties. The progress in the implementation of the specific projects as well as the
fulfilment of the obligations pertaining to this Regulation should be taken into account in the
selection process for subsequent Union lists for the respective projects.
(28) The process of permit granting should neither lead to administrative burdens which are
disproportionate to the size or complexity of a project, nor create barriers to the development of
the trans-European networks and market access.
(29) The planning and implementation of Union projects of common interest in the areas of energy,
transport and telecommunication infrastructure should be coordinated to generate synergies
whenever it is feasible from an overall economic, technical, environmental, climate or spatial
planning point of view and with due regard to the relevant safety aspects. Thus, during the
planning of the the various European networks, it should be possible to give preference to
integrating transport, communication and energy networks in order to ensure that as little land
as possible is taken up, whilst ensuring, where possible, that existing or disused routes are
reused, in order to reduce to a minimum any negative social, economic, environmental, climate
and financial impact.
(30) Projects of common interest should be given ‘priority status’ at national level to ensure rapid
administrative treatment and should be considered by competent authorities as being in the
public interest. For reasons of overriding public interest, projects which have an adverse impact
on the environment should be authorised where all the conditions set out in Council Directive
92/43/EEC34
and Directive 2000/60/EC of the European Parliament and of the Council35
are
met.
(31) Projects of common interest should also be given ‘priority status’ at national level to ensure
urgent treatment in all judicial and dispute resolution procedures relating to them.
(32) In order to reduce complexity, increase efficiency and transparency and help enhance
cooperation among Member States there should be a competent authority or authorities
integrating or coordinating all permit granting processes (‘one-stop shop’).
(33) In order to simplify and expedite the permitting process for offshore grids for renewable energy,
the Member States around a particular sea basin should create unique points of contact, referred
to as an ‘offshore one-stop shop’, in view of regional specificities and geography, for the for
facilitating and coordinating the process of granting of permits to such projects. Moreover, the
establishment of a one-stop shop per sea basin for offshore grids for renewable energy should
34
Council Directive 92/43/EEC of 21 May 1992 on the conservation of natural habitats and of wild fauna and flora
(OJ L 206, 22.7.1992, p. 7).
35
Directive 2000/60/EC of the European Parliament and of the Council of 23 October 2000 establishing a framework
for Union action in the field of water policy (OJ L 327, 22.12.2000, p. 1).
EN 24 EN
reduce complexity, increase efficiency and speed up the permitting process of offshore
transmission assets often crossing many jurisdictions.
(34) Despite the existence of established standards ensuring the participation of the public in
environmental decision-making procedures, which apply fully to projects of common interest,
additional measures are still required under this Regulation to ensure the highest possible
standards of transparency and public participation in all relevant issues in the permit granting
process for projects of common interest. Where already covered by national rules under the
same or higher standards as in this Regulation, the pre-consultation ahead of the permitting
procedure should become optional and avoid duplication of legal requirements.
(35) The correct and coordinated implementation of Directives 2011/92/EU36
and 2001/42/EC of
the European Parliament and of the Council37
and where applicable, of the Convention on
access to information, public participation in decision-making and access to justice in
environmental matters, signed in Aarhus on 25 June 199838
(the ‘Aarhus Convention’), and of
the Espoo Convention on environmental impact assessment in a transboundary context (the
‘Espoo Convention’) should ensure the harmonisation of the main principles for the assessment
of environmental and climate effects, including in a cross-border context. The Commission has
issued guidance to support Member States in defining adequate legislative and non-legislative
measures to streamline the environmental assessment procedures for energy infrastructure and
to ensure the coherent application of environmental assessment procedures required under
Union law for projects of common interest39
. Member States should coordinate their
assessments for projects of common interest, and provide for joint assessments, where possible.
Member States should be encouraged to exchange best practice and administrative capacity-
building in the permit granting processes.
(36) It is important to streamline and improve the process of permit granting, while respecting to the
extent possible with due regard to the principle of subsidiarity, national competences and
procedures for the construction of new infrastructure. Given the urgency of developing energy
infrastructures, the simplification of the process of permit granting should set out a clear time
limit for the decision of the respective authorities regarding the construction of the project.
That time limit should stimulate a more efficient definition and handling of procedures, and
should under no circumstances compromise the high standards for the protection of the
environment in line with environmental legislation and public participation. This Regulation
should establish maximum time limits, however Member States can strive to achieve shorter
time limits where feasible and, in particular, as regards projects like smart grids, which may not
require a complex permitting processes as that for transmission infrastructure. The competent
authorities should be responsible for ensuring compliance with the time limits.
(37) Member States can include in comprehensive decisions, where appropriate, decisions taken in
the context of negotiations with individual landowners to grant access to, ownership of, or a
right to occupy property, spatial planning which determines the general land use of a defined
region, including other developments such as highways, railways, buildings and nature
36
Directive 2011/92/EU of the European Parliament and of the Council of 13 December 2011 on the assessment of
the effects of certain public and private projects on the environment (OJ L 26, 28.1.2012, p. 1).
37
Directive 2001/42/EC of the European Parliament and of the Council of 27 June 2001 on the assessment of the
effects of certain plans and programmes on the environment (OJ L 197, 21.7.2001, p. 30).
38
OJ L 124, 17.5.2005, p. 4.
39
Guidance Document "Streamlining environmental assessment procedures for energy infrastructure 'Projects of
Common Interest' (PCIs)", https://ec.europa.eu/environment/eia/pdf/PCI_guidance.pdf.
EN 25 EN
protection areas, which is not undertaken for the specific purpose of the planned project and
granting of operational permits. In the context of the permit granting process, a project of
common interest can include related infrastructure to the extent that it is essential for the
construction or functioning of the project. This Regulation, in particular the provisions on
permit granting, public participation and the implementation of projects of common interest,
should apply without prejudice to international and Union law, including provisions to protect
the environment and human health, and provisions adopted under the Common Fisheries and
Maritime Policy, in particular Directive 2014/89/EU of the European Parliament and of the
Council40
.
(38) The costs for the development, construction, operation and maintenance of projects of common
interest should in general be fully borne by the users of the infrastructure. Projects of common
interest should be eligible for cross-border cost allocation where an assessment of market
demand or of the expected effects on the tariffs indicate that costs cannot be expected to be
recovered by the tariffs paid by the infrastructure users.
(39) The discussion on the appropriate allocation of costs should be based on the analysis of the
costs and benefits of an infrastructure project carried out on the basis of a harmonised
methodology for energy-system-wide analysis, using the same scenario used at the time when
the project was included in the Union list of projects of common interest, in the framework of
the Union-wide ten-year network development plans prepared by the European Networks of
Transmission System Operators pursuant to Regulation (EU) 2019/943 and (EC) No 715/2009,
and reviewed by the Agency. That analysis can take into consideration indicators and
corresponding reference values for the comparison of unit investment costs.
(40) In an increasingly integrated internal energy market, clear and transparent rules for cost
allocation across borders are necessary in order to accelerate investment in cross-border
infrastructure. It is essential to ensure a stable financing framework for the development of
projects of common interest while minimising the need for financial support. In deciding on
cross-border cost allocation, national regulatory authorities should allocate investment costs
across borders in their entirety and include them in the national tariffs, and, afterwards
determine whether their impact on national tariffs could represent a disproportionate burden for
consumers. The national regulatory authorities should avoid the risks of double support for
projects by taking into account actual or estimated charges and revenues. Those charges and
revenues should be taken into account only insofar as they relate to the projects and designed to
cover the costs concerned.
(41) The internal energy market legislation requires that tariffs for access to networks provide
appropriate incentives for investment. However, several types of projects of common interest
are likely to bring externalities that can possibly not be fully captured in and recovered through
the regular tariff system. In applying the internal energy market legislation, national regulatory
authorities should ensure a stable and predictable regulatory and financial framework with
incentives for projects of common interest, including long-term incentives, that are
commensurate with the level of specific risk of the project. That should apply in particular to
cross-border projects, innovative transmission technologies for electricity allowing for large
scale integration of renewable energy, of distributed energy resources or of demand response in
interconnected networks, and energy technology and digitalisation projects which are likely to
incur higher risks than similar projects located within one Member State, or, promise higher
40
Directive 2014/89/EU of the European Parliament and of the Council of 23 July 2014 establishing a framework for
maritime spatial planning, OJ L 257, 28.8.2014, p. 135
EN 26 EN
benefits for the Union. Moreover, projects with high operational expenditure should also have
access to appropriate incentives for investment. In particular, offshore grids for renewable
energy which serve the dual functionality of electricity interconnectors and connecting
renewable offshore generation projects, are likely to incur higher risks than comparable onshore
infrastructure projects, due to their intrinsic connection to generation assets which brings
regulatory risks, financing risks such as the need for anticipatory investments, market risks and
risks pertaining to the use of new innovative technologies.
(42) This Regulation should apply only to the granting of permits for projects of common interest,
public participation therein and their regulatory treatment. Member States can nevertheless
adopt national provisions to apply the same or similar rules to other projects that do not have the
status of projects of common interest within the scope of this Regulation. As regards the
regulatory incentives, Member States can adopt national provision to apply the same or similar
rules to projects of common interest falling under the category of electricity storage.
(43) Member States that currently do not attribute the highest national significance possible to
energy infrastructure projects as regards the process of permit granting, should be encouraged to
consider introducing such a high national significance, in particular by evaluating whether that
would lead to a quicker permit granting process.
(44) Member States that do not currently have in place accelerated or urgent judicial procedures
applicable to energy infrastructure projects should be encouraged to consider introducing such
procedures, in particular by evaluating whether that would lead to a quicker implementation of
such projects.
(45) Regulation (EU) No 347/2013 has demonstrated the added value of leveraging private funding
through significant Union financial assistance to allow the implementation of projects of
European significance. In the light of the economic and financial situation, and budgetary
constraints, targeted support, through grants and financial instruments, should continue under
the multiannual financial framework, in order to attract new investors into the energy
infrastructure priority corridors and areas, while keeping the budgetary contribution of the
Union to a minimum.
(46) Projects of common interest should be eligible to receive Union financial assistance for studies
and, under certain conditions, for works pursuant to Regulation (EU)… [on a Connecting
Europe Facility as proposed by COM(2018)438] in the form of grants or in the form of
innovative financial instruments to ensure that tailor-made support can be provided to those
projects of common interest which are not viable under the existing regulatory framework and
market conditions. It is important to avoid any distortion of competition, in particular between
projects contributing to the achievement of the same Union priority corridor. Such financial
assistance should ensure the necessary synergies with the Structural Funds, in order to finance
smart energy distribution networks and with the Union renewable energy financing mechanism
pursuant to Commission Implementing Regulation (EU) 2020/129441
. A three-step logic should
apply to investments in projects of common interest. First, the market should have the priority
to invest. Second, if investments are not made by the market, regulatory solutions should be
explored, if necessary the relevant regulatory framework should be adjusted, and the correct
application of the relevant regulatory framework should be ensured. Third, where the first two
steps are not sufficient to deliver the necessary investments in projects of common interest, it
41
Commission Implementing Regulation (EU) 2020/1294 of 15 September 2020 on the Union renewable energy
financing mechanism (OJ L 303, 17.9.2020, p. 1).
EN 27 EN
should be possible to grant Union financial assistance where the project of common interest
fulfils the applicable eligibility criteria. Projects of common interest may also be eligible under
the InvestEU programme, which is complementary to grant financing.
(47) Grants for works related to projects of mutual interest should be available only for the
investments located on the territory of the Union and only in case where at least two Member
States contribute financially in a significant manner to the investment costs of the project in
view of its benefits.
(48) Regulations (EC) No 715/2009, (EU) 2019/94242
, and (EU) 2019/943 of the European
Parliament and of the Council43
and Directives 2009/73/EC and (EU) 2019/944 of the European
Parliament and of the Council should therefore be amended accordingly.
(49) Regulation (EU) No 347/2013 should therefore be repealed.
(50) In order to ensure that the composition of the priority corridors and thematic areas reflects in the
best manner the development of energy infrastructure and that the number of candidate projects
in each group remains appropriate and reasonable as to allow a comprehensive thorough
assessment, and to ensure that the Union list of projects of common interest is limited to
projects which contribute the most to the implementation of the strategic energy infrastructure
priority corridors and thematic areas, the power to adopt acts in accordance with Article 290 of
the Treaty on the Functioning of the European Union should be delegated to the Commission:
- to supplement this Regulation by reviewing the scope and composition of the priority
corridors and thematic areas and adopting new lists of priority corridors and thematic areas;
- to amend annexes to this Regulation so as to adopt and review the Union list of projects of
common interest, while respecting the right of the Member States and third countries to approve
projects of common interest or projects of mutual interest related to their territory.
Taking into account the need to ensure the achievement of the objectives of this Regulation, in
view of the number of project on Union lists so far, the total number of projects of common
interest should remain manageable, and therefore should not significantly exceed 220. The
Commission, when preparing and drawing up delegated acts, should ensure the simultaneous,
timely and appropriate transmission of relevant documents to the European Parliament and to
the Council. Where they consider this necessary, the European Parliament and the Council may
each send experts to meetings of the Commission expert groups dealing with the preparation of
delegated acts to which Member States' experts are invited. The discussions in the regional
groups are instrumental for the Commission to adopt the delegated acts establishing the lists of
projects of common interest. Therefore, it is appropriate, to the extent possible and compatible
with the framework of this Regulation, that the European Parliament and Council are informed
about and may send experts to the meetings of regional groups in line with the 2016
Interinstitutional Agreement on Better Law Making44
.
(51) In order to ensure uniform conditions for the implementation of this Regulation as regards
cross-border cost allocation procedures and enable Member States to assess benefits and costs
42
Regulation (EU) 2019/942 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 establishing a European
Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators (OJ L 158, 14.6.2019, p. 22).
43
Regulation (EU) 2019/943 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 on the internal market for
electricity, OJ L 158, 14.6.2019, p. 54
44
OJ L 123, 12.5.2016, p. 1–14. Interinstitutional Agreement between the European Parliament, the Council of the
European Union and the European Commission on Better Law-Making.
EN 28 EN
of the afferent sea basin offshore grids for renewable energy, in view also of the market and
financial arrangements for the generation sites, such as support already granted, and carry out a
preliminary cost sharing analysis at sea basin level, implementing powers in accordance with
Article 291 of the Treaty on the Functioning of the European Union should be conferred on the
Commission. Those powers should be exercised in accordance with Regulation (EU) No
182/2011 of the European Parliament and of the Council45
. The advisory procedure should be
used for the adoption of those implementing acts.
(52) Since the objectives of this Regulation, namely the development and interoperability of trans-
European energy networks and connection to such networks, cannot be sufficiently achieved by
the Member States and can therefore be better achieved at Union level, the Union may adopt
measures, in accordance with the principle of subsidiarity as set out in Article 5 of the Treaty on
European Union. In accordance with the principle of proportionality, as set out in that Article,
this Regulation does not go beyond what is necessary in order to achieve those objectives.
HAVE ADOPTED THIS REGULATION:
CHAPTER I
GENERAL PROVISIONS
Article 1
Subject matter
1. This Regulation lays down guidelines for the timely development and interoperability of the priority
corridors and areas of trans-European energy infrastructure set out in Annex I (‘energy infrastructure
priority corridors and areas’) that contribute to the Union’s 2030 climate and energy targets and the
climate neutrality objective by 2050.
2. In particular, this Regulation:
(a) addresses the identification of projects of common interest necessary to implement priority
corridors and areas falling under the energy infrastructure categories in electricity, smart gas
grids, hydrogen, electrolysers, and carbon dioxide set out in Annex II (‘energy infrastructure
categories’);
(b) facilitates the timely implementation of projects of common interest by streamlining,
coordinating more closely, and accelerating permit granting processes and by enhancing
public participation;
(c) provides rules and guidance for the cross-border allocation of costs and risk-related
incentives for projects of common interest;
(d) determines the conditions for eligibility of projects of common interest for Union financial
assistance;
(e) addresses the identification of projects of mutual interest.
Article 2
Definitions
45
OJ L 55, 28.2.2011, p. 13.
EN 29 EN
In addition to the definitions in Directives 2009/73/EC, (EU) 2018/200146
and (EU) 2019/944 of the
European Parliament and of the Council and in Regulations (EC) No 715/2009, (EU) 2019/942, and
(EU) 2019/943, the following definitions shall apply for the purposes of this Regulation:
(1) ‘energy infrastructure’ means any physical equipment or facility falling under the energy
infrastructure categories which is located within the Union, or linking the Union and one or
more third countries;
(2) ‘comprehensive decision’ means the final decision or set of decisions taken by a Member State
authority or authorities, not including courts or tribunals, that determines whether or not a
project promoter is authorised to build the energy infrastructure to realise a project of common
interest by having the possibility to start, or procure and start, the necessary construction
works (‘ready-to-build status’) without prejudice to any decision taken in the context of an
administrative appeal procedure;
(3) ‘project’ means one or several lines, pipelines, facilities, equipment or installations falling
under the energy infrastructure categories;
(4) ‘project of common interest’ means a project necessary to implement the energy infrastructure
priority corridors and areas set out in Annex I and which is part of the Union list of projects of
common interest referred to in Article 3;
(5) ‘project of mutual interest’ means a project promoted by the Union in cooperation with third
countries;
(6) ‘energy infrastructure bottleneck’ means limitation of physical flows in an energy system due
to insufficient transmission capacity, which includes inter alia the absence of infrastructure;
(7) ‘project promoter’ means one of the following:
(a) a transmission system operator (TSO), distribution system operator or other operator or
investor developing a project of common interest;
(b) where there are several TSOs, distribution system operators, other operators, investors,
or any group thereof, the entity with legal personality under the applicable national law,
which has been designated by contractual arrangement between them and which has the
capacity to undertake legal obligations and assume financial liability on behalf of the
parties to the contractual arrangement;
(8) ‘smart electricity grid’ means an electricity network where the grid operator can digitally
monitor the actions of the users connected to it, and information and communication
technologies (ICT) for communicating with related grid operators, generators, consumers
and/or prosumers, with a view to transmitting electricity in a sustainable, cost-efficient and
secure way;
(9) ‘smart gas grid’ means a gas network that makes use of innovative digital solutions to
integrate in a cost efficient manner a plurality of low-carbon and renewable gas sources in
accordance with consumers’ needs and gas quality requirements in order to reduce the carbon
footprint of the related gas consumption, enable an increased share of renewable and low-
carbon gases, and create links with other energy carriers and sectors;
46
Directive (EU) 2018/2001 of the European Parliament and of the Council of 11 December 2018 on the promotion
of the use of energy from renewable sources, OJ L 328, 21.12.2018, p. 82
EN 30 EN
(10) ‘authorities concerned’ means authorities that, under national law, are competent to issue
different permits and authorisations related to the planning, design and construction of
immovable assets, including energy infrastructure;
(11) ‘works’ means the purchase, supply and deployment of components, systems and services
including software, the carrying out of development and construction and installation activities
relating to a project, the acceptance of installations and the launching of a project;
(12) ‘studies’ means activities needed to prepare project implementation, such as preparatory,
feasibility, evaluation, testing and validation studies, including software, and any other
technical support measure including prior action to define and develop a project and decide on
its financing, such as reconnaissance of the sites concerned and preparation of the financial
package;
(13) ‘national regulatory authority’ means a national regulatory authority designated in accordance
with Article 39(1) of Directive 2009/73/EC or Article 57(1) of Directive (EU) 2019/944 or;
(14) ‘commissioning’ means the process of bringing a project into operation once it has been
constructed;
(15) ‘relevant national regulatory authorities’ means the national regulatory authorities in the
Member States to which the project provides a significant positive impact;
(16) ‘climate adaptation’ is a process that ensures that the resilience to the potential adverse
impacts of climate change of energy infrastructure is ensured through a climate vulnerability
and risk assessment, including through relevant adaptation measures.
CHAPTER II
PROJECTS OF COMMON INTEREST AND PROJECTS OF MUTUAL INTEREST
Article 3
Union list of projects of common interest and projects of mutual interest
1. Regional groups shall be established (‘Groups’) as set out in Section 1 of Annex III. The
membership of each Group shall be based on each priority corridor and area and their respective
geographical coverage as set out in Annex I. Decision-making powers in the Groups shall be restricted
to Member States and the Commission, who shall, for those purposes, be referred to as the decision-
making body of the Groups.
The Commission shall be empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 20
supplementing this Regulation concerning the scope and composition of the priority corridors and
areas.
2. Each Group shall adopt its own rules of procedure, having regard to the provisions set out in Annex
III.
3. The decision-making body of each Group shall adopt a regional list of proposed projects of common
interest drawn up in accordance with the process set out in Section 2 of Annex III, the contribution of
each project to implementing the energy infrastructure priority corridors and areas and their fulfilment
of the criteria set out in Article 4.
Where a Group draws up its regional list:
EN 31 EN
(a) each individual proposal for a project of common interest shall require the approval of the
states, to whose territory the project relates; where a state does not to give its approval, it shall
present its substantiated reasons for doing so to the Group concerned;
(b) it shall take into account the advice from the Commission that is aimed at having a
manageable total number of projects of common interest.
4. The Commission shall be empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 20 of this
Regulation amending annexes to this Regulation in order to establish the Union list of projects of
common interest (‘Union list’), subject to the second paragraph of Article 172 of the Treaty on the
Functioning of the European Union.
In exercising its power, the Commission shall ensure that the Union list is established every two years,
on the basis of the regional lists adopted by the decision-making bodies of the Groups as established in
point (2) of Section 1 of Annex III, following the procedure set out in paragraph 3 of this Article.
The first Union list pursuant to this Regulation shall be adopted by 30 November 2023 at the latest.
5. The Commission shall, when adopting the Union list on the basis of the regional lists:
(a) ensure that only those projects that fulfil the criteria referred to in Article 4 are included;
(b) ensure cross-regional consistency, taking into account the opinion of the Agency for the
Cooperation of Energy Regulator (‘the Agency’) as referred to in point (12) of Section 2 of
Annex III;
(c) take into account the opinions of Member States as referred to in point (9) of Section 2of
Annex III;
(d) aim for a manageable total number of projects of common interest on the Union list.
6. Projects of common interest included on the Union list pursuant to paragraph 4 of this Article under
the energy infrastructure categories set out in points (1)(a), (b), (c) and (e) of Annex II, shall become an
integral part of the relevant regional investment plans under Article 34 of Regulation (EU)
2019/943 and Article 12 of Regulation (EC) No 715/2009 and of the relevant national 10-year network
development plans under Article 51 of Directive (EU) 2019/944 and Article 22 of Directive
2009/73/EC and other national infrastructure plans concerned, as appropriate. Those projects shall be
conferred the highest possible priority within each of those plans. This paragraph shall not apply to
projects of mutual interest.
Article 4
Criteria for projects of common interest and projects of mutual interest
1. Projects of common interest shall meet the following general criteria:
(a) the project is necessary for at least one of the energy infrastructure priority corridors and
areas;
(b) the potential overall benefits of the project, assessed according to the respective specific
criteria in paragraph 3, outweigh its costs, including in the longer term;
(c) the project meets any of the following criteria:
(i) involves at least two Member States by directly crossing the border of two or more
Member States;
EN 32 EN
(ii) is located on the territory of one Member State and has a significant cross-border
impact as set out in point (1) of Annex IV.
2. Projects of mutual interest shall meet the following general criteria:
(a) the project contributes significantly to the decarbonisation objectives of the Union and
those of the third country and to sustainability, including through the integration of
renewable energy into the grid and the transmission of renewable generation to major
consumption centres and storage sites, and;
(b) the potential overall benefits of the project, assessed in accordance with the respective
specific criteria in paragraph 3, outweigh its costs, including in the longer term;
(c) the project is located on the territory of at least one Member State and on the territory of
at least one third country and has a significant cross-border impact as set out in point (2)
of Annex IV;
(d) for the part located on Union territory, the project is in line with Directives 2009/73/EC
and (EU) 2019/944 where it falls within the infrastructure categories described in points
(1) and (3) of Annex II;
(e) the third country or countries involved have a high level of regulatory alignment or
convergence to support the overall policy objectives of the Union, in particular to
ensure:
i) a well-functioning internal energy market;
ii) security of energy supplies based on cooperation and solidarity;
iii) an energy system, including production, transmission and distribution, on a trajectory
towards decarbonisation in line with the Paris Agreement and the Union’s climate
objectives; and, in particular, avoiding carbon leakage;
(f) the third country or countries involved support the priority status of the project, as set
out in Article 7, and commit to comply with a similar timeline for accelerated
implementation and other policy and regulatory support measures as applicable to
projects of common interest in the Union.
3. The following specific criteria shall apply to projects of common interest falling within specific
energy infrastructure categories:
(a) for electricity transmission and storage projects falling under the energy infrastructure
categories set out in points (1)(a), (b), (c) and (e) of Annex II, the project is to contribute
significantly to sustainability through the integration of renewable energy into the grid and the
transmission of renewable generation to major consumption centres and storage sites, and at
least one of the following specific criteria:
(i) market integration, including through lifting the isolation of at least one Member
State and reducing energy infrastructure bottlenecks; competition and system flexibility;
(ii) security of supply, including through interoperability, system flexibility,
cybersecurity, appropriate connections and secure and reliable system operation.
(b) for smart electricity grid projects falling under the energy infrastructure category set out in
point (1)(d) of Annex II, the project is to contribute significantly to sustainability through the
EN 33 EN
integration of renewable energy into the grid, and at least two of the following specific
criteria:
(i) security of supply, including through efficiency and interoperability of electricity
transmission and distribution in day-to-day network operation, avoidance of congestion,
and integration and involvement of network users;
(ii) market integration, including through efficient system operation and use of
interconnectors;
(iii) network security, flexibility and quality of supply, including through higher uptake
of innovation in balancing, cybersecurity, monitoring, system control and error
correction.
(c) for carbon dioxide transport projects falling under the energy infrastructure categories set
out in point (5) of Annex II, the project is to contribute significantly to all of the following
specific criteria:
(i) avoid carbon dioxide emissions while maintaining security of energy supply;
(ii) increase the resilience and security of carbon dioxide transport;
(iii) efficient use of resources, by enabling the connection of multiple carbon dioxide
sources and storage sites via common infrastructure and minimising environmental
burden and risks.
(d) for hydrogen projects falling under the energy infrastructure categories set out in point (3) of
Annex II the project is to contribute significantly to sustainability, including by reducing
greenhouse gas emissions, by enhancing the deployment of renewable hydrogen and supporting
variable renewable power generation by offering flexibility and/or storage solutions.
Furthermore, the project is to contribute significantly to at least one of the following specific
criteria:
(i) market integration, including by connecting existing or emerging hydrogen networks
of Member States, or otherwise contributing to the emergence of an Union-wide
network for the transport and storage of hydrogen, and ensuring interoperability of
connected systems;
(ii) security of supply and flexibility, including through appropriate connections and
facilitating secure and reliable system operation;
(iii) competition, including by allowing access to multiple supply sources and network
users on a transparent and non-discriminatory basis.
(e) for electrolysers falling under the category set out in point (4) of Annex II, the project is to
contribute significantly to all of the following specific criteria:
(i) sustainability, including by reducing greenhouse gas emissions and enhancing the
deployment of renewable hydrogen.
(ii) security of supply, including by contributing to secure, efficient and reliable system
operation, or by offering storage and/or flexibility solutions, such as demand side
response and balancing services;
EN 34 EN
(iii) facilitating smart energy sector integration through linking different energy carriers
and sectors.
(f) for smart gas grid projects falling under the energy infrastructure category set out in point (2)
of Annex II, the project is to contribute significantly to sustainability by enabling and
facilitating the integration of renewable and low-carbon gases, such as biomethane, or
renewable hydrogen, into the gas distribution and transmission networks in order to reduce
greenhouse gas emissions. Furthermore, the project is to contribute significantly to at least one
of the following specific criteria:
(i) network security and quality of supply by improving the efficiency and
interoperability of gas transmission and distribution in day-to-day network operation by,
among others, addressing challenges resulting from the injection of gases of different
qualities through the deployment of innovative technologies and cybersecurity;
(ii) market functioning and customer services;
(iii) facilitating smart energy sector integration through the creation of links to other
energy carriers and sectors and enabling demand response.
4. For projects falling under the energy infrastructure categories set out in points (1) to (4) of Annex II,
the contribution to the criteria listed in paragraph 3 of this Article shall be assessed in accordance with
the indicators set out in points (3) to (7) of Annex IV.
5. In order to facilitate the assessment of all projects that could be eligible as projects of common
interest and that could be included in a regional list, each Group shall assess each project’s contribution
to the implementation of the same priority corridor or area in a transparent and objective manner. Each
Group shall determine its assessment method on the basis of the aggregated contribution to the criteria
referred to in paragraph 3. That assessment shall lead to a ranking of projects for internal use of the
Group. Neither the regional list nor the Union list shall contain any ranking, nor shall the ranking be
used for any subsequent purpose except as described in point (14) of Section 2 of Annex III.
In assessing projects, each Group shall give due consideration to:
(a) the urgency of each proposed project in order to meet the Union energy policy targets of
decarbonisation, market integration, competition, sustainability and security of supply;
(b) complementarity with regard to other proposed projects;
(c) for proposed projects that are, at the time, projects of common interest, the progress of the
project implementation and its compliance with the reporting and transparency obligations.
As regards smart electricity grids and smart gas grids projects falling under the energy infrastructure
category set out in points (1)(d) and point (2) of Annex II, ranking shall be carried out for those
projects that affect the same two Member States, and due consideration shall also be given to the
number of users affected by the project, the annual energy consumption and the share of generation
from non-dispatchable resources in the area covered by those users.
Article 5
Implementation and monitoring
1. Project promoters shall draw up an implementation plan for projects of common interest, including a
timetable for each of the following:
EN 35 EN
(a) feasibility and design studies including, as regards, climate adaptation and compliance with
environmental legislation and with the principle of “do no significant harm”;
(b) approval by the national regulatory authority or by any other authority concerned;
(c) construction and commissioning;
(d) the permit granting schedule referred to in Article 10(5)(b).
2. TSOs, distribution system operators and other operators shall co-operate with each other in order to
facilitate the development of projects of common interest in their area.
3. The Agency and the Groups concerned shall monitor the progress achieved in implementing the
projects of common interest and, where necessary, make recommendations to facilitate the
implementation of projects of common interest. The Groups may request that additional information be
provided in accordance with paragraphs 4, 5 and 6, convene meetings with the relevant parties and
invite the Commission to verify the information provided on site.
4. By 31 December of each year following the year of inclusion of a project of common interest on the
Union list pursuant to Article 3, project promoters shall submit an annual report, for each project falling
under the categories set out in points (1) to (4) of Annex II, to the competent authority referred to in
Article 8.
That report shall include details of:
(a) the progress achieved in the development, construction and commissioning of the project,
in particular with regard to permit granting and consultation procedures as well as compliance
with environmental legislation, with the principle that the project “does not do significant
harm” to the environment, and climate adaptation measures taken;
(b) where relevant, delays compared to the implementation plan, the reasons for such delays
and other difficulties encountered;
(c) where relevant, a revised plan aiming at overcoming the delays.
5. By 31 January, each year, the competent authorities referred to in Article 8 shall submit to the
Agency and to the respective Group the report referred to in paragraph 4 of this Article supplemented
with information on the progress and, where relevant, on delays in the implementation of projects of
common interest located on their respective territory with regard to the permit granting processes, and
on the reasons for such delays. The contribution of the competent authorities to the report shall be
clearly marked as such and drafted without modifying the text introduced by the project promoters.
6. By 30 April of each year when a new Union list should be adopted, the Agency shall submit, to the
Groups a consolidated report for the projects of common interest subject to the competency of national
regulatory authorities, evaluating the progress achieved and make, where appropriate,
recommendations on how to overcome the delays and difficulties encountered. That consolidated report
shall also evaluate, in accordance with Article 5 of Regulation (EU) 2019/942, the consistent
implementation of the Union-wide network development plans with regard to the energy infrastructure
priority corridors and areas.
7. Where the commissioning of a project of common interest is delayed when compared to the
implementation plan, other than for overriding reasons beyond the control of the project promoter, the
following measures shall apply:
(a) in so far as measures referred to in Article 51(7)(a), (b) or (c) of Directive (EU) 2019/944
and Article 22(7)(a), (b) or (c) of Directive 2009/73/EC are applicable according to respective
national laws, national regulatory authorities shall ensure that the investment is carried out;
EN 36 EN
(b) if the measures of national regulatory authorities pursuant to point (a) are not applicable,
the project promoter shall choose a third party to finance or construct all or part of the project.
The project promoter shall do so before exceeding a two year delay when compared to the date
of commissioning in the implementation plan;
(c) if a third party is not chosen according to point (b), the Member State or, when the Member
State has so provided, the national regulatory authority may, within two months of the expiry
of the period referred to in point (b), designate a third party to finance or construct the project
which the project promoter shall accept;
(d) where the delay compared to the date of commissioning in the implementation plan
exceeds two years and two months, the Commission, subject to the agreement and with the
full cooperation of the Member States concerned, may launch a call for proposals open to any
third party capable of becoming a project promoter to build the project according to an agreed
timeline;
(e) where points (c) or (d) are applied, the system operator in whose area the investment is
located shall provide the implementing operators or investors or third party with all the
information needed to realise the investment, shall connect new assets to the transmission
network and shall generally make its best efforts to facilitate the implementation of the
investment and the secure, reliable and efficient operation and maintenance of the project of
common interest.
8. A project of common interest may be removed from the Union list in accordance with the procedure
set out in Article 3(4) if its inclusion in that list was based on incorrect information which was a
determining factor for that inclusion, or the project does not comply with Union law.
9. Projects which are no longer on the Union list shall lose all rights and obligations linked to the status
of project of common interest arising from this Regulation.
However, a project which is no longer on the Union list but for which an application file has been
accepted for examination by the competent authority shall maintain the rights and obligations arising
from Chapter III, except where the project is no longer on the list for the reasons set out in paragraph 8.
10. This Article shall be without prejudice to any Union financial assistance granted to any project of
common interest prior to its removal from the Union list.
Article 6
European coordinators
1. Where a project of common interest encounters significant implementation difficulties, the
Commission may designate, in agreement with the Member States concerned, a European coordinator
for a period of up to one year renewable twice.
2. The European coordinator shall:
(a) promote the projects, for which he or she has been designated European coordinator and
the cross-border dialogue between the project promoters and all concerned stakeholders;
(b) assist all parties as necessary in consulting concerned stakeholders and obtaining necessary
permits for the projects;
(c) where appropriate, advise project promoters on the financing of the project;
(d) ensure that appropriate support and strategic direction by the Member States concerned are
provided for the preparation and implementation of the projects;
EN 37 EN
(e) submit every year, and where appropriate, upon completion of their mandate, a report to
the Commission on the progress of the projects and on any difficulties and obstacles which are
likely to significantly delay the commissioning date of the projects. The Commission shall
transmit the report to the European Parliament and the Groups concerned.
3. The European coordinator shall be chosen on the basis of his or her experience with regard to the
specific tasks assigned to him or her for the projects concerned.
4. The decision designating the European coordinator shall specify the terms of reference, detailing the
duration of the mandate, the specific tasks and corresponding deadlines, and the methodology to be
followed. The coordination effort shall be proportionate to the complexity and estimated costs of the
projects.
5. The Member States concerned shall fully cooperate with the European coordinator in his or her
execution of the tasks referred to in paragraphs 2 and 4.
CHAPTER III
PERMIT GRANTING AND PUBLIC PARTICIPATION
Article 7
‘Priority status’ of projects of common interest
1. The adoption of the Union list shall establish, for the purposes of any decisions issued in the permit
granting process, the necessity of those projects from an energy policy perspective, without prejudice to
the exact location, routing or technology of the project.
2. For the purpose of ensuring efficient administrative processing of the application files related to
projects of common interest, project promoters and all authorities concerned shall ensure that those
files are treated in the most rapid way possible.
3. Without prejudice to obligations resulting from Union law, where such status exists in national law,
projects of common interest shall be granted the status of the highest national significance possible and
be appropriately treated in the permit granting processes — and if national law so provides, in spatial
planning — including those relating to environmental assessments, in the manner such treatment is
provided for in national law applicable to the corresponding type of energy infrastructure.
4. All dispute resolution procedures, litigation, appeals and judicial remedies related to projects of
common interest in front of any national courts, tribunals, panels, including mediation or arbitration,
where they exist in national law, shall be treated as urgent, in accordance with the urgency procedures
provided for in national law.
5. Member States shall assess, taking due account of the existing guidance issued by the Commission
on streamlining the environmental assessment procedures for projects of common interest, which
legislative and non-legislative measures are necessary to streamline the environmental assessment
procedures and to ensure their coherent application and shall inform the Commission of the result.
6. By [1 September 2022], Member States shall take the non-legislative measures that they have
identified under paragraph 5.
7. By [1 January 2023], Member States shall take the legislative measures that they have identified
under paragraph 5. Those measures shall be without prejudice to obligations resulting from Union law.
EN 38 EN
8. Provided that all the conditions set out in these Directives are fulfilled, with regard to the
environmental impacts addressed in Article 6(4) of Directive 92/43/EEC and Article 4(7) of Directive
2000/60/EC, projects of common interest shall be considered as being of public interest from an energy
policy perspective, and may be considered as having an overriding public interest.
Should the opinion of the Commission be required in accordance with Directive 92/43/EEC, the
Commission and the competent authority referred to in Article 9 of this Regulation shall ensure that the
decision with regard to the overriding public interest of a project is taken within the time limit set out in
Article 10(1) of this Regulation.
Article 8
Organisation of the permit granting process
1. By [1 January 2022], at the latest, each Member State shall update, where necessary, the designation
of one national competent authority which shall be responsible for facilitating and coordinating the
permit granting process for projects of common interest.
2. The responsibility of the competent authority referred to in paragraph 1 and/or the tasks related to it
may be delegated to, or carried out by, another authority, per project of common interest or per
particular category of projects of common interest, provided that:
(a) the competent authority notifies the Commission of that delegation and the information
therein is published by either the competent authority or the project promoter on the website
referred to in Article 9(7);
(b) only one authority is responsible per project of common interest, and it is the sole point of
contact for the project promoter in the process leading to the comprehensive decision for a
given project of common interest, and coordinates the submission of all relevant documents
and information.
The competent authority may retain the responsibility to establish time limits, without prejudice to the
time limits set in Article 10.
3. Without prejudice to relevant requirements under international and Union law, the competent
authority shall facilitate the issuing of the comprehensive decision. The comprehensive decision shall
be the final proof that the project of common interest has achieved ready-to-build status and there shall
be no other requirements for any additional permits or authorisations in that respect. The
comprehensive decision shall be issued within the time limit referred to in Article 10(1) and (2) and in
accordance with one of the following schemes:
(a) integrated
scheme
: the comprehensive decision shall be issued by the competent
authority and shall be the sole legally binding decision resulting
from the statutory permit granting procedure. Where other
authorities are concerned by the project, they may, in accordance
with national law, give their opinion as input to the procedure,
which shall be taken into account by the competent authority;
(b) coordinated
scheme
: the comprehensive decision comprises multiple individual legally
binding decisions issued by several authorities concerned, which
shall be coordinated by the competent authority. The competent
authority may establish a working group where all concerned
authorities are represented in order to draw up a permit granting
schedule in accordance with Article 10(4)(b), and to monitor and
EN 39 EN
coordinate its implementation. The competent authority shall, in
consultation with the other authorities concerned, where
applicable in accordance with national law, and without prejudice
to time limits set in accordance with Article 10, establish on a
case-by-case basis a reasonable time limit within which the
individual decisions shall be issued. The competent authority may
take an individual decision on behalf of another national authority
concerned, where the decision by that authority is not delivered
within the time limit and where the delay cannot be adequately
justified; or, where provided under national law, and to the extent
that this is compatible with Union law, the competent authority
may consider that another national authority concerned has either
given its approval or refusal for the project where the decision by
that authority is not delivered within the time limit. Where
provided under national law, the competent authority may
disregard an individual decision of another national authority
concerned if it considers that the decision is not sufficiently
substantiated with regard to the underlying evidence presented by
the national authority concerned; in doing so, the competent
authority shall ensure that the relevant requirements under
international and Union law are respected and shall duly justify its
decision;
(c) collaborative
scheme
: the comprehensive decision shall be coordinated by the competent
authority. The competent authority shall, in consultation with the
other authorities concerned, where applicable in accordance with
national law, and without prejudice to time limits set in
accordance with Article 10, establish on a case-by-case basis a
reasonable time limit within which the individual decisions shall
be issued. It shall monitor compliance with the time limits by the
authorities concerned.
The competence of the authorities concerned could either be incorporated into the competence of the
national competent authority designated in line with Article 8(1) or they would maintain, to a certain
extent, their independent competence in line with the respective permitting scheme chosen by the
Member State in line with this paragraph to facilitate the issuing of the comprehensive decision and
cooperate with the national competent authority accordingly.
Where an authority concerned does not expect to deliver an individual decision within the set time
limit, that authority shall inform the competent authority without delay duly justifying the delay.
Subsequently, the competent authority shall set another time limit within which that individual decision
shall be issued, in compliance with the overall time limits set out in Article 10.
Acknowledging the national specificities in planning and permit granting processes, Member States
may choose among the three schemes referred to in points (a), (b) and (c) of the first subparagraph to
facilitate and coordinate their procedures and shall opt to implement the most effective scheme. Where
a Member State chooses the collaborative scheme, it shall inform the Commission of its reasons
therefor.
4. Member States may apply different schemes set out in paragraph 3 to onshore and offshore projects
of common interest.
EN 40 EN
5. Where a project of common interest requires decisions to be taken in two or more Member States,
the respective competent authorities shall take all necessary steps for efficient and effective cooperation
and coordination among themselves, including the steps referred to in Article 10(5). Member States
shall endeavour to provide joint procedures, particularly with regard to the assessment of
environmental impacts.
6. By [31 July 2022] and for each specific Regional Group per priority offshore grid corridor, as
defined in Annex I, national competent authorities in Member States belonging to the respective Group,
shall jointly create unique points of contact, ‘offshore one-stop shops’, for project promoters, which
shall be responsible for facilitating and coordinating the permit granting process for offshore grids for
renewable energy projects of common interest, taking into account also the need for coordination
between the permitting process for the energy infrastructure and the one for the generation assets. The
offshore one-stop shops shall act as a repository of existing sea basin studies and plans, aiming at
facilitating the permitting process of individual projects of common interest and coordinate the
issuance of the comprehensive decisions for such projects by the relevant national competent
authorities. Each Regional Group per priority offshore grid corridor, with the assistance of the national
competent authorities in the Members States belonging to the Group, shall set-up the offshore one-stop
shops depending on regional specificities and geography and determine their location, resource
allocation and specific rules for their functioning.
Article 9
Transparency and public participation
1. By [1 May 2023], the Member State or competent authority shall, where applicable in collaboration
with other authorities concerned, publish an updated manual of procedures for the permit granting
process applicable to projects of common interest to include at least the information specified in point
(1) of Annex VI. The manual shall not be legally binding, but it may refer to or quote relevant legal
provisions. The national competent authorities shall coordinate and find synergies with neighbouring
countries in developing their manual of procedures.
2. Without prejudice to environmental law, and any requirements under the Aarhus and Espoo
Conventions and relevant Union law, all parties involved in the permit granting process shall follow the
principles for public participation set out in of point (3) of Annex VI.
3. The project promoter shall, within an indicative period of three months following the start of the
permit granting process pursuant to Article 10(1)(a), draw up and submit a concept for public
participation to the competent authority, following the process outlined in the manual referred to in
paragraph 1 and in line with the guidelines set out in Annex VI. The competent authority shall request
modifications or approve the concept for public participation within three months of receipt. In so
doing, the competent authority shall take into consideration any form of public participation and
consultation that took place before the start of the permit granting process, to the extent that such public
participation and consultation has fulfilled the requirements of this Article.
Where the project promoter intends to make significant changes to an approved concept, it shall inform
the competent authority thereof. In that case the competent authority may request modifications.
4. Where it is not already required under national law at the same or higher standards, at least one
public consultation shall be carried out by the project promoter, or, where required by national law, by
the competent authority, before submission of the final and complete application file to the competent
authority pursuant to Article 10(1)(a). That public consultation shall be without prejudice to any public
consultation to be carried out after submission of the request for development consent pursuant to
Article 6(2) of Directive 2011/92/EU. The public consultation shall inform the stakeholders referred to
EN 41 EN
in point (3)(a) of Annex VI about the project at an early stage and shall help to identify the most
suitable location or trajectory, also in view of adequate climate adaptation considerations for the
project, and the relevant issues to be addressed in the application file. The public consultation shall
comply with the minimum requirements set out in point (5) of Annex VI. The project promoter shall
publish on the website referred to in paragraph 7 of this Article a report explaining how the opinions
expressed in the public consultations were taken into account by showing the amendments made in the
location, trajectory and design of the project or by justifying why such opinions have not been taken
into account.
The project promoter shall prepare a report summarising the results of activities related to the
participation of the public prior to the submission of the application file, including those activities that
took place before the start of the permit granting process.
The project promoter shall submit the reports referred to in first and second subparagraphs together
with the application file to the competent authority. The comprehensive decision shall take due account
of the results of these reports.
5. For cross-border projects involving two or more Member States, the public consultations pursuant to
paragraph 4 in each of the Member States concerned shall take place within a period of no more than
two months from the date on which the first public consultation started.
6. For projects likely to have significant transboundary impacts in one or more neighbouring Member
States, where Article 7 of Directive 2011/92/EU and the Espoo Convention are applicable, the relevant
information shall be made available to the competent authority of the neighbouring Member States
concerned. The competent authority of the neighbouring Member States concerned shall indicate, in the
notification process where appropriate, whether it, or any other authority concerned, wishes to
participate in the relevant public consultation procedures.
7. The project promoter shall establish and regularly update a dedicated project website with relevant
information about the project of common interest, which shall be linked to the Commission website and
the transparency platform referred to in Article 23 and which shall meet the requirements specified in
point (6) of Annex VI. Commercially sensitive information shall be kept confidential.
Project promoters shall also publish relevant information by other appropriate information means open
to the public.
Article 10
Duration and implementation of the permit granting process
1. The permit granting process shall consist of two procedures:
(a) the pre-application procedure, covering the period between the start of the permit granting
process and the acceptance of the submitted application file by the competent authority, shall
take place within an indicative period of two years.
The pre-application procedure shall include the preparation of any environmental reports by
the project promoters, as necessary, including the climate adaptation documentation.
For the purpose of establishing the start of the permit granting process, the project promoters
shall notify the project to the competent authority of the Member States concerned in written
form, and shall include a reasonably detailed outline of the project. No later than three months
following the receipt of the notification, the competent authority shall acknowledge or, if it
considers the project is not mature enough to enter the permit granting process, reject the
notification in written form, including on behalf of other authorities concerned. In the event of
EN 42 EN
a rejection, the competent authority shall justify its decision, including on behalf of other
authorities concerned. The date of signature of the acknowledgement of the notification by the
competent authority shall mark the start of the permit granting process. Where two or more
Member States are concerned, the date of the acceptance of the last notification by the
competent authority concerned shall mark the start of the permit granting process.
The competent authorities shall ensure that permit granting is accelerated in line with this
Chapter for each category of projects of common interest. To that end, the competent
authorities shall adapt their requirements for the start of the permit granting process and for
the acceptance of the submitted application file, to make them fit for projects which, that due
to their nature, or smaller scale, may require less authorisations and approvals for reaching the
ready-to-build phase, and, therefore, might not require the benefit of the pre-application
procedure. Such smaller scale projects may include gas and electricity smart grids and
electrolysers.
(b) the statutory permit granting procedure, covering the period from the date of acceptance of
the submitted application file until the taking of the comprehensive decision, shall not exceed
one year and six months. Member States may set an earlier time-limit, where considered
appropriate.
2. The competent authority shall ensure that the combined duration of the two procedures referred to in
paragraph 1 does not exceed a period of three years and six months. However, where the competent
authority considers that one or both of the two procedures of the permit granting process will not be
completed within the time limits set out in paragraph 1, it may decide, before their expiry and on a case
by case basis, to extend one or both of those time limits by a maximum of nine months for both
procedures combined.
In that case, the competent authority shall inform the Group concerned and present it with concerned
the measures taken or to be taken for the conclusion of the permit granting process with the least
possible delay. The Group may request the competent authority to report regularly on progress
achieved in that regard.
3. Any valid studies conducted and permits or authorisations issued for a given project of common
interest, before entering the permit granting process in line with this Article, shall be taken into
consideration by the competent authorities in the permit granting process and no longer required.
4. In Member States where the determination of a route or location undertaken solely for the specific
purpose of a planned project, including the planning of specific corridors for grid infrastructures,
cannot be included in the process leading to the comprehensive decision, the corresponding decision
shall be taken within a separate period of six months, starting on the date of submission of the final and
complete application documents by the promoter.
In that case, the extension period referred to in paragraph 2 shall be reduced to six months, including
for the procedure referred to in this paragraph.
5. The pre-application procedure shall comprise the following steps:
(a) upon the acknowledgement of the notification pursuant to point (a) of paragraph 1, the
competent authority shall determine, on the basis of the checklist referred to in point (1)(e) of
Annex VI, and in close cooperation with the other authorities concerned, and where
appropriate on the basis of a proposal by the project promoter, the scope of the reports and
documents and the level of detail of information to be submitted by the project promoter, as
part of the application file, to apply for the comprehensive decision;
EN 43 EN
(b) the competent authority shall draw up, in close cooperation with the project promoter and
other authorities concerned and taking into account the results of the activities carried out
under point (a), a detailed schedule for the permit granting process in line with the guidelines
set out in point (2) of Annex VI;
For cross-border projects involving two or more Member States, the competent authorities of
the Member States concerned shall coordinate to prepare a joint schedule, in which they align
their timetables;
(c) upon receipt of the draft application file, the competent authority shall, where necessary,
on its own behalf or on behalf of other authorities concerned, request the project promoter to
submit missing information relating to the requested elements referred to in point (a). Within
three months of the submission of the missing information, the competent authority shall
accept for examination the application in written form. Requests for additional information
may only be made where they are justified by new circumstances.
6. The project promoter shall ensure that the application file is complete and adequate and seek the
competent authority’s opinion on that matter as early as possible during the pre-application procedure.
The project promoter shall cooperate fully with the competent authority to meet deadlines and comply
with the joint schedule referred to in paragraph 5(b).
7. Competent authorities shall ensure that any legislative amendments introduced during the permit
granting process do not affect the duration of any permit granting procedure started before the entry
into force of those amendments.
8. The time limits laid down in this Article shall be without prejudice to obligations arising from
international and Union law, and without prejudice to administrative appeal procedures and judicial
remedies before a court or tribunal.
CHAPTER IV
CROSS-SECTORAL INFRASTRUCTURE PLANNING
Article 11
Energy system wide cost-benefit analysis
1. By [16 November 2022], the European Network of Transmission System Operators (ENTSO) for
Electricity and the ENTSO for Gas shall publish and submit to Member States, the Commission and the
Agency their respective methodologies, including the network and market modelling, for a harmonised
energy system-wide cost-benefit analysis at Union level for projects of common interest falling under
the categories set out in points (1)(a), (b), (c) and (e) and point (3) of Annex II.
Those methodologies shall be applied for the preparation of each subsequent Union–wide ten-year
network development plans developed by the ENTSO for Electricity or the ENTSO for Gas pursuant to
Article 8 of Regulation (EC) No 715/2009 and Article 30 of Regulation (EU) 2019/943. Those
methodologies shall be drawn up in line with the principles laid down in Annex V and be consistent
with the rules and indicators set out in Annex IV.
Prior to submitting their respective methodologies, the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas
shall conduct an extensive consultation process involving at least the organisations representing all
EN 44 EN
relevant stakeholders, including the entity of distribution system operators in the Union (‘EU DSO
entity’), all relevant hydrogen stakeholders and, where it is deemed appropriate the national regulatory
authorities and other national authorities.
2. Within three months of the receipt of the methodologies together with the input received in the
consultation process and a report on how it was taken into account, the Agency shall provide an
opinion to the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas, the Member States, and the Commission
and publish it on the Agency’s website.
3. The ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas, shall update the methodologies taking due
account of the Agency’s opinion, as referred to in paragraph 2, and submit them to the Commission for
its opinion.
4. Within three months of the day of receipt of the updated methodologies, the Commission shall
submit its opinion to the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas.
5. No later than three months of the day of receipt of the Commission’s opinion, as referred to in
paragraph 4, the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall adapt their respective
methodologies taking due account of the Commission’s opinion, and submit them to the Commission
for approval.
6. Where the changes to the methodologies are considered to be of incremental nature, not affecting the
definition of benefits, costs and other relevant cost-benefit parameters, as defined in the latest Energy
system wide cost-benefit analysis methodology approved by the Commission, the ENTSO for
Electricity and the ENTSO for Gas shall adapt their respective methodologies taking due account of the
Agency’s opinion, as set out in paragraph 2, and submit them for the Agency’s approval.
7. In parallel, the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall submit to the Commission a
document justifying the reasons behind the proposed updates and why those updates are considered of
incremental nature. Where the Commission deems that those updates are not of incremental nature, it
shall, by written request, ask the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas to submit to it the
methodologies. In such case the process described in paragraphs 2 to 5 applies.
8. Within two weeks of the approval by the Agency or the Commission in accordance with paragraphs
5 and 6, the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall publish their respective
methodologies on their websites. They shall publish the corresponding input data and other relevant
network, load flow and market data in a sufficiently accurate form in accordance with national law and
relevant confidentiality agreements.
9. The methodologies shall be updated and improved regularly following the procedure described in
paragraphs 1 to 6. The Agency, on its own initiative or upon a duly reasoned request by national
regulatory authorities or stakeholders, and after formally consulting the organisations representing all
relevant stakeholders and the Commission, may request such updates and improvements with due
justification and timescales. The Agency shall publish the requests by national regulatory authorities or
stakeholders and all relevant non-commercially sensitive documents leading to a request from the
Agency for an update or improvement.
10. Every three years, the Agency shall establish and make publicly available a set of indicators and
corresponding reference values for the comparison of unit investment costs for comparable projects of
the infrastructure categories included in points (1) and (3) of Annex II. Those reference values may be
used by the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas for the cost-benefit analyses carried out for
subsequent Union-wide ten-year network development plans. The first of such indicators shall be
published by [1 November 2022].
EN 45 EN
11. By [31 December 2023], the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall jointly submit to
the Commission and the Agency a consistent and interlinked energy market and network model
including electricity, gas and hydrogen transmission infrastructure as well as storage, LNG and
electrolysers, covering the energy infrastructure priority corridors and the areas drawn up in line with
the principles laid down in Annex V.
12. The consistent and interlinked model referred to in paragraph 11 shall cover at least the respective
sectors’ interlinkages at all stages of infrastructure planning, specifically scenarios, infrastructure gaps
identification in particular with respect to cross-border capacities, and projects assessment.
13. After approval of the consistent and interlinked model referred to in paragraph 11 by the
Commission in accordance with the procedure set out in paragraphs 1 to 6, it shall be included in the
methodologies referred to in paragraph 1.
Article 12
Scenarios for the ten-Year Network Development Plans
1. By [31 July 2022], the Agency, after having conducted an extensive consultation process involving
the Commission and at least the organisations representing all relevant stakeholders, including the
ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas, Union DSO entity, and relevant hydrogen sector
stakeholders, shall publish the framework guidelines for the joint scenarios to be developed by ENTSO
for Electricity and ENTSO for Gas. Those guidelines shall be regularly updated as found necessary.
The guidelines shall include the energy efficiency first principle and ensure that the underlying ENTSO
for Electricity and ENTSO for Gas scenarios are fully in line with the latest medium and long-term
European Union decarbonisation targets and the latest available Commission scenarios.
2. The ENTSO for Electricity and ENTSO for Gas shall follow the Agency’s framework guidelines
when developing the joint scenarios to be used for the Union-wide ten-year network development
plans.
3. The ENTSO for Electricity and ENTSO for Gas shall invite the organisations representing all
relevant stakeholders, including the Union DSO entity and all relevant hydrogen stakeholders, to
participate in the scenarios development process.
4. The ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall publish and submit the draft joint scenarios
report to the Agency and the Commission for their opinion.
5. Within three months from the receipt of the draft joint scenarios report together with the input
received in the consultation process and a report on how it was taken into account, the Agency shall
submit its opinion to the ENTSO for Electricity, ENTSO for gas and the Commission.
6. The Commission, giving due consideration to the Agency opinion defined under paragraph 5, shall
submit its opinion to the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas.
7. The ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall adapt their joint scenarios report, taking
due account of the Agency’s opinion, in line with the Commission’s opinion and submit the updated
report to the Commission for its approval.
8. Within two weeks of the approval of the joint scenarios report by the Commission in accordance
with paragraph 7, the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall publish their joint scenarios
report on their websites. They shall publish the corresponding input and output data in a sufficiently
accurate form, taking due account of the national law and relevant confidentiality agreements.
EN 46 EN
Article 13
Infrastructure Gaps Identification
1. Every two years the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall publish and submit to the
Commission and the Agency the infrastructure gaps reports developed within the framework of the
Union-wide ten-year network development plans.
When assessing the infrastructure gaps the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall
implement the energy efficiency first principle and consider with priority all relevant non-infrastructure
related solutions to address the identified gaps.
Prior to submitting their respective reports, the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall
conduct an extensive consultation process involving all relevant stakeholders, including the Union
DSO entity, all relevant hydrogen stakeholders and all the Member States representatives part of the
priority corridors defined in Annex I.
2. The ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall submit their respective draft infrastructure
gaps report to the Agency and the Commission for their opinion.
3. Within three months following receipt of the infrastructure gaps report together with the input
received in the consultation process and a report on how it was taken into account, the Agency shall
submit its opinion to the ENTSO for Electricity or ENTSO for Gas and the Commission.
4. The Commission, considering the Agency’s opinion referred to in paragraph 3, shall draft and submit
its opinion to the ENTSO for Electricity or the ENTSO for Gas.
5. The ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall adapt their infrastructure gaps reports
taking due account of the Agency’s opinion and in line with the Commission’s opinion before the
publication of the final infrastructure gaps reports.
CHAPTER V
OFFSHORE GRIDS FOR RENEWABLE INTEGRATION
Article 14
Offshore grid planning
1. By [31 July 2022], Member States, with the support of the Commission, within their specific priority
offshore grid corridors, set out in point (2) of Annex I, taking into account the specificities and
development in each region, shall jointly define and agree to cooperate on the amount of offshore
renewable generation to be deployed within each sea basin by 2050, with intermediate steps in 2030
and 2040, in view of their national energy and climate plans, the offshore renewable potential of each
sea basin, environmental protection, climate adaptation and other uses of the sea, as well as the Union’s
decarbonisation targets. That agreement shall be made in writing as regards each sea basin linked to the
territory of the Union.
2. By [31 July 2023] the ENTSO for Electricity, with the involvement of the relevant TSOs, the
national regulatory authorities and of the Commission and in line with the agreement referred to in
paragraph 1, shall develop and publish integrated offshore network development plans starting from the
2050 objectives, with intermediate steps for 2030 and 2040, for each sea-basin, in line with the priority
offshore grid corridors referred to in Annex I, taking into account environmental protection and other
EN 47 EN
uses of the sea. Those integrated offshore network development plans shall thereafter be updated every
three years.
3. The integrated offshore network development plans shall be compatible with the latest Union-wide
ten-Year Network Development Plans in order to ensure coherent development of onshore and offshore
grid planning.
4. The ENTSO for Electricity shall submit the draft integrated network development offshore plans to
the Commission for its opinion.
5. The ENTSO for Electricity shall adapt the integrated offshore network development plans taking due
account of the Commission opinion before the publication of the final reports and submit them to the
relevant priority offshore grid corridors, set out in Annex I.
6. For the purpose of ensuring the timely development of the offshore grids for renewable energy,
should the ENTSO for Electricity not develop, in time, the integrated offshore network development
plans, referred to in paragraph 2, the Commission shall, on the basis of expert advice, draw-up an
integrated offshore network development plan per sea-basin for each priority offshore grid corridor set
out in Annex I.
Article 15
Offshore grids for renewable energy cross-border cost sharing
1. The Commission shall develop, by means of implementing acts, principles for a specific cost-benefit
and cost-sharing methodology for the deployment of the integrated offshore network development plan
referred to in Article 14(2) in accordance with the agreement referred to in Article 14(1) as part of the
guidelines referred to in Article 16(10). Those implementing acts shall be adopted in accordance with
the advisory procedure referred to in Article 21(2).
2. Within 12 months from the publication of the principles referred to in paragraph 1, the ENTSO for
Electricity, with the involvement of the relevant TSOs, the national regulatory authorities and of the
Commission, shall present the results of the application of the cost-benefit and cost-sharing
methodology to the priority offshore grid corridors.
3. Within six months from the presentation of the results as referred to in paragraph 2, the relevant
Member States, shall update their written agreement referred to in Article 14(1) with the updated joint
definition of the amount of the offshore renewable generation to be deployed within each sea basin in
2050, with intermediate steps in 2030 and 2040, and the relevant agreement to cooperate for the
achievement of such amounts.
4. Within six months from the updated written agreements referred to in paragraph 3, for each sea
basin, the ENTSO for Electricity shall update the integrated offshore network development plans by
following the procedure set out in Article 14(2) to (5). The procedure described in Article 14(6) shall
apply.
EN 48 EN
CHAPTER VI
REGULATORY FRAMEWORK
Article 16
Enabling investments with cross-border impacts
1. The efficiently incurred investment costs, which excludes maintenance costs, related to a project of
common interest falling under the categories set out in points (1)(a), (b), (c) and (e) of Annex II and
projects of common interest falling under the category set out in point (3) of Annex II, where they fall
under the competency of national regulatory authorities, shall be borne by the relevant TSO or the
project promoters of the transmission infrastructure of the Member States which the project provides a
net positive impact, and, to the extent not covered by congestion rents or other charges, be paid for by
network users through tariffs for network access in that or those Member States.
2. The provisions of this Article shall apply to a project of common interest falling under the categories
set out in points (1)(a), (b), (c) and (e) of Annex II where at least one project promoter requests the
relevant national authorities their application for the costs of the project. They shall apply to a project
of common interest falling under the category set out in point (3) of Annex II, as relevant, only where
an assessment of market demand has already been carried out and indicated that the efficiently incurred
investment costs cannot be expected to be covered by the tariffs.
Projects falling under the category set out in points (1) (e) and (2) of Annex II may benefit from the
provisions of this Article where at least one project promoter requests its application to the relevant
national authorities.
Where a project has several project promoters, the relevant national regulatory authorities shall without
delay request all project promoters to submit the investment request jointly in accordance with
paragraph 3.
3. For a project of common interest to which paragraph 1 applies, the project promoters shall keep all
relevant national regulatory authorities regularly informed, at least once per year, and until the project
is commissioned, of the progress of that project and the identification of costs and impacts associated
with it.
As soon as such a project of common interest has reached sufficient maturity, and is estimated to be
ready to start the construction phase within the next 36 months, the project promoters, after having
consulted the TSOs from the Member States which receive a significant net positive impact from it,
shall submit an investment request. That investment request shall include a request for a cross-border
cost allocation and shall be submitted to all the relevant national regulatory authorities concerned,
accompanied by the following:
(a) up-to-date project-specific cost-benefit analysis consistent with the methodology drawn up
pursuant to Article 11 and taking into account benefits beyond the borders of the Member
States on the territory of which the project is located by using the same scenario as used in the
selection process for the elaboration of the Union list where the project of common interest is
listed;
(b) a business plan evaluating the financial viability of the project, including the chosen
financing solution, and, for a project of common interest falling under the category referred to
in point (3) of Annex II, the results of market testing;
EN 49 EN
(c) where the project promoters agree, a substantiated proposal for a cross-border cost
allocation.
Where a project is promoted by several project promoters, they shall submit their investment request
jointly.
The national regulatory authorities shall, upon receipt, transmit to the Agency, without delay, a copy of
each investment request, for information purposes.
The national regulatory authorities and the Agency shall preserve the confidentiality of commercially
sensitive information.
4. Within six months of the date on which the last investment request is received by the relevant
national regulatory authorities, those national regulatory authorities shall, after consulting the project
promoters concerned, take joint coordinated decisions on the allocation of investment costs to be borne
by each system operator for the project, as well as their inclusion in tariffs. The national regulatory
authorities shall include all the efficiently incurred investment costs in tariffs in line with the allocation
of investment costs to be borne by each system operator for the project. The national regulatory
authorities shall thereafter assess, where appropriate, whether any affordability issues might arise due
to the inclusion of the investment costs in tariffs.
In allocating the costs, the national regulatory authorities shall take into account actual or estimated:
– (a) congestion rents or other charges,
– (b) revenues stemming from the inter-transmission system operator compensation mechanism
established under Article 49 of Regulation (EU) 2019/943.
The allocation of costs across borders shall take into account, the economic, social and environmental
costs and benefits of the projects in the Member States concerned and the need to ensure a stable
financing framework for the development of projects of common interest while minimising the need for
financial support.
In allocating costs across borders, the relevant national regulatory authorities, in consultation with the
TSOs concerned, shall seek a mutual agreement based on, but not limited to, the information specified
in paragraphs 3(a) and (b). Their assessment shall be based on the same scenario as used in the
selection process for the elaboration of the Union list where the project of common interests is listed.
Where a project of common interest mitigates negative externalities, such as loop flows, and that
project of common interest is implemented in the Member State at the origin of the negative
externality, such mitigation shall not be regarded as a cross-border benefit and shall therefore not
constitute a basis for allocating costs to the TSO of the Member States affected by those negative
externalities.
5. National regulatory authorities shall, on the basis of the cross-border cost allocation referred to in
paragraph 4 of this Article, take into account actual costs incurred by a TSO or other project promoter
as a result of the investments when fixing or approving tariffs in accordance with Article 59(1)(a) of
Directive (EU) 2019/944 and Article 41(1)(a) of Directive 2009/73/EC, insofar as those costs
correspond to those of an efficient and structurally comparable operator.
The cost allocation decision shall be notified, without delay, by the national regulatory authorities to
the Agency, together with all the relevant information with respect to the decision. In particular, the
cost allocation decision shall set out detailed reasons for the allocation of costs among Member States,
including the following:
EN 50 EN
(a) an evaluation of the identified impacts on each of the concerned Member States, including
those concerning network tariffs;
(b) an evaluation of the business plan referred to in paragraph 3(b);
(c) regional or Union-wide positive externalities, such as security of supply, system flexibility,
solidarity or innovation, which the project would generate;
(d) the result of the consultation of the project promoters concerned.
The cost allocation decision shall be published.
6. Where the relevant national regulatory authorities have not reached an agreement on the investment
request within six months of the date on which the request was received by the last of the relevant
national regulatory authorities, they shall inform the Agency without delay.
In that case or upon a request from at least one of the relevant national regulatory authorities, the
decision on the investment request including cross-border cost allocation referred to in paragraph 3 as
well as the necessity for the inclusion of the cost of the investments, in its totality, as allocated across
borders in the tariffs shall be taken by the Agency within three months of the date of referral to the
Agency.
Before taking such a decision, the Agency shall consult the relevant national regulatory authorities and
the project promoters. The three-month period referred to in the second subparagraph may be extended
by an additional period of two months where further information is sought by the Agency. That
additional period shall begin on the day following receipt of the complete information.
The assessment of the Agency shall be based on the same scenario as used in the selection process for
the elaboration of the Union list where the project of common interest is listed.
The Agency shall leave the way investment costs are included in the tariffs in line with the cross-border
cost allocation prescribed for the determination of the relevant national authorities at the moment of the
implementation of the decision in accordance with national law.
The decision on the investment request including cross-border cost allocation shall be published.
Articles 25(3), 28 and 29 of Regulation (EU) 2019/942 shall apply.
7. A copy of all cost allocation decisions, together with all the relevant information with respect to each
decision, shall be notified, without delay, by the Agency to the Commission. That information may be
submitted in aggregate form. The Commission shall preserve the confidentiality of commercially
sensitive information.
8. Cost allocation decisions shall not affect the right of TSOs to apply and of national regulatory
authorities to approve charges for access to networks in accordance with Article 6 of Directive (EU)
2019/944, Article 32 of Directive 2009/73/EC, Article 18(1) and 18(3) to (6) of Regulation (EU)
2019/943, and Article 13 of Regulation (EC) No 715/2009.
9. This Article shall not apply to projects of common interest which have received an exemption:
(a) from Articles 32, 33 and 34 and Article 41(6), (8) and (10) of Directive 2009/73/EC
pursuant to Article 36 of that Directive;
(b) from Article 19(2) and (3) of Regulation (EU) 2019/943 or Articles 6, 59(7) and 60(1) of
Directive (EU) 2019/944 pursuant to Article 63 of Regulation (EU) 2019/943;
(c) from unbundling or third party access rules pursuant to Article 64 of Regulation (EU)
2019/943 and Article 66 of Directive (EU) 2019/944 or
(d) pursuant to Article 17 of Regulation (EC) No 714/2009.
EN 51 EN
10. By [31 December 2022], the Commission shall adopt implementing acts containing binding
guidelines to ensure uniform conditions for the implementation of this Article and the offshore grids for
renewable energy cross-border cost sharing as referred to in Article 15(1). The guidelines shall also
address the special situation of offshore grids for renewable energy projects of common interest by
including principles on how their cross-border cost allocation shall be coordinated with the financing,
market and political arrangements of offshore generation sites connected to them. In adopting or
amending the guidelines, the Commission shall consult ACER, the ENTSO for Electricity, the ENTSO
for Gas, and, where relevant, other stakeholders. Those implementing acts shall be adopted in
accordance with the advisory procedure referred to in Article 21(2).
Article 17
Incentives
1. Where a project promoter incurs higher risks for the development, construction, operation or
maintenance of a project of common interest falling under the competency of national regulatory
authorities, when compared to the risks normally incurred by a comparable infrastructure project,
Member States and national regulatory authorities shall ensure that appropriate incentives are granted
to that project in accordance with Article 58(f) of Directive (EU) 2019/944, Article 41(8) of Directive
2009/73/EC, Article 18(1) and (3) to (6) of Regulation (EU) 2019/943, and Article 13 of Regulation
(EC) No 715/2009.
The first subparagraph shall not apply where the project of common interest has received an
exemption:
(a) from Articles 32, 33, and 34 and Article 41(6), (8) and (10) of Directive 2009/73/EC
pursuant to Article 36 of that Directive;
(b) from Article 19(2) and (3) of Regulation (EU) 2019/943 or an exemption from Articles 6,
59(7) and 60(1) of Directive (EU) 2019/944 pursuant to Article 63 of Regulation (EU)
2019/943 ;
(c) pursuant to Article 36 of Directive 2009/73/EC ;
(d) pursuant to Article 17 of Regulation (EC) No 714/2009.
2. In their decision granting the incentives referred to in paragraph 1, national regulatory authorities
shall consider the results of the cost-benefit analysis on the basis of the methodology drawn up
pursuant to Article 11 and in particular the regional or Union-wide positive externalities generated by
the project. The national regulatory authorities shall further analyse the specific risks incurred by the
project promoters, the risk mitigation measures taken and the justification of the risk profile in view of
the net positive impact provided by the project, when compared to a lower-risk alternative. Eligible
risks shall in particular include risks related to new transmission technologies, both onshore and
offshore, risks related to under-recovery of costs and development risks.
3. The decision shall take into account the specific nature of the risk incurred and may grant incentives
covering, inter alia, the following measures:
(a) the rules for anticipatory investment;
(b) the rules for recognition of efficiently incurred costs before commissioning of the project;
(c) the rules for providing additional return on the capital invested for the project;
(d) any other measure deemed necessary and appropriate.
EN 52 EN
4. By [31 July 2022], each national regulatory authority shall submit to the Agency its methodology
and the criteria used to evaluate investments in energy infrastructure projects and the higher risks
incurred by them, updated in view of latest legislative, policy, technological and market developments.
Such methodology and criteria shall also expressly address the specific risks incurred by offshore grids
for renewable energy referred to in point (1)(e) of Annex II and by projects, which, while having low
capital expenditure, incur significant operating expenditure.
5. By [31 December 2022], taking due account of the information received pursuant to paragraph 4 of
this Article, the Agency shall facilitate the sharing of good practices and make recommendations in
accordance with Article 6 of Regulation (EU) 2019/942 regarding:
(a) the incentives referred to in paragraph 1 on the basis of a benchmarking of best practice by
national regulatory authorities;
(b) a common methodology to evaluate the incurred higher risks of investments in energy
infrastructure projects.
6. By [31 March 2023], each national regulatory authority shall publish its methodology and the criteria
used to evaluate investments in energy infrastructure projects and the higher risks incurred by them.
7. Where the measures referred to in paragraphs 5 and 6 are not sufficient to ensure the timely
implementation of projects of common interest, the Commission may issue guidelines regarding the
incentives laid down in this Article.
CHAPTER VII
FINANCING
Article 18
Eligibility of projects for Union financial assistance under Regulation (EU)… [on a Connecting
Europe Facility as proposed by COM(2018)438]
1. Projects of common interest falling under the categories set out in Annex II are eligible for Union
financial assistance in the form of grants for studies and financial instruments.
2. Projects of common interest falling under the categories set out in points (1)(a), (b), (c) and (e) of
Annex II and point (3) of Annex II, except for hydro-pumped electricity storage projects, are also
eligible for Union financial assistance in the form of grants for works where they fulfil all of the
following criteria:
(a) the project specific cost-benefit analysis pursuant to Article 16(3)(a) provides evidence
concerning the existence of significant positive externalities, such as security of supply,
system flexibility, solidarity or innovation;
(b) the project has received a cross-border cost allocation decision pursuant to Article 16 or, as
regards projects of common interest falling under the category set out in point (3) of Annex II,
where they do not fall under the competency of national regulatory authorities, and therefore
they do not receive a cross-border cost allocation decision, the project aims at providing
services across borders, bring technological innovation and ensure the safety of cross-border
grid operation;
(c) the project is not commercially viable according to the business plan and other assessments
carried out, in particular by potential investors or creditors or the national regulatory authority.
EN 53 EN
The decision on incentives and its justification referred to in Article 17(2) shall be taken into
account when assessing the project’s commercial viability.
3. Projects of common interest carried out in accordance with the procedure referred to in Article
5(7)(d) shall also be eligible for Union financial assistance in the form of grants for works where they
fulfil the criteria set out in paragraph 2 of this Article.
4. Projects of common interest falling under the categories set out in points (1)(d), (2) and (5) of Annex
II shall also be eligible for Union financial assistance in the form of grants for works, where the
concerned project promoters can clearly demonstrate significant positive externalities, such as security
of supply, system flexibility, solidarity or innovation, generated by the projects and provide clear
evidence of their lack of commercial viability, in accordance with the cost-benefit analysis, the
business plan and assessments carried out, in particular by potential investors or creditors or, where
applicable, a national regulatory authority.
5. Projects of mutual interest shall be assimilated with projects of common interest and be eligible for
Union financial assistance. Only the investments located on the territory of the Union which are part of
the project of mutual interest, shall be eligible for Union financial assistance in the form of grants for
works where they fulfil the criteria set out in paragraph 2, and where the cross-border cost allocation
decision referred to in paragraph 2(b) allocates costs across borders for at least two Member States in a
significant proportion in each Member State.
Article 19
Guidance for the award criteria of Union financial assistance
The specific criteria set out in Article 4(3) and the parameters set out in Article 4(5) shall apply for the
purpose of establishing award criteria for Union financial assistance in in Regulation (EU)… [on a
Connecting Europe Facility as proposed by COM(2018)438].
CHAPTER VIII
FINAL PROVISIONS
Article 20
Exercise of the delegation
1. The power to adopt delegated acts is conferred on the Commission subject to the conditions laid
down in this Article.
2. The power to adopt delegated acts referred to in Article 3 shall be conferred on the Commission for a
period of seven years from [1 January 2022]. The Commission shall draw up a report in respect of the
delegation of power not later than nine months before the end of the seven-year period. The delegation
of power shall be tacitly extended for periods of an identical duration, unless the European Parliament
or the Council opposes such extension not later than three months before the end of each period.
3. The delegation of power referred to in Article 3 may be revoked at any time by the European
Parliament or by the Council. A decision to revoke shall put an end to the delegation of the power
specified in that decision. It shall take effect the day following the publication of the decision in the
EN 54 EN
Official Journal of the European Union or at a later date specified therein. It shall not affect the validity
of any delegated acts already in force.
4. As soon as it adopts a delegated act, the Commission shall notify it simultaneously to the European
Parliament and to the Council.
5. A delegated act adopted pursuant to Article 3 shall enter into force only if no objection has been
expressed either by the European Parliament or the Council within a period of two months of
notification of that act to the European Parliament and the Council or if, before the expiry of that
period, the European Parliament and the Council have both informed the Commission that they will not
object. That period shall be extended by two months at the initiative of the European Parliament or of
the Council.
Article 21
Committee procedure
1. The Commission shall be assisted by a committee. That committee shall be a committee within the
meaning of Regulation (EU) No 182/2011.
2. Where reference is made to this paragraph, Article 4 of Regulation (EU) No 182/2011 shall apply.
Article 22
Reporting and evaluation
Not later than 31 December 2027, the Commission shall publish a report on the implementation of
projects of common interest and submit it to the European Parliament and the Council. That report shall
provide an evaluation of:
(a) the progress achieved in the planning, development, construction and commissioning of
projects of common interest selected pursuant to Article 3, and, where relevant, delays in
implementation and other difficulties encountered;
(b) the funds engaged and disbursed by the Union for projects of common interest, compared
to the total value of funded projects of common interest;
(c) the progress achieved in terms of integration of renewable energy sources and reduced
greenhouse gas emissions through the planning, development, construction and
commissioning of projects of common interest selected pursuant to Article 3;
(d) the progress achieved in the planning, development, construction and commissioning of
offshore grids for renewable energy and the enabled deployment of offshore renewable
energy;
(e) for the electricity and hydrogen sectors, the evolution of the interconnection level between
Member States, the corresponding evolution of energy prices, as well as the number of
network system failure events, their causes and related economic cost;
(f) the process of permit granting and public participation, in particular:
(i) the average and maximum total duration of the permit granting process for projects of
common interest, including the duration of each step of the pre-application procedure,
EN 55 EN
compared to the timing foreseen by the initial major milestones referred to in Article
10(5);
(ii) the level of opposition faced by projects of common interest, in particular the
number of written objections during the public consultation process and the number of
legal recourse actions;
(iii) an overview of best and innovative practices with regard to stakeholder involvement
and mitigation of environmental impact during permit granting processes and project
implementation, including climate adaptation;
(iv) the effectiveness of the schemes foreseen in Article 8(3) regarding compliance with
the time limits set out in Article 10;
(g) regulatory treatment, in particular:
(i) the number of projects of common interest having been granted a cross-border cost
allocation decision pursuant to Article 16;
(ii) the number and type of projects of common interest which received specific
incentives pursuant to Article 17;
(h) the effectiveness of this Regulation in contributing to the climate and energy targets for
2030, and, in the longer term, to the achievement of climate neutrality by 2050.
Article 23
Information and publicity
The Commission shall establish and maintain a transparency platform easily accessible to the general
public through the internet. The platform shall be regularly updated with information from the reports
referred to in Article 5(1) and the website referred to in Article 9(7). The platform shall contain the
following information:
(a) general, updated information, including geographic information, for each project of
common interest;
(b) the implementation plan as set out in Article 5(1) for each project of common interest
presented in a manner that allows the assessment of the progress in implementation at any
moment in time;
(c) the main expected benefits and the costs of the projects except for any commercially
sensitive information;
(d) the Union list;
(e) the funds allocated and disbursed by the Union for each project of common interest.
Article 24
Transitional provisions
EN 56 EN
This Regulation shall not affect the granting, continuation or modification of financial assistance
awarded by the Commission pursuant to Regulation (EU) No 1316/2013 of the European Parliament
and of the Council47
.
Article 25
Amendment to Regulation (EC) No 715/2009
In Article 8(10) of Regulation (EC) No 715/2009, the first subparagraph is replaced by the following:
‘The ENTSO for Gas shall adopt and publish a Union-wide network development plan
referred to in point (b) of paragraph 3 every two years. The Union-wide network
development plan shall include the modelling of the integrated network, including hydrogen
networks, scenario development, a European supply adequacy outlook and an assessment of
the resilience of the system’.
Article 26
Amendment to Directive 2009/73/EC
In Article 41(1) of Directive 2009/73/EC, point (v) is added:
‘(v) carry out the obligations laid out in Articles 3, 5(7), Articles 14, 15, 16 and Article 17 of
[the TEN-E Regulation as proposed by COM(2020)824];’
Article 27
Amendment to Directive (EU) 2019/944
In Article 59(1) of Directive (EU) 2019/944, point (zz) is added:
‘(zz) carry out the obligations laid out in Articles 3, 5 (7), Articles 14, 15, 16 and Article 17 of
[the TEN-E Regulation as proposed by COM(2020)824];’
Article 28
Amendment to Regulation (EU) 2019/943
The first sentence of Article 48 of Regulation (EC) 2019/943 is replaced by the following:
‘The Union-wide network development plan referred to under point (b) of Article 30(1) shall
include the modelling of the integrated network, including scenario development and an
assessment of the resilience of the system. It shall be fully consistent with the European
resource adequacy assessment developed pursuant to Article 23.’
47
Regulation (EU) No 1316/2013 of the European Parliament and of the Council of 11 December 2013 establishing
the Connecting Europe Facility, amending Regulation (EU) No 913/2010 and repealing Regulations (EC) No
680/2007 and (EC) No 67/2010, OJ L 348, 20.12.2013, p. 129
EN 57 EN
Article 29
Amendment to Regulation (EU) 2019/942
Points (c) and (d) of Article 11 of Regulation (EU) 2019/942 are replaced by the following:
(c) carry out the obligations laid out in Articles 5, Articles 11(2), 11(8), 11(9), 11(10), Articles
12, 13 and Article 17(5) and in point (12) of Annex III of [the TEN-E Regulation as proposed by
COM(2020)824];
(d) take decisions on approving incremental changes to cost-benefit analysis methodologies
pursuant to Article 11(6) and on investment requests including cross-border cost allocation
pursuant to Article 16(6) of [TEN-E Regulation as proposed by COM(2020)824].
Article 30
Repeal
Regulation (EU) No 347/2013 is repealed from [1 January 2022]. No rights shall arise under the
present Regulation for projects listed in the Annexes to Regulation (EU) 347/2013.
Article 31
Entry into force
This Regulation shall enter into force on the twentieth day following that of its publication in the
Official Journal of the European Union.
It shall apply from [1 January 2022].
This Regulation shall be binding in its entirety and directly applicable in all Member States.
Done at Brussels,
For the European Parliament For the Council
The President The President
[...] [...]
EN 58 EN
LEGISLATIVE FINANCIAL STATEMENT ‘AGENCIES’
1. FRAMEWORK OF THE PROPOSAL/INITIATIVE
1.1. Title of the proposal/initiative
Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council on guidelines for
trans-European energy infrastructure and repealing Regulation (EU)No 347/2013
1.2. Policy area(s) concerned
Policy area: I. Single market, innovation and digital
Activity: 02. European Strategic Investments
1.3. The proposal relates to
 a new action
 a new action following a pilot project/preparatory action48
 the extension of an existing action
 a merger of one or more actions towards another/a new action
1.4. Objective(s)
1.4.1. General objective(s)
The general objective of the initiative is to facilitate the timely development of adequate
energy infrastructure across the Union and in its neighbourhood to enable delivering on the
Union’s energy and climate objectives in line with the European Green Deal, in particular on
the 2030/50 targets including the climate-neutrality objective, as well as market integration,
competitiveness, and security of supply at least cost to consumers and businesses.
1.4.2. Specific objective(s)
Specific objectives
1) Enable the identification of the cross-border projects and investments across the Union and
with its neighbouring countries that are necessary for the energy transition and climate targets;
2) Improve infrastructure planning for energy system integration and offshore grids;
3) Shorten permitting procedures for PCIs to avoid delays in projects that facilitate the energy
transition;
4) Ensure the appropriate use of cost sharing tools and regulatory incentives.
48
As referred to in Article 58(2)(a) or (b) of the Financial Regulation.
EN 59 EN
1.4.3. Expected result(s) and impact
Specify the effects which the proposal/initiative should have on the beneficiaries/groups targeted.
Specific objective 1:
Implementation of PCIs that support the achievement of the climate neutrality objective by
enabling RES integration.
Specific objective 2:
Achieve a significant increase in the deployment of offshore renewable energy.
Specific objective 3:
European approach to infrastructure planning for hydrogen networks.
Specific objective 4:
Reduce delays in PCI implementation.
1.4.4. Indicators of performance
Specify the indicators for monitoring progress and achievements.
Specific objective 1:
The number and types of PCIs under the defined priority corridors / thematic areas: reduced
curtailment of renewable energy; doubling the number of smart electricity projects compared
to current levels by 2026.
Specific objective 2:
Number of PCIs: at least 10 PCIs to support the deployment of offshore renewable energy by
2026.
Specific objective 3:
Number of PCIs: at least 5 hydrogen PCIs by 2026.
Specific objective 4:
The average and maximum total duration of authorisation procedures for projects of common
interest: reduce share of PCIs that are delayed in a given year compared to the initially planned
commissioning date.
1.5. Grounds for the proposal/initiative
1.5.1. Requirement(s) to be met in the short or long term including a detailed timeline for roll-out of
the implementation of the initiative
The Regulation on trans-European energy networks (TEN-E), adopted in 2013, lays down
rules for the timely development and interoperability of trans-European energy networks in
order to achieve the energy policy objectives of the Treaty on the Functioning of the European
Union (TFEU) to ensure the functioning of the internal energy market and security of supply
in the Union, to promote energy efficiency and energy saving and the development of new and
renewable forms of energy, and to promote the interconnection of energy networks. The TEN-
E Regulation puts in place a framework for Member States and relevant stakeholders to work
together in a regional setting to develop better connected energy networks with the aim to
connect regions currently isolated from European energy markets, strengthen existing cross-
border interconnections, and help integrate renewable energy.
EN 60 EN
As such, the TEN-E is a central instrument in the development of an internal energy market
and necessary to achieve the European Green Deal objectives. To achieve climate neutrality
by 2050 and higher levels of greenhouse gas emission reductions by 2030, Europe will need a
more integrated energy system, relying on higher levels of electrification based on renewable
sources and the decarbonisation of the gas sector. The TEN-E can ensure that the Union
energy infrastructure development supports the required energy transition.
While the objectives of the current Regulation remain largely valid, their focus on 2020/30
targets must be upgraded to reflect the new political context and the 2050 climate neutrality
objective under the European Green Deal. Besides the new political context and objectives,
technological development has been rapid in the past decade. This progress should be taken
into account in the infrastructure categories covered by the Regulation, the PCI selection
criteria as well as the priority corridors and thematic areas.
In addition to the tasks already falling within its remit under the ACER Regulation, the present
initiative results in ACER being given a mandate to carry additional tasks, namely:
- to develop framework guidelines to define and guide the ENTSO for Electricity and ENTSO
for Gas in the development of their scenarios;
- to approve incremental improvements of the Cost Benefit methodologies developed by
ENTSO for Electricity and ENTSO for Gas.
1.5.2. Added value of Union involvement (it may result from different factors, e.g. coordination
gains, legal certainty, greater effectiveness or complementarities). For the purposes of this
point 'added value of Union involvement' is the value resulting from Union intervention which
is additional to the value that would have been otherwise created by Member States alone.
Reasons for action at European level (ex-ante)
Energy transmission infrastructure (including an interconnected offshore grid and smart grid
infrastructure) has a European added value due to its cross-border impacts and is essential to
achieve a climate neutral energy system. A framework for regional cooperation across
Member States is necessary to develop cross-border energy infrastructure. Individual Member
State regulations and actions are insufficient to deliver these infrastructure projects as a whole.
Expected generated Union added value (ex-post)
Internal energy market is based on cross-border interconnectors, development of which
requires cooperation of two or more Member States; through cooperation the initiative will
support a more cost-efficient and effective approach to develop an adequate cross-border
infrastructure and the achievement of the Union climate and energy targets at least cost for
consumers and businesses.
1.5.3. Lessons learned from similar experiences in the past
The evaluation of the current TEN-E Regulation has shown that it has effectively improved
integration of Member States’ networks, stimulated energy trade and hence contributed to
Union competitiveness, as shown in the evidence on interconnection targets and energy prices
and their convergence across the Union. PCIs in electricity and in particular in gas have
strongly contributed to security of supply as a main contextual driver to the design of the
TEN-E Regulation. For gas, the infrastructure is now well connected and supply resilience has
improved substantially since 2013. Regional cooperation in Regional Groups and through
cross-border cost allocation is an important enabler for project implementation. However, in
many cases the cross-border cost allocation did not result in reducing the financing gap of the
EN 61 EN
project, as intended. While permitting procedures have been shortened, long permitting
procedures persist in some cases. While the underlying reasons are mainly related to national
implementation and outside the scope of the TEN-E Regulation, there are elements that can be
improved. CEF financial assistance was an important factor, grants for studies helped projects
to reduce risks in the early stages of development while grants for works supported projects
addressing key bottlenecks that market finance could not sufficiently address.
1.5.4. Compatibility with the Multiannual Financial Framework and possible synergies with other
appropriate instruments
The initiative will contribute to achieving climate neutrality by 2050, starting with a 55%
reduction in GHG emissions by 2030, the key climate objective of the European Green Deal
presented by the von der Leyen Commission in December 2019. Providing for the eligibility
criteria for financial assistance under the Connecting Europe Facility (CEF) for projects of
common interest (PCIs), the initiative contributes to the objectives of the MFF 2021-2027
including on climate mainstreaming.
1.5.5. Assessment of the different available financing options, including scope for redeployment
The large majority of the budgetary implications of this proposal are dealt with under the legal
financial statement of the Proposal for a Regulation establishing the Connecting Europe
Facility. The specific budgetary impact of this initiative is limited to the resources necessary
for ACER to fulfil its additional mandate. In the impact assessment different options have
been assessed to meet the objective of an improved infrastructure planning for energy system
integration. The preferred option is the most cost-efficient approach.
EN 62 EN
1.6. Duration and financial impact of the proposal/initiative
 limited duration
–  Proposal/initiative in effect from [DD/MM]YYYY to [DD/MM]YYYY
–  Financial impact from YYYY to YYYY
 unlimited duration
– Implementation with a start-up period from YYYY to YYYY,
– followed by full-scale operation.
1.7. Management mode(s) planned49
 Direct management by the Commission through
–  executive agencies
 Shared management with the Member States
 Indirect management by entrusting budget implementation tasks to:
 international organisations and their agencies (to be specified);
the EIB and the European Investment Fund;
 bodies referred to in Articles 70 and 71;
 public law bodies;
 bodies governed by private law with a public service mission to the extent that they provide
adequate financial guarantees;
 bodies governed by the private law of a Member State that are entrusted with the
implementation of a public-private partnership and that provide adequate financial guarantees;
 persons entrusted with the implementation of specific actions in the CFSP pursuant to
Title V of the TEU, and identified in the relevant basic act.
Comments
n.a.
49
Details of management modes and references to the Financial Regulation may be found on the BudgWeb site:
https://myintracomm.ec.europa.eu/budgweb/EN/man/budgmanag/Pages/budgmanag.aspx.
EN 63 EN
2. MANAGEMENT MEASURES
2.1. Monitoring and reporting rules
Specify frequency and conditions.
The regular reporting and monitoring procedures existing under the current TEN-E framework
remain in place such as the ACER report to the Regional Groups. In addition, ACER is
publishing all the outcomes of their tasks on their website.
The large majority of the budgetary implications of this proposal are dealt with under the legal
financial statement of the Proposal for a Regulation establishing the Connecting Europe
Facility. Under the proposed CEF regulation, a revised performance framework will be put in
place to monitor the achievement of the Programme's objectives and its contribution to Union
policy objectives. In the field of Energy, indicators to monitor implementation and progress of
the Programme will relate in particular to the contribution to interconnectivity and integration
of markets, security of energy supply and sustainable development through enabling
decarbonisation by an increased penetration of renewable energy in the energy systems as well
cross-border cooperation in the field of renewables.
The additional tasks to be managed by ACER will contribute to ensure that the initiative’s
objectives are met, in particular improved infrastructure planning for energy system
integration and the identification of the cross-border projects and investments across the Union
and with its neighbouring countries that are necessary for the energy transition and climate
targets.
In addition to the TEN-E specific reporting and monitoring procedures in place, all Union
Agencies work under a strict monitoring system involving internal audit capability, the
Internal Audit Service of the Commission, ACER's Administrative Board, the Court of
Auditors and the Budgetary Authority. This system was laid down with the founding
Regulation of ACER of 2009 and will continue to apply.
2.2. Management and control system(s)
2.2.1. Justification of the management mode(s), the funding implementation mechanism(s), the
payment modalities and the control strategy proposed
The large majority of the budgetary implications of this proposal are dealt with under the legal
financial statement of the Proposal for a Regulation establishing the Connecting Europe
Facility. However, the attribution of additional tasks to ACER requires additional resources,
corresponding to 1 FTE. This is justified by the work required to develop new framework
guidelines to define and guide the ENTSO for Electricity and ENTSO for Gas scenarios in the
development of their scenarios and the assessment of incremental improvements of the Cost
Benefit methodologies developed by ENTSO for Electricity and ENTSO for Gas. These tasks
require specific expertise to be built up and maintained within ACER.
2.2.2. Information concerning the risks identified and the internal control system(s) set up to
mitigate them
The risks identified to the expenditure made under the Connecting Europe Facility, and the
related mitigating controls are dealt with under the legal financial statement of the Proposal for
a Regulation of the European Parliament and of the Council establishing the Connecting
Europe Facility and repealing Regulations (EU) No 1316/2013 and (EU) No 283/2014.
EN 64 EN
No specific risk was identified in respect of the additional tasks attributed to ACER. The
additional resources put at the disposal of ACER will be covered by ACER’s internal control
system that is aligned with the relevant international standards and includes specific controls
to prevent conflict of interests and ensure the protection of whistle-blowers.
2.2.3. Estimation and justification of the cost-effectiveness of the controls (ratio of "control costs ÷
value of the related funds managed"), and assessment of the expected levels of risk of error (at
payment & at closure)
The assessment of the cost of control and the risk of errors related to the expenditure made
under the Connecting Europe Facility are dealt with under the legal financial statement of the
Proposal for a Regulation establishing the Connecting Europe Facility.
DG ENER maintains a supervision strategy covering the activities of ACER. The costs of
control of the additional tasks entrusted to ACER will be assessed against the risk profile of
the Agency and against the needs for monitoring and supervision of the Agency’s activities.
However, the limited scope of these additional activities should not have any significant
impact on the cost of controlling the Agency. Over the last 5 years (2015-2019), the cost of
control of ACER against the amount of the Union contribution remained relatively stable, in
the range of 1.2% to 2%.
As the budgetary impact is limited to the provision of additional resources, the risk of error is
expected to remain under the threshold of 2% of total expenditure over the lifetime of the
programme.
EN 65 EN
2.3. Measures to prevent fraud and irregularities
Specify existing or envisaged prevention and protection measures, e.g. from the Anti-Fraud Strategy.
The Commission will ensure that appropriate measures are in place to ensure that, when the
actions are implemented, the financial interests of the Union are protected by the application
of preventive measures against fraud, corruption and any other illegal activities
DG ENER maintains a specific Anti-Fraud Strategy of DG ENER that will be updated by end
2020, following the revision of the Commission's Anti-Fraud Strategy in April 2019
(COM(2019) 196).
The measures taken to prevent fraud and irregularities for projects funder by the Connecting
Europe Facility are presented under the legal financial statement of the Proposal for a
Regulation establishing the Connecting Europe Facility.
ACER revised its anti-fraud strategy, based on an assessment of the fraud risks to which the
Agency could be exposed in accomplishing its mandate. ACER cooperates with the
Commission services on matters relating to preventing fraud and irregularity. The Commission
will ensure that this cooperation will continue and will be strengthened. Furthermore, ACER
adopted in 2018 Guidelines on the Management of Conflict of interests.
Provisions concerning the protection of the financial interest of the Union are included under
Article 26 of the Proposal for a Regulation establishing the Connecting Europe Facility.
3. ESTIMATED FINANCIAL IMPACT OF THE PROPOSAL/INITIATIVE
3.1. Heading(s) of the multiannual financial framework and expenditure budget line(s)
affected
 Existing budget lines
In order of multiannual financial framework headings and budget lines.
Heading of
multiannual
financial
framework
Budget line
Type of
expenditure
Contribution
Number Diff./Non-
diff.50
from
EFTA
countries
51
from
candidate
countries52
from third
countries
within the meaning
of Article 21(2)(b)
of the Financial
Regulation
I. Single
market,
innovation
and digital
02 10 06 ACER
Diff. YES NO NO NO
 New budget lines requested
In order of multiannual financial framework headings and budget lines.
Heading of
multiannual
Budget line
Type of
expenditure
Contribution
50
Diff. = Differentiated appropriations / Non-diff. = Non-differentiated appropriations.
51
EFTA: European Free Trade Association.
52
Candidate countries and, where applicable, potential candidates from the Western Balkans.
EN 66 EN
financial
framework Number Diff./non-
diff.
from
EFTA
countries
from
candidate
countries
from third
countries
within the meaning
of Article 21(2)(b)
of the Financial
Regulation
[XX.YY.YY.YY]
YES/NO YES/NO YES/NO YES/NO
EN 67 E
3.2. Estimated impact on expenditure
3.2.1. Summary of estimated impact on expenditure
EUR million (to three decimal places)
Heading of multiannual financial
framework
Number Heading 1A
ACER (new tasks only) 2022 2023 2024 2025 2026 2027 TOTAL
Title 1:
Commitments (1) 0.077 0.156 0.159 0.162 0.166 0.169 0.889
Payments (2) 0.077 0.156 0.159 0.162 0.166 0.169 0.889
Title 2:
Commitments (1a)
Payments (2a)
Title 3: Commitments (3a)
Payments (3b)
TOTAL appropriations
for ACER
Commitments
=1+1a
+3a 0.077 0.156 0.159 0.162 0.166 0.169 0.889
Payments
=2+2a
+3b
0.077 0.156 0.159 0.162 0.166 0.169 0.889
EN 68 E
Heading of multiannual financial
framework
5 ‘Administrative expenditure’
EUR million (to three decimal places)
2022 2023 2024 2025 2026 2027 TOTAL
DG: ENER supervision of new tasks only
 Human Resources 0 0 0 0 0 0 0
 Other administrative expenditure 0 0 0 0 0 0 0
TOTAL DG ENER Appropriations 0 0 0 0 0 0 0
TOTAL appropriations
under HEADING 5
of the multiannual financial framework
(Total commitments =
Total payments)
0 0 0 0 0 0 0
EUR million (to three decimal places)
2022 2023 2024 2025 2026 2027 TOTAL
TOTAL appropriations
under HEADINGS 1 to 5
of the multiannual financial framework
Commitments 0.077 0.156 0.159 0.162 0.166 0.169 0.889
Payments 0.077 0.156 0.159 0.162 0.166 0.169 0.889
EN 69 EN
3.2.2. Estimated impact on [body]'s appropriations
–  The proposal/initiative does not require the use of operational appropriations
–  The proposal/initiative requires the use of operational appropriations, as explained below:
Commitment appropriations in EUR million (to three decimal places)
Indicate
objectives and
outputs

Year
N
Year
N+1
Year
N+2
Year
N+3
Enter as many years as necessary to show the
duration of the impact (see point 1.6)
TOTAL
OUTPUTS
Type53
Avera
ge
cost
No
Cost
No
Cost
No
Cost
No
Cost
No
Cost
No
Cost
No
Cost
Total
No
Total
cost
SPECIFIC OBJECTIVE No 154
…
- Output
- Output
- Output
Subtotal for specific objective No 1
SPECIFIC OBJECTIVE No 2 ...
- Output
Subtotal for specific objective No 2
TOTAL COST
53
Outputs are products and services to be supplied (e.g.: number of student exchanges financed, number of km of roads built, etc.).
54
As described in point 1.4.2. ‘Specific objective(s)…’
EN 70 EN
3.2.3. Estimated impact on ACER's human resources
3.2.3.1. Summary
–  The proposal/initiative does not require the use of appropriations of an
administrative nature
–  The proposal/initiative requires the use of appropriations of an administrative
nature, as explained below:
EUR million (to three decimal places)
2022 2023 2024 2025 2026 2027 TOTAL
Temporary agents (AD
Grades)*
0.077 0.156 0.159 0.162 0.166 0.169 0.889
Temporary agents
(AST grades)
Contract staff
Seconded National
Experts
TOTAL 0.077 0.156 0.159 0.162 0.166 0.169 0.889
* based on average costs of EUR 150.000 for temporary agemt (AD Grades) and an annual
inflation rate of 2%
Staff requirements (FTE):
2022 2023 2024 2025 2026 2027 TOTAL
Temporary agents (AD
Grades)
1 1 1 1 1 1
Temporary agents
(AST grades)
Contract staff
Seconded National
Experts
TOTAL 1 1 1 1 1 1
The recruitment is planned in the second half of 2022, in order to prepare the implementation
of the Regulation. Its adoption should come if possible in mid2022. Therefore, for 2022 only
50% of the average cost is taken into account.
EN 71 EN
The offsetting of the budget requested to cover the increase of HR resources in ACER will be
done by reducing by the same amount the budget of the Connecting Europe Facility Energy
Programme (CEF Energy) in the same Heading.
EN 72 EN
3.2.3.2. Estimated requirements of human resources for the parent DG
–  The proposal/initiative does not require the use of human resources.
–  The proposal/initiative requires the use of human resources, as explained
below:
Estimate to be expressed in full amounts (or at most to one decimal place)
Year
N
Year
N+1
Year
N+2
Year
N+3
Enter as many years as
necessary to show the
duration of the impact (see
point 1.6)
Establishment plan posts (officials and
temporary staff)
XX 01 01 01 (Headquarters and
Commission’s Representation
Offices)
XX 01 01 02 (Delegations)
XX 01 05 01 (Indirect research)
10 01 05 01 (Direct research)
 External staff (in Full Time Equivalent
unit: FTE)55
XX 01 02 01 (AC, END, INT from
the ‘global envelope’)
XX 01 02 02 (AC, AL, END, INT
and JPD in the Delegations)
XX 01 04
yy56
- at
Headquarters57
- in
Delegations
XX 01 05 02 (AC, END, INT –
Indirect research)
10 01 05 02 (AC, END, INT –
Direct research)
Other budget lines (specify)
TOTAL
XX is the policy area or budget title concerned.
The proposal does not require additional human resources in the DG. Its implementation and
monitoring will be performed by the staff already assigned to TEN-E policy in DG ENER.
55
AC = Contract Staff; AL = Local Staff; END = Seconded National Expert; INT = agency staff; JPD =
Junior Professionals in Delegations.
56
Sub-ceiling for external staff covered by operational appropriations (former ‘BA’ lines).
57
Mainly for the Structural Funds, the European Agricultural Fund for Rural Development (EAFRD) and
the European Fisheries Fund (EFF).
EN 73 EN
The human resources required will be met by staff from the DG who are already assigned to
management of the action and/or have been redeployed within the DG, together if necessary
with any additional allocation which may be granted to the managing DG under the annual
allocation procedure and in the light of budgetary constraints.
Description of tasks to be carried out:
Officials and temporary staff
External staff
Description of the calculation of cost for FTE units should be included in the Annex V,
section 3.
EN 74 EN
3.2.4. Compatibility with the current multiannual financial framework
–  The proposal/initiative is compatible the current multiannual financial
framework.
–  The proposal/initiative will entail reprogramming of the relevant heading in the
multiannual financial framework.
Explain what reprogramming is required, specifying the budget lines concerned and the corresponding
amounts.
n.a.
–  The proposal/initiative requires application of the flexibility instrument or
revision of the multiannual financial framework58
.
Explain what is required, specifying the headings and budget lines concerned and the corresponding
amounts.
n.a.
3.2.5. Third-party contributions
– The proposal/initiative does not provide for co-financing by third parties.
– The proposal/initiative provides for the co-financing estimated below:
EUR million (to three decimal places)
Year
N
Year
N+1
Year
N+2
Year
N+3
Enter as many years as necessary
to show the duration of the
impact (see point 1.6)
Total
Specify the co-financing
body
TOTAL appropriations
co-financed
58
See Articles 11 and 17 of Council Regulation (Union, Euratom) No 1311/2013 laying down the
multiannual financial framework for the years 2014-2020.
EN 75 EN
3.3. Estimated impact on revenue
–  The proposal/initiative has no financial impact on revenue.
–  The proposal/initiative has the following financial impact:
 on own resources
 on other revenue
 please indicate, if the revenue is assigned to expenditure lines
EUR million (to three decimal places)
Budget revenue line:
Appropriation
s available for
the current
financial year
Impact of the proposal/initiative59
Year
N
Year
N+1
Year
N+2
Year
N+3
Enter as many years as necessary to show
the duration of the impact (see point 1.6)
Article ………….
For miscellaneous ‘assigned’ revenue, specify the budget expenditure line(s) affected.
Specify the method for calculating the impact on revenue.
59
As regards traditional own resources (customs duties, sugar levies), the amounts indicated must be net
amounts, i.e. gross amounts after deduction of 20 % for collection costs.


EN EN
EUROPEAN
COMMISSION
Brussels, 15.12.2020
COM(2020) 824 final
ANNEXES 1 to 6
ANNEXES
to the
Proposal for a
REGULATION OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL
on guidelines for trans-European energy infrastructure and repealing Regulation (EU)
No 347/2013
{SEC(2020) 431 final} - {SWD(2020) 346 final} - {SWD(2020) 347 final}
Europaudvalget 2020
KOM (2020) 0824
Offentligt
EN 1 EN
ANNEX I
ENERGY INFRASTRUCTURE PRIORITY CORRIDORS AND AREAS
1. PRIORITY ELECTRICITY CORRIDORS
(1) North-South electricity interconnections in Western Europe (‘NSI West Electricity’):
interconnections between Member States of the region and with the Mediterranean area
including the Iberian peninsula, notably to integrate electricity from renewable energy sources
and reinforce internal grid infrastructures to foster market integration in the region.
Member States concerned: Austria, Belgium, France, Germany, Ireland, Italy, Luxembourg,
Netherlands, Malta, Portugal and Spain;
(2) North-South electricity interconnections in Central Eastern and South Eastern Europe
(‘NSI East Electricity’): interconnections and internal lines in North-South and East-West
directions to complete the internal market and integrate generation from renewable energy
sources.
Member States concerned: Austria, Bulgaria, Croatia, Czech Republic, Cyprus, Germany,
Greece, Hungary, Italy, Poland, Romania, Slovakia and Slovenia;
(3) Baltic Energy Market Interconnection Plan in electricity (‘BEMIP Electricity’):
interconnections between Member States and internal lines in the Baltic region, to foster
market integration while integrating growing shares of renewable energy in the region.
Member States concerned: Denmark, Estonia, Finland, Germany, Latvia, Lithuania, Poland
and Sweden.
2. PRIORITY OFFSHORE GRID CORRIDORS
(4) Northern Seas offshore grid (‘NSOG’): integrated offshore electricity grid development
and the related interconnectors in the North Sea, the Irish Sea, the English Channel and
neighbouring waters to transport electricity from renewable offshore energy sources to centres
of consumption and storage and to increase cross-border electricity exchange.
Member States concerned: Belgium, Denmark, France, Germany, Ireland, Luxemburg, the
Netherlands and Sweden;
(5) Baltic Energy Market Interconnection Plan offshore grid (‘BEMIP offshore’): integrated
offshore electricity grid development and the related interconnectors in the Baltic Sea and
neighbouring waters to transport electricity from renewable offshore energy sources to centres
of consumption and storage and to increase cross-border electricity exchange.
Member States concerned: Denmark, Estonia, Finland, Germany, Latvia, Lithuania, Poland
and Sweden;
(6) South and East offshore grid: integrated offshore electricity grid development and the
related interconnectors in the Mediterranean Sea, Black Sea and neighbouring waters to
transport electricity from renewable offshore energy sources to centres of consumption and
storage and to increase cross-border electricity exchange.
Member States concerned: Bulgaria, Cyprus, Croatia, France, Greece, Italy, Malta, Romania,
Slovenia, and Spain;
(7) South Western Europe offshore grid: integrated offshore electricity grid development and
the related interconnectors in the North Atlantic Ocean waters to transport electricity from
renewable offshore energy sources to centres of consumption and storage and to increase
cross-border electricity exchange.
EN 2 EN
Member States concerned: France, Ireland, Portugal and Spain.
3. PRIORITY CORRIDORS FOR HYDROGEN AND ELECTROLYSERS
(8) Hydrogen interconnections in Western Europe (‘HI West’): hydrogen infrastructure
enabling the emergence of an integrated hydrogen backbone connecting the countries of the
region and addressing their specific infrastructure needs for hydrogen supporting the
emergence of an EU-wide network for hydrogen transport.
Electrolysers: supporting the deployment of power-to-gas applications aiming to enable
greenhouse gas reductions and contributing to secure, efficient and reliable system operation
and smart energy system integration. Member States concerned: Austria, Belgium, Denmark,
France, Germany, Ireland, Italy, Luxembourg, Malta, the Netherlands, Portugal, and Spain;
(9) Hydrogen interconnections in Central Eastern and South Eastern Europe (‘HI East’):
hydrogen infrastructure enabling the emergence of an integrated hydrogen backbone
connecting the countries of the region and addressing their specific infrastructure needs for
hydrogen supporting the emergence of an EU-wide network for hydrogen transport.
Electrolysers: supporting the deployment of power-to-gas applications aiming to enable
greenhouse gas reductions and contributing to secure, efficient and reliable system operation
and smart energy system integration. Member States concerned: Austria, Bulgaria, Croatia,
Cyprus, Czech Republic, Germany, Greece, Hungary, Italy, Poland, Romania, Slovakia and
Slovenia;
(10) Baltic Energy Market Interconnection Plan in hydrogen (‘BEMIP Hydrogen’): hydrogen
infrastructure enabling the emergence of an integrated hydrogen backbone connecting the
countries of the region and addressing their specific infrastructure needs for hydrogen
supporting the emergence of an EU-wide network for hydrogen transport.
Electrolysers: supporting the deployment of power-to-gas applications aiming to enable
greenhouse gas reductions and contributing to secure, efficient and reliable system operation
and smart energy system integration. Member States concerned: Denmark, Estonia, Finland,
Germany, Latvia, Lithuania, Poland and Sweden.
4. PRIORITY THEMATIC AREAS
(11) Smart electricity grids deployment: adoption of smart grid technologies across the Union
to efficiently integrate the behaviour and actions of all users connected to the electricity
network, in particular the generation of large amounts of electricity from renewable or
distributed energy sources and demand response by consumers.
Member States concerned: all;
(12) Cross-border carbon dioxide network: development of carbon dioxide transport
infrastructure between Member States and with neighbouring third countries in view of the
deployment of carbon dioxide capture and storage.
Member States concerned: all;
(13) Smart gas grids: Adoption of smart gas grid technologies across the Union to efficiently
integrate a plurality of renewable and low-carbon gas sources into the gas network, support
the uptake of innovative solutions for network management and facilitating smart energy
sector integration and demand response.
Member States concerned: all.
EN 3 EN
ANNEX II
ENERGY INFRASTRUCTURE CATEGORIES
The energy infrastructure categories to be developed in order to implement the energy
infrastructure priorities listed in Annex I are the following:
(1) concerning electricity:
(a) high-voltage overhead transmission lines, if they have been designed for a
voltage of 220 kV or more, and underground and submarine transmission
cables, if they have been designed for a voltage of 150 kV or more;
(b) electricity storage facilities used for storing electricity on a permanent or
temporary basis in above-ground or underground infrastructure or geological
sites, provided they are directly connected to high-voltage transmission lines
designed for a voltage of 110 kV or more;
(c) any equipment or installation essential for the systems referred to in points
(a) and (b) to operate safely, securely and efficiently, including protection,
monitoring and control systems at all voltage levels and substations;
(d) systems and components integrating ICT, through operational digital
platforms, control systems and sensor technologies both at transmission and
medium voltage distribution level, aiming at a more efficient and intelligent
electricity transmission and distribution network, increased capacity to
integrate new forms of generation, storage and consumption and facilitating
new business models and market structures;
(e) any equipment or installation falling under category referred to in point (a)
having dual functionality: interconnection and transmission of offshore
renewable electricity from the offshore generation sites to two or more
countries, as well as any offshore adjacent equipment or installation essential to
operate safely, securely and efficiently, including protection, monitoring and
control systems, and necessary substations if they also ensure technology
interoperability inter alia interface compatibility between different
technologies, (‘offshore grids for renewable energy’).
(2) concerning smart gas grids:
(a) any of the following equipment or installation aiming at enabling and
facilitating the integration of renewable and low-carbon gases (including
biomethane or hydrogen) into the network: digital systems and components
integrating ICT, control systems and sensor technologies to enable the
interactive and intelligent monitoring, metering, quality control and
management of gas production, transmission, distribution and consumption
within a gas network. Furthermore, such projects may also include equipment
to enable reverse flows from the distribution to the transmission level and
related necessary upgrades to the existing network.
(3) concerning hydrogen:
(a) transmission pipelines for the transport of hydrogen, giving access to
multiple network users on a transparent and non-discriminatory basis, which
EN 4 EN
mainly contains high-pressure hydrogen pipelines, excluding pipelines for the
local distribution of hydrogen;
(b) underground storage facilities connected to the high-pressure hydrogen
pipelines referred to in point (a);
(c) reception, storage and regasification or decompression facilities for
liquefied hydrogen or hydrogen embedded in other chemical substances with
the objective of injecting the hydrogen into the grid;
(d) any equipment or installation essential for the hydrogen system to operate
safely, securely and efficiently or to enable bi-directional capacity, including
compressor stations.
Any of the assets listed in points (a), (b), (c), and (d) may be newly constructed
assets or assets converted from natural gas dedicated to hydrogen, or a
combination of the two.
(4) concerning electrolyser facilities:
(a) electrolysers that: (i) have at least 100 MW capacity, (ii) the production
complies with the life cycle greenhouse gas emissions savings requirement of
70 % relative to a fossil fuel comparator of 94g CO2e/MJ as set out in Article
25(2) and Annex V of Directive (EU) 2018/2001 of the European Parliament
and of the Council.1
Life cycle greenhouse gas emissions savings are
calculated using the methodology referred to in Article 28(5) of Directive (EU)
2018/2001 or, alternatively, using ISO 14067 or ISO 14064-1. Quantified life-
cycle GHG emission savings are verified in line with Article 30 of Directive
(EU) 2018/2001 where applicable, or by an independent third party, and (iii)
have also a network-related function;
(b) related equipment.
(5) concerning carbon dioxide:
(a) dedicated pipelines, other than upstream pipeline network, used to transport
carbon dioxide from more than one source, i.e. industrial installations
(including power plants) that produce carbon dioxide gas from combustion or
other chemical reactions involving fossil or non-fossil carbon-containing
compounds, for the purpose of permanent geological storage of carbon dioxide
pursuant to Directive 2009/31/EC of the European Parliament and of the
Council2
;
(b) facilities for liquefaction and buffer storage of carbon dioxide in view of its
further transportation. This does not include infrastructure within a geological
formation used for the permanent geological storage of carbon dioxide
pursuant to Directive 2009/31/EC and associated surface and injection
facilities;
1
OJ L 328, 21.12.2018, p. 82.
2
OJ L 140, 5.6.2009, p. 114.
EN 5 EN
(c) any equipment or installation essential for the system in question to operate
properly, securely and efficiently, including protection, monitoring and control
systems.
EN 6 EN
ANNEX III
REGIONAL LISTS OF PROJECTS OF COMMON INTEREST
1. RULES FOR GROUPS
(1) with regard to energy infrastructure falling under the competency of national regulatory
authorities, each Group shall be composed of representatives of the Member States, national
regulatory authorities, TSOs, as well as the Commission, the Agency and the ENTSO for
Electricity or the ENTSO for Gas, as relevant.
For the other energy infrastructure categories, each Group shall be composed of the
representatives of the Member States, project promoters concerned by each of the relevant
priorities designated in Annex I and the Commission.
(2) depending on the number of candidate projects for the Union list, regional infrastructure
gaps and market developments, the Groups and the decision-making bodies of the Groups
may split, merge or meet in different configurations, as necessary, to discuss matters common
to all Groups or pertaining solely to particular regions. Such matters may include issues
relevant to cross-regional consistency or the number of proposed projects included on the
draft regional lists at risk of becoming unmanageable.
(3) each Group shall organise its work in line with regional cooperation efforts pursuant
Article 61 of Directive (EU) 2019/944, Article 7 of Directive 2009/73/EC, Article 34 of
Regulation (EU) 2019/943, and Article 12 of Regulation (EC) No 715/2009 and other existing
regional cooperation structures.
(4) each Group shall invite, as appropriate for the purpose of implementing the relevant
priority designated in Annex I, promoters of a project potentially eligible for selection as a
project of common interest as well as representatives of national administrations, of
regulatory authorities, and TSOs from third countries. The decision to invite third country-
representatives shall be based on consensus.
(5) each Group shall invite, as appropriate, the organisations representing relevant
stakeholders — and, where deemed appropriate, directly the stakeholders— including
producers, distribution system operators, suppliers, consumers and organisations for
environmental protection. The Group may organise hearings or consultations, where relevant
for the accomplishments of its tasks.
(6) as regards the meetings of the Groups, the Commission shall publish, on a platform
accessible to stakeholders, the internal rules, an updated list of member organisations,
regularly updated information on the progress of work, meeting agendas, as well as meeting
minutes, where available. The deliberations of the decision-making bodies of the Groups and
the project ranking in accordance with Article 4(5) are confidential.
(7) the Commission, the Agency and the Groups shall strive for consistency between the
different Groups. For that purpose, the Commission and the Agency shall ensure, when
relevant, the exchange of information on all work representing an interregional interest
between the Groups concerned.
(8) the participation of national regulatory authorities and the Agency in the Groups shall not
jeopardise the fulfilment of their objectives and duties under this Regulation or under Articles
58, 59 and 60 of Directive (EU) 2019/944 and Articles 40 and 41 of Directive 2009/73/EC, or
under Regulation (EU) 2019/942.
EN 7 EN
2. PROCESS FOR ESTABLISHING REGIONAL LISTS
(1) promoters of a project potentially eligible for selection as a project of common interest
wanting to obtain the status of projects of common interest shall submit an application for
selection as project of common interest to the Group that includes:
(a) an assessment of their projects with regard to the contribution to implementing
the priorities set out in Annex I;
(b) an analysis of the fulfilment of the relevant criteria defined in Article 4;
(c) for projects having reached a sufficient degree of maturity, a project-specific
cost-benefit analysis based on the methodologies developed by the ENTSO for
electricity or the ENTSO for gas pursuant to Article 11;
(d) any other relevant information for the evaluation of the project.
(2) all recipients shall preserve the confidentiality of commercially sensitive information.
(3) the proposed electricity transmission and storage projects of common interest falling under
the categories set out in points (1)(a), (b), (c) and (e) of Annex II are projects that are part of
the latest available Union-wide ten-year network development plan for electricity, developed
by the ENTSO for Electricity pursuant Article 30 of Regulation (EU) 2019/943. The proposed
electricity transmission and storage projects of common interest falling under the categories
set out in point (1)(e) of Annex II are projects that derive from and are consistent with the
integrated offshore network development plan referred to in Article 14 (2).
(4) as of 1 January 2024, the proposed hydrogen projects of common interest falling under the
categories set out in point (3) of Annex II are projects that are part of the latest available
Union-wide ten-year network development plan for gas, developed by the ENTSO for Gas
pursuant Article 8 of Regulation (EC) No 715/2009.
(5) by 30 June 2022 and, subsequently, for every Union-wide ten-year network development
plans, the ENTSO for Electricity and ENTSO for Gas shall issue updated guidelines for
inclusion of projects in their respective Union-wide ten-year network development plans,
referred to in points (3) and (4), in order to ensure equal treatment and transparency of the
process. For all the projects included in the Union list of projects of common interest in force
at the time, the guidelines shall define a simplified process of inclusion in the Union-wide ten-
year network development plans by automatic inclusion taking into account the
documentation and data already submitted during the previous Union-wide ten-year network
development plan processes as long as the information therein remains valid.
The ENTSO for Electricity and ENTSO for Gas shall consult with the Commission and the
Agency about their respective draft guidelines for inclusion of projects in the Union-wide ten-
year network development plans and take due account of the Commission’s and the Agency’s
recommendations before the publication of the final guidelines.
(6) proposed carbon dioxide transport projects falling under the category set out in point (5) of
Annex II shall be presented as part of a plan, developed by at least two Member States, for the
development of cross-border carbon dioxide transport and storage infrastructure, to be
presented by the Member States concerned or entities designated by those Member States to
the Commission.
(7) for proposed projects falling under the competency of national regulatory authorities, the
national regulatory authorities, and where necessary the Agency, shall, where possible in the
context of regional cooperation pursuant to Article 61 of Directive (EU) 2019/944 and Article
7 of Directive 2009/73/EC, check the consistent application of the criteria and of the cost-
EN 8 EN
benefit analysis methodology and evaluate their cross-border relevance. They shall present
their assessment to the Group.
(8) for all other proposed projects, the Commission shall evaluate the application of the
criteria set out in Article 4. The Commission shall also take into account the potential for
future extension to include additional Member States. The Commission shall present its
assessment to the Group.
(9) each Member State to whose territory a proposed project does not relate, but on which the
proposed project may have a potential net positive impact or a potential significant effect,
such as on the environment or on the operation of the energy infrastructure on its territory,
may present an opinion to the Group specifying its concerns.
(10) the decision-making body of the Group shall examine, at the request of a Member State
of the Group, the substantiated reasons presented by a State pursuant to Article 3(3) for not
approving a project of common interest or a project of mutual interest related to its territory.
(11) the Group shall meet to examine and rank the proposed projects taking into account the
assessment of the regulators, or the assessment of the Commission for projects not falling
within the competency of national regulatory authorities.
(12) the draft regional lists of proposed projects falling under the competency of national
regulatory authorities drawn up by the Groups, together with any opinions as specified in
point (9), shall be submitted to the Agency six months before the adoption date of the Union
list. The draft regional lists and the accompanying opinions shall be assessed by the Agency
within three months of the date of receipt. The Agency shall provide an opinion on the draft
regional lists, in particular on the consistent application of the criteria and the cost-benefit
analysis across regions. The opinion of the Agency shall be adopted in accordance with the
procedure referred to in Article 22 (5) of Regulation (EU) 2019/942.
(13) within one month of the date of receipt of the Agency’s opinion, the decision-making
body of each Group shall adopt its final regional list, respecting the provisions set out in
Article 3(3), on the basis of the Groups’ proposal and taking into account the opinion of the
Agency and the assessment of the national regulatory authorities submitted in accordance
with point (7), or the assessment of the Commission for projects not falling within the
competency of national regulatory authorities proposed in accordance with point (8). The
Groups shall submit the final regional lists to the Commission, together with any opinions as
specified in point (9).
(14) where, on the basis of the regional lists received, and after having taken into account the
Agency opinion, the total number of proposed projects of common interest on the Union list
would exceed a manageable number, the Commission shall consider, after having consulted
each Group concerned, not to include in the Union list projects that were ranked lowest by the
Group concerned in accordance with the ranking established pursuant to Article 4(5).
EN 9 EN
ANNEX IV
RULES AND INDICATORS CONCERNING CRITERIA FOR PROJECTS OF COMMON
INTEREST AND FOR PROJECTS OF MUTUAL INTEREST
(1) a project with significant cross-border impact is a project on the territory of a Member
State, which fulfils the following conditions:
(a) for electricity transmission, the project increases the grid transfer capacity, or the
capacity available for commercial flows, at the border of that Member State with one
or several other Member States, having the effect of increasing the cross-border grid
transfer capacity at the border of that Member State with one or several other Member
States, by at least 500 Megawatt compared to the situation without commissioning of
the project;
(b) for electricity storage, the project provides at least 225 MW installed capacity and
has a storage capacity that allows a net annual electricity generation of 250 Gigawatt-
hours/year;
(c) for smart electricity grids, the project is designed for equipment and installations at
high-voltage and medium-voltage level. It involves transmission system operators,
transmission and distribution system operators or distribution system operators from at
least two Member States. Distribution system operators can be involved only with the
support of the transmission system operators, of at least two Member States, that are
closely associated to the project and ensure interoperability. A project covers at least
50000 users, generators, consumers or prosumers of electricity, in a consumption area
of at least 300 Gigawatthours/year, of which at least 20 % originate from variable
renewable resources;
(d) for hydrogen transmission, the project enables the transmission of hydrogen across
the borders of the Member States concerned, or increases existing cross-border
hydrogen transport capacity at a border between two Member States by at least 10 %
compared to the situation prior to the commissioning of the project, and the project
sufficiently demonstrates that it is an essential part of a planned cross-border hydrogen
network and provides sufficient proof of existing plans and cooperation with
neighbouring countries and network operators;
(e) for hydrogen storage or hydrogen reception facilities referred to in point (3) of
Annex II, the project aims at supplying directly or indirectly at least two Member
States;
(f) for electrolysers, the project provides at least 100 MW installed capacity and the
brings benefits directly or indirectly to at least two Member States;
(g) for smart gas grids, a project involves transmission system operators, transmission
and distribution system operators or distribution system operators from at least two
Member States. Distribution system operators can be involved only with the support of
the transmission system operators, of at least two Member States, that are closely
associated to the project and ensure interoperability.
(2) A project of mutual interest with significant cross-border impact is a project which fulfils
the following conditions:
EN 10 EN
(h) for projects of mutual interest in the category set out in point (1)(a) and (e) of
Annex II, the project increases the grid transfer capacity, or the capacity available for
commercial flows, at the border of that Member State with one or more third countries
and brings significant benefits, under the specific criteria listed in in Article 4(3), to at
least two Member States. The calculation of the benefits for the Member States shall
be performed and published by the ENTSO for Electricity in the frame of Union-wide
ten-year network development plan;
(i) for projects of mutual interest in the category set out in point (3) of Annex II, the
hydrogen project enables the transmission of hydrogen across at the border of a
Member State with one or more third countries and proves bringing significant
benefits, under the specific criteria listed in in Article 4(3), to at least two Member
States. The calculation of the benefits for the Member States shall be performed and
published by the ENTSO for Gas in the frame of Union-wide ten-year network
development plan;
(j) for projects of mutual interest in the category set out in point (5) of Annex II, the
project can be used to transport anthropogenic carbon dioxide by at least two Member
States and a third country.
(3) Concerning projects falling under the categories set out in points (1)(a), (b), (c) and (e) of
Annex II, the criteria listed in Article 4 shall be evaluated as follows:
(a) market integration, competition and system flexibility measured in line with the
analysis made in the latest available Union-wide ten-year network development plan
in electricity, in particular by:
(i) calculating, for cross-border projects, the impact on the grid transfer
capability in both power flow directions, measured in terms of amount of
power (in megawatt), and their contribution to reaching the minimum 15%
interconnection target, for projects with significant cross-border impact, the
impact on grid transfer capability at borders between relevant Member States,
between relevant Member States and third countries or within relevant Member
States and on demand-supply balancing and network operations in relevant
Member States;
(ii) assessing the impact, for the area of analysis as defined in Annex V, in
terms of energy system-wide generation and transmission costs and evolution
and convergence of market prices provided by a project under different
planning scenarios, notably taking into account the variations induced on the
merit order;
(b) transmission of renewable energy generation to major consumption centres and
storage sites measured in line with the analysis made in the latest available Union-
wide ten-year network development plan in electricity, in particular by:
(i) for electricity transmission, estimating the amount of generation capacity
from renewable energy sources (by technology, in megawatts), which is
connected and transmitted due to the project, compared to the amount of
planned total generation capacity from those types of renewable energy sources
in the Member State concerned in 2030 according to the National Energy and
EN 11 EN
Climate Plans submitted by Member States in accordance with Regulation
(EU) 2018/1999 of the European Parliament and of the Council3
;
(ii) or electricity storage, comparing new capacity provided by the project with
total existing capacity for the same storage technology in the area of analysis as
defined in Annex V;
(c) security of supply, interoperability and secure system operation measured in line
with the analysis made in the latest available Union-wide ten-year network
development plan in electricity, notably by assessing the impact of the project on the
loss of load expectation for the area of analysis as defined in Annex V in terms of
generation and transmission adequacy for a set of characteristic load periods, taking
into account expected changes in climate-related extreme weather events and their
impact on infrastructure resilience. Where applicable, the impact of the project on
independent and reliable control of system operation and services shall be measured.
(4) Concerning projects falling under the category set out in point (1)(d) of Annex II, the
criteria listed in Article 4 shall be evaluated as follows:
(a) Level of sustainability : This criterion shall be measured by assessing the
extent of the grids’ ability to connect and transport
variable renewable energy.
(b) Security of supply : This criterion shall be measured by the level of losses
in distribution and /or transmission networks, the
percentage utilisation (i.e. average loading) of
electricity network components, the availability of
network components (related to planned and unplanned
maintenance) and its impact on network performances,
the duration and frequency of interruptions, including
climate related disruptions.
(c) Market integration : This criterion shall be measured by assessing the
innovative uptake in system operation and
interconnection, as well as the level of integrating other
sectors and facilitating new business models and
market structures.
(d) Network security,
flexibility and quality of
supply
: This criterion shall be measured by assessing the
innovative approach to system flexibility,
cybersecurity, efficient operability between TSO and
DSO level, the capacity to include demand response,
storage, energy efficiency measures, the cost-efficient
use of digital tools and ICT for monitoring and control
purposes, the stability of the electricity system and the
3
Regulation (EU) 2018/1999 of the European Parliament and of the Council of 11 December 2018 on the
Governance of the Energy Union and Climate Action, amending Regulations (EC) No 663/2009 and
(EC) No 715/2009 of the European Parliament and of the Council, Directives 94/22/EC, 98/70/EC,
2009/31/EC, 2009/73/EC, 2010/31/EU, 2012/27/EU and 2013/30/EU of the European Parliament and
of the Council, Council Directives 2009/119/EC and (EU) 2015/652 and repealing Regulation (EU) No
525/2013 of the European Parliament and of the Council, OJ L 328, 21.12.2018, p. 1
EN 12 EN
voltage quality performance.
(5) concerning hydrogen falling under the category set out in point (3) of Annex II, the criteria
listed in Article 4 shall be evaluated as follows:
(a) Sustainability measured as the contribution of a project to: greenhouse gas
emission reductions in different end-use applications, such as industry or transport;
flexibility and seasonal storage options for renewable electricity generation; or the
integration of renewable hydrogen.
(b) market integration and interoperability measured by calculating the additional
value of the project to the integration of market areas and price convergence, to the
overall flexibility of the system.
(c) security of supply and flexibility measured by calculating the additional value of
the project to the resilience, diversity and flexibility of hydrogen supply.
(d) competition measured by the project’s contribution to supply diversification,
including the facilitation of access to indigenous sources of hydrogen supply.
(6) concerning smart gas grid projects falling under the category set out in point (2) of Annex
II, the criteria listed in Article 4 shall be evaluated as follows:
(a) level of sustainability measured by assessing the share of renewable and low-
carbon gases integrated into the gas network, the related greenhouse gas emission
savings towards total system decarbonisation and the adequate detection of leakage.
(b) quality and security of supply measured by assessing the ratio of reliably available
gas supply and peak demand, the share of imports replaced by local renewable and
low-carbon gases, the stability of system operation, the duration and frequency of
interruptions per customer.
(c) facilitation of smart energy sector integration measured by assessing the cost
savings enabled in connected energy sectors and systems, such as the heat and power
system, transport and industry.
(7) concerning electrolyser projects falling under the category set out in point (4) of Annex II
the criteria listed in Article 4 shall be evaluated as follows:
(a) sustainability measured by assessing the share of renewable hydrogen or hydrogen
meeting the criteria defined in point (4) (a) (ii) of Annex II integrated into the network,
and the related greenhouse gas emission savings;
(b) security of supply measured by assessing its contribution to the safety, stability and
efficiency of network operation, including through the assessment of avoided
curtailment of renewable electricity generation;
(c) the facilitation of smart energy sector integration measured by assessing the cost
savings enabled in connected energy sectors and systems, such as the gas, hydrogen,
power and heat networks, the transport and industry sectors, and the volume of
demand response enabled.
EN 13 EN
ANNEX V
ENERGY SYSTEM-WIDE COST-BENEFIT ANALYSIS
The methodology for a harmonised energy system-wide cost-benefit analysis for projects of
common interest shall satisfy the following principles.
(1) the area for the analysis of an individual project shall cover all Member States and third
countries, on whose territory the project is located, all directly neighbouring Member States
and all other Member States significantly impacted by the project. For this purpose, ENTSO
for electricity and ENTSO for gas shall cooperate with all the relevant system operators in the
relevant third countries.
(2) each cost-benefit analysis shall include sensitivity analyses concerning the input data set,
the commissioning date of different projects in the same area of analysis and other relevant
parameters.
(3) it shall define the analysis to be carried out, based on the relevant multi-sectorial input
data set by determining the impacts with and without each project.
(4) it shall give guidance for the development and use of network and market modelling
necessary for the cost-benefit analysis. The modelling shall allow for a full assessment of
economic, including market integration, security of supply and competition, social and
environmental and climate impacts, including the cross-sectorial impacts. The methodology
shall include details on why, what and how each of the benefits and costs are calculated.
(5) it shall include and explain how the energy efficiency first principle is implemented in all
the steps of the ten-Year Network Development Plans.
(6) it shall ensure that the Member States on which the project has net positive impacts, the
beneficiaries, and the Member States on which the project has a net negative impact, the cost
bearers, are identified.
(7) it shall, at least, take into account the capital expenditure, operational and maintenance
expenditure costs over the assessment lifecycle of the project and decommissioning and waste
management costs, where relevant. The methodology shall give guidance on discount rates,
assessment lifetime and residual value to be used for the cost- benefit calculations.
(8) it shall ensure that the climate adaptation measures taken for each project are assessed and
reflect the cost of greenhouse gas emissions in a consistent manner with other Union policies.
EN 14 EN
ANNEX VI
GUIDELINES FOR TRANSPARENCY AND PUBLIC PARTICIPATION
(1) the manual of procedures referred to in Article 9(1) shall at least contain:
(a) specifications of the relevant pieces of legislation upon which decisions and
opinions are based for the different types of relevant projects of common interest,
including environmental law;
(b) the list of relevant decisions and opinions to be obtained;
(c) the names and contact details of the Competent Authority, other authorities and
major stakeholders concerned;
(d) the work flow, outlining each stage in the process, including an indicative time
frame and a concise overview of the decision-making process for the different types
of relevant projects of common interest;
(e) information about the scope, structure and level of detail of documents to be
submitted with the application for decisions, including a checklist;
(f) the stages and means for the general public to participate in the process;
(g) modalities in which the competent authority, other authorities concerned and the
project promoter shall demonstrate that the opinions expressed in the public
consultation were taken into account, for example by showing what amendments
were done in the location and design of the project or by justifying why such
opinions have not been taken into account;
(h) as much as possible, translations of its content in all languages of the
neighbouring Member States to be realized in coordination with the respective
neighbouring Member States;
(2) the detailed schedule referred to in Article 10(5)(b) shall at least specify the following:
(a) the decisions and opinions to be obtained;
(b) the authorities, stakeholders, and the public likely to be concerned;
(c) the individual stages of the procedure and their duration;
(d) major milestones to be accomplished and their deadlines in view of the
comprehensive decision to be taken;
(e) the resources planned by the authorities and possible additional resource needs;
(3) without any prejudice to the requirements for public consultations under environmental
law, to increase public participation in the permit granting process and ensure in advance
information and dialogue with the public, the following principles shall be applied:
(a) the stakeholders affected by a project of common interest, including relevant
national, regional and local authorities, landowners and citizens living in the vicinity
of the project, the general public and their associations, organisations or groups, shall
be extensively informed and consulted at an early stage, when potential concerns by
the public can still be taken into account and in an open and transparent manner.
Where relevant, the competent authority shall actively support the activities
undertaken by the project promoter;
EN 15 EN
(b) competent authorities shall ensure that public consultation procedures for projects
of common interest are grouped together where possible including public
consultations already required under national law. Each public consultation shall
cover all subject matters relevant to the particular stage of the procedure, and one
subject matter relevant to the particular stage of the procedure shall not be addressed
in more than one public consultation; however, one public consultation may take
place in more than one geographical location. The subject matters addressed by a
public consultation shall be clearly indicated in the notification of the public
consultation;
(c) comments and objections shall be admissible from the beginning of the public
consultation until the expiry of the deadline only;
(4) the concept for public participation shall at least include information about:
(a) the stakeholders concerned and addressed;
(b) the measures envisaged, including proposed general locations and dates of
dedicated meetings;
(c) the timeline;
(d) the human resources allocated to the respective tasks;
(5) in the context of the public consultation to be carried out before submission of the
application file, the relevant parties shall at least:
(a) publish an information leaflet of no more than 15 pages, giving, in a clear and
concise manner, an overview of the description, purpose and preliminary timetable of
the development steps of the project, the national grid development plan, alternative
routes considered, types and characteristics of the potential impacts, including of
cross-border or transboundary nature, and possible mitigation measures, which shall
be published prior to the start of the consultation; The information leaflet shall
furthermore list the web addresses of the website of the project of common interest
referred to in Article 9(7), the transparency platform referred to in Article 23 and of
the manual of procedures referred to in point (1);
(b) publish the information on the consultation on the website of the project of
common interest referred to in Article 9(7), on the bulletin boards of the offices of
local administrations, and, at least, in two local media outlets;
(c) invite in written form relevant affected stakeholders, associations, organisations
and groups to dedicated meetings, during which concerns shall be discussed;
(6) the project website referred to in Article 9(7) shall at least publish the following
information:
(a) the date when the project website was updated last;
(b) translations of its content in all languages of the Member States concerned by the
project or on which the project has a significant cross-border impact in accordance
with point (1) of Annex IV;
(c) the information leaflet referred to in point (5) updated with the latest data on the
project;
(d) a non-technical and regularly updated summary reflecting the current status of the
project, including geographic information, and clearly indicating, in case of updates,
changes to previous versions;
EN 16 EN
(e) the implementation plan as set out in Article 5(1) updated with the latest data on
the project;
(f) the funds allocated and disbursed by the Union for the project;
(g) the project and public consultation planning, clearly indicating dates and
locations for public consultations and hearings and the envisaged subject matters
relevant for those hearings;
(h) contact details in view of obtaining additional information or documents;
(i) contact details in view of conveying comments and objections during public
consultations.


EN EN
EUROPEAN
COMMISSION
Brussels, 15.12.2020
COM(2020) 824 final
ANNEX 7
ANNEX
to the
Proposal for a
REGULATION OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL
on guidelines for trans-European energy infrastructure and repealing Regulation (EU)
No 347/2013
{SEC(2020) 431 final} - {SWD(2020) 346 final} - {SWD(2020) 347 final}
Europaudvalget 2020
KOM (2020) 0824
Offentligt
1
Subsidiarity Grid
1. Ca the U io a t? What is the legal asis a d o pete e of the U io s’ i te ded a tio ?
1.1 Which article(s) of the Treaty are used to support the legislative proposal or policy initiative?
Article 170 of the Treaty on the Functioning of the European Union foresees that the Union shall
contribute to the establishment and development of trans-European networks, including in the area
of energy infrastructure. The Union shall promote interconnection of national networks. The TEN-E
Regulation is based on Article 172 of the Treaty on the Functioning of the European Union which
provides for the legal base to adopt guidelines covering the objectives, priorities and broad lines of
measures envisaged in the sphere of trans-European networks as set out in Article 171.
1.2 Is the Union competence represented by this Treaty article exclusive, shared or supporting in
nature?
In the case of trans-Europea et orks, the U io ’s o pete e is shared. Art. 7 states that
guidelines and projects of common interest which relate to the territory of a Member State shall
require the approval of the Member State concerned.
Subsidiarity does not apply for policy areas where the Union has exclusive competence as defined in
Article 3 TFEU1
. It is the specific legal basis which determines whether the proposal falls under the
subsidiarity control mechanism. Article 4 TFEU2
sets out the areas where competence is shared
between the Union and the Member States. Article 6 TFEU3
sets out the areas for which the Unions
has competence only to support the actions of the Member States.
2. Subsidiarity Principle: Why should the EU act?
2.1 Does the proposal fulfil the procedural requirements of Protocol No. 24
:
- Has there been a wide consultation before proposing the act?
- Is there a detailed statement with qualitative and, where possible, quantitative indicators
allowing an appraisal of whether the action can best be achieved at Union level?
- In line with the Better Regulation Guidelines, the Commission carried out a comprehensive
consultation based on a consultation strategy that included a range of consultation methods
and tools. The strategy was designed in line with the intervention logic, placing the focus on
relevance, effectiveness, efficiency, coherence, and EU value-added of the TEN-E Regulation.
The consultation strategy aimed to ensure that all relevant evidence were taken into
account, including data about costs, about societal impact, and about the potential benefits
of the initiative.
- An online public consultation (OPC) between 18 May and 13 July 2020 provided the
opportunity to anyone interested in the evaluation and revision of the TEN-E Regulation to
contribute. EU Survey was used to manage the OPC. The questionnaire was available in 23 of
the official languages of the EU. It was addressed to mainly to citizens and organisations (e.g.
NGOs, local government, local communities, companies and industry associations) that have
no specialist knowledge of the TEN-E Regulation. This was reflected in the number, structure
and wording of the questionnaire. The questions in the open public consultation aimed to
1
https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/HTML/?uri=CELEX:12008E003&from=EN
2
https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/HTML/?uri=CELEX:12008E004&from=EN
3
https://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=CELEX:12008E006:EN:HTML
4
https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/HTML/?uri=CELEX:12016E/PRO/02&from=EN
2
identify the relevance of the TEN-E regulation in terms of its objectives, infrastructure
categories, and the PCI features the general public deemed most important. Contributors
with specialist knowledge of the TEN-E Regulation (e.g. as a professional for a national
competent / regulatory authority, TSO, DSO, company project promoter, energy producer,
NGO with specific knowledge on the subject) were invited to fill in a targeted survey. The
online public consultation was accessible on the Commission's Have your say website ,
including links to background documents and to relevant webpages, such as the ones
dedicated to the TEN-E policy and the European Green Deal.
- Four stakeholder webinars took place to ensure further outreach to stakeholders and create
opportunities for structured feedback
- The explanatory memorandum and the impact assessment contain a section on the principle
of subsidiarity. More information is available at the question 2.2 below.
2.2 Does the explanatory memorandum (and any impact assessment) accompanying the
Co issio ’s proposal o tai a adequate justification regarding the conformity with the
principle of subsidiarity?
Both the e pla ator e ora du a d the i pa t assess e t a o pa i g the Co issio ’s
proposal contain an adequate justification regarding the conformity with the principle of subsidiarity.
Energy transmission infrastructure (including an interconnected offshore grid and smart grid
infrastructure) has a European added value due to its cross-border impacts and is essential to
achieve a climate neutral energy system. The TEN-E Regulation has provided value and has
contributed to achieving results regarding the Union energy market integration, competition and
security of supply. A framework for regional cooperation across Member States is necessary to
develop cross-border energy infrastructure. Individual Member State regulations and actions are
insufficient to deliver these infrastructure projects as a whole.
The internal energy market require cross-border infrastructure, the development of which requires
cooperation of two or more Member States, all with their own regulatory framework.
The TEN-E Regulation has provided additional value compared to what could have been achieved at
national or regional level alone. The implementation of over 40 key energy infrastructure projects
since its entry into force helped most Member States reach the 10% interconnection target for 2020
and achieve a well-interconnected and shock-resilient gas grid. The Union energy market is more
integrated and competitive than it was in 2013 and the U io ’s e erg se urit has i pro ed. A ess
to targeted financing under CEF enabled the implementation of 95 PCIs which have had otherwise
difficulties in accessing financing under market rules.
The above progress could not have been achieved with Member State action alone. Various
stakeholders confirmed the added value of the TEN-E Regulation, pointing to the importance of
regional cooperation in implementing cross-border projects, transparency regulatory certainty and
access to financing.
2.3 Based on the answers to the questions below, can the objectives of the proposed action be
achieved sufficiently by the Member States acting alone (necessity for EU action)?
Individual Member State regulations and actions are insufficient to deliver the priority energy
infrastructure projects needed to achieve the objectives of the proposed initiative. In the absence of
EU level action the objectives as enshrined in the Treaty in terms of promoting interconnections and
3
interoperability of national networks cannot be achieved.
(a) Are there significant/appreciable transnational/cross-border aspects to the problems being
tackled? Have these been quantified?
The legal base on trans-European networks (see point 1.1 above) stipulates that the subject is of
cross-border nature. This is also reflected in the objective of the initiative which is to facilitate the
development of adequate energy infrastructures across the EU and in its neighbourhood to enable
deli eri g o the EU’s e erg a d li ate o je ti es, i parti ular o the 2030/50 targets, as well as
market integration competitiveness, and security of supply. More specifically, the proposed action is
to enable the identification of the cross-border projects and investments across the EU and with its
neighbouring countries that are necessary for the energy transition and climate targets. In addition, it
aims to improve cross-border infrastructure planning for energy system integration and offshore
grids.
(b) Would national action or the absence of the EU level action conflict with core objectives of
the Treaty5
or significantly damage the interests of other Member States?
In the absence of EU level action, the objectives as set out in Article 170, i.e. the establishment and
development of trans-European networks in the areas of transport, telecommunications and energy
infrastructure could not be achieved. This is to promote interconnections and interoperability of
national networks as well as access to such networks. In this context the need to link island,
landlocked and peripheral regions with central regions of the Union has to be taken into account.
(c) To what extent do Member States have the ability or possibility to enact appropriate
measures?
National action can enact appropriate measures to complement EU level action and to enable
achieving the objectives in this policy field. Measures may inter alia relate to national networks
linked to the cross-border networks and the national implementation of measures including
permitting of infrastructure projects. However, in the absence of EU level action for a coordinated
approach to trans-European energy networks, the interconnections required for the decarbonisation
of the energy system, better market integration, competition, and security of supply would not be
identified and implemented.
(d) How does the problem and its causes (e.g. negative externalities, spill-over effects) vary
across the national, regional and local levels of the EU?
The two key problems addressed by the proposed action concern the national, regional, and local
levels: first, the type and scale of cross-border infrastructure developments are not fully aligned with
EU energy policy objectives in particular as regards European Green Deal and the climate neutrality
objective; second, delays in the implementation of key infrastructure projects affect all levels of the
EU by lower levels of market integration, competition, and security of supply.
(e) Is the problem widespread across the EU or limited to a few Member States?
The problems set out in the previous sub-sections concern all Member States and is widespread
across the EU. All Member States need to further decarbonise their energy systems and contribute to
the achievement of climate neutrality by 2050 and will benefit from higher levels of market
integration, competition, and security of supply.
5
https://europa.eu/european-union/about-eu/eu-in-brief_en
4
(f) Are Member States overstretched in achieving the objectives of the planned measure?
Measures at Member State level alone would not be able to achieve the objectives of the proposed
initiative. A coordinated approach at EU level to cross-border infrastructure planning and the
identification of priority infrastructure projects, based on regional cooperation, will help to increase
efficiencies.
(g) How do the views/preferred courses of action of national, regional and local authorities
differ across the EU?
There has been support for EU level action during the stakeholder consultation form national,
regional, and local authorities.
2.4 Based on the answer to the questions below, can the objectives of the proposed action be
better achieved at Union level by reason of scale or effects of that action (EU added value)?
Acting at EU level provides a clear added value compared to national policies as has been
demonstrated by the existing TEN-E Regulation and the benefits delivered so far. Effectively
o e ti g Me er States’ et orks a d re o i g ottle e ks has i pro ed arket i tegratio
between Member States and competitiveness, as reflected in the progress towards the
interconnection targets and the convergence of energy prices across the EU.
(a) Are there clear benefits from EU level action?
The TEN-E Regulation has established a new approach to cross-border energy infrastructure
planning. It brings together stakeholders in regional groups to identify and help implement projects
of common interest (PCIs) that contribute to the development of energy infrastructure priority
corridors and thematic areas.
In addition to an effective and cost-efficient approach to infrastructure planning, the regulation has
improved the permitting procedures. It requires Member States to ensure a streamlined permit
granting process for PCIs within a timeframe of 3½ year for a permitting decision. They are to receive
the highest national priority status and be included in national network development plans. The
regulation also provides for regulatory assistance, rules and guidance for the cross-border allocation
of costs and risk-related incentives, and provides access to financing opportunities from the
Connecting Europe Facility (CEF).
Since its adoption in 2013, TEN-E enabled the implementation of over 40 key energy infrastructure
projects and further 75 projects are expected to be implemented by 2022. The financing support
provided by CEF of EUR 4.7 billion in total enabled the implementation of 95 PCIs. Since 2014, CEF
has provided financing to 149 actions of which 114 (EUR 519 million) for studies and 35 (EUR 4.2
billion) for works. Of the total budget of EUR 4.7 billion, EUR 1.5 billion were allocated to gas projects
and EUR 2.8 billion to electricity projects. So far, around one fifth of all PCIs have received CEF
financial assistance for studies and/or works.
There is widespread agreement among stakeholders on the EU added value of the Regulation,
achieved through regional cooperation, access to financing, improved information and transparency,
and improved planning and permitting processes.
(b) Are there economies of scale? Can the objectives be met more efficiently at EU level (larger
benefits per unit cost)? Will the functioning of the internal market be improved?
The evaluation of the current TEN-E Regulation shows that it has effectively contributed to
5
connecting Member States networks and removing bottlenecks. Market integration between
Member States and competitiveness have improved, as reflected in the progress towards the
interconnection targets and the convergence of energy prices across the EU. The implementation of
electricity PCIs will help most Member States reach the 10% interconnection target for 2020. As a
result, the EU energy market is more integrated and competitive than it was in 2013. The projects
also enable the integration of renewable electricity and power exchange across borders reducing the
need to curtailment.
Security of supply, as one main driver behind the current TEN-E Regulation, has been significantly
improved through PCIs. By the early 2020s, when the gas PCIs currently under implementation will
be in operation, Europe should achieve a well-interconnected and shock-resilient gas grid and all
Member States will have access to at least three gas sources or the global liquefied natural gas (LNG)
arket, a ke ele e t to i pro e the U io ’s e erg se urit through the di ersifi atio of gas
sources.
(c) What are the benefits in replacing different national policies and rules with a more
homogenous policy approach?
Building on the current TEN-E Regulation the proposed measures aim for a more coordinated
approach to cross-border infrastructure planning, accelerated project implementation and a more
coherent regulatory treatment of projects of common interest. This will allow for a more efficient
approach to the development of cross-border infrastructure projects and more timely
implementation of these projects.
(d) Do the benefits of EU-level action outweigh the loss of competence of the Member States
and the local and regional authorities (beyond the costs and benefits of acting at national,
regional and local levels)?
Accelerating the implementation of energy infrastructure projects that enable the achievement of
the Europea Gree Deal’s li ate eutralit o je ti es as ell as arket integration,
competitiveness, and security of supply at least cost to consumers and businesses is a high priority
for all Member States. Therefore, acting at the EU level will enable to support all the Member States
in contributing to the achievement of key energy and climate policy objectives.
(e) Will there be improved legal clarity for those having to implement the legislation?
The proposed revision of the existing TEN-E framework will provide improved legal clarity for project
promoters and national authorities. For instance, provisions on the regulatory treatment of projects
of common interest will be clarified.
3. Proportionality: How the EU should act
3.1 Does the explanatory memorandum (and any impact assessment) accompanying the
Co issio ’s proposal contain an adequate justification regarding the proportionality of the
proposal and a statement allowing appraisal of the compliance of the proposal with the
principle of proportionality?
Both the explanatory memorandum and the impact assessment accompanyi g the Co issio ’s
proposal contain such a justification.
The initiative complies with the proportionality principle. It falls within the scope for action in the
field of the trans-European energy networks, as defined in Article 170 of the Treaty on the
Functioning of the European Union. The policy intervention is proportional to the dimension and
6
nature of the problems defined and the achievement of the set objectives.
The proposal does not go beyond what is necessary to achieve the general objective pursued to
facilitate the timely development of sufficient energy infrastructures across the Union and in its
eigh ourhood to e a le deli eri g o the U io ’s e erg a d limate objectives in line with the
European Green Deal, in particular on the 2030/50 targets including the climate-neutrality objective,
as well as market integration competitiveness, and security of supply.
Building on the results of the evaluation, the Commission assessed several policy options belonging
to four impact areas of the current TEN-E framework, such as scope, governance/infrastructure
planning, permitting and public participation, and regulatory treatment.
The assessment and the comparison of the options (see in particular sections 7 and 8 of the
accompanying Impact Assessment) shows that no single option is sufficient to meet the identified
objectives. The identification of package of policy options best suited to achieve the specific
objectives is based on an assessment that includes the proportionality principle.
3.2 Based on the answers to the questions below and information available from any impact
assessment, the explanatory memorandum or other sources, is the proposed action an
appropriate way to achieve the intended objectives?
The proposed action includes measures that are appropriate to achieve the intended objectives of
the initiative. The measures are proportionate and do not go beyond what is necessary. Without EU
action, Member States would not be able to meet the objectives in a satisfactory manner. Additional
costs are very limited and it includes measure to reduce direct costs.
(a) Is the initiative limited to those aspects that Member States cannot achieve satisfactorily on
their own, and where the Union can do better?
In the absence of EU level action, Member States would not be able to identify adequate cross-
border infrastructure projects necessary for the achievement of the climate and energy policy
objectives based on integrated cross-border infrastructure planning. The proposed measures are
limited to those aspects that Member States cannot achieve satisfactorily on their own.
(b) Is the form of Union action (choice of instrument) justified, as simple as possible, and
coherent with the satisfactory achievement of, and ensuring compliance with the objectives
pursued (e.g. choice between regulation, (framework) directive, recommendation, or
alternative regulatory methods such as co-legislation, etc.)?
The initiative propose the revision of the existing TEN-E Regulation, hence to maintain the choice of
instrument which has proven to work well to achieve the objectives pursued in line with the
regulatory method (co-legislation) as prescribed in Article 172 TFEU.
(c) Does the Union action leave as much scope for national decision as possible while achieving
satisfactorily the objectives set? (e.g. is it possible to limit the European action to minimum
standards or use a less stringent policy instrument og approach?)
Article 171 TFEU stipulates that the Union shall establish guidelines covering the objectives, priorities
and broad lines of measure envisaged in the sphere of trans-European network and that these
guidelines shall identify projects of common interest. The proposed measures build on these
provisions to set a framework at EU level that is required to achieve the objectives as enshrined in
the TFEU.
7
(d) Does the initiative create financial or administrative cost for the Union, national
governments, regional or local authorities, economic operators or citizens? Are these costs
commensurate with the objective to be achieved?
The proposed measures are mainly improvements to the current TEN-E framework. The evaluation
has shown that the current Regulation has worked well. During the stakeholder consultation most
stakeholders concerned agreed that the Regulation is cost-effective and provides higher benefits
than costs. The initiative creates limited additional financial and administrative burden for project
promoters and the Commission as well as ACER. Proposed simplification measures will generate
direct benefits through reduced existing recurrent direct costs related to administrative burden as a
result of reduced monitoring and reporting obligations.
(e) While respecting the Union law, have special circumstances applying in individual Member
States been taken into account?
No special circumstance applying in individual Member States have been identified.


DA DA
EUROPA-
KOMMISSIONEN
Bruxelles, den 15.12.2020
COM(2020) 824 final
2020/0360 (COD)
Forslag til
EUROPA-PARLAMENTETS OG RÅDETS FORORDNING
om retningslinjer for den transeuropæiske energiinfrastruktur og om ophævelse af
forordning (EU) nr. 347/2013
{SEC(2020) 431 final} - {SWD(2020) 346 final} - {SWD(2020) 347 final}
Europaudvalget 2020
KOM (2020) 0824
Offentligt
DA 1 DA
BEGRUNDELSE
1. BAGGRUND FOR FORSLAGET
• Forslagets begrundelse og formål
I 2013 blev der etableret en ny ramme for grænseoverskridende energiinfrastrukturplanlægning med
henblik på at modernisere og udvide Europas energiinfrastruktur for at afhjælpe de fragmenterede
sammenkoblinger mellem medlemsstaterne, sætte en stopper for deres isolation fra gas- og elnettene,
sikre og diversificere Unionens energiforsyning, -kilder og -ruter og øge integrationen af vedvarende
energikilder. TEN-E-forordningen gjorde det muligt for Unionen at opfylde sine centrale
energipolitiske mål ved at fastsætte regler for udpegning og rettidig udvikling af projekter af fælles
interesse, som vil sikre interoperabilitet mellem de transeuropæiske energinet, et velfungerende indre
energimarked, forsyningssikkerhed i Unionen og integration af vedvarende energikilder. Det kræver
også, at medlemsstaterne strømliner tilladelsesprocedurerne for projekter af fælles interesse og
fastsætter bestemmelser om lovgivningsmæssig bistand, regler og retningslinjer for
grænseoverskridende fordeling af omkostninger og risikorelaterede incitamenter samt betingelserne for
adgang til finansiering fra Connecting Europe-faciliteten (CEF).
Kommissionens formand har givet den europæiske grønne pagt højeste politiske prioritet med henblik
på at omdanne Unionen til et retfærdigt og velstående samfund med en moderne, ressourceeffektiv og
konkurrencedygtig økonomi. Den klimaplan1
, som Kommissionen har foreslået, sætter Europa på en
bæredygtig kurs i retning mod at gøre dette til virkelighed og opnå klimaneutralitet senest i 2050. Den
grønne pagt understreger endvidere, at uundgåelige klimaændringer vil have betydelige indvirkninger
på Europa på trods af afbødningsindsatsen. Det er derfor afgørende at styrke indsatsen inden for
klimasikring, opbygning af modstandsdygtighed samt katastrofeforebyggelse og -beredskab.
Energiinfrastruktur er en vigtig katalysator for energiomstillingen som afspejlet i Kommissionens
meddelelse om den europæiske grønne pagt og en ren planet for alle2
. Infrastruktur er aktiver med lang
levetid og skal derfor leve op til målene om klimaneutralitet og andre miljømål såsom princippet i den
grønne pagt om ikke at gøre skade for at muliggøre en hurtig og omkostningseffektiv dekarbonisering
af energisystemet og økonomien mere generelt. Som sådan er TEN-E et centralt instrument i
udviklingen af et indre energimarked og nødvendigt for at nå målene i den europæiske grønne pagt.
De nuværende klima- og energimål er ikke tilstrækkeligt ambitiøse til at nå et klimamål for 2030 om en
reduktion af drivhusgasemissionerne på mindst 55 % som foreslået af Kommissionen3
i dens
bestræbelser på at skabe forudsætninger for klimaneutralitet. Vejen til at opnå denne reduktion af
drivhusgasemissionerne kræver en gennemgribende omlægning af det europæiske energisystem på
såvel udbuds- som efterspørgselssiden.
Unionen vil være nødt til i betydelig grad at øge produktionen af elektricitet fra vedvarende
energikilder for senest i 2050 at nå op på en andel på mere end 80 % af elproduktionen fra vedvarende
energikilder, der i stigende grad stammer fra offshorelokaliteter4
. Kapaciteten for offshorevindenergi i
1
Styrkelse af Europas klimaambitioner for 2030 — Investering i en klimaneutral fremtid til gavn for borgerne
(COM(2020) 562 final).
2
https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DA/TXT/?uri=CELEX:52018DC0773.
3
Styrkelse af Europas klimaambitioner for 2030 — Investering i en klimaneutral fremtid til gavn for borgerne
(COM(2020) 562 final).
4
En ren planet for alle. En europæisk strategisk og langsigtet vision for en fremgangsrig, moderne,
konkurrencedygtig og klimaneutral økonomi (COM(2018) 773 final).
DA 2 DA
Europa bør øges til 300 GW og for havenergi til 40 GW senest i 2050 for at leve op til målet om
klimaneutralitet. Det svarer til 25 gange den nuværende situation5
, hvilket udløser et betydeligt behov
for koordinering i den langsigtede planlægning og udvikling af offshore- og onshore-elnet i
overensstemmelse med EU-strategien for havenergi6
. Opskaleringen af havenergi i Europa frem til
2050 anslås at koste 800 mia. EUR, heraf to tredjedele til den tilknyttede netinfrastruktur. For at
reducere omkostningerne mest muligt er det afgørende med et stærkt fokus på rationel netudvikling.
Det mål, der blev aftalt i konklusionerne fra Det Europæiske Råds møde i Barcelona i marts 2002, om,
at medlemsstaterne skal have en grad af sammenkobling af elnet svarende til mindst 10 % af deres
installerede produktionskapacitet, er endnu ikke nået. Det Europæiske Råd tilsluttede sig i sine
konklusioner af 23. og 24. oktober 2014 et mål for sammenkobling af elnet på mindst 15 %. I
Kommissionens meddelelse af 23. november 2017 om styrkelse af EU's energinet vurderes det, at der
er sket fremskridt i retning af opfyldelse af målet om en sammenkobling på 10 %, og der foreslås
måder, hvorpå målet om en sammenkobling på 15 % i 2030 kan realiseres.
En anslået gennemsnitlig årlig investering på 50,5 mia. EUR i eltransmissions- og distributionsnet er
nødvendig alene for at nå 2030-målene. Elektricitetens styrkede rolle vil blive suppleret med en relativ
forøgelse af den rolle, som vedvarende og kulstoffattige gasser spiller i det dekarboniserede
energimiks, som anført i alle scenarier, der modellerer veje til klimaneutralitet7
. Ud fra det nuværende
lave niveau for produktion, transport og forbrug forventes brint at tegne sig for ca. 46-49 % af alle
vedvarende og kulstoffattige gasser i 2050. I 2030 anslås det samlede behov for investeringer i
brintelektrolysatorer til mellem 24 og 42 mia. EUR. Der vil være behov for ca. 65 mia. EUR til
brinttransport, -distribution og -lagring47
.
Selv om målene i den nuværende forordning fortsat stort set er gyldige, afspejler den nuværende TEN-
E-ramme endnu ikke fuldt ud de forventede ændringer af energisystemet, som vil følge af den nye
politiske kontekst og navnlig de opgraderede 2030-mål samt 2050-målet om klimaneutralitet under den
europæiske grønne pagt.
Navnlig er typen og omfanget af den grænseoverskridende infrastrukturudvikling som følge af den
nuværende TEN-E utilstrækkelig, idet den ikke omfatter alle infrastrukturkategorier, der er relevante
for energiomstillingen, og heller ikke i tilstrækkelig grad afspejler den teknologiske udvikling. TEN-E i
sin nuværende form er derfor ikke egnet til at støtte opfyldelsen af målet om klimaneutralitet.
Intelligente netløsninger, herunder prisfleksibelt elforbrug, har udviklet sig betydeligt i de seneste år på
grund af fremskyndelsen af den digitale omstilling af elektricitetssektoren. Integration mellem
intelligente el- og gassystemer samt med andre sektorer såsom transport og industri giver yderligere
muligheder for at dekarbonisere gasnettet og forvalte elsystemet mere effektivt, f.eks. gennem
produktion af brint og syntetiske gasser fra vedvarende energikilder. Den nuværende
systemnetplanlægning er i for høj grad baseret på en sektorbaseret tilgang og matcher derfor ikke
behovet for integration af intelligente systemer, da investeringsbehovene vurderes for gas- og
elektricitetssektorerne i forskellige processer. Den forventede udvidelse af offshorenettet skal også i
tilstrækkelig grad afspejles i den fremtidige netplanlægning. Desuden vil distributionssystemniveauet
spille en vigtigere rolle i planlægningen af energiinfrastrukturen, også fordi en væsentlig del af
5
ARBEJDSDOKUMENT FRA KOMMISSIONENS TJENESTEGRENE — KONSEKVENSANALYSE —
Styrkelse af Europas klimaambitioner for 2030 (SWD(2020) 176 final).
6
En EU-strategi for udnyttelse af potentialet i vedvarende offshoreenergi med en klimaneutral fremtid for øje
(COM(2020) 741 final).
7
Disse scenarier omfatter scenarierne i EU's langsigtede strategi (2018), TYNDP 2020-scenarierne udviklet af
ENTSO'en for gas og ENTSO'en for elektricitet (2020), Eurelectrics "dekarboniseringsveje" (2018) eller dem, der
er udviklet for GD for Energi inden for rammerne af undersøgelsen "Impact of the use of the biomethane and
hydrogen potential on trans-European infrastructure" (2019).
DA 3 DA
kapaciteten til produktion af vedvarende energi er forbundet til lav- og mellemspændingsnettet.
Evalueringen af den nuværende TEN-E-ramme har desuden vist, at der er forsinkelser i
gennemførelsen af projekter af fælles interesse, som er blevet udpeget som nødvendige for at nå
Unionens klima- og energipolitiske mål. I 2020 blev 27 % af projekter af fælles interesse vedrørende
elektricitet i gennemsnit forsinket med 17 måneder i forhold til den oprindeligt planlagte
idriftsættelsesdato.
Med henblik herpå vil den reviderede TEN-E navnlig tage sigte på at:
 gøre det muligt at udpege grænseoverskridende projekter og investeringer i hele Unionen og
med nabolandene, som er nødvendige for energiomstillingen og opfyldelsen af klimamålene
 forbedre infrastrukturplanlægningen med henblik på integration af energisystemer og
offshorenet
 forkorte godkendelsesprocedurer for projekter af fælles interesse for at undgå forsinkelser i
projekter, der fremmer energiomstillingen
 sikre hensigtsmæssig brug af værktøjer til omkostningsdeling og lovgivningsmæssige
incitamenter.
Dette initiativ vurderede og identificerede en række foranstaltninger til forenkling og forbedring af
TEN-E-forordningens effektivitet og nedbringelse af efterlevelses- og reguleringsomkostninger, hvor
det var muligt. Initiativet vil gøre det muligt i) at strømline rapporterings- og
overvågningsforpligtelserne, ii) at fravælge krav om forudgående høring, hvis det allerede er omfattet
af de nationale regler i henhold til samme eller højere standarder som i TEN-E-forordningen, og iii) at
forenkle inddragelsen af projekter af fælles interesse i TYNDP. Forenklingsforanstaltningerne vil skabe
direkte fordele gennem reducerede tilbagevendende direkte omkostninger i forbindelse med den
administrative byrde som følge af reducerede overvågnings- og rapporteringsforpligtelser. Disse
direkte fordele er hovedsagelig private fordele for visse interessenter såsom projektiværksættere.
• Sammenhæng med de gældende regler på samme område
I den evaluering af TEN-E-forordningen, som Kommissionen har gennemført for at vurdere dens
hidtidige resultater, blev det konkluderet, at den nuværende ramme ikke har været i stand til at udvise
tilstrækkelig fleksibilitet til at tilpasse sig ændrede politiske mål i Unionen over tid. Dette er særlig
relevant i lyset af udviklingen i Unionens energi- og klimapolitik — navnlig den øgede vægt på og
ambition i forhold til dekarboniseringsmålene. Parisaftalen og den europæiske grønne pagt kræver en
betydelig omlægning af de nuværende energiinfrastrukturer for at muliggøre et fuldt integreret
kulstofneutralt energisystem inden 2050. Mens de oprindelige målsætninger i TEN-E-forordningen —
forsyningssikkerhed, markedsintegration, konkurrence og bæredygtighed — fortsat er relevante,
indfører den reviderede TEN-E-forordning ændringer, der sikrer overensstemmelse med
dekarboniseringsmålene og tilpasning til målet om klimaneutralitet og princippet om "ikke at gøre
væsentlig skade" som defineret i klassificeringsforordningen8
.
De overordnede principper i den reviderede TEN-E-forordning imødekommer behovet for
overensstemmelse med de forskellige mål og målsætninger, der er fastsat i pakken om ren energi,
navnlig eldirektivet og -forordningen, forvaltningsforordningen og direktivet om fremme af vedvarende
8
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2020/852 af 18. juni 2020 om fastlæggelse af en ramme til
fremme af bæredygtige investeringer og om ændring af forordning (EU) 2019/2088 (EUT L 198 af 22.6.2020, s.
13).
DA 4 DA
energi, navnlig ved at muliggøre en omfattende udbredelse og integration af vedvarende energikilder
og støtte en styrkelse af distributionssystemoperatørernes (DSO) rolle.
Den grønne pagt og de relevante emissionsreduktionsmål fører transportsektoren ind på en mere
dynamisk dekarboniseringsvej end tidligere mål. Efterspørgslen efter olie forventes således at falde
drastisk, og alt uformindsket olieforbrug forventes at blive udfaset. I overensstemmelse med målene i
den grønne pagt er olieforsyningsinfrastruktur derfor ikke omfattet af denne forordning.
Selv om evalueringen ikke pegede på nogen direkte uoverensstemmelse mellem den nuværende TEN-
E-forordning og de specifikke foranstaltninger i direktivet om energieffektivitet, styrker de reviderede
bestemmelser princippet om energieffektivitet først i den fremtidige tværsektorielle
infrastrukturplanlægning.
Connecting Europe-faciliteten supplerer TEN-E-forordningen ved at afhjælpe finansieringsgabet for
projekter af fælles interesse med stor socioøkonomisk og samfundsmæssig værdi, men som ikke er
kommercielt levedygtige. Berettigelsen til finansiel støtte under CEF er knyttet til anvendelsesområdet
for de infrastrukturkategorier, der er omfattet af den reviderede TEN-E, eftersom det er en
forudsætning for, at grænseoverskridende infrastrukturprojekter kan få finansiering fra CEF, at de har
status som projekter af fælles interesse under TEN-E.
• Sammenhæng med Unionens politik på andre områder
Ved at styrke den eksisterende bæredygtighedsvurdering af projekter af fælles interesse i den
reviderede TEN-E sigter Kommissionen også mod at forbedre sammenhængen mellem initiativet og de
relevante aspekter af EU-klassificeringssystemet for bæredygtige investeringer.
Klassificeringsforordningen9
fastlægger rammerne for at definere kriterier, der afgør, om en økonomisk
aktivitet kan betragtes som miljømæssigt bæredygtig, og pålægger således oplysningspligt for
finansielle og ikke-finansielle virksomheder i den private sektor, hvorved kapital føres i retning af
(mere) bæredygtige økonomiske aktiviteter defineret under hensyntagen til seks miljømål.
Projekter af fælles interesse vil efterleve princippet om "ikke at gøre væsentlig skade" som udtrykt i
den grønne pagt og i overensstemmelse med artikel 17 i klassificeringsforordningen. For at begrænse
indvirkningen på miljøet vil infrastrukturplanlægningen og kortlægningen af infrastrukturmangler følge
princippet om energieffektivitet først og starte med at overveje alle relevante ikke-
infrastrukturrelaterede løsninger for at afhjælpe de konstaterede mangler baseret på en omfattende
høring af interessenter. Desuden bør projektiværksætterne under projektgennemførelsen rapportere om
overholdelsen af miljølovgivningen for at sikre, at projekterne ikke forårsager væsentlig skade på
miljøet. Denne rapportering er et vigtigt element i overvågningsprocessen og i forbindelse med
ansøgninger om efterfølgende EU-lister. Desuden indfører forordningen et krav om, at projekter af
fælles interesse skal integrere klimatilpasningsforanstaltninger. Artikel 171, stk. 3, i TEUF giver
mulighed for, at Unionen kan beslutte at samarbejde med tredjelande for at fremme projekter af
gensidig interesse10
og sikre interoperabilitet mellem nettene i Unionens naboskabsområde. Et sådant
samarbejde kan være med til at reducere drivhusgasemissionerne i Unionen og i tredjelande og dermed
bidrage til at nå målene i den grønne pagt. Medtagelsen af projekter af gensidig interesse i den
reviderede TEN-E-forordning vil tage hensyn til den voksende rolle, som sammenkoblinger med
tredjelande spiller, og gøre det muligt at udvide omfanget af de fordele, der følger af gennemførelsen af
9
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2020/852 af 18. juni 2020 om fastlæggelse af en ramme til
fremme af bæredygtige investeringer og om ændring af forordning (EU) 2019/2088 (EUT L 198 af 22.6.2020, s.
13).
10
Artikel 171, stk. 3, i TEUF: "Unionen kan beslutte at samarbejde med tredjelande for at fremme projekter af
gensidig interesse og sikre nettenes interoperabilitet".
DA 5 DA
EU's regelsæt ud over Unionens grænser. Der vil blive taget behørigt hensyn til Kommissionens
meddelelse om en økonomisk plan og investeringsplan for Vestbalkan11
.
Den reviderede TEN-E-forordning har til formål at løse nogle af de vedvarende problemer såsom
forsinkelser i projektgennemførelsen og adgang til finansiering for grænseoverskridende
infrastrukturprojekter, der forstærkes af sundhedskrisen, hvilket viser overensstemmelse med
genopretnings- og resiliensfacilitetens mål. Afhængigt af medlemsstaternes mål vil finansieringen af
grænseoverskridende intelligente og bæredygtige energisammenkoblinger kun i begrænset omfang ske
under genopretnings- og resiliensfaciliteten.
Specifikke støtteforanstaltninger, som medlemsstaterne kunne vælge at yde til projekter af fælles
interesse, kunne betragtes som statsstøtte. Sådanne foranstaltninger kræver en særlig vurdering i
henhold til statsstøttereglerne. Status som projekt af fælles interesse er relevant i henhold til
statsstøttereglerne, både i henhold til den generelle gruppefritagelsesforordning fra 201412
og
retningslinjerne for statsstøtte til miljøbeskyttelse og energi 2014-202013
. Det er vigtigt at minde om, at
nationale foranstaltninger, der træffes for at støtte projekter af fælles interesse ud over den
grænseoverskridende krydsfordeling og de investeringsincitamenter, der er omhandlet i TEN-E-
forordningen, kan udgøre statsstøtte og kan blive underkastet vurdering i henhold til statsstøttereglerne.
Dette er især relevant for elektrolysatorer og oplagringsprojekter, som kan have en mere direkte
indvirkning på markederne for energiproduktion.
2. RETSGRUNDLAG, NÆRHEDSPRINCIPPET OG
PROPORTIONALITETSPRINCIPPET
• Retsgrundlag
I henhold til artikel 170 i traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde skal Unionen bidrage til
etablering og udvikling af transeuropæiske net, herunder inden for energiinfrastruktur. Unionen vil
være nødt til at fremme sammenkobling af nationale net. TEN-E-forordningen er baseret på artikel 172
i traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde, som fastlægger retsgrundlaget for vedtagelse af
retningslinjer, der omfatter mål, prioriteter og hovedlinjerne i de foranstaltninger, der påtænkes
gennemført inden for transeuropæiske net, jf. artikel 171. Retningslinjerne skal benyttes til at udpege
projekter af fælles interesse, som er nødvendige for at nå TEN-E's politiske mål. Retningslinjerne
fastsætter også de vilkår, hvorunder Unionen kan yde finansiel støtte til projekter af fælles interesse.
• Nærhedsprincippet (for områder, der ikke er omfattet af enekompetence)
Energitransmissionsinfrastruktur (herunder et sammenkoblet offshorenet og intelligent netinfrastruktur)
har en europæisk merværdi på grund af dens grænseoverskridende virkninger og er afgørende for at
opnå et klimaneutralt energisystem. TEN-E-forordningen har givet værdi og bidraget til at opnå
resultater med hensyn til integration af energimarkedet samt konkurrence og forsyningssikkerhed i EU.
Udvikling af grænseoverskridende energiinfrastruktur kræver en ramme for regionalt samarbejde på
11
Meddelelse fra Kommissionen til Europa-Parlamentet, Rådet, Det Europæiske Økonomiske og Sociale Udvalg og
Regionsudvalget: En økonomisk plan og investeringsplan for Vestbalkan (SWD(2020) 223 final).
12
Kommissionens forordning (EU) nr. 651/2014 af 17. juni 2014 om visse kategorier af støttes forenelighed med det
indre marked i henhold til traktatens artikel 107 og 108 (EUT L 187 af 26.6.2014, s. 1).
13
Meddelelse fra Kommissionen — Retningslinjer for statsstøtte til miljøbeskyttelse og energi 2014-2020 (EUT C
200 af 28.6.2014, s. 1).
DA 6 DA
tværs af medlemsstaterne. De enkelte medlemsstaters lovgivning og foranstaltninger er utilstrækkelige
til at gennemføre disse infrastrukturprojekter som helhed.
Det indre energimarked kræver grænseoverskridende infrastruktur, og udviklingen heraf kræver
samarbejde mellem to eller flere medlemsstater med hver deres lovgivningsmæssige rammer. TEN-E-
forordningen har givet en merværdi i forhold til, hvad der kunne være opnået alene på nationalt eller
regionalt plan. Gennemførelsen af mere end 40 vigtige energiinfrastrukturprojekter siden dens
ikrafttræden har hjulpet de fleste medlemsstater med at nå sammenkoblingsmålet på 10 % for 2020 og
opnå et velsammenkoblet og modstandsdygtigt gasnet. EU's energimarked er mere integreret og
konkurrencedygtigt end i 2013, og EU's energisikkerhed er blevet forbedret. Adgang til målrettet
finansiering under CEF har gjort det muligt at gennemføre 95 projekter af fælles interesse, som ellers
har haft svært ved at få adgang til finansiering i henhold til markedsreglerne.
Ovennævnte fremskridt kunne ikke være opnået alene med en indsats fra medlemsstaternes side.
Forskellige interessenter bekræftede TEN-E-forordningens merværdi og påpegede betydningen af
regionalt samarbejde i forbindelse med gennemførelsen af grænseoverskridende projekter,
gennemsigtighed i lovgivningen og adgang til finansiering.
• Proportionalitetsprincippet
Initiativet er i overensstemmelse med proportionalitetsprincippet. Det falder inden for
anvendelsesområdet for indsatsen med hensyn til de transeuropæiske energinet som defineret i
artikel 170 i traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde. Det politiske indgreb står i et
rimeligt forhold til omfanget og arten af de definerede problemer og opfyldelsen af de fastsatte mål.
Forslaget går ikke ud over, hvad der er nødvendigt for at nå det overordnede mål om at fremme rettidig
udvikling af tilstrækkelige energiinfrastrukturer i hele Unionen og i dens nabolande med henblik på at
gøre det muligt at opfylde Unionens energi- og klimamål i overensstemmelse med den europæiske
grønne pagt, navnlig med hensyn til 2030/2050-målene, herunder målet om klimaneutralitet,
overholdelse af princippet om "ikke at gøre væsentlig skade" samt markedsintegration,
konkurrenceevne og forsyningssikkerhed.
På grundlag af resultaterne af evalueringen vurderede Kommissionen flere politiske løsningsmodeller
inden for fire områder, der påvirkes af den nuværende TEN-E-ramme, såsom anvendelsesområde,
forvaltning/infrastrukturplanlægning, tilladelser og offentlig deltagelse samt lovgivningsmæssig
behandling.
Vurderingen og sammenligningen af løsningsmodellerne (se navnlig afsnit 7 og 8 i den ledsagende
konsekvensanalyse) viser, at ingen enkelt løsning er tilstrækkelig til at opfylde de fastsatte mål.
Indkredsningen af den pakke med politiske løsningsmodeller, som er bedst egnet til at nå de specifikke
mål, er baseret på en vurdering, der inddrager proportionalitetsprincippet.
Pakken har til formål at "fremtidssikre" TEN-E-forordningen. Løsningsmodellerne vedrørende
forordningens fremtidige anvendelsesområde omfatter alle de teknologier, der er nødvendige for
energiomstillingen og klimamålene. Definitionerne er på samme tid specifikke og tilstrækkeligt brede
til i videst muligt omfang at tage højde for den teknologiske udvikling. Rammen for udvælgelse af
projekter af fælles interesse og den nye tilgang til tværsektoriel infrastrukturplanlægning fastlægger de
centrale elementer med hensyn til mål og kriterier. Den fremtidige ramme vil bevare de regionale
gruppers rolle i udvælgelsesprocessen med henblik på yderligere at præcisere og tilpasse disse
elementer til nye politiske prioriteter og den teknologiske udvikling, også under hensyntagen til den
regionale kontekst.
DA 7 DA
• Valg af retsakt
På grundlag af den generelt positive evaluering af den nuværende forordning er det valgte instrument
en forordning, et effektivt instrument, der har direkte virkning og er bindende i alle enkeltheder, hvilket
sikrer ensartet gennemførelse og retssikkerhed.
3. RESULTATER AF EFTERFØLGENDE EVALUERINGER, HØRINGER AF
INTERESSEREDE PARTER OG KONSEKVENSANALYSER
• Efterfølgende evalueringer/kvalitetskontrol af gældende lovgivning
Som led i den delvise politiske aftale mellem Europa-Parlamentet og Rådet om Connecting Europe-
faciliteten for perioden 2021-2027 nåede Europa-Parlamentet og Rådet i marts 2019 til enighed om
behovet for at evaluere effektiviteten af og sammenhængen i politikkerne i forordning (EF) nr.
347/2013 om retningslinjer for den transeuropæiske energiinfrastruktur (TEN-E-forordningen) senest
den 31. december 202014
. I december 2019 henviste Kommissionen i sin meddelelse om den
europæiske grønne pagt15
udtrykkeligt til behovet for en revision af TEN-E-forordningen for at sikre
overensstemmelse med målene om klimaneutralitet.
I betragtning af tidsplanen for evaluering og revision af TEN-E-forordningen valgte Kommissionen en
"back-to-back-evaluering og -konsekvensanalyse". Evalueringen af TEN-E-forordningen fandt sted
mellem januar 2019 og september 2020. Under evalueringen blev det vurderet, i hvilket omfang TEN-
E-forordningen indtil videre har opfyldt de opstillede mål, og der blev peget på faktorer, der har
bidraget til eller hindret opfyldelsen af dem. Mere specifikt blev forordningens effektivitet i forhold til
et referencescenarie (dvs. situationen uden forordningen) vurderet for at tage bestik af, om den har haft
en betydelig indvirkning og merværdi.
Kort sagt så evalueringen på:
• hvordan og hvorfor den nuværende TEN-E-forordning har fungeret godt eller mindre godt, og
hvilke faktorer der har bidraget til eller hindret opfyldelsen af dens mål
• forordningens virkninger, navnlig med hensyn til fremskridt i forhold til at nå dens mål.
"Back to back"-tilgangen sikrede, at formativ viden kunne uddrages af evalueringsresultaterne for at
drage konklusioner om, i hvilket omfang forordningen fortsat vil være formålstjenlig og relevant i
fremtiden i betragtning af de vedtagne eller planlagte politiske initiativer, som vil fremskynde
dekarboniseringen på mellemlang og lang sigt. De fremadrettede elementer så på, hvordan man kan
sikre eksistensen af en understøttende energiinfrastruktur, som matcher ambitionerne om øget
dekarbonisering og anvendelse af vedvarende energi, og peger på indsatsområder.
I overensstemmelse med TEN-E-forordningens omfang og anvendelsesområde omfattede evalueringen
alle medlemsstater. I overensstemmelse med retningslinjerne for bedre regulering blev der anvendt fem
kriterier til evaluering af TEN-E-forordningens resultater: virkningsfuldhed, effektivitet, relevans,
sammenhæng og EU-merværdi.
Evalueringen har vist, at der er blevet flere energisammenkoblinger i hele Unionen siden 2013 som
følge af gennemførelsen af TEN-E-forordningen og projekter af fælles interesse i alle regioner. Øget
sammenkobling har effektivt forbedret integrationen af medlemsstaternes net, hvilket igen har gjort
14
https://www.consilium.europa.eu/media/38507/st07207-re01-en19.pdf.
http://www.europarl.europa.eu/doceo/document/TA-8-2019-0420_DA.pdf.
15
COM(2019) 640.
DA 8 DA
EU's energimarked mere integreret og konkurrencedygtigt, end det var før gennemførelsen af TEN-E-
forordningen. Engrospriserne for elektricitet er konvergeret i næsten alle medlemsstater. Også
gaspriserne er konvergeret. Gasforsyningssikkerheden er forbedret betydeligt siden 2013 i kraft af nye
sammenkoblinger og LNG-terminaler. Projekter af fælles interesse har bidraget til at opfylde de
nuværende mål i TEN-E-forordningen, således som den blev udformet i 2013.
Infrastrukturkategorierne i den nuværende TEN-E-forordning afspejler imidlertid hverken de nye
klimaambitioner og målet om klimaneutralitet eller den seneste teknologiske udvikling. Der bør tages
hensyn til disse fremskridt i de infrastrukturkategorier, der er omfattet af forordningen,
udvælgelseskriterierne for projekter af fælles interesse samt de prioriterede korridorer og tematiske
områder.
Processen for udpegning og udvælgelse af projekter af fælles interesse i de regionale grupper har vist
sig at være effektiv med hensyn til at forbedre samarbejdet og gøre det muligt at træffe beslutninger om
grænseoverskridende projekter på grundlag af en regional og europæisk tilgang. TYNDP-processen har
vist sig at være effektiv som et første skridt til at udpege projekter af fælles interesse. Men selv om
ENTSO'erne og TSO'erne spiller en vigtig rolle i processen, er der behov for større inddragelse og
bedre kontrol af de vigtigste bidrag og antagelser for at øge tilliden til processen.
Den grænseoverskridende omkostningsfordelingsmekanisme er en vigtig katalysator for
projektgennemførelsen. I mange tilfælde førte den grænseoverskridende omkostningsfordeling
imidlertid ikke som tilsigtet til en reduktion i projektets finansieringsgab.
Selv om godkendelsesprocedurerne er blevet forkortet, er de i nogle tilfælde fortsat lange. De
underliggende årsager vedrører imidlertid hovedsagelig national gennemførelse og falder uden for
TEN-E-forordningens anvendelsesområde.
Finansiel bistand fra CEF til 95 projekter var en effektiv katalysator for deres gennemførelse. Tilskud
til undersøgelser har hjulpet projekter med at reducere risici i deres tidlige udviklingsfaser, mens
tilskud til anlægsarbejder har støttet projekter, der tager fat på vigtige flaskehalse, som markedsbaseret
finansiering ikke i tilstrækkelig grad har været i stand til at afhjælpe.
Evalueringen viste, at fordelene ved forordningen opvejer omkostningerne, hvilket beviser dens
effektivitet. TEN-E-forordningen har affødt samfundsøkonomiske fordele gennem øget
forsyningssikkerhed og mere integrerede og konkurrencedygtige energimarkeder. Forordningen bidrog
også til at forbedre oplysningers tilgængelighed, koordinering og gennemsigtighed.
TEN-E-forordningens oprindelige mål — forsyningssikkerhed, markedsintegration, konkurrence og
bæredygtighed — er fortsat relevante. De styrkede klimaambitioner i Parisaftalen og den europæiske
grønne pagt kræver imidlertid en afbalancering af målene med henblik på at opfylde
dekarboniseringsmålene og bidrage til klimaneutralitet.
Evalueringen afslørede, at der var begrænset dokumentation til støtte for betænkeligheder vedrørende
den interne sammenhæng i TEN-E-forordningen bortset fra potentielle mekanistiske ændringer og
manglende fleksibilitet med hensyn til tilpasning til politikområder i hastig udvikling.
TEN-E-forordningen har givet resultater, som ellers ikke kunne være opnået ved foranstaltninger på
medlemsstatsplan, hvilket beviser EU-merværdi.
• Høringer af interesserede parter
I overensstemmelse med retningslinjerne for bedre regulering om "back-to-back-evalueringer og
konsekvensanalyser" gennemførte Kommissionen en omfattende høring af interessenter baseret på en
høringsstrategi, der omfattede en række metoder og værktøjer. Høringsstrategien havde til formål at
sikre, at der blev taget hensyn til al relevant dokumentation, herunder data om omkostninger,
samfundsmæssige virkninger og de potentielle fordele ved initiativet. Strategien blev udformet i
overensstemmelse med interventionslogikken og kombinerede både bagud- og fremadrettede og
DA 9 DA
elementer. Der blev anvendt flere høringsværktøjer: en offentlig onlinehøring, en målrettet
onlineundersøgelse, dybdegående interviews og (fire) onlinewebinarer for interessenter.
Kommissionen modtog 215 svar på den åbne offentlige høring og de målrettede spørgeskemaer og
yderligere 169 bidrag via e-mail, hovedsagelig fra borgere, projektiværksættere og brancheforeninger.
Med støtte fra en konsulent blev der gennemført ca. 80 dybdegående interviews med centrale
interessenter i TEN-E-forordningen for at indhente detaljerede oplysninger og dokumentation om
centrale aspekter, som ikke kunne behandles i detaljer i det målrettede spørgeskema. Fire webinarer for
interessenter med deltagelse af mere end 40 paneldeltagere og 300 deltagere behandlede
hovedelementerne i revisionen.
Generelt bekræfter interessenterne i det store og hele de fordele, som TEN-E hidtil har givet med
hensyn til at nå de overordnede mål: Den har bidraget til integration af energimarkedet, opnået et
tilstrækkeligt forsyningssikkerhedsniveau og bidraget til konkurrenceevnen på EU's energimarked.
Hvad angår bidraget til opfyldelsen af klima- og energimålene for 2020, er holdningerne delt mellem
positive udtalelser fra transmissionssystemoperatørerne og de nationale kompetente myndigheder, i
mange tilfælde fra Central- og Østeuropa, og negative synspunkter, som en række NGO'er har givet
udtryk for, navnlig vedrørende gassens rolle.
Generelt mener interessenterne i det store og hele, at processen for projekter af fælles interesse gør det
muligt at udvælge de projekter af fælles interesse, som er mest relevante for opfyldelsen af TEN-E-
målene ved hjælp af regionalt samarbejde inden for de regionale grupper. Selv om
udvælgelseskriterierne i princippet anses for at være hensigtsmæssige, opfordrede interessenterne til
overensstemmelse med klimamålene gennem en grundig bæredygtighedskontrol. Nogle NGO'er og
interessenter fra sektoren anser ligeledes kriterierne for at være for restriktive for projekter vedrørende
intelligente net.
Interessenterne gav udtryk for det synspunkt, at TEN-E-forordningen ikke fuldt ud behandler centrale
spørgsmål som f.eks. en dybere integration af vedvarende energi, forbedring af energieffektiviteten og
modvirkning af klimaændringer. Bidragene pegede på visse uoverensstemmelser mellem TEN-E-
forordningen og andre politikker eller initiativer på EU-plan såsom den europæiske grønne
pagt/langsigtede strategi for dekarbonisering. Som reaktion på disse udfordringer blev følgende
infrastrukturkategorier anset for relevante med hensyn til yderligere inddragelse i TEN-E-rammen:
brintinfrastrukturer og intelligente gasdistributionsnet, el til gas, energinet til støtte for infrastruktur til
opladning/hydrogenoptankning og energinet som led i hybride offshorevindkraftprojekter. En særlig
brintinfrastruktur, intelligente gasnet og el-til-gas-teknologier modtog imidlertid blandet støtte, navnlig
fra NGO'er. Der er udtrykt ret begrænset støtte fra interessenter, navnlig civilsamfundet, NGO'er og
sammenslutninger inden for elindustrien, til CO2-net og navnlig CO2-lagring. En yderligere analyse af
de modtagne bidrag vedrørende medtagelse af CO2-net som en infrastrukturkategori viste imidlertid, at
der kun var begrænset dokumentation til støtte for at fjerne CO2-net fra TEN-E-forordningen.
Med hensyn til forskellige aktørers rolle og forvaltning opfordrede interessenterne til at begrænse
ENTSO'ernes rolle og samtidig styrke DSO'ernes og andre interessenters rolle, herunder NGO'ers.
Selv om tilladelsesprocedurerne er blevet kortere siden TEN-E-forordningens ikrafttræden, afhænger
deres effektivitet i høj grad af den nationale gennemførelse som anført af forskellige interessenter. Selv
om vedvarende komplekse nationale procedurer er en af årsagerne hertil, er miljøspørgsmål i
forbindelse med projekter af fælles interesse og offentlig modstand, der forårsager langvarige retssager
mod projekterne, andre grunde til langtrukne behandlingstider for godkendelser. Kravene om offentlige
høringer under TEN-E synes at have øget bevidstheden om projekter af fælles interesse og styrket
offentlighedens deltagelse i og tillid til processen. Bestemmelserne synes dog at have begrænset
DA 10 DA
virkning i forhold til at øge accepten i offentligheden, hovedsagelig på grund af den opfattede mangel
på (ajourførte) oplysninger om infrastrukturbehovene og den manglende feedback om udformningen af
projekterne.
Den tilgang, der blev indført i TEN-E med henblik på at dele omkostningerne mellem medlemsstaterne
for at muliggøre projekter med fordele på tværs af grænserne, ordningen for grænseoverskridende
omkostningsfordeling, blev i vid udstrækning vurderet til at have afhjulpet de på forhånd eksisterende
asymmetrier mellem omkostninger og fordele. Grænseoverskridende omkostningsfordelinger har vist
sig at være effektive i nogle tilfælde, selv om vurderingen af ordningen og kompleksiteten forbundet
med at indhente data, den ekstra tid, der går, før der kan træffes en investeringsbeslutning, og manglen
på entydige resultater, der kan danne grundlag for beslutningen, er faktorer, der mindsker
interessenternes tilfredshed med processen.
Der er bred enighed blandt interessenterne om, at TEN-E-forordningen har EU-merværdi, og at dens
resultater ikke kunne være opnået individuelt af medlemsstaterne. Et tilsvarende flertal anførte, at de
områder, som TEN-E-forordningen beskæftiger sig med, fortsat kræver handling på EU-plan. Desuden
mener flertallet af respondenterne, at fordelene ved TEN-E-forordningen opvejer omkostningerne.
• Indhentning og brug af ekspertbistand
Forslaget og den tilhørende konsekvensanalyse bygger på dokumentation fra evalueringen af
forordning (EU) nr. 347/2013 vedrørende retningslinjer for den transeuropæiske energiinfrastruktur, fra
interessenters bidrag under de omfattende høringer, der er gennemført i denne forbindelse, foruden
litteraturgennemgang samt analyse og modellering af porteføljen af projekter af fælles interesse.
Litteraturgennemgangen omfattede resultaterne af en række aktuelle undersøgelser af centrale
elementer i TEN-E-forordningen, resultaterne af en midtvejsevaluering af TEN-E-forordningen samt
evalueringer og vurderinger foretaget inden for rammerne af andre relevante initiativer fra
Kommissionen.
Formelle konklusioner vedtaget inden for rammerne af interessentfora om energiinfrastruktur og
relaterede politikker blev også taget i betragtning i analysen. ACER's årlige konsoliderede
overvågningsrapporter om fremskridt for projekter af fælles interesse inden for elektricitet og gas,
projekter for ny kapacitet og virtuelle sammenkoblingspunkter samt andre ajourføringer af afgørelser
om grænseoverskridende omkostningsfordeling og projektspecifikke risikobaserede incitamenter blev
ligeledes taget i betragtning.
• Konsekvensanalyse
I overensstemmelse med retningslinjerne for bedre regulering har Kommissionen gennemført en
konsekvensanalyse af flere politiske løsningsmodeller. Dette arbejde blev underbygget af strukturerede
høringer inden for Kommissionens tjenestegrene gennem en tværtjenstlig styringsgruppe.
Konsekvensanalysen blev forelagt og drøftet med Udvalget for Forskriftskontrol. De anbefalinger, som
Udvalget for Forskriftskontrol fremsatte i sin første (negative) udtalelse af 25. september 2020, blev der
navnlig taget højde for ved: i) yderligere at præcisere baggrunden for og centrale elementer i den
nuværende TEN-E-forordning, ii) at fremhæve de vigtigste konklusioner fra evalueringen af den
nuværende TEN-E-forordnings succeser og mangler og systematisk at knytte dem til
problemdefinitionen, iii) yderligere at præcisere problemdefinitionen for bedre at forklare, hvordan
TEN-E-rammen passer ind i den nye politiske kontekst for den grønne pagt, og hvordan målene og
løsningsmodellerne hænger sammen med problemerne og de underliggende problemkilder, iv) bedre at
DA 11 DA
forklare, hvorfor pakken af foretrukne løsningsmodeller anses for at være bedst egnet til at løse de
konstaterede problemer (og fremhæve mulige alternativer), og v) at angive succesindikatorer. Den
anden udtalelse fra Udvalget for Forskriftskontrol fra den 1. december var positiv med forbehold, som
der navnlig blev taget højde for ved: i) yderligere at præcisere TEN-E-forordningens og
klassificeringsforordningens forskellige anvendelsesområde og formål, ii) at forklare, at de
kombinerede virkninger af de foreslåede ændringer vil bringe udvælgelsen af projekter af fælles
interesse i overensstemmelse med EU's politiske mål, herunder den grønne pagt, iii) yderligere at
præcisere, hvorfor pakken af foretrukne løsningsmodeller anses for at være "fremtidssikret", og iv)
bedre at forklare, at national gennemførelse og håndhævelse er et centralt element i forhold til at
afhjælpe forsinkelser i forbindelse med udstedelse af tilladelser, og hvordan den foretrukne
løsningsmodel kan bidrage til rettidig gennemførelse af projekter af fælles interesse.
Under hele arbejdet med konsekvensanalysen blev der overvejet en række foranstaltninger på alle
områder for at afhjælpe de konstaterede problemer og problemkilder med henblik på at nå initiativets
mål. Efter en vurdering af deres effektivitet, virkningsfuldhed, sammenhæng og proportionalitet er en
pakke af foretrukne løsningsmodeller blevet fundet bedst egnet til at bidrage til opfyldelsen af de
fastsatte mål. Pakken af foretrukne løsningsmodeller omfatter følgende hovedforanstaltninger:
 ajourføring af kriterierne for støtteberettigelse for intelligente elnet
 udelukkelse af naturgasinfrastruktur og medtagelse af brint, el til gas og intelligente gasnet
 medtagelse af projekter af gensidig interesse
 planer for integreret offshoreudvikling
 styrket forvaltning og bæredygtighed
 fremskyndelse af projektgennemførelsen
 en one-stop-shop pr. havområde for projekter vedrørende havenergi
 medtagelse af de fulde investeringsomkostninger.
Med hensyn til TEN-E's fremtidige anvendelsesområde er et centralt spørgsmål, om
naturgasinfrastrukturen skal forblive en støtteberettiget infrastrukturkategori eller ej. På grundlag af
analysen i konsekvensanalysens afsnit 6 og 7 synes udelukkelsen af infrastruktur til metangas at være
den mest effektive og sammenhængende tilgang. Samtidig forekom det berettiget at medtage
brintinfrastruktur i TEN-E-rammens anvendelsesområde i betragtning af dens forventede voksende
rolle i dekarboniseringen af visse sektorer og potentialet for grænseoverskridende udvekslinger. Samlet
set vil disse ændringer sikre, at den fremtidige TEN-E omfatter alle de infrastrukturkategorier, der er
nødvendige for at opfylde Unionens energi- og klimamål i overensstemmelse med den europæiske
grønne pagt, navnlig med hensyn til 2030/2050-målene. Hvad angår den fremtidige tilgang til
infrastrukturplanlægning, forekommer en radikal ændring af infrastrukturplanlægningen uberettiget i
betragtning af de begrænsede ekstra fordele og den betydelige stigning i transaktionsomkostningerne,
som mindsker effektiviteten og kan gøre instrumentet mindre effektivt sammenlignet med en styrkelse
af den nuværende tilgang. I betragtning af de særlige forhold både med hensyn til den nuværende
situation og det forventede bidrag til de langsigtede klima- og energimål synes en mere radikal ændring
at være berettiget for offshorenet.
Løsningsmodellerne vedrørende "offshorenet" og "tværsektoriel infrastrukturplanlægning" forbedrer
forvaltningen og rammen for infrastrukturplanlægning for at gøre det muligt at udpege de projekter, der
er nødvendige for energiomstillingen og klimamålene i overensstemmelse med det enkelte havområdes
potentiale for havenergi, miljøbeskyttelse og andre anvendelser af havet. Der er to vigtige forbedringer:
DA 12 DA
for det første indførelsen af en integreret netudviklingsplan for offshoreinfrastruktur på grundlag af
medlemsstaternes fælles forpligtelser med hensyn til omfanget af udbredelsen af havenergi for hvert
havområde (top-down-tilgang til offshoreplanlægning) for det andet tilpasninger af rollerne for de
centrale aktører, der er involveret i udviklingen af TYNDP, med styrket tilsyn med ENTSO'erne fra
Kommissionens og ACER's side. Løsningsmodellerne vedrørende "tilladelse" og "lovgivningsmæssig
behandling" vil supplere disse forbedringer for at fremme rettidig udvikling af de udpegede projekter af
fælles interesse: a) indførelse af en one-stop-shop for offshoreinfrastruktur pr. havområde, b) adgang til
hastebehandling ved domstolene, hvor det er muligt, og c) medtagelse af fulde
investeringsomkostninger i den grænseoverskridende omkostningsfordeling. Bortset fra de ændringer,
der gælder specifikt for offshorenet, vil ændringerne gælde for hele den reviderede TEN-E-forordnings
anvendelsesområde og alle støtteberettigede infrastrukturkategorier. Endelig vil ovennævnte fordele
blive udvidet til projekter, der forbinder Unionen med tredjelande (projekter af gensidig interesse) i
betragtning af deres forventede voksende rolle med hensyn til at nå klimamålene.
Desuden er flere tekniske muligheder (jf. bilag 9 til konsekvensanalysen) en del af forslagspakken:
fremskyndelse af godkendelsesprocessen, forøgelse af gennemsigtigheden af projekter af fælles
interesse, mulighed for at berettige projekter vedrørende intelligente net til grænseoverskridende
omkostningsfordeling, præcisering af bestemmelserne for grænseoverskridende omkostningsfordeling
og ajourføring af investeringsincitamenter. Desuden vil olierørledninger og elmotorveje blive fjernet
som infrastrukturkategorier og tematiske områder.
Vurderingen af virkningerne bygger i vid udstrækning på en kvalitativ tilgang. Det har ikke været
muligt at kvantificere virkningerne for alle løsningsmodeller på grund af manglen på projektspecifikke
data, navnlig for nye infrastrukturkategorier. Desuden er de foreslåede ændringer hovedsagelig
gradvise forbedringer af den nuværende ramme, som vurderes at fungere forholdsvis godt.
En tilpasning af instrumentets anvendelsesområde ved at sikre, at infrastrukturkategorierne er i
overensstemmelse med målet om klimaneutralitet, vil reducere drivhusgasemissionerne understøttet af
optimal og effektiv integreret infrastrukturplanlægning, hvilket også minimerer potentielle
miljøpåvirkninger. En fremskyndet tilladelsesproces vil også give mulighed for en hurtigere
gennemførelse af centrale projekter og dermed fremrykke de miljømæssige og socioøkonomiske
fordele.
I konsekvensanalysen blev der peget på følgende centrale målgrupper, som vil blive berørt af dette
initiativ: europæiske borgere og forbrugere, ikkestatslige organisationer, EU-tilsynsmyndigheder,
nationale regulerende myndigheder, nationale kompetente myndigheder og deres lokale og regionale
repræsentanter, det europæiske net af transmissionssystemoperatører (ENTSO for elektricitet og
ENTSO for gas), brancheorganisationer for DSO'er, projektiværksættere, herunder
transmissionssystemoperatører, energiproducenter/-industrien, akademikere og tematiske eksperter.
De direkte fordele ved pakken af foretrukne politiske løsningsmodeller vedrører primært besparelser i
drivhusgasemissioner og effektivitetsforbedringer i stor skala gennem en mere koordineret tilgang til
infrastrukturplanlægning på europæisk plan og strømlinet adgang til offshoreudvikling. Disse direkte
fordele omfatter både samfundsmæssige fordele, f.eks. at samfundet generelt drager fordel af
reducerede drivhusgasemissioner og opfyldelsen af målet om klimaneutralitet, og private fordele, f.eks.
reducerede administrative omkostninger som følge af kortere godkendelsesprocedurer.
Forenklingsforanstaltningerne vil skabe direkte fordele ved at reducere eksisterende tilbagevendende
direkte omkostninger knyttet til den administrative byrde som følge af reducerede overvågnings- og
rapporteringsforpligtelser. Disse direkte fordele er hovedsagelig private fordele for visse interessenter
såsom projektiværksættere.
DA 13 DA
De indirekte fordele omfatter sektorspecifikke fordele ved at stimulere markedsefterspørgslen efter
visse innovative teknologier og dermed bidrage til potentielt højere beskæftigelsesfrekvenser.
Vurderingen af de foretrukne løsningsmodeller viste positive virkninger med hensyn til social velfærd
og økonomi for forskellige kategorier af interessenter. Sådanne virkninger for pakken af foretrukne
politiske løsningsmodeller kunne imidlertid ikke værdisættes eller kvantificeres fuldt ud, da dette ville
have krævet oplysninger om udnyttelsesgraden for fremtidige projekter af fælles interesse eller
opskalering af markedet for nye eller fremspirende infrastrukturkategorier, hvilket ikke er tilgængeligt
og ikke kan estimeres med tilstrækkelig sikkerhed.
Det er vigtigt at understrege, at et generelt udvælgelseskriterium for hvert projekt af fælles interesse er,
at dets potentielle samlede fordele opvejer omkostningerne, herunder på længere sigt16
.
TEN-E-forordningen indfører ikke nogen regulerende afgifter såsom gebyrer, afgifter, skatter osv.
Pakken med foretrukne politiske løsningsmodeller medfører direkte omkostninger i form af
overholdelsesomkostninger og administrative byrder for virksomheder (primært projektiværksættere)
og forvaltninger (nationale kompetente myndigheder, nationale regulerende myndigheder,
Kommissionen og ACER) i forbindelse med opfyldelsen af væsentlige forpligtelser eller krav deri.
Anvendelsen af pakken af foretrukne løsningsmodeller medfører indirekte omkostninger for
borgere/forbrugere, virksomheder og forvaltninger som følge af en stigning i nettariffer for at finansiere
investeringer i den regulatoriske aktivbase (RAB). Finansiel støtte fra CEF kan imidlertid afbøde
indvirkningen på nettariffer, hvis et projekt af fælles interesse viser betydelige eksterne virkninger med
hensyn til forsyningssikkerhed, solidaritet eller innovation.
Det har ikke været muligt at anslå disse omkostninger for alle foranstaltninger på nuværende tidspunkt,
men de betragtes som ubetydelige. Ekstraomkostningerne vil være marginale i forhold til de nuværende
omkostninger17
. Yderligere håndhævelsesomkostninger på nationalt plan og EU-plan vil afhænge af
gennemførelsen.
• Målrettet regulering og forenkling
Den reviderede TEN-E-forordning vil sigte mod at mindske rapporteringsforpligtelserne ved at finde
synergier mellem de kompetente myndigheder og projektiværksætternes rapportering. For at beskytte
gennemsigtigheden af og adgangen til den mest opdaterede status for projektgennemførelsen for de
regionale grupper og samtidig opnå tilbagevendende omkostningsbesparelser kan de kompetente
myndigheders årlige rapport indarbejdes i projektiværksætternes rapport. For det andet vil ACER's
overvågningsforpligtelser blive reduceret til rapportering hvert andet år inden vurderingen af de nye
kandidater til projekter af fælles interesse18
, hvilket vil udløse effektivitetsgevinster på ca. 20 % af
ACER's rapporteringsbyrde svarende til årlige besparelser på 60 000 EUR (eller 0.4
fuldtidsækvivalenter pr. år). For det tredje vil den reviderede TEN-E-forordning tillade, at det gøres
frivilligt, om der skal foretages en forudgående høring inden igangsættelsen af tilladelsesproceduren for
projekter af fælles interesse, hvis den allerede er omfattet af nationale regler i henhold til de samme
eller højere standarder som TEN-E-forordningen. Offentlig deltagelse og dialog med lokalsamfund og
interessenter, der berøres af opbygningen af et projekt af fælles interesse, vil blive sikret, samtidig med
at forpligtelser, der udvider eksisterende nationale procedurer, undgås. For det fjerde og sidste
16
TEN-E-forordningen, artikel 4, stk. 1, litra b).
17
Ecorys et al. (2020): Support to the evaluation of Regulation (EU) No 347/2013 on guidelines for trans-European
energy infrastructure, udkast til endelig rapport, s. 122.
18
Denne løsningsmodel svarer til ACER's bidrag til høringen af interessenter.
DA 14 DA
anbefales det i de nye bestemmelser at forenkle medtagelsen af eksisterende projekter af fælles
interesse i de tiårige netudviklingsplaner (TYNDP'er), hvor projekter på EU-listen over projekter af
fælles interesse, der allerede har leveret de nødvendige administrative og tekniske data til TYNDP-
processen, kan drage fordel af automatisk medtagelse i de efterfølgende planer, forudsat at dataene
forbliver uændrede.
Der er ikke konstateret nogen direkte virkninger i form af omkostninger til overholdelse eller
administration for SMV'er. SMV'er kan drage fordel af øget konkurrenceevne på de teknologiområder,
der indgår i eller styrkes i den fremtidige TEN-E-ramme (f.eks. industrien for havenergi, digitale
tjenester eller brint).
Initiativet er i overensstemmelse med det digitale indre marked og i overensstemmelse med Unionens
datastrategi.
• Grundlæggende rettigheder
Initiativet forventes ikke at have nogen indvirkning på grundlæggende rettigheder.
4. VIRKNINGER FOR BUDGETTET
Forslagets budgetmæssige virkning vedrører ACER's (Agenturet for Samarbejde mellem
Energireguleringsmyndigheder) ressourcer. ACER vil blive pålagt yderligere ansvarsområder i
forbindelse med tilsynet med den tiårige netudviklingsplan. Dette kræver et begrænset antal ekstra
ressourcer (yderligere 1 fuldtidsækvivalent, jf. finansieringsoversigten).
5. ANDRE FORHOLD
• Planer for gennemførelsen og foranstaltninger til overvågning, evaluering og
rapportering
På grundlag af de eksisterende processer for overvågning af data fra regelmæssige rapporter udarbejdet
af projektiværksættere og nationale regulerende myndigheder er der udviklet en række indikatorer til
måling af opfyldelsen af hvert af de specifikke mål i den reviderede TEN-E-forordning. Lovgivningens
faktiske virkninger vil blive overvåget og evalueret i forhold til et sæt indikatorer, som er skræddersyet
til de specifikke politiske mål, der skal nås ved hjælp af lovgivningen. Desuden vil fire operationelle
mål i forbindelse med pakken af politiske løsningsmodeller blive målt i forhold til et sæt indikatorer.
Alle data vil blive overvåget på grundlag af regelmæssige rapporter fra projektiværksættere og
nationale myndigheder.
Der bør foretages en revision af effektiviteten af den nye lovgivning i 2026, hvor den anden
udvælgelsesproces for projekter af fælles interesse under den nye ramme burde være afsluttet.
• Forklarende dokumenter (for direktiver)
Forordningen gennemføres direkte og ensartet i medlemsstaterne og kræver derfor ikke et forklarende
dokument.
• Nærmere redegørelse for de enkelte bestemmelser i forslaget
Kapitel I i den reviderede forordning skitserer de generelle bestemmelser, navnlig genstanden og
anvendelsesområdet for de nye infrastrukturkategorier, der er blevet revideret for at afspejle det
generelle mål om at fremme rettidig udvikling af passende energiinfrastrukturer i hele Unionen og i
DA 15 DA
dens nabolande for at gøre det muligt at opfylde Unionens energi- og klimamål i overensstemmelse
med den europæiske grønne pagt, navnlig for så vidt angår 2030/2050-målene, herunder målet om
klimaneutralitet, samt markedsintegration, konkurrenceevne og forsyningssikkerhed med færrest
mulige omkostninger for forbrugere og virksomheder.
Den gældende udgave af artikel 2, nr. 7), artikel 4, stk. 2, litra c), artikel 4, stk. 4, og bilag I, II og IV,
der definerer kriterierne for intelligente elnet, er blevet ajourført for at afspejle den teknologiske
udvikling og medtage elementer vedrørende innovation og digitale aspekter, som kan overvejes blandt
udstyret til eller installationerne af intelligente net. Det udvidede anvendelsesområde for intelligente
elnet er afspejlet i tilpasningen af udvælgelseskriterierne. Desuden er projektiværksætternes rolle blevet
yderligere præciseret. Teknologier til intelligente net bør også bidrage til at forbedre energinetrelateret
understøttelse af opladning med høj kapacitet med henblik på at støtte dekarboniseringen af
transportsektoren.
Bestemmelserne om medtagelse af naturgaselementer i TEN-E's anvendelsesområde, navnlig artikel 4
og bilag I, II og IV, afspejler nu de betydelige forbedringer af forsyningssikkerheden takket være den
hidtidige gennemførelse af TEN-E-politikken. I begyndelsen af 2020'erne, hvor de gasprojekter af
fælles interesse, der i øjeblikket er under opførelse, vil være i drift, bør Europa opnå et velforbundet og
modstandsdygtigt gasnet, og alle medlemsstater vil have adgang til mindst tre gaskilder. I betragtning
af at den fremtidige efterspørgsel efter naturgas skønnes at aftage betydeligt i overensstemmelse med
målene i den grønne pagt, har naturgasinfrastrukturen ikke længere behov for støtte gennem TEN-E-
politikken.
På den anden side afspejler den reviderede TEN-E de ændringer, der finder sted i gaslandskabet, med
en øget rolle for vedvarende og kulstoffattige gasser i artikel 2 og 4 og i bilag I, II og IV ved at skabe
en ny infrastrukturkategori for intelligente gasnet. Dette vil støtte investeringer på distributions-
og/eller transmissionsniveau med henblik på at integrere grønne gasser (typisk biogas og biometan,
men også brint) i nettet og bidrage til at forvalte et deraf følgende mere komplekst system baseret på
innovative teknologier. Kandidatprojekterne vil bestå af en række investeringer rettet mod at gøre et
givet gasnet mere intelligent og dekarboniseret.
For at støtte dekarboniseringsbehovene i de sektorer, hvor det er vanskeligt at nedbringe emissionerne,
vil TEN-E omfatte dedikerede nye brintnet og nye anvendelser for eksisterende brintnet med
grænseoverskridende relevans (herunder rørledninger til transport af brint og tilknyttet udstyr såsom
kompressorer, oplagringsfaciliteter og faciliteter til flydende brint) og el-til-gas-anlæg over en vis
tærskel med grænseoverskridende relevans (dvs. med henblik på at forsyne mindst to
medlemsstater). Brintnet vil blive behørigt afspejlet i de tiårige europæiske netudviklingsplaner
(TYNDP'er), der udarbejdes af det europæiske net af transmissionssystemoperatører for gas.
Der tilføjes nye generelle udvælgelseskriterier i artikel 4, stk. 2, for at afspejle medtagelsen af projekter
af gensidig interesse i forordningens anvendelsesområde, hvis der kan påvises betydelige
socioøkonomiske nettofordele ved dem for mindst to EU-medlemsstater og mindst et tredjeland.
Sådanne projekter vil kunne optages på EU-listen på betingelse af tilnærmelse af tredjelandets
lovgivningsmæssige rammer til Unionen og efter påvisning af et bidrag til Unionens overordnede
energi- og klimamål med hensyn til forsyningssikkerhed og dekarbonisering.
På grund af deres manglende tilpasning til de langsigtede dekarboniseringsmål og den grønne pagt vil
grænseoverskridende olierørledninger ikke længere være omfattet af forordningen.
Kapitel II skitserer bestemmelserne for udarbejdelse af EU-lister over projekter af fælles interesse i de
regionale grupper, udvælgelseskriterier og overvågning af projektgennemførelsen.
DA 16 DA
Kriterierne for udvælgelse af projekter omfatter nu et obligatorisk bæredygtighedskriterium for alle
infrastrukturkategorier med mindst ét andet kriterium (markedsintegration, forsyningssikkerhed,
konkurrence) i projektudvælgelsesfasen for at sikre sammenhæng med udviklingen i Unionens
infrastrukturbehov og dekarboniseringsmålene. I forbindelse med udvælgelsen af projekter af fælles
interesse vil den regionale gruppe nu desuden tage hensyn til fremskridt i gennemførelsen af projektet
samt dokumentation for gennemsigtighed og rapporteringsforpligtelser.
De nye bestemmelser i kapitel II og IV har til formål at forbedre infrastrukturplanlægningen med
henblik på integration af energisystemet. Med henblik herpå styrker den reviderede TEN-E
forvaltningen af den tiårige europæiske netudviklingsplan, som danner grundlag for udpegning af
projekter af fælles interesse inden for kategorierne elektricitet og gas. Selv om ENTSO'erne og
transmissionssystemoperatørerne spiller en vigtig rolle i processen, er der behov for tættere kontrol for
at øge tilliden til processen, navnlig med hensyn til at fastlægge scenarier for fremtiden, identificere
langsigtede infrastrukturmangler og flaskehalse og vurdere individuelle projekter. På grund af behovet
for uafhængig validering vil Agenturet for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder
("agenturet") og Kommissionen derfor spille en større rolle i processen.
Bestemmelserne i kapitel III har til formål at afkorte godkendelsesprocedurerne for projekter af fælles
interesse for at undgå forsinkelser i projekter, der fremmer energiomstillingen. Den reviderede TEN-E
medfører således behov for, at de kompetente myndigheder koordinerer og finder synergier med
nabolandene i forbindelse med udarbejdelsen af deres procedurehåndbog, undgår yderligere krav eller
lovændringer under tilladelsesprocessen og udviser fleksibilitet i anvendelsen af tilladelsesfaserne
afhængigt af infrastrukturkategorien for at fremskynde eller afkorte den samlede godkendelsesperiode.
Med den reviderede TEN-E indføres der en "offshore-one-stop-shop", der skal forenkle og fremskynde
tilladelsesprocessen for offshorenet for vedvarende energi og fungere som depot for eksisterende
havområdeundersøgelser og -planer med det formål at lette godkendelsesprocessen for individuelle
projekter af fælles interesse og træffe samlede afgørelser om sådanne projekter. For at undgå behovet
for flere høringer på et tidligt tidspunkt bør den forudgående høring være frivillig, hvis den allerede er
omfattet af nationale regler efter de samme eller højere standarder som i den nuværende TEN-E-
forordning. I henhold til den reviderede TEN-E skal medlemsstaterne sikre, at fremskyndede
sagsbehandlingsprocedurer finder anvendelse for projekter af fælles interesse i henhold til national
lovgivning (hvor sådanne findes).
De nye bestemmelser styrker ligeledes gennemsigtighedsforpligtelsen for projektiværksætterne, da
ejeren af oplysningerne om gennemførelsen af projekter af fælles interesse er forpligtet til at
offentliggøre og ajourføre særlige websider på sprogene i alle de medlemsstater, som krydses eller
påvirkes af projekterne af fælles interesse. Desuden er projektiværksætteren forpligtet til at tage hensyn
til de synspunkter, der kommer til udtryk under de offentlige høringer, og dokumentere, hvordan dette
er sket.
Projektiværksætteren skal på sit websted offentliggøre en rapport, der viser, hvordan der er taget
hensyn til de synspunkter, som er kommet til udtryk under de offentlige høringer, ved at vise, hvilke
ændringer der er foretaget i projektets placering, forløb og udformning, eller ved at begrunde, hvorfor
der ikke er taget hensyn til de pågældende synspunkter.
Bestemmelserne i kapitel V underbygger behovet for at udvikle det net, der er nødvendigt for at kunne
opnå den forventede betydelige forøgelse af elproduktionen fra offshorenet til vedvarende energikilder.
TEN-E vil sikre en koordineret langsigtet planlægning og udvikling af offshore- og onshore-elnet og
dermed bevæge sig væk fra den projektbaserede tilgang og samtidig minimere miljø- og
klimapåvirkningen.
DA 17 DA
For at sikre en hensigtsmæssig anvendelse af værktøjerne til omkostningsdeling og de
lovgivningsmæssige incitamenter reviderer kapitel VI de eksisterende bestemmelser med henblik på at
øge tydeligheden af og gennemsigtigheden i omkostningsfordelingen på tværs af grænserne og
fremskynde investeringer i grænseoverskridende infrastruktur. TEN-E indeholder således en
forpligtelse til fuldt ud at medtage investeringsomkostninger i tarifferne efterfulgt af en
rimelighedsvurdering for forbrugere. For konkrete projekter, der sandsynligvis vil indebære større
risici, såsom innovative transmissionsteknologier for elektricitet, som muliggør omfattende integration
af vedvarende energi, distribuerede energiressourcer eller prisfleksibelt elforbrug i sammenkoblede net,
og energiteknologi- og digitaliseringsprojekter eller projekter med høje driftsomkostninger bør de
lovgivningsmæssige rammer give forholdsmæssige og passende incitamenter til investeringer.
De nye bestemmelser i kapitel VII ajourfører projekternes berettigelse til finansiel støtte fra Unionen til
de nye infrastrukturkategorier. Mens projekter af gensidig interesse vil være berettigede til finansiel
støtte fra Unionen, er det kun investeringer på Unionens område, der vil være berettiget til finansiel
støtte fra Unionen fra Connecting Europe-faciliteten i form af tilskud til anlægsarbejder på særlige
betingelser.
DA 18 DA
2020/0360 (COD)
Forslag til
EUROPA-PARLAMENTETS OG RÅDETS FORORDNING
om retningslinjer for den transeuropæiske energiinfrastruktur og om ophævelse af forordning
(EU) nr. 347/2013
EUROPA-PARLAMENTET OG RÅDET FOR DEN EUROPÆISKE UNION HAR —
under henvisning til traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde, særlig artikel 172,
under henvisning til forslag fra Europa-Kommissionen,
efter fremsendelse af udkast til lovgivningsmæssig retsakt til de nationale parlamenter,
under henvisning til udtalelse fra Det Europæiske Økonomiske og Sociale Udvalg19
,
under henvisning til udtalelse fra Regionsudvalget20
,
efter den almindelige lovgivningsprocedure, og
ud fra følgende betragtninger:
(1) Kommissionen har i sin meddelelse "Den europæiske grønne pagt"21
af 11. december 2019
fastlagt en ny vækststrategi, der sigter mod at omstille EU til et retfærdigt og velstående
samfund med en moderne, ressourceeffektiv og konkurrencedygtig økonomi, hvor der i 2050
ikke længere sker nogen nettoemission af drivhusgasser, og hvor den økonomiske vækst er
afkoblet fra ressourceanvendelsen. Kommissionens meddelelse om klimaplanen22
, hvori det
foreslås at øge reduktionen af drivhusgasemissionerne til mindst 55 % senest i 2030 — en
ambition, der blev godkendt af Det Europæiske Råd den 11. december 2020 — og den
tilgrundliggende konsekvensanalyse bekræfter, at fremtidens energimiks vil være meget
forskelligt fra nutidens, og understreger nødvendigheden af at gennemgå og om nødvendigt
revidere energilovgivningen. De nuværende investeringer i energiinfrastruktur er klart
utilstrækkelige til at omstille til og opbygge fremtidens energiinfrastruktur. Det betyder også, at
der skal være infrastruktur på plads, som kan understøtte den europæiske energiomstilling,
herunder hurtig elektrificering, opskalering af elproduktion fra vedvarende energikilder, øget
anvendelse af vedvarende og kulstoffattige gasser, integration af energisystemet og en større
udbredelse af innovative løsninger.
(2) Efter Kommissionens forslag som led i pakken om ren energi til alle europæere blev der opnået
enighed om et bindende mål på EU-plan for vedvarende energi for 2030 på mindst 32 % af det
endelige energiforbrug og et overordnet mål på EU-plan for energieffektivitet på mindst 32,5 %.
19
EUT C , , s. .
20
EUT C , , s. .
21
Meddelelse fra Kommissionen — Den europæiske grønne pagt (COM(2019) 640 final/3 af 11.12.2019).
22
Meddelelse fra Kommissionen — Styrkelse af Europas klimaambitioner for 2030, investering i en klimaneutral
fremtid til gavn for borgerne (COM(2020) 562 final af 17.9.2020).
DA 19 DA
(3) Parisaftalen om klimaændringer fra 2015 efter den 21. partskonference under De Forenede
Nationers rammekonvention om klimaændringer ("Parisaftalen") fastsætter et langsigtet mål om
at holde den globale temperaturstigning et godt stykke under 2 °C over det førindustrielle
niveau og fortsætte bestræbelserne på at holde den på 1,5 °C over det førindustrielle niveau og
understreger betydningen af at tilpasse sig de negative virkninger af klimaændringer og bringe
finansieringsstrømmene i overensstemmelse med en vej hen imod lave drivhusgasemissioner og
en klimarobust udvikling. Den 12. december 2019 godkendte Det Europæiske Råd
målsætningen om at opnå en klimaneutral Union senest i 2050 i overensstemmelse med målene
i Parisaftalen.
(4) Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 347/201323
, den nuværende TEN-E-
forordning, fastsætter regler for rettidig udvikling af og interoperabilitet mellem de
transeuropæiske energinet med henblik på at nå de energipolitiske mål i traktaten om Den
Europæiske Unions funktionsmåde om at sikre et velfungerende indre energimarked,
forsyningssikkerheden og konkurrencedygtige energimarkeder i Unionen og fremme
energieffektivitet, energibesparelser, udvikling af nye og vedvarende energikilder samt
sammenkobling af energinet. Forordning (EU) nr. 347/2013 fastsætter en ramme for, at
medlemsstaterne og de relevante interessenter kan samarbejde på regionalt plan om at udvikle
bedre forbundne energinet med det formål at forbinde regioner, der i øjeblikket er isoleret fra de
europæiske energimarkeder, styrke eksisterende grænseoverskridende sammenkoblinger og
bidrage til at integrere vedvarende energi. Ved at forfølge disse mål bidrager forordning (EU)
nr. 347/2013 til en intelligent, bæredygtig og inklusiv vækst, ligesom den medfører positive
virkninger for hele Unionen for så vidt angår konkurrenceevne og økonomisk, social og
territorial samhørighed.
(5) Evalueringen af forordning (EU) nr. 347/2013 har klart vist, at rammen effektivt har forbedret
integrationen af medlemsstaternes net og stimuleret handelen med energi og dermed bidraget til
Unionens konkurrenceevne. Projekter af fælles interesse på el- og gasområdet har i høj grad
bidraget til forsyningssikkerheden. Hvad angår gas, er infrastrukturen nu godt forbundet, og
forsyningsrobustheden er blevet væsentligt forbedret siden 2013. Regionalt samarbejde i
regionale grupper og gennem grænseoverskridende omkostningsfordeling er en vigtig
katalysator for projektgennemførelsen. I mange tilfælde førte den grænseoverskridende
omkostningsfordeling imidlertid ikke som tilsigtet til en reduktion i projektets finansieringsgab.
Selv om de fleste godkendelsesprocedurer er blevet forkortet, er de i nogle tilfælde fortsat
lange. Den finansielle bistand fra Connecting Europe-faciliteten (CEF) har været en vigtig
faktor, da tilskud til undersøgelser har været med til at reducere risici i projekters tidlige
udviklingsfaser, mens tilskud til anlægsarbejder har støttet projekter, der tager fat på vigtige
flaskehalse, som markedsbaseret finansiering ikke i tilstrækkelig grad har været i stand til at
afhjælpe.
(6) TEN-E-politikken er et centralt instrument i udviklingen af et indre energimarked og nødvendig
for at nå målene i den europæiske grønne pagt. For at opnå klimaneutralitet senest i 2050 og
større reduktioner af drivhusgasemissionerne senest i 2030 skal Europa have et mere integreret
energisystem, der beror på en højere grad af elektrificering baseret på vedvarende energikilder
og dekarbonisering af gassektoren. TEN-E-politikken kan sikre, at udviklingen af Unionens
23
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 347/2013 af 17. april 2013 om retningslinjer for den
transeuropæiske energiinfrastruktur og om ophævelse af beslutning nr. 1364/2006/EF og ændring af forordning
(EF) nr. 713/2009, (EF) nr. 714/2009 og (EF) nr. 715/2009 (EUT L 115 af 25.4.2013, s. 39).
DA 20 DA
energiinfrastruktur støtter den påkrævede energiomstilling til klimaneutralitet i
overensstemmelse med princippet om energieffektivitet først.
(7) Selv om målene i forordning (EU) nr. 347/2013 fortsat stort set er relevante, afspejler den
nuværende TEN-E-ramme endnu ikke fuldt ud de forventede ændringer af energisystemet, som
vil følge af den nye politiske kontekst og navnlig de opgraderede 2030-mål og 2050-målet om
klimaneutralitet under den europæiske grønne pagt. Ud over den nye politiske kontekst og de
nye mål er den teknologiske udvikling gået stærkt i det seneste årti. Denne udvikling bør tages i
betragtning i de infrastrukturkategorier, der er omfattet af denne forordning, i
udvælgelseskriterierne for projekter af fælles interesse samt i de prioriterede korridorer og
tematiske områder.
(8) Europa-Parlamentets og Rådets direktiver (EU) 2019/94424
og 2009/73/EF25
indeholder
bestemmelser om et indre marked for energi. Selv om der er gjort betydelige fremskridt med
gennemførelsen af det indre marked for energi, er der stadig plads til forbedringer gennem
bedre udnyttelse af den eksisterende energiinfrastruktur, integration af de stigende mængder
vedvarende energi og systemintegration.
(9) Unionens energiinfrastruktur bør opgraderes for at forebygge tekniske sammenbrud og øge dens
modstandsdygtighed over for sådanne sammenbrud, naturkatastrofer, menneskeskabte
katastrofer, de negative virkninger af klimaændringerne og trusler mod dens sikkerhed, navnlig
for så vidt angår europæisk kritisk infrastruktur i henhold til Rådets direktiv 2008/114/EF26
.
(10) Unionens energiinfrastruktur bør være modstandsdygtig over for de uundgåelige virkninger,
som klimaændringerne skønnes at medføre i Europa trods afbødningsindsatsen. Det er derfor
afgørende at styrke indsatsen inden for klimatilpasning, opbygning af modstandsdygtighed samt
katastrofeforebyggelse og -beredskab.
(11) Som en af hoveddrivkræfterne bag forordning (EU) nr. 347/2013 er forsyningssikkerheden
blevet væsentligt forbedret gennem projekter af fælles interesse. Desuden udtrykkes der i
Kommissionens konsekvensanalyse af klimamålene27
en forventning om, at forbruget af
naturgas reduceres betydeligt, fordi ikke-reduceret anvendelse heraf ikke er forenelig med
kulstofneutralitet. På den anden side vil forbruget af biogas, vedvarende og kulstoffattig brint og
syntetiske gasformige brændstoffer stige betydeligt frem mod 2050. Derfor har
naturgasinfrastrukturen ikke længere behov for støtte gennem TEN-E-politikken.
Planlægningen af energiinfrastrukturen bør afspejle dette ændrede gaslandskab.
(12) Intelligente elnets betydning med hensyn til at nå Unionens energi- og klimapolitiske mål
anerkendes i Kommissionens meddelelse om integration af energisystemet28
. Kriterierne for
kategorien bør omfatte den teknologiske udvikling med hensyn til innovation og digitale
aspekter. Desuden bør projektiværksætternes rolle præciseres. I betragtning af den forventede
betydelige stigning i efterspørgslen efter elektricitet fra transportsektoren, navnlig til elektriske
køretøjer langs hovedveje og i byområder, bør teknologier til intelligente net også bidrage til at
forbedre energinetrelateret støtte til grænseoverskridende elopladning med høj kapacitet for at
fremme dekarboniseringen af transportsektoren.
24
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2019/944 af 5. juni 2019 om fælles regler for det indre marked for
elektricitet og om ændring af direktiv 2012/27/EU (EUT L 158 af 14.6.2019, s. 125).
25
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/73/EF af 13. juli 2009 om fælles regler for det indre marked for
naturgas og om ophævelse af direktiv 2003/55/EF (EUT L 211 af 14.8.2009, s. 94).
26
EUT L 345 af 23.12 2008, s. 75.
27
SWD(2020) 176 final.
28
COM(2020) 299 final.
DA 21 DA
(13) Kommissionens meddelelse om integration af energisystemet understreger behovet for
integreret energiinfrastrukturplanlægning på tværs af energibærere, infrastrukturer og
forbrugssektorer. En sådan systemintegration tager udgangspunkt i at anvende princippet om
energieffektivitet først og anlægge en holistisk tilgang, der rækker ud over de enkelte sektorer.
Den tager også fat på dekarboniseringsbehovene i sektorer, hvor det er vanskeligt at nedbringe
emissionerne, såsom dele af industrien eller visse transportformer, hvor direkte elektrificering
på nuværende tidspunkt er teknisk eller økonomisk udfordrende. Sådanne investeringer omfatter
brint og elektrolysatorer, som udvikler sig i retning af kommerciel udbredelse i stor skala.
Kommissionens brintstrategi prioriterer brintproduktion fra vedvarende elektricitet, hvilket er
den reneste løsning og bedst foreneligt med EU's mål om klimaneutralitet. I en overgangsfase er
der imidlertid behov for andre former for kulstoffattig brint for hurtigere at erstatte den
nuværende form for brint og opnå stordriftsfordele.
(14) Desuden konkluderede Kommissionen i sin brintstrategi29
, at med henblik på den nødvendige
udbygning af brint er et storstilet infrastrukturnet et vigtigt element, som kun Unionen og det
indre marked kan tilbyde. Der findes i øjeblikket meget begrænset dedikeret infrastruktur til
transport og handel med brint på tværs af grænserne. Den bør i betydeligt omfang bestå af
aktiver, der er konverteret fra anvendelse til naturgas, suppleret med nye aktiver bygget
specifikt til brug med brint. Desuden fastsætter brintstrategien et strategisk mål om at øge den
installerede elektrolysekapacitet til 40 GW senest i 2030 for at øge produktionen af vedvarende
brint og fremme dekarboniseringen af sektorer, der er afhængige af fossile brændstoffer, såsom
industrien og transportsektoren. TEN-E-politikken bør derfor omfatte både nye infrastrukturer
til transport og oplagring af brint og eksisterende infrastrukturer, der konverteres til brug med
brint, såvel som elektrolyseanlæg. Infrastrukturer til transport og oplagring af brint bør også
medtages i den tiårige europæiske netudviklingsplan for at muliggøre en omfattende og
konsekvent vurdering af deres omkostninger og fordele for energisystemet, herunder deres
bidrag til sektorintegration og dekarbonisering, med det formål at skabe en basisinfrastruktur for
brint i Unionen.
(15) Desuden bør der oprettes en ny infrastrukturkategori for intelligente gasnet for at støtte
investeringer, der integrerer vedvarende og kulstoffattige gasser såsom biogas, biometan og
brint i nettet og bidrager til forvaltningen af et deraf følgende mere komplekst system ved at
bygger videre på innovative digitale teknologier.
(16) I henhold til forordning (EU) nr. 347/2013 skal et kandidatprojekt af fælles interesse
dokumentere et væsentligt bidrag til mindst ét kriterium ud af et sæt kriterier i processen for
udarbejdelse af EU-listen, som kan, men ikke skal omfatte bæredygtighed. Dette krav gjorde det
i overensstemmelse med det indre energimarkeds særlige behov på daværende tidspunkt muligt
at udvikle projekter af fælles interesse, som kun vedrørte forsyningssikkerhedsrisici, selv om de
ikke kunne demonstrere fordele med hensyn til bæredygtighed. I betragtning af udviklingen i
Unionens infrastrukturbehov og i dekarboniseringsmålene bør konklusionerne fra Det
Europæiske Råds møde i juli 2020, ifølge hvilke Unionens udgifter bør være i
overensstemmelse med Parisaftalens mål og princippet om "ikke at gøre skade" i den
europæiske grønne pagt, bæredygtigheden med hensyn til integration af vedvarende
energikilder i nettet eller reduktionen af drivhusgasemissioner, alt efter hvad der er relevant,
vurderes for at sikre, at TEN-E-politikken er i overensstemmelse med Unionens energi- og
klimapolitiske mål. CO2-transportnettenes bæredygtighed opfyldes i kraft af deres formål, som
er at transportere kuldioxid.
29
En strategi for brint med henblik på et klimaneutralt Europa (COM(2020) 301 final).
DA 22 DA
(17) Unionen bør fremme infrastrukturprojekter, der forbinder Unionens energinet med tredjelandes
net, og som er gensidigt fordelagtige og nødvendige for energiomstillingen og opfyldelsen af
klimamålene, og som også opfylder de specifikke kriterier for de relevante
infrastrukturkategorier i henhold til denne forordning, navnlig med nabolande og med lande,
med hvilke Unionen har etableret et specifikt energisamarbejde. Derfor bør denne forordnings
anvendelsesområde omfatte projekter af gensidig interesse, som er bæredygtige og i stand til at
påvise betydelige socioøkonomiske nettofordele for mindst to medlemsstater og mindst ét
tredjeland. Sådanne projekter vil kunne optages på EU-listen på betingelse af
lovgivningsmæssig tilnærmelse til Unionen og efter påvisning af et bidrag til Unionens
overordnede energi- og klimamål med hensyn til forsyningssikkerhed og dekarbonisering. En
sådan lovgivningsmæssig tilpasning eller konvergens bør antages for de kontraherende parter i
Det Europæiske Økonomiske Samarbejdsområde eller Energifællesskabet. Desuden bør det
tredjeland, som Unionen samarbejder med om udvikling af projekter af gensidig interesse,
fremme en lignende tidsplan for fremskyndet gennemførelse og andre politiske
støtteforanstaltninger som fastsat i denne forordning. Derfor bør projekter af gensidig interesse i
denne forordning betragtes på samme måde som projekter af fælles interesse, således at alle
bestemmelser vedrørende projekter af fælles interesse også finder anvendelse på projekter af
gensidig interesse, medmindre andet er angivet.
(18) For at opfylde Unionens klima- og energimål for 2030 og 2050 og målet om klimaneutralitet er
Europa desuden nødt til at øge produktionen af elektricitet fra vedvarende energikilder
betydeligt. De eksisterende infrastrukturkategorier for transmission og lagring af elektricitet er
afgørende for integrationen af den betydelige stigning i produktionen af elektricitet fra
vedvarende energikilder i elnettet. Dette kræver desuden øgede investeringer i havenergi30
.
Koordinering af langsigtet planlægning og udvikling af offshore- og onshore-elnet bør også
tages op. Navnlig bør planlægning af offshoreinfrastruktur bevæge sig væk fra den
projektbaserede tilgang og hen imod en koordineret, samlet tilgang, der sikrer bæredygtig
udvikling af integrerede offshorenet i overensstemmelse med potentialet for havenergi i hvert
havområde, miljøbeskyttelse og andre anvendelser af havet.
(19) De relevante medlemsstater bør være i stand til at vurdere fordele og omkostninger ved
offshorenet til vedvarende energi i tilstødende havområder og foretage en foreløbig analyse af
omkostningsdelingen for hvert enkelt havområde for at understøtte fælles politiske tilsagn om
udvikling af havenergi på havbasis. Kommissionen bør derfor udvikle ensartede principper for
en cost/benefit- og omkostningsdelingsmetode til udbredelse af planerne for udvikling af
integrerede offshorenet, som burde gøre det muligt for medlemsstaterne at foretage en passende
vurdering.
(20) Processen for udarbejdelse af den tiårige europæiske netudviklingsplan har vist sig at være
effektiv som grundlag for udpegning af projekter af fælles interesse inden for kategorierne
elektricitet og gas. Selv om det europæiske net af transmissionssystemoperatører for elektricitet
og for gas (ENTSO'erne) og transmissionssystemoperatørerne spiller en vigtig rolle i processen,
er der imidlertid behov for mere kontrol, navnlig med hensyn til at fastlægge scenarier for
fremtiden, identificere langsigtede infrastrukturmangler og flaskehalse og vurdere individuelle
projekter for at øge tilliden til processen. På grund af behovet for uafhængig validering bør
Agenturet for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder ("agenturet") og
Kommissionen derfor spille en større rolle i processen, herunder i processen for udarbejdelse af
30
Meddelelse om offshorestrategi.
DA 23 DA
den tiårige europæiske netudviklingsplan i henhold til Europa-Parlamentets og Rådets
forordning (EU) 2019/94331
og Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 715/200932
.
(21) Det er vigtigt at sikre, at kun infrastrukturprojekter, for hvilke der ikke findes rimelige
alternative løsninger, får status som projekter af fælles interesse. Med henblik herpå vil
identificeringen af infrastrukturmangler følge princippet om energieffektivitet først og starte
med at overveje alle relevante ikke-infrastrukturrelaterede løsninger, der kan afhjælpe de
konstaterede mangler. Desuden bør projektiværksætterne under projektgennemførelsen
rapportere om overholdelsen af miljølovgivningen og påvise, at projekterne ikke skader miljøet
væsentligt, jf. artikel 17 i forordning (EF) nr. 2020/85233
. For eksisterende projekter af fælles
interesse, der har nået en tilstrækkelig modenhed, vil der blive taget hensyn hertil, når de
regionale grupper udvælger projekter til efterfølgende EU-lister.
(22) For at sikre spændings- og frekvensstabilitet bør der lægges særlig vægt på det europæiske
elnets stabilitet under de skiftende forhold, navnlig i betragtning af den stigende andel af
elektriciteten, som stammer fra vedvarende energikilder.
(23) Kommissionen har i tæt samråd med alle medlemsstaterne og interessenter fastlagt 13
strategiske prioriteter for den transeuropæiske energiinfrastruktur, hvis gennemførelse er
afgørende for at nå Unionens energi- og klimapolitiske mål for 2030 og 2050. Disse prioriteter
dækker forskellige geografiske regioner eller tematiske områder inden for eltransmission
og -oplagring, offshorenet til vedvarende energi, transport og oplagring af brint,
elektrolysatorer, intelligente gasnet, intelligente elnet og transport af kuldioxid.
(24) Projekter af fælles interesse bør opfylde fælles, gennemsigtige og objektive kriterier i
betragtning af deres bidrag til de energipolitiske mål. For at være berettiget til optagelse på EU-
listerne bør elektricitets- og brintprojekter indgå i den seneste tilgængelige tiårige europæiske
netudviklingsplan. Da brintinfrastruktur på nuværende tidspunkt ikke er omfattet af den tiårige
europæiske netudviklingsplan, bør dette krav for brintprojekter først finde anvendelse fra den 1.
januar 2024 med henblik på den anden EU-liste, der udarbejdes i henhold til denne forordning.
(25) Der bør oprettes regionale grupper, som foreslår og gennemgår projekter af fælles interesse, på
hvilken baggrund der opstilles regionale lister over projekter af fælles interesse. For at sikre
bred konsensus bør de regionale grupper sikre et tæt samarbejde mellem medlemsstaterne, de
nationale regulerende myndigheder, projektiværksættere og relevante interesseparter. I
forbindelse med dette samarbejde bør de nationale regulerende myndigheder, hvor det er
nødvendigt, rådgive de regionale grupper, blandt andet om gennemførligheden af de
reguleringsmæssige aspekter af de foreslåede projekter og om gennemførligheden af den
foreslåede tidsplan for myndighedsgodkendelsen.
(26) Der bør udarbejdes en ny EU-liste over projekter af fælles interesse ("EU-listen") hvert andet år.
Projekter af fælles interesse, der er færdiggjort eller ikke længere opfylder de relevante kriterier
og krav som fastsat i denne forordning, bør ikke fremgå af den næste EU-liste. Af denne grund
bør igangværende projekter af fælles interesse, som skal opføres på den næste EU-liste,
underlægges den samme udvælgelsesproces for opstilling af regionale lister og EU-listen som
31
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2019/943 af 5. juni 2019 om det indre marked for elektricitet
(EUT L 158 af 14.6.2019, s. 54).
32
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 715/2009 af 13. juli 2009 om betingelserne for adgang til
naturgastransmissionsnet og om ophævelse af forordning (EF) nr. 1775/2005 (EUT L 211 af 14.8.2009, s. 36).
33
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2020/852 af 18. juni 2020 om fastlæggelse af en ramme til
fremme af bæredygtige investeringer og om ændring af forordning (EU) 2019/2088 (EUT L 198 af 22.6.2020, s.
13).
DA 24 DA
foreslåede projekter. Den deraf følgende administrative byrde bør dog begrænses mest muligt,
f.eks. ved i videst muligt omfang at anvende tidligere indsendte oplysninger og ved at tage de
årlige rapporter fra projektiværksætterne i betragtning. Med henblik herpå bør eksisterende
projekter af fælles interesse, som har gjort betydelige fremskridt, drage fordel af en strømlinet
proces til medtagelse i den tiårige europæiske netudviklingsplan.
(27) Projekter af fælles interesse bør gennemføres så hurtigt som muligt og omhyggeligt overvåges
og evalueres, samtidig med at den administrative byrde for projektiværksættere holdes på et
minimum. Kommissionen bør udpege EU-koordinatorer for projekter, som står over for særlige
vanskeligheder. Fremskridtene i gennemførelsen af de specifikke projekter samt opfyldelsen af
forpligtelserne i henhold til denne forordning bør tages i betragtning i forbindelse med
udvælgelsen af efterfølgende EU-lister for de pågældende projekter.
(28) Tilladelsesprocesserne bør hverken føre til administrative byrder, som er uforholdsmæssigt
store i forhold til størrelsen eller kompleksiteten af et projekt, eller skabe hindringer for
udviklingen af de transeuropæiske net og markedsadgangen.
(29) Planlægningen og gennemførelsen af EU-projekter af fælles interesse inden for energi-,
transport- og telekommunikationsinfrastruktur bør samordnes for at skabe synergier, når det er
muligt ud fra et overordnet hensyn til den økonomiske, tekniske, miljømæssige, klimamæssige
eller fysiske planlægning og under behørig hensyntagen til de relevante sikkerhedsaspekter. I
forbindelse med planlægningen af de forskellige europæiske net bør det derfor være muligt at
prioritere integration af transport-, kommunikations- og energinet for at sikre, at det mindst
mulige areal optages, samtidig med at det så vidt muligt sikres, at eksisterende eller nedlagte
ruter genbruges, således at eventuelle negative sociale, økonomiske, miljømæssige,
klimamæssige og finansielle virkninger begrænses mest muligt.
(30) Projekter af fælles interesse bør prioriteres på nationalt plan for at sikre en hurtig administrativ
behandling og bør af de kompetente myndigheder betragtes som værende i offentlighedens
interesse. På grund af bydende nødvendigt hensyn til væsentlige samfundsinteresser bør
projekter, der har en negativ indvirkning på miljøet, godkendes, hvis alle betingelserne i Rådets
direktiv 92/43/EØF34
og Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2000/60/EF35
er opfyldt.
(31) Projekter af fælles interesse bør også have "prioriteret status" på nationalt plan for at sikre
hastebehandling i alle retslige procedurer og tvistbilæggelsesprocedurer, der vedrører dem.
(32) For at mindske kompleksiteten, øge effektiviteten og gennemsigtigheden og bidrage til at styrke
samarbejdet mellem medlemsstaterne bør der være en eller flere kompetente myndigheder, der
integrerer eller koordinerer alle tilladelsesprocedurer (en "one-stop-shop").
(33) For at forenkle og fremskynde tilladelsesprocessen for offshorenet for vedvarende energi bør
medlemsstaterne omkring et givet havområde oprette et unikt kontaktpunkt, en såkaldt
"offshore-one-stop-shop", i betragtning af de særlige regionale og geografiske forhold med
henblik på at lette og koordinere processen for udstedelse af tilladelser til sådanne projekter.
Desuden bør oprettelsen af en one-stop-shop pr. havområde for offshorenet til vedvarende
energi mindske kompleksiteten, øge effektiviteten og fremskynde tilladelsesprocessen for
offshoretransmissionsaktiver, der ofte krydser mange jurisdiktioner.
34
Rådets direktiv 92/43/EØF af 21. maj 1992 om bevaring af naturtyper samt vilde dyr og planter
(EUT L 206 af 22.7.1992, s. 7).
35
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2000/60/EF af 23. oktober 2000 om fastlæggelse af en ramme for
Fællesskabets vandpolitiske foranstaltninger (EFT L 327 af 22.12.2000, s. 1).
DA 25 DA
(34) Selv om der findes etablerede standarder for offentlighedens deltagelse i beslutningsprocedurer
på miljøområdet, som fuldt ud finder anvendelse på projekter af fælles interesse, er der stadig
behov for yderligere foranstaltninger i henhold til denne forordning for at sikre de højest mulige
standarder for gennemsigtighed og offentlig deltagelse i alle relevante spørgsmål i
tilladelsesprocessen for projekter af fælles interesse. Hvis den forudgående høring forud for
tilladelsesproceduren allerede er omfattet af nationale regler med samme eller højere standarder
som i denne forordning, bør høringen gøres frivillig og overlappende retlige krav undgås.
(35) En korrekt og koordineret gennemførelse af Europa-Parlamentets og Rådets direktiver
2011/92/EU36
og 2001/42/EF37
og, hvor det er relevant, af konventionen om adgang til
oplysninger, offentlig deltagelse i beslutningsprocesser samt adgang til klage og
domstolsprøvelse på miljøområdet, undertegnet i Århus den 25. juni 199838
,
("Århuskonventionen") og af konventionen om vurdering af virkningerne på miljøet på tværs af
landegrænserne ("Esbokonventionen") burde sikre harmonisering af hovedprincipperne for
vurdering af miljø- og klimavirkninger, herunder i en grænseoverskridende sammenhæng.
Kommissionen har udstedt en vejledning til støtte for medlemsstaterne i deres indkredsning af
tilstrækkelige lovgivnings- og ikke-lovgivningsmæssige foranstaltninger til effektivisering af
miljøvurderingsprocedurerne for energiinfrastrukturer og til at sikre en sammenhængende
gennemførelse af miljøvurderingsprocedurerne som krævet i EU-retten for projekter af fælles
interesse39
. Medlemsstaterne bør samordne deres vurderinger af projekter af fælles interesse og
gennemføre fælles vurderinger, hvor det er muligt. Medlemsstaterne bør tilskyndes til at
udveksle bedste praksis og administrativ kapacitetsopbygning i tilladelsesprocesserne.
(36) Det er vigtigt at få effektiviseret og forbedret tilladelsesprocessen, samtidig med at nationale
kompetencer og procedurer for etablering af ny infrastruktur i videst muligt omfang respekteres
med behørig hensyn til nærhedsprincippet. I betragtning af hvor meget det haster at få udviklet
energiinfrastrukturer, må en forenkling af tilladelsesprocessen ledsages af fastsættelsen af en
klar frist for de respektive myndigheders afgørelse om projektets opførelse. Denne frist bør
fremme en mere effektiv fastlæggelse og håndtering af procedurer og bør under ingen
omstændigheder svække de høje standarder for miljøbeskyttelse i overensstemmelse med
miljølovgivningen og offentlighedens deltagelse. Denne forordning bør fastsætte maksimale
tidsfrister, men medlemsstaterne kan bestræbe sig på at opnå kortere frister, hvor det er muligt,
og navnlig for så vidt angår projekter som intelligente net, der ikke kræver komplekse
tilladelsesprocesser, som transmissionsinfrastruktur gør. De kompetente myndigheder bør være
ansvarlige for at sikre, at fristerne overholdes.
(37) Medlemsstaterne kan, hvor de anser det for hensigtsmæssigt, lade deres samlede afgørelser
omfatte beslutninger, der er truffet i forbindelse med forhandlinger med individuelle jordejere
om adgang til, ejerskab af eller råderet over fast ejendom, fysisk planlægning, der fastsætter den
overordnede arealanvendelse i en afgrænset region, herunder anden udvikling såsom landeveje,
jernbaner, bygninger og naturbeskyttelsesområder, og som ikke iværksættes specifikt til det
planlagte projekts formål, samt udstedelse af driftstilladelser. Inden for rammerne af
36
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2011/92/EU af 13. december 2011 om vurdering af visse offentlige og
private projekters indvirkning på miljøet (EUT L 26 af 28.1.2012, s. 1).
37
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2001/42/EF af 27. juni 2001 om vurdering af bestemte planers og
programmers indvirkning på miljøet (EFT L 197 af 21.7.2001, s. 30).
38
EUT L 124 af 17.5 2005, s. 4.
39
Vejledende dokument "Streamlining environmental assessment procedures for energy infrastructure 'Projects of
Common Interest' (PCIs)", https://ec.europa.eu/environment/eia/pdf/PCI_guidance.pdf.
DA 26 DA
tilladelsesproceduren kan et projekt af fælles interesse omfatte tilhørende infrastruktur i den
udstrækning, den er af afgørende betydning for opførelsen eller driften af projektet. Denne
forordning, navnlig bestemmelserne om tilladelsesprocessen, offentlighedens deltagelse og
gennemførelse af projekter af fælles interesse, bør gælde med forbehold af international ret og
EU-ret, herunder bestemmelser vedrørende beskyttelse af miljøet og menneskers sundhed og
bestemmelser, som er vedtaget i henhold til den fælles fiskeri- og havpolitik, i særdeleshed
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2014/89/EU40
.
(38) Udgifterne til udvikling, anlægsarbejder, drift og vedligeholdelse af projekter af fælles interesse
bør som hovedregel udelukkende afholdes af brugerne af infrastrukturen. Projekter af fælles
interesse bør være berettiget til grænseoverskridende omkostningsfordeling, hvis en vurdering
af markedsefterspørgslen eller af den forventede indvirkning på tarifferne indikerer, at
udgifterne ikke kan forventes at blive dækket af indtægterne fra de tariffer, der betales af
brugerne af infrastrukturen.
(39) Drøftelsen af en passende fordeling af omkostningerne bør baseres på en analyse af
omkostninger og fordele ved et infrastrukturprojekt, der foretages på grundlag af en
harmoniseret metode til analyse af energisystemet som helhed under anvendelse af det samme
scenario, som blev anvendt på det tidspunkt, hvor projektet blev optaget på EU-listen over
projekter af fælles interesse, inden for rammerne af de tiårige europæiske netudviklingsplaner,
der er udarbejdet af de europæiske net af transmissionssystemoperatører i henhold til
forordningerne (EU) 2019/943 og (EF) nr. 715/2009 og revideret af agenturet. Denne analyse
kan tage indikatorerne og de hertil knyttede referenceværdier for sammenligning af
investeringsomkostninger pr. enhed med i betragtning.
(40) I et stadig mere integreret indre marked for energi er der brug for klare og gennemsigtige regler
for grænseoverskridende omkostningsfordeling for at fremskynde investeringer i
grænseoverskridende infrastruktur. Det er vigtigt at sikre en stabil finansieringsramme for
udviklingen af projekter af fælles interesse og samtidig minimere behovet for finansiel støtte.
Når de nationale regulerende myndigheder træffer afgørelse om grænseoverskridende
omkostningsfordeling, bør de fordele investeringsomkostningerne på tværs af grænserne i deres
helhed og medtage dem i de nationale tariffer og derefter afgøre, om deres indvirkning på
nationale tariffer kan udgøre en uforholdsmæssig stor byrde for forbrugerne. De nationale
regulerende myndigheder bør også forebygge risikoen for dobbelt støtte til projekter ved, at de
tager de faktiske eller anslåede udgifter og indtægter i betragtning. Disse udgifter og indtægter
bør kun tages i betragtning, hvis de vedrører projekterne og er beregnet til at dække de
pågældende omkostninger.
(41) Lovgivningen om det indre energimarked kræver, at tarifferne for adgang til gas- og elnet
skaber passende incitamenter til investeringer. Flere typer projekter af fælles interesse vil dog
sandsynligvis medføre eksternaliteter, som muligvis ikke fuldt ud kan opfanges af og inddrives
gennem det almindelige tarifsystem. Ved anvendelsen af lovgivningen for det indre
energimarked bør de nationale regulerende myndigheder sikre en stabil og forudsigelig
reguleringsmæssig og finansiel ramme med incitamenter til projekter af fælles interesse,
herunder langsigtede incitamenter, der står i et rimeligt forhold til projektets specifikke risici.
Dette bør navnlig gælde for grænseoverskridende projekter, innovative
transmissionsteknologier for elektricitet, der muliggør omfattende integration af vedvarende
energi, af distribuerede energiressourcer eller af prisfleksibelt elforbrug i sammenkoblede net,
40
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2014/89/EU af 23. juli 2014 om rammerne for maritim fysisk planlægning
(EUT L 257 af 28.8.2014, s. 135).
DA 27 DA
og energiteknologi- og digitaliseringsprojekter, som sandsynligvis vil indebære større risici end
lignende projekter, der befinder sig i en enkelt medlemsstat, eller give Unionen større fordele.
Desuden bør projekter med høje driftsudgifter også have adgang til passende incitamenter til
investeringer. Navnlig vil offshorenet til vedvarende energi med en dobbelt funktion som
elsammenkoblinger og forbindelse mellem projekter til produktion af havenergi sandsynligvis
indebære større risici end sammenlignelige onshore-infrastrukturprojekter på grund af deres
iboende forbindelse til produktionsaktiver, som medfører lovgivningsmæssige risici,
finansieringsrisici såsom behovet for foregribende investeringer, markedsrisici og risici i
forbindelse med anvendelsen af nye innovative teknologier.
(42) Denne forordning bør kun finde anvendelse på udstedelse af tilladelser til projekter af fælles
interesse, offentlig deltagelse heri og reguleringsmæssige behandling heraf. Medlemsstaterne
kan ikke desto mindre vedtage nationale bestemmelser om at anvende de samme eller lignende
regler på andre projekter, der ikke har status som projekter af fælles interesse inden for denne
forordnings anvendelsesområde. For så vidt angår de lovgivningsmæssige incitamenter kan
medlemsstaterne vedtage nationale bestemmelser om anvendelse af de samme eller lignende
regler på projekter af fælles interesse i kategorien oplagring af elektricitet.
(43) Medlemsstater, der på nuværende tidspunkt ikke tillægger energiinfrastrukturprojekter den
størst mulige nationale betydning i forhold til tilladelsesprocessen, bør tilskyndes til at overveje
at indføre en sådan stor national betydning, navnlig ved at vurdere, om dette vil føre til en
hurtigere tilladelsesproces.
(44) Medlemsstater, der ikke på nuværende tidspunkt har fremskyndede eller hurtige retlige
procedurer for energiinfrastrukturprojekter, bør tilskyndes til at overveje at indføre sådanne
procedurer, navnlig ved at vurdere, om dette vil føre til en hurtigere gennemførelse af sådanne
projekter.
(45) Forordning (EU) nr. 347/2013 har vist merværdien ved at mobilisere privat finansiering gennem
betydelig finansiel støtte fra Unionen for at muliggøre gennemførelsen af projekter af europæisk
betydning. I betragtning af den økonomiske og finansielle situation og de budgetmæssige
begrænsninger bør målrettet støtte gennem tilskud og finansielle instrumenter fortsætte under
den flerårige finansielle ramme for at tiltrække nye investorer til prioriterede
energiinfrastrukturkorridorer og -områder, samtidig med at Unionens budgetmæssige bidrag
holdes på et minimum.
(46) Projekter af fælles interesse bør være berettigede til at modtage finansiel støtte fra Unionen til
undersøgelser og på visse betingelser til anlægsarbejder i henhold til forordning (EU) ... [om
Connecting Europe-faciliteten som foreslået i COM(2018) 438] i form af tilskud eller i form af
innovative finansielle instrumenter for at sikre, at der kan ydes skræddersyet støtte til projekter
af fælles interesse, som ikke er levedygtige under de eksisterende lovgivningsmæssige rammer
og markedsvilkår. Det er vigtigt at undgå konkurrenceforvridning, navnlig mellem projekter,
som bidrager til opnåelsen af samme EU-prioriterede korridor. En sådan finansiel bistand bør
sikre de nødvendige synergier med strukturfondene med henblik på at finansiere intelligente
energidistributionsnet og med Unionens finansieringsmekanisme for vedvarende energi i
henhold til Kommissionens gennemførelsesforordning (EU) nr. 2020/129441
. Der bør gælde en
tretrinsmodel for investeringer i projekter af fælles interesse. For det første bør markedet have
prioritet til at investere. For det andet, hvis investeringerne ikke foretages af markedet, bør
41
Kommissionens gennemførelsesforordning (EU) 2020/1294 af 15. september 2020 om Unionens
finansieringsmekanisme for vedvarende energi (EUT L 303 af 17.9.2020, s. 1).
DA 28 DA
reguleringsmæssige løsninger forsøges anvendt, om nødvendigt ved at de relevante
reguleringsmæssige rammer justeres, og den korrekte anvendelse af de relevante
reguleringsmæssige rammer bør sikres. For det tredje bør der, hvis de to første trin ikke er i
stand til at udløse de fornødne investeringer i projekter af fælles interesse, kunne ydes finansiel
støtte fra Unionen, hvis projektet af fælles interesse opfylder de gældende kriterier for
berettigelse. Projekter af fælles interesse kan også være støtteberettigede under InvestEU-
programmet, som supplerer tilskudsfinansiering.
(47) Tilskud til anlægsarbejder vedrørende projekter af gensidig interesse bør kun være til rådighed
for investeringer på Unionens område og kun i tilfælde, hvor mindst to medlemsstater bidrager
finansielt på en betydelig måde til projektets investeringsomkostninger i betragtning af dets
fordele.
(48) Europa-Parlamentets og Rådets forordninger (EF) nr. 715/2009, (EU) 2019/94242
og (EU)
2019/94343
og Europa-Parlamentets og Rådets direktiver 2009/73/EF og (EU) 2019/944 bør
derfor ændres i overensstemmelse hermed.
(49) Forordning (EU) nr. 347/2013 bør derfor ophæves.
(50) For at sikre, at sammensætningen af de prioriterede korridorer og tematiske områder på den
bedst mulige måde afspejler udviklingen i energiinfrastruktur, og at antallet af kandidatprojekter
i hver gruppe fortsat er passende og rimeligt med henblik på at muliggøre en omfattende
grundig vurdering, og for at sikre, at EU-listen over projekter af fælles interesse begrænses til
projekter, der bidrager mest til gennemførelsen af de prioriterede strategiske
energiinfrastrukturkorridorer og tematiske områder, bør beføjelsen til at vedtage retsakter
delegeres til Kommissionen i overensstemmelse med artikel 290 i traktaten om Den Europæiske
Unions funktionsmåde:
— med henblik på at supplere denne forordning ved at revidere omfanget og sammensætningen
af de prioriterede korridorer og tematiske områder og vedtage nye lister over prioriterede
korridorer og tematiske områder
— med henblik på at ændre bilagene til denne forordning med det formål at vedtage og revidere
EU-listen over projekter af fælles interesse, samtidig med at medlemsstaternes og tredjelandes
ret til at godkende projekter af fælles interesse eller projekter af gensidig interesse vedrørende
deres område respekteres.
Under hensyntagen til behovet for at sikre, at målene i denne forordning nås, og i betragtning af
antallet af projekter på EU-listerne indtil videre bør det samlede antal projekter af fælles
interesse forblive håndterbart og bør derfor ikke overstige 220. Kommissionen bør i forbindelse
med forberedelsen og udarbejdelsen af delegerede retsakter sørge for samtidig, rettidig og
hensigtsmæssig fremsendelse af de relevante dokumenter til Europa-Parlamentet og Rådet.
Europa-Parlamentet og Rådet kan, hvis de anser det for nødvendigt, hver især sende eksperter til
møder i Kommissionens ekspertgrupper, som beskæftiger sig med forberedelse af delegerede
retsakter, og som medlemsstaternes eksperter indbydes til. Drøftelserne i de regionale grupper
er afgørende for, at Kommissionen kan vedtage delegerede retsakter om opstilling af lister over
projekter af fælles interesse. Det er derfor hensigtsmæssigt i det omfang, det er muligt og
foreneligt med rammerne for denne forordning, at Europa-Parlamentet og Rådet underrettes om
42
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2019/942 af 5. juni 2019 om oprettelse af Den Europæiske Unions
Agentur for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (EUT L 158 af 14.6.2019, s. 22).
43
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2019/943 af 5. juni 2019 om det indre marked for elektricitet
(EUT L 158 af 14.6.2019, s. 54).
DA 29 DA
og kan sende eksperter til møderne i de regionale grupper i overensstemmelse med den
interinstitutionelle aftale om bedre lovgivning fra 201644
.
(51) For at sikre ensartede vilkår for gennemførelsen af denne forordning for så vidt angår
procedurer for grænseoverskridende omkostningsfordeling og sætte medlemsstaterne i stand til
at vurdere fordele og omkostninger ved offshorenet til vedvarende energi i tilstødende
havområder, også med henblik på markedet og de finansielle ordninger for produktionsstederne
såsom allerede ydet støtte, og foretage en foreløbig analyse af omkostningsdelingen for hver
enkelt havområde bør Kommissionen tillægges gennemførelsesbeføjelser i overensstemmelse
med artikel 291 i traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde. Disse beføjelser bør
udøves i overensstemmelse med Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr.
182/201145
. Rådgivningsproceduren bør anvendes til vedtagelse af disse
gennemførelsesretsakter.
(52) Eftersom målet for denne forordning, nemlig udvikling af og interoperabilitet for de
transeuropæiske energinet og forbindelser til sådanne net, ikke i tilstrækkelig grad kan opfyldes
af medlemsstaterne og derfor bedre kan nås på EU-plan, kan Unionen vedtage foranstaltninger i
overensstemmelse med nærhedsprincippet, jf. artikel 5 i traktaten om Den Europæiske Union. I
overensstemmelse med proportionalitetsprincippet, jf. nævnte artikel, går denne forordning ikke
videre, end hvad der er nødvendigt for at nå disse mål —
VEDTAGET DENNE FORORDNING:
KAPITEL I
ALMINDELIGE BESTEMMELSER
Artikel 1
Genstand
1. Denne forordning fastlægger retningslinjer for rettidig udvikling af og interoperabilitet for de
prioriterede korridorer og områder i den transeuropæiske energiinfrastruktur, der er anført i bilag I
("prioriterede energiinfrastrukturkorridorer og -områder"), og som bidrager til Unionens klima- og
energimål for 2030 og målet om klimaneutralitet senest i 2050.
2. Denne forordning:
a) vedrører udpegelsen af projekter af fælles interesse, der er nødvendige for at gennemføre
prioriterede korridorer og områder, som er omfattet af de energiinfrastrukturkategorier for el,
intelligente gasnet, brint, elektrolysatorer og kuldioxid, der er anført i bilag II
("energiinfrastrukturkategorier")
b) fremmer rettidig gennemførelse af projekter af fælles interesse ved at effektivisere,
samordne tættere og fremskynde tilladelsesprocessen og styrke offentlighedens deltagelse
c) fastlægger regler og vejledning for den grænseoverskridende fordeling af omkostninger og
risikorelaterede incitamenter for projekter af fælles interesse
44
EUT L 123 af 12.5.2016, s. 1. Interinstitutionel aftale mellem Europa-Parlamentet, Rådet for Den Europæiske
Union og Europa-Kommissionen om bedre lovgivning.
45
EUT L 55 af 28.2.2011. s. 13.
DA 30 DA
d) fastlægger betingelserne for, hvornår projekter af fælles interesse kan komme i betragtning
til finansiel støtte fra Unionen
e) vedrører udpegelse af projekter af fælles interesse.
Artikel 2
Definitioner
Ud over definitionerne i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/73/EF, (EU) 2018/200146
og
(EU) 2019/944 og i forordning (EF) nr. 715/2009, (EU) 2019/942 og (EU) 2019/943 forstås i
nærværende forordning ved:
(1) "energiinfrastruktur": fysisk udstyr eller anlæg henhørende under
energiinfrastrukturkategorierne, som er beliggende inden for Unionen eller forbinder Unionen
og et eller flere tredjelande
(2) "samlet afgørelse": den endelige afgørelse eller samling af afgørelser truffet af en
medlemsstats myndighed eller myndigheder, dog ikke domstole, der fastslår, hvorvidt en
projektiværksætter gives tilladelse til at bygge den til realiseringen af et projekt af fælles
interesse nødvendige energiinfrastruktur ved at have mulighed for at påbegynde eller anskaffe
og påbegynde det nødvendige bygge- og anlægsarbejde ("byggeklar status"), med forbehold af
afgørelser, som træffes i forbindelse med en administrativ klageprocedure
(3) "projekt": en/et eller flere ledninger, rørledninger, faciliteter, udstyr eller anlæg henhørende
under energiinfrastrukturkategorierne
(4) "projekt af fælles interesse": et projekt, som er nødvendigt for at gennemføre de prioriterede
energiinfrastrukturkorridorer og -områder, der er anført i bilag I, og som er optaget på EU-
listen over projekter af fælles interesse, jf. artikel 3
(5) "projekt af gensidig interesse": et projekt, der fremmes af Unionen i samarbejde med
tredjelande
(6) "energiinfrastruktur-flaskehals": begrænsning af de fysiske strømme i et energisystem
forårsaget af utilstrækkelig transmissionskapacitet, hvilket bl.a. omfatter fraværet af
infrastruktur
(7) "projektiværksætter": en af følgende:
(a) en transmissionssystemoperatør (TSO), distributionssystemoperatør (DSO) eller anden
aktør eller investor, som udvikler et projekt af fælles interesse, eller
(b) hvis der er flere TSO'er, DSO'er, andre operatører, investorer eller en sammenslutning
deraf, den enhed med status som juridisk person i henhold til gældende national ret, som
er udpeget ved en kontraktlig aftale, der er indgået mellem parterne, og som er beføjet til
at indgå retlige forpligtelser og påtage sig det økonomiske ansvar på kontraktparternes
vegne
(8) "intelligent elnet": et elnet, hvor netoperatøren kan overvåge de tilsluttede brugeres handlinger
digitalt, og informations- og kommunikationsteknologier (IKT) til kommunikation med
46
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2018/2001 af 11. december 2018 om fremme af anvendelsen af
energi fra vedvarende energikilder (EUT L 328 af 21.12.2018, s. 82).
DA 31 DA
tilknyttede netoperatører, producenter, forbrugere og/eller producent-forbrugere med henblik
på at overføre elektricitet på en bæredygtig, omkostningseffektiv og sikker måde
(9) "intelligent gasnet": et gasnet, hvori innovative digitale løsninger udnyttes til på en
omkostningseffektiv måde at integrere en mangfoldighed af kulstoffattige og vedvarende
gaskilder alt efter forbrugernes behov og kravene til gaskvalitet med henblik på at reducere
kulstofaftrykket fra det pågældende gasforbrug, muliggøre en øget andel af vedvarende og
kulstoffattige gasser og skabe forbindelser til andre energibærere og -sektorer
(10) "berørte myndigheder": myndigheder, der i henhold til national ret er kompetente til at udstede
forskellige tilladelser og godkendelser vedrørende planlægning, udformning og opførelse af
fast ejendom, herunder energiinfrastruktur
(11) "anlægsarbejde": indkøb, levering og anvendelse af komponenter, systemer og tjenesteydelser,
herunder software, udførelse af udviklings-, bygge- og anlægsaktiviteter vedrørende et projekt,
overtagelsen af anlægget og iværksættelsen af et projekt
(12) "undersøgelser": de aktiviteter, der er nødvendige for at forberede projektets gennemførelse,
såsom forberedende undersøgelser, gennemførligheds-, evaluerings-, afprøvnings- og
valideringsundersøgelser, herunder software, og alle andre tekniske hjælpeforanstaltninger,
inklusive forudgående skridt, der er nødvendige for at definere og udvikle et projekt og træffe
beslutning om finansieringen heraf, f.eks. rekognoscering af de pågældende lokaliteter og
udarbejdelse af en finansieringspakke
(13) "national regulerende myndighed": en national regulerende myndighed, der er udpeget i
henhold til artikel 39, stk. 1, i direktiv 2009/73/EF eller artikel 57, stk. 1, i direktiv (EU)
2019/944
(14) "ibrugtagning": processen til at tage et projekt i drift, når det er blevet bygget
(15) "relevante nationale regulerende myndigheder": de nationale regulerende myndigheder i de
medlemsstater, hvor projektet har en betydelig positiv virkning
(16) "klimatilpasning": en proces, hvormed det sikres, at energiinfrastrukturens
modstandsdygtighed over for de potentielle negative virkninger af klimaændringer sikres
gennem en vurdering af klimasårbarhed og -risici, herunder gennem relevante
tilpasningsforanstaltninger.
KAPITEL II
PROJEKTER AF FÆLLES INTERESSE OG PROJEKTER AF GENSIDIG INTERESSE
Artikel 3
EU-liste over projekter af fælles interesse og projekter af gensidig interesse
1. Der oprettes regionale grupper (herefter "grupper"), jf. bilag III, afsnit 1. Medlemskab af hver gruppe
baseres på hver prioriteret korridor og område og deres respektive geografiske dækning, jf. bilag I.
Beslutningsdygtigheden inden for grupperne er begrænset til medlemsstaterne og Kommissionen, der
med henblik herpå betegnes som gruppernes beslutningstagende instans.
I overensstemmelse med artikel 20 tillægges Kommissionen beføjelser til at vedtage delegerede
retsakter med henblik på at supplere denne forordning vedrørende anvendelsesområdet for og
sammensætningen af de prioriterede korridorer og områder.
DA 32 DA
2. Hver gruppe vedtager sin egen forretningsorden under hensyntagen til bestemmelserne i bilag III.
3. Hver gruppes beslutningstagende instans vedtager en regional liste over forslag til projekter af fælles
interesse udarbejdet i henhold til den proces, der er beskrevet i bilag III, afsnit 2, idet hvert projekts
bidrag til gennemførelsen af de prioriterede energiinfrastrukturkorridorer og -områder og deres
opfyldelse af kriterierne er beskrevet i artikel 4.
I forbindelse med en gruppes udarbejdelse af sin regionale liste:
a) skal hvert enkelt forslag til et projekt af fælles interesse godkendes af de stater, hvis
territorium projektet vedrører — hvis en stat ikke giver sin godkendelse, fremlægger den en
behørig begrundelse herfor for den relevante gruppe
b) inddrager den i sine betragtninger rådgivning fra Kommissionen, som har til formål at
tilsikre et håndterbart samlet antal projekter af fælles interesse.
4. I overensstemmelse med artikel 20 i denne forordning tillægges Kommissionen beføjelser til at
vedtage delegerede retsakter om ændring af bilagene til denne forordning med henblik på at opstille
EU-listen over projekter af fælles interesse ("EU-listen"), jf. dog artikel 172, stk. 2, i traktaten om Den
Europæiske Unions funktionsmåde.
Kommissionen sikrer i forbindelse med udøvelsen af sine beføjelser, at EU-listen opstilles hvert andet
år på grundlag af de regionale lister, der er vedtaget af gruppernes beslutningstagende instanser, jf.
bilag III, afsnit 1, punkt 2, efter den i stk. 3 i nærværende artikel fastsatte procedure.
Den første EU-liste i henhold til denne forordning vedtages senest den 30. november 2023.
5. Kommissionen skal ved vedtagelsen af EU-listen på grundlag af de regionale lister
a) sikre, at kun projekter, der opfylder kriterierne i artikel 4, optages på listen
b) sikre tværregional sammenhæng under hensyntagen til udtalelsen fra Agenturet for
Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder ("agenturet"), jf. bilag III, afsnit 2, punkt
12
c) tage medlemsstaternes udtalelser, jf. bilag III, afsnit 2, punkt 9, i betragtning
d) bestræbe sig på at tilsikre et håndterbart samlet antal projekter af fælles interesse på EU-
listen.
6. Projekter af fælles interesse, der er optaget på EU-listen i henhold til denne artikels stk. 4 i henhold
til de energiinfrastrukturkategorier, der er fastsat i bilag II, punkt 1, litra a), b), c) og e), integreres i de
relevante regionale investeringsplaner, jf. artikel 34 i forordning (EU) 2019/943 og artikel 12 i
forordning (EF) nr. 715/2009, i de relevante nationale tiårige netudviklingsplaner, jf. artikel 51 i
direktiv (EU) 2019/944 og artikel 22 i direktiv 2009/73/EF, og i givet fald i andre nationale
infrastrukturplaner. Disse projekter skal have den højest mulige prioritering i hver af disse planer. Dette
stykke finder ikke anvendelse på projekter af gensidig interesse.
Artikel 4
Kriterier for projekter af fælles interesse og projekter af gensidig interesse
1. Projekter af fælles interesse skal opfylde følgende generelle kriterier:
a) Projektet er nødvendigt for mindst én af de prioriterede energiinfrastrukturkorridorer og -
områder.
DA 33 DA
b) De potentielle, samlede fordele ved projektet som vurderet i henhold til de respektive
specifikke kriterier i stk. 3 overstiger omkostningerne, herunder også på lang sigt.
c) Projektet opfylder ét eller flere af følgende kriterier:
i) Det involverer mindst to medlemsstater ved direkte at passere grænsen mellem to eller
flere medlemsstater.
ii) Det er beliggende på en medlemsstats område og har en betydelig
grænseoverskridende virkning, jf. bilag IV, punkt 1.
2. Projekter af gensidig interesse skal opfylde følgende generelle kriterier:
(a) Projektet bidrager væsentligt til Unionens og tredjelandets dekarboniseringsmål og til
bæredygtighed, herunder gennem integration af vedvarende energi i nettet og
transmission af energi produceret fra vedvarende energikilder til større forbrugscentre og
oplagringssteder.
(b) De potentielle samlede fordele ved projektet som vurderet i henhold til de respektive
specifikke kriterier i stk. 3 overstiger omkostningerne, herunder på lang sigt.
(c) Projektet er beliggende på mindst én medlemsstats område og på mindst ét tredjelands
område og har en betydelig grænseoverskridende virkning, jf. punkt 2 i bilag IV.
(d) For så vidt angår den del, der er beliggende på Unionens område, er projektet i
overensstemmelse med direktiv 2009/73/EF og (EU) 2019/944, hvis det er omfattet af de
infrastrukturkategorier, der er beskrevet i punkt 1 og 3 i bilag II.
(e) Det eller de berørte tredjelande har et højt niveau af lovgivningsmæssig tilpasning eller
konvergens til støtte for Unionens overordnede politiske mål, navnlig for at sikre
i) et velfungerende indre energimarked
ii) energiforsyningssikkerhed baseret på samarbejde og solidaritet
iii) et energisystem, herunder produktion, transmission og distribution, på en kurs hen
imod dekarbonisering i overensstemmelse med Parisaftalen og Unionens klimamål og
navnlig at undgå kulstoflækage.
(f) Det eller de involverede tredjelande støtter projektets prioriterede status, jf. artikel 7, og
forpligter sig til at overholde en lignende tidsplan for fremskyndet gennemførelse og
andre politiske og reguleringsmæssige støtteforanstaltninger, der finder anvendelse på
projekter af fælles interesse i Unionen.
3. Følgende specifikke kriterier finder anvendelse på projekter af fælles interesse, der er omfattet af
specifikke energiinfrastrukturkategorier:
a) For så vidt angår projekter vedrørende eltransmission og -oplagring, der er omfattet af de
energiinfrastrukturkategorier, som er fastsat i bilag II, punkt 1, litra a), b), c) og e), skal
projektet bidrage væsentligt til bæredygtighed gennem integration af vedvarende energi i
nettet og transmission af energi produceret fra vedvarende energikilder til store forbrugscentre
og oplagringssteder samt mindst ét af følgende specifikke kriterier:
i) markedsintegration, bl.a. ved at ophæve isolationen for mindst én medlemsstat og ved
at reducere energiinfrastruktur-flaskehalse, samt konkurrence og systemfleksibilitet
DA 34 DA
ii) forsyningssikkerhed, bl.a. gennem interoperabilitet, systemfleksibilitet,
cybersikkerhed, hensigtsmæssige forbindelser og sikker og pålidelig systemdrift.
b) For så vidt angår projekter vedrørende intelligente elnet, der er omfattet af
energiinfrastrukturkategorien i bilag II, punkt 1, litra d), skal projektet bidrage væsentligt til
bæredygtighed gennem integration af vedvarende energi i nettet samt mindst to af følgende
specifikke kriterier:
i) forsyningssikkerhed, bl.a. gennem effektivitet og interoperabilitet af eltransmissionen
og -distributionen i den daglige drift af nettet, undgåelse af overbelastning og integration
og inddragelse af netbrugerne
ii) markedsintegration, bl.a. gennem effektiv systemdrift og brug af sammenkoblinger
iii) netsikkerhed, fleksibilitet og forsyningskvalitet, bl.a. gennem øget anvendelse af
innovation inden for balancering, cybersikkerhed, overvågning, systemkontrol og
fejlkorrektion.
c) For så vidt angår kuldioxidtransportprojekter, der er omfattet af
energiinfrastrukturkategorierne i bilag II, punkt 5, skal projektet bidrage væsentligt til samtlige
følgende specifikke kriterier:
i) undgåelse af kuldioxidemissioner og samtidig opretholdelse af
energiforsyningssikkerheden
ii) styrkelse af kuldioxidtransports robusthed og sikkerhed
iii) effektiv anvendelse af ressourcerne ved at muliggøre sammenkobling af flere
kuldioxidkilder og -lagringssteder via fælles infrastruktur og minimering af
miljøbelastningen og risici.
d) For så vidt angår brintprojekter, der er omfattet af de energiinfrastrukturkategorier, som er
fastsat i bilag II, punkt 3, skal projektet bidrage væsentligt til bæredygtighed, bl.a. ved at
reducere drivhusgasemissioner, fremme udbredelsen af vedvarende brint og støtte variabel
elproduktion fra vedvarende energikilder ved at tilbyde fleksibilitet og/eller lagringsløsninger.
Desuden skal projektet bidrage væsentligt til mindst ét af følgende specifikke kriterier:
i) markedsintegration, bl.a. ved at forbinde eksisterende eller nye brintnet i
medlemsstaterne eller på anden måde bidrage til etableringen af et EU-dækkende net til
transport og lagring af brint, og sikring af interoperabilitet mellem forbundne systemer
ii) forsyningssikkerhed og fleksibilitet, bl.a. gennem hensigtsmæssige forbindelser og
fremme af sikker og pålidelig systemdrift
iii) konkurrence, bl.a. ved at give adgang til flere forsyningskilder og netbrugere på et
gennemsigtigt og ikke-diskriminerende grundlag.
e) For elektrolysatorer, der er omfattet af kategorien i bilag II, punkt 4, skal projektet bidrage
væsentligt til alle følgende specifikke kriterier:
i) bæredygtighed, bl.a. ved at reducere drivhusgasemissioner og fremme udbredelsen af
vedvarende brint
DA 35 DA
ii) forsyningssikkerhed, bl.a. ved at bidrage til sikker, effektiv og pålidelig systemdrift
eller ved at tilbyde lagrings- og/eller fleksibilitetsløsninger såsom prisfleksibelt
elforbrug og balanceringstjenester
iii) fremme af intelligent integration af energisektoren gennem sammenkobling af
forskellige energibærere og -sektorer.
f) For så vidt angår projekter vedrørende intelligente gasnet, der er omfattet af
energiinfrastrukturkategorien i bilag II, punkt 2, skal projektet bidrage væsentligt til
bæredygtighed ved at muliggøre og lette integrationen af vedvarende og kulstoffattige gasser
såsom biometan eller vedvarende brint i gasdistributions- og transmissionsnettene med henblik
på at reducere drivhusgasemissionerne. Desuden skal projektet bidrage væsentligt til mindst ét
af følgende specifikke kriterier:
i) netsikkerhed og forsyningskvalitet ved at forbedre effektiviteten og interoperabiliteten
af gastransmission og -distribution i den daglige drift af nettet ved bl.a. at tackle de
udfordringer, der opstår som følge af indsprøjtning af gasser af forskellig kvalitet,
gennem udbredelse af innovative teknologier og cybersikkerhed
ii) markedets funktion og kundeservice
iii) fremme af intelligent integration af energisektoren gennem etablering af forbindelser
til andre energibærere og -sektorer og mulighed for efterspørgselsreaktion.
4. For så vidt angår projekter, der er omfattet af energiinfrastrukturkategorierne i bilag II, punkt 1-4,
vurderes bidraget til kriterierne i stk. 3 i denne artikel i overensstemmelse med de indikatorer, der er
anført i bilag IV, punkt 3-7.
5. Med henblik på at lette vurderingen af alle projekter, der vil kunne udvælges som projekter af fælles
interesse, og som vil kunne optages på en regional liste, vurderer hver gruppe projektets bidrag til
gennemførelsen af samme prioriterede korridor eller område på gennemsigtig og objektiv vis. Hver
gruppe skal fastlægge sin vurderingsmetode på grundlag af det akkumulerede bidrag til kriterierne
omhandlet i stk. 3. Denne vurdering skal munde ud i en rangordning af projekterne til gruppens interne
brug. Hverken den regionale liste eller EU-listen skal omfatte nogen rangorden, ej heller skal
rangordenen anvendes til noget efterfølgende formål andet end som fastsat i bilag III, afsnit 2, punkt
14.
I forbindelse med vurderingen af projekterne skal hver gruppe endvidere tage behørigt hensyn til:
a) hvor hastende det enkelte foreslåede projekt er med sigte på opfyldelsen af Unionens
energipolitiske mål for dekarbonisering, markedsintegration, konkurrence, bæredygtighed og
forsyningssikkerhed
b) dets komplementaritet med andre foreslåede projekter
c) for foreslåede projekter, der på det pågældende tidspunkt er projekter af fælles interesse,
fremskridtene med gennemførelsen af projektet og dets overholdelse af rapporterings- og
gennemsigtighedsforpligtelserne.
For så vidt angår projekter vedrørende intelligente elnet og intelligente gasnet, der er omfattet af
energiinfrastrukturkategorien i bilag II, punkt 1, litra d), og punkt 2, rangordnes de projekter, der
påvirker de samme to medlemsstater, ligesom der også tages behørigt hensyn til antallet af brugere,
som berøres af projektet, det årlige energiforbrug og andelen af produktion fra ikke-regulerbare
ressourcer i det område, hvor disse brugere befinder sig.
DA 36 DA
Artikel 5
Gennemførelse og overvågning
1. Projektiværksættere udarbejder en gennemførelsesplan for projekter af fælles interesse, hvori bl.a.
indgår en tidsplan for:
a) gennemførligheds- og projekteringsundersøgelser, herunder for så vidt angår
klimatilpasning og overholdelse af miljølovgivningen og princippet om "ikke at gøre
væsentlig skade"
b) godkendelse fra nationale regulerende myndigheder eller enhver anden berørt myndighed
c) anlægsarbejder og ibrugtagning
d) den tidsplan for tilladelsesprocessen, der er omhandlet i artikel 10, stk. 5, litra b).
2. TSO'er, DSO'er og andre operatører samarbejder med hinanden med det formål at lette udviklingen
af projekter af fælles interesse inden for deres område.
3. Agenturet og de berørte grupper overvåger, hvilke fremskridt der gøres med gennemførelsen af
projekter af fælles interesse, og fremsætter de nødvendige anbefalinger til foranstaltninger beregnet til
at lette gennemførelsen af projekter af fælles interesse Grupperne kan anmode om, at yderligere
oplysninger fremsendes i overensstemmelse med stk. 4, 5 og 6, indkalde til møder med relevante parter
og opfordre Kommissionen til at kontrollere de fremsendte oplysninger på stedet.
4. Senest den 31. december i året efter det år, hvor et projekt af fælles interesse optages på EU-listen i
henhold til artikel 3, fremsender projektiværksætteren en årsrapport for hvert projekt, der er omfattet af
kategorierne i bilag II, punkt 1-4, til den kompetente myndighed, der er omhandlet i artikel 8.
Rapporten skal indeholde nærmere oplysninger om:
a) fremskridtene for så vidt angår udvikling, bygning og ibrugtagning af projektet, navnlig
med hensyn til tilladelses- og høringsprocedurer, overholdelse af miljølovgivningen og af
princippet om, at projektet "ikke gør væsentlig skade" på miljøet, samt de
klimatilpasningsforanstaltninger, der er truffet
b) eventuelle forsinkelser i forhold til gennemførelsesplanen, årsagerne til disse forsinkelser
og eventuelle andre vanskeligheder
c) hvor det er relevant, en revideret plan for afhjælpning af forsinkelser.
5. De i artikel 8 omhandlede kompetente myndigheder forelægger senest den 31. januar hvert år
Agenturet og den respektive gruppe den i denne artikels stk. 4 omhandlede rapport suppleret med
oplysninger om fremskridt og, hvis det er relevant, forsinkelser i gennemførelsen af projekter af fælles
interesse, som er placeret på deres respektive område, for så vidt angår tilladelsesprocesserne, og om
årsagerne til disse forsinkelser. De kompetente myndigheders bidrag til rapporten skal være tydeligt
mærket som sådan og udarbejdet uden at ændre den tekst, som projektiværksætteren har fremlagt.
6. Senest den 30. april hvert år, hvor en ny EU-liste skal vedtages, forelægger agenturet grupperne en
samlet rapport om de projekter af fælles interesse, der henhører under de nationale regulerende
myndigheders kompetence, hvori de nåede fremskridt evalueres, og hvori der, hvis det er
hensigtsmæssigt, fremsættes anbefalinger til afhjælpning af opståede forsinkelser og vanskeligheder.
Denne konsoliderede rapport omfatter i overensstemmelse med artikel 5 i forordning (EU) nr. 2019/942
også en evaluering af den konsekvente gennemførelse af de EU-dækkende netudviklingsplaner for de
prioriterede energiinfrastrukturkorridorer og -områder.
DA 37 DA
7. Er ibrugtagningen af et projekt af fælles interesse forsinket i forhold til gennemførelsesplanen af
andre end tungtvejende årsager, der ligger uden for projektiværksætterens kontrol, finder følgende
foranstaltninger anvendelse:
a) For så vidt at de foranstaltninger, der er omhandlet i artikel 51, stk. 7, litra a), b) eller c), i
direktiv (EU) 2019/944 og artikel 22, stk. 7, litra a), b) eller c), i direktiv 2009/73/EF, finder
anvendelse i henhold til den pågældende nationale ret, sikrer de nationale regulerende
myndigheder, at investeringen gennemføres.
b) Hvis foranstaltningerne truffet af de nationale regulerende myndigheder i henhold til litra a)
ikke finder anvendelse, vælger projektiværksætteren en tredjepart til at finansiere eller bygge
hele eller en del af projektet. Projektiværksætteren skal gøre dette, inden forsinkelsen i forhold
til datoen for ibrugtagningen i gennemførelsesplanen overstiger to år.
c) Er der ikke valgt en tredjepart i henhold til litra b), kan medlemsstaten eller den nationale
regulerende myndighed, hvis medlemsstaten har truffet bestemmelse herom, senest to måneder
efter udløbet af fristen i litra b) udpege en tredjepart til at finansiere eller bygge projektet, som
skal accepteres af projektiværksætteren.
d) Hvis forsinkelsen i forhold til datoen for ibrugtagning i gennemførelsesplanen overstiger to
år og to måneder, kan Kommissionen på de i aftalen fastsatte betingelser og i fuld samarbejde
med de berørte medlemsstater, iværksætte en indkaldelse af forslag, som er åben for enhver
tredjepart, der er i stand til at blive projektiværksætter, med det formål at færdiggøre projektet
i henhold til en aftalt tidsplan.
e) Hvor litra c) eller d) finder anvendelse, giver den systemoperatør, i hvis område
investeringen er beliggende, de gennemførende operatører eller investorer eller tredjeparter
alle de oplysninger, der er nødvendige for at realisere investeringen, tilslutter nye aktiver til
transmissionsnettet og overordnet set gør sit bedste for at lette gennemførelsen af
investeringen og befordre sikker, pålidelig og effektiv drift og vedligeholdelse af projektet af
fælles interesse.
8. Et projekt af fælles interesse kan fjernes fra EU-listen i henhold til proceduren i artikel 3, stk. 4, hvis
optagelsen på listen skete på grundlag af forkerte oplysninger, som var afgørende for optagelsen, eller
hvis projektet ikke er i overensstemmelse med EU-retten.
9. Projekter, der ikke længere er opført på EU-listen, mister alle rettigheder og forpligtelser, der er
knyttet til den status som projekt af fælles interesse, der følger af denne forordning.
Dog gælder, at et projekt, som ikke længere er opført på EU-listen, men for hvilken en ansøgning er
blevet godtaget til undersøgelse af en kompetent myndighed, bibeholder de rettigheder og forpligtelser,
der følger af kapitel III, undtagen i tilfælde hvor projektet ikke længere er opført på EU-listen af de
grunde, der er fastsat i stk. 8.
10. Denne artikel berører ikke eventuel finansiel støtte fra Unionen, der er ydet til et projekt af fælles
interesse inden dets fjernelse fra EU-listen.
Artikel 6
EU-koordinatorer
1. Får et projekt af fælles interesse betydelige vanskeligheder med gennemførelsen, kan Kommissionen
efter aftale med de pågældende medlemsstater udpege en EU-koordinator for en periode på op til et år,
og denne periode kan forlænges to gange.
2. EU-koordinatoren har til opgave at:
DA 38 DA
a) fremme projekter, for hvilke vedkommende er udpeget som EU-koordinator, og fremme
den grænseoverskridende dialog mellem projektiværksætterne og alle berørte interesseparter
b) bistå alle parter efter behov i forbindelse med høring af berørte interesseparter og
fremskaffe de nødvendige tilladelser til projekter
c) rådgive projektiværksætterne om finansiering af projektet, hvor det er relevant
d) sikre, at de berørte medlemsstater sørger for passende støtte og strategisk ledelse i
forbindelse med forberedelsen og gennemførelsen af projekterne
e) forelægge Kommissionen en rapport hvert år og, hvor det er relevant, ved udløbet af sit
mandat, om de fremskridt, der er gjort med projekterne, og om eventuelle vanskeligheder og
hindringer, der sandsynligvis vil føre til en betydelig forsinkelse af ibrugtagningsdatoen for
projekterne. Kommissionen fremsender rapporten til Europa-Parlamentet og de berørte
grupper.
3. EU-koordinatoren vælges ud fra vedkommendes erfaringer med de særlige opgaver, koordinatoren
pålægges i forbindelse med de pågældende projekter.
4. Afgørelsen om udpegelse af en EU-koordinator fastlægger de nærmere betingelser for udpegelsen,
herunder dens varighed, de specifikke opgaver med tilhørende frister og hvilke metoder der skal
anvendes. Koordineringsindsatsen skal stå i rimeligt forhold til projekternes kompleksitet og anslåede
omkostninger.
5. De berørte medlemsstater samarbejder fuldt ud med EU-koordinatoren under dennes udførelse af de
opgaver, der er nævnt i stk. 2 og 4.
KAPITEL III
TILLADELSESPROCESSEN OG OFFENTLIGHEDENS DELTAGELSE
Artikel 7
Prioriteret status for projekter af fælles interesse
1. Vedtagelsen af EU-listen over projekter af fælles interesse fastslår med henblik på eventuelle
beslutninger truffet under tilladelsesprocessen nødvendigheden af projekterne set i et energipolitisk
perspektiv uden at berøre projektets nøjagtige beliggenhed, rutelægning eller teknologi.
2. For at sikre en effektiv administrativ behandling af ansøgninger vedrørende projekter af fælles
interesse sørger alle projektiværksættere og alle berørte myndigheder for, at disse sager gives den
hurtigst mulige behandling.
3. I tilfælde, hvor en sådan status eksisterer i national ret, gives projekter af fælles interesse status som
projekter af størst mulig national betydning og behandles som sådanne i tilladelsesprocessen og, hvis
national ret tillader det, i den fysiske planlægning, herunder dem, der vedrører miljøvurdering, i det
omfang og på den måde, det er fastsat i national ret for den pågældende type energiinfrastruktur, uden
at det berører de forpligtelser, der følger af EU-retten.
4. Alle procedurer for tvistbilæggelse, retstvister, behandling af ankesager samt domstolsprøvelser i
forbindelse med projekter af fælles interesse ved de nationale domstole, retter, paneler, herunder
mægling eller voldgift, hvor disse findes i national ret, behandles som presserende, i overensstemmelse
med hasteprocedurerne i national ret.
DA 39 DA
5. Medlemsstaterne vurderer under behørig hensyntagen til den omhandlede vejledning, der er udstedt
af Kommissionen om effektivisering af miljøvurderingsprocedurerne for projekter af fælles interesse,
hvilke lovgivningsmæssige og ikke-lovgivningsmæssige foranstaltninger der er påkrævet for at
effektivisere miljøvurderingsprocedurerne og sikre en sammenhængende gennemførelse af disse
procedurer, og underretter Kommissionen om resultaterne.
6. Senest den [1. september 2022] træffer medlemsstaterne de ikke-lovgivningsmæssige
foranstaltninger, de har udpeget, jf. stk. 5.
7. Senest den [1. januar 2023] træffer medlemsstaterne de lovgivningsmæssige foranstaltninger, de har
udpeget, jf. stk. 5. Disse foranstaltninger berører ikke de forpligtelser, der følger af EU-retten.
8. For så vidt angår de miljøvirkninger, der er omhandlet i artikel 6, stk. 4, i direktiv 92/43/EØF og
artikel 4, stk. 7, i direktiv 2000/60/EF, betragtes projekter af fælles interesse som værende i den
offentlige interesse ud fra et energipolitisk synspunkt og kan anses for at være af væsentlig
samfundsinteresse, forudsat at alle betingelserne i de nævnte direktiver er opfyldt.
Kræves der en udtalelse fra Kommissionen i henhold til direktiv 92/43/EF, sikrer Kommissionen og
den kompetente myndighed omhandlet i artikel 9 i denne forordning, at afgørelsen med hensyn til et
projekts væsentlige samfundsinteresse træffes inden for den frist, der er fastsat i denne forordnings
artikel 10, stk. 1.
Artikel 8
Tilrettelæggelse af tilladelsesprocessen
1. Senest inden den [1. januar 2022] udpeger hver medlemsstat en national kompetent myndighed, der
er ansvarlig for at lette og koordinere tilladelsesprocessen for projekter af fælles interesse.
2. Den kompetente myndigheds ansvar, jf. stk. 1, og/eller de opgaver, der er knyttet til myndigheden,
kan uddelegeres eller udføres af en anden myndighed, enten pr. projekt af fælles interesse eller pr.
kategori af projekt af fælles interesse, forudsat at:
a) den kompetente myndighed underretter Kommissionen om uddelegeringen og at
oplysningerne heri offentliggøres af enten den kompetente myndighed eller
projektiværksætteren på det websted, der er omhandlet i artikel 9, stk. 7
b) kun én myndighed er ansvarlig for hvert projekt af fælles interesse, og fungerer som det
eneste kontaktpunkt for projektiværksætteren i forløbet op til, at den samlede afgørelse for et
givent projekt af fælles interesse træffes, og samordner fremlæggelsen af alle relevante
dokumenter og oplysninger.
Med forbehold af de tidsfrister, der er fastsat i henhold til artikel 10, kan den kompetente myndighed
bibeholde ansvaret for at fastsætte tidsfrister.
3. Den kompetente myndighed tager, uden at dette berører de relevante krav i henhold til international
ret og EU-retten, skridt til at lette udstedelsen af den samlede afgørelse. Den samlede afgørelse er det
endelige bevis for, at projektet af fælles interesse har opnået status som klar til realisering, og der er
ingen andre krav til yderligere tilladelser eller bemyndigelser i den henseende. Den samlede afgørelse
udstedes inden for den frist, der er nævnt i artikel 10, stk. 1 og 2, og i henhold til en af følgende
ordninger:
a) Den
integrerede
ordning
: Den samlede afgørelse træffes af den kompetente myndighed og
er som resultatet af den lovpligtige tilladelsesproces den eneste
retligt bindende afgørelse. Berøres andre myndigheder af
DA 40 DA
projektet, kan de i overensstemmelse med national ret fremsætte
deres holdninger som input til proceduren, og den kompetente
myndighed tager hensyn til dem.
b) Den
koordinerede
ordning
: Den samlede afgørelse omfatter en række individuelle retligt
bindende afgørelser fra flere berørte myndigheder, som
samordnes af den kompetente myndighed. Den kompetente
myndighed kan nedsætte en arbejdsgruppe, hvori alle de berørte
myndigheder er repræsenterede, med henblik på at udarbejde en
tidsplan for tilladelsesprocessen i henhold til artikel 10, stk. 4,
litra b), og til at overvåge og samordne gennemførelsen heraf.
Den kompetente myndighed skal i samråd med de øvrige berørte
myndigheder, og i nødvendigt omfang i overensstemmelse med
national ret, og uden at det tilsidesætter de i artikel 10 fastsatte
tidsfrister, i hver individuel sag fastsætte en rimelig tidsfrist,
inden for hvilken de individuelle afgørelser skal udstedes. Den
kompetente myndighed kan træffe en individuel afgørelse på
vegne af en anden berørt national myndighed, hvis en afgørelse
fra den pågældende myndighed ikke foreligger inden for den
fastsatte tidsfrist, og hvis forsinkelsen ikke er behørigt begrundet;
eller den kompetente myndighed kan, såfremt der er fastsat
bestemmelse herom i national ret, og i det omfang dette er i
overensstemmelse med EU-retten, anlægge den betragtning, at en
anden national myndighed enten har givet tilladelse til eller afslag
på projektet, hvis afgørelsen fra denne myndighed ikke foreligger
inden for tidsfristen. Er der fastsat bestemmelse herom i en
medlemsstats nationale ret, kan den kompetente myndighed
tilsidesætte en individuel afgørelse, der træffes af en anden berørt
national myndighed, hvis den finder, at afgørelsen ikke er
fyldestgørende begrundet ud fra den tilgrundliggende
dokumentation, der forelægges af den pågældende nationale
myndighed; den kompetente myndighed påser i forbindelse
hermed, at de relevante krav i international ret og EU-retten
overholdes, og begrunder behørigt sin afgørelse.
c) Samarbejdsor
dning
: Den samlede afgørelse koordineres af den kompetente
myndighed. Den kompetente myndighed skal i samråd med de
øvrige berørte myndigheder, og i nødvendigt omfang i
overensstemmelse med national ret, og uden at det tilsidesætter de
i artikel 10 fastsatte tidsfrister, i hver individuel sag fastsætte en
rimelig tidsfrist, inden for hvilken de individuelle afgørelser skal
udstedes. Myndigheden fører tilsyn med de berørte myndigheders
overholdelse af tidsfristerne.
De berørte myndigheders kompetence kunne enten indarbejdes i den udpegede nationale kompetente
myndighed i overensstemmelse med artikel 8, stk. 1, eller de kunne i et vist omfang bevare deres
uafhængige kompetence i overensstemmelse med den respektive tilladelsesordning, som
medlemsstaten har valgt i overensstemmelse med dette stykke for at lette udstedelsen af den samlede
afgørelse og samarbejde med den nationale kompetente myndighed herom.
DA 41 DA
Forventes den berørte myndigheds individuelle afgørelse ikke truffet inden tidsfristens udløb, skal den
pågældende myndighed straks underrette den kompetente myndighed og inkludere en begrundelse for
forsinkelsen. Den kompetente myndighed fastsætter derefter en ny tidsfrist for, hvornår den
individuelle afgørelse skal træffes, under overholdelse af de overordnede tidsfrister, der er fastsat i
artikel 10.
I anerkendelse af de nationale særtræk ved planlægnings- og tilladelsesprocesserne kan
medlemsstaterne vælge blandt de tre ordninger i første afsnit, litra a), b) og c), til at lette og samordne
deres procedurer og skal vælge at gennemføre den mest virkningsfulde ordning. Vælger en
medlemsstat samarbejdsordningen, skal den underrette Kommissionen om begrundelsen for sit valg.
4. Medlemsstaterne kan anvende forskellige ordninger som fastsat i stk. 3 til onshore- og
offshoreprojekter af fælles interesse.
5. Forudsætter et projekt af fælles interesse, at der træffes afgørelser i to eller flere medlemsstater,
tager de respektive kompetente myndigheder alle nødvendige skridt for at sikre et effektivt samarbejde
og indbyrdes koordinering, herunder hvad angår bestemmelserne i artikel 10, stk. 5. Medlemsstaterne
bestræber sig på at etablere fælles procedurer, især med hensyn til vurderingen af virkningerne for
miljøet.
6. Senest den [31. juli 2022] og for hver specifik regional gruppe pr. prioriteret offshorenetkorridor, jf.
bilag I, opretter de nationale kompetente myndigheder i medlemsstaterne, som tilhører den pågældende
gruppe, i fællesskab unikke kontaktpunkter, "offshore one-stop shops", for projektiværksættere, der er
ansvarlig for at lette og koordinere tilladelsesprocessen for offshorenet for projekter vedrørende
vedvarende energi af fælles interesse, også under hensyntagen til behovet for koordinering mellem
tilladelsesprocessen for energiinfrastrukturen samt processen for produktionsaktiver. Disse offshore
one-stop shops fungerer som en database for eksisterende havområdeundersøgelser og planer, der har
til formål at lette tilladelsesprocessen for individuelle projekter af fælles interesse og koordinere de
relevante nationale kompetente myndigheders udstedelse af de samlede afgørelser for sådanne
projekter. Hver regional gruppe pr. prioriteret offshorenetkorridor opretter med bistand fra de nationale
kompetente myndigheder, der tilhører gruppen, offshore one-stop shops afhængig af de regionale
særtræk og geografi og fastlægger deres beliggenhed, fordeling af ressourcer samt specifikke regler for
deres funktionsmåde.
Artikel 9
Gennemsigtighed og offentlighedens deltagelse
1. Seneste den [1. maj 2023] offentliggør medlemsstaten eller den kompetente myndighed, og hvor det
er relevant i samarbejde med de andre berørte myndigheder, en ajourført håndbog om
tilladelsesprocesserne for projekter af fælles interesse, der mindst skal omfatte de oplysninger, der er
anført i bilag VI, punkt 1. Håndbogen er ikke juridisk bindende, men kan indeholde henvisning til eller
uddrag af relevante juridiske bestemmelser. De nationale kompetente myndigheder koordinerer og
finder synergier med de tilstødende lande ved udarbejdelsen af deres håndbog om processerne.
2. Med forbehold af miljølovgivningen og kravene i Århuskonventionen og Espookonventionen og
relevant EU-ret, følger alle parter, der er involveret i tilladelsesprocessen, principperne for
offentlighedens deltagelse i bilag VI, punkt 3.
3. Projektiværksætteren skal inden for en vejledende periode på tre måneder efter påbegyndelsen af
tilladelsesprocessen i henhold til artikel 10, stk. 1, litra a), udarbejde og forelægge den kompetente
myndighed et koncept for offentlighedens deltagelse efter det forløb, der er skitseret i den i stk. 1
omhandlede håndbog, og i overensstemmelse med de retningslinjer, der er opstillet i bilag VI. Den
DA 42 DA
kompetente myndighed anmoder om ændringer eller godkender konceptet for offentlighedens
deltagelse inden for tre måneder efter modtagelsen. I forbindelse hermed tager den kompetente
myndighed enhver form for offentlig deltagelse og høring, som fandt sted forud for indledningen på
tilladelsesprocessen, i betragtning i det omfang, denne offentlige deltagelse og høring opfylder kravene
i nærværende artikel
I tilfælde af, at projektiværksætteren agter at foretage væsentlige ændringer af et godkendt koncept,
underretter vedkommende den kompetente myndighed herom. Den kompetente myndighed kan i så
fald anmode om modifikation.
4. Der gennemføres, hvis dette ikke allerede er fastsat i henhold til national ret efter de samme eller
højere standarder, mindst én offentlig høring tilrettelagt af projektiværksætteren eller, hvis dette er
fastsat i national ret, af den kompetente myndighed, før den endelige og fuldstændige ansøgning
indgives til den kompetente myndighed, jf. artikel 10, stk. 1, litra a). Dette berører ikke en offentlig
høring, som skal gennemføres efter indgivelsen af ansøgningen om tilladelse, jf. artikel 6, stk. 2, i
direktiv 2011/92/EU. Den offentlige høring har til formål at informere de interesseparter, der er
omhandlet i bilag VI, punkt 3, litra a), om projektet på et tidligt tidspunkt og bidrage til at fastslå den
bedst egnede placering eller linjeføring og de relevante spørgsmål, der skal behandles i ansøgningen.
Mindstekravene gældende for denne offentlige høring er præciseret i bilag VI, punkt 5.
Projektiværksætteren offentliggør på det websted, der er omhandlet i stk. 7 i nærværende artikel, en
rapport, som forklarer, hvordan der er blevet taget hensyn til udtalelserne, der er givet udtryk for under
de offentlige høringer ved at vise ændringer, der er foretaget med hensyn til projektets placering,
linjeføring og udformning eller ved at begrunde, hvorfor der ikke er taget hensyn til sådanne udtalelser.
Projektiværksætteren udarbejder en rapport, som sammenfatter resultaterne af aktiviteter i forbindelse
med offentlighedens deltagelse forud for indgivelsen af ansøgningen, herunder de aktiviteter der fandt
sted inden indledningen af tilladelsesprocessen.
Projektiværksætteren indgiver rapporten sammen med ansøgningen til den kompetente myndighed. Der
tages behørigt hensyn til disse resultater i den samlede afgørelse.
5. For projekter, der passerer to eller flere medlemsstaters grænser, afholdes de offentlige høringer i
henhold til stk. 4 i hver berørt medlemsstat inden for en periode på to måneder fra den dato, hvor den
første offentlige høring begyndte.
6. For projekter, der i en eller flere tilstødende medlemsstater sandsynligvis får betydelige negative
grænseoverskridende virkninger, for hvilke artikel 7 i direktiv 2011/92/EU og Espookonventionen
finder anvendelse, stilles de relevante oplysninger til rådighed for den kompetente myndighed i de
tilstødende medlemsstater. Den kompetente myndighed i de tilstødende medlemsstater meddeler, hvis
hensigtsmæssigt i forbindelse med anmeldelsesprocessen, om den eller en anden berørt myndighed
ønsker at deltage i de relevante offentlige høringsprocedurer.
7. Projektiværksætteren opretter og ajourfører regelmæssigt et websted med relevante oplysninger om
projektet af fælles interesse, og dette websted skal være knyttet til Kommissionens websted og
gennemsigtighedsplatformen, der er omtalt i artikel 23, og opfylde kravene i bilag VI, punkt 6.
Kommercielt følsomme oplysninger skal behandles fortroligt.
Projektiværksættere skal desuden offentliggøre relevante oplysninger via andre passende
informationskanaler, som offentligheden har fri adgang til.
Artikel 10
Varighed og gennemførelse af tilladelsesprocessen
DA 43 DA
1. Tilladelsesprocessen opdeles i to procedurer:
a) Proceduren før indgivelse af ansøgningen finder sted inden for en vejledende periode på to
år og dækker perioden mellem datoen for starten af tilladelsesprocessen og datoen for den
kompetente myndigheds accept af den indsendte ansøgning.
Denne procedure omfatter udarbejdelse af miljørapporter, som skal udarbejdes af
projektiværksætterne efter behov, herunder klimatilpasningsdokumentationen.
Med henblik på at fastlægge startdatoen for tilladelsesprocessen anmelder
projektiværksætterne skriftligt projektet til den kompetente myndighed i de berørte
medlemsstater og medsender en rimeligt detaljeret beskrivelse af projektet. Senest tre måneder
efter modtagelsen af denne anmeldelse skal den kompetente myndighed, eventuelt på vegne af
andre berørte myndigheder, skriftligt anerkende eller, hvis den finder, at projektet ikke er
modent nok til at påbegynde tilladelsesprocessen, skriftligt give afslag på anmeldelsen. I
tilfælde af afslag skal den kompetente myndighed begrunde sin afgørelse, herunder på vegne
af andre berørte myndigheder. Datoen for underskrift af den kompetente myndigheds
anerkendelse af anmeldelsen gælder som startdatoen for tilladelsesprocessen. Er to eller flere
medlemsstater involveret, er det datoen for den kompetente myndigheds accept af den sidste
anmeldelse, der gælder som startdatoen for tilladelsesprocessen.
De kompetente myndigheder sikrer, at tilladelsesprocesserne fremskyndes i overensstemmelse
med dette kapitel for hver kategori af projekt af fælles interesse. Med henblik derpå tilpasser
de kompetente myndigheder deres krav til startdatoen for tilladelsesprocessen og datoen for
accept af den indsendte ansøgning efter projekter, der som følge af deres karakter, eller mindre
skala, kræver færre beføjelser og tilladelser for at være klar til realiseringsfasen og derfor ikke
kræver proceduren før indgivelse af ansøgningen. Sådanne mindre omfattende projekter kan
omfatte intelligente gas- og elnet samt elektrolyseapparater.
b) Den lovpligtige tilladelsesproces, som ikke må vare længere end et år og seks måneder,
dækker perioden fra datoen for accept af den indsendte ansøgning og indtil den kompetente
myndighed træffer en samlet afgørelse. Medlemsstaterne kan vælge en kortere frist, hvis det
anses for hensigtsmæssigt.
2. Den kompetente myndighed sikrer, at den kombinerede varighed af de to procedurer i stk. 1 ikke
overstiger tre år og seks måneder. Finder den kompetente myndighed imidlertid, at den ene eller begge
de to procedurer i tilladelsesprocessen ikke vil blive færdiggjort inden fristens udløb, jf. stk. 1, kan den
inden udløbet og fra sag til sag beslutte at forlænge den ene eller begge frister med maksimalt ni
måneder for det kombinerede forløb af begge procedurer.
I så fald underretter den kompetente myndighed den berørte gruppe og forelægger gruppen de
foranstaltninger, der er truffet eller skal træffes med henblik på at færdiggøre tilladelsesprocessen med
mindst mulig forsinkelse. Gruppen kan anmode den kompetente myndighed om regelmæssigt at
aflægge rapport om de fremskridt, der er gjort i denne henseende.
3. De kompetente myndigheder tager hensyn til alle gennemførte undersøgelser og tilladelser eller
beføjelser, der er udstedt for et givent projekt af fælles interesse, forud for påbegyndelse af
tilladelsesprocessen i overensstemmelse med nærværende artikel under tilladelsesprocessen, og som
ikke længere kræves.
4. I medlemsstater, hvor fastlæggelsen af en rute eller beliggenhed, der udelukkende foretages med
henblik på et planlagt projekt, herunder planlægningen af specifikke korridorer for netinfrastruktur,
ikke kan inkluderes i den proces, der fører frem til den samlede afgørelse, skal den tilsvarende
DA 44 DA
afgørelse træffes inden for en separat periode på seks måneder med begyndelse fra datoen for
iværksætterens indgivelse af den endelige og fuldstændige ansøgningsdokumentation.
I så fald forkortes den i stk. 2 omhandlede forlængelsesperiode til seks måneder, herunder for den
procedure, der henvises til i dette stykke.
5. Proceduren før indgivelse af ansøgningen omfatter følgende trin:
a) Ved kvittering for anmeldelsen, jf. stk. 1, litra a), fastlægger den kompetente myndighed, på
grundlag af tjeklisten i bilag VI, punkt 1, litra e), i nært samarbejde med de øvrige berørte
myndigheder, og i hensigtsmæssigt omfang på grundlag af et forslag fra projektiværksætteren,
omfanget af den dokumentation og detaljeringsgraden af de oplysninger, som
projektiværksætteren skal indgive som en del af ansøgningen med henblik på en samlet
afgørelse.
b) Den kompetente myndighed udarbejder i nært samarbejde med projektiværksætteren og
andre berørte myndigheder og under hensyntagen til resultaterne af de aktiviteter, der
gennemføres i medfør af litra a), en detaljeret tidsplan for tilladelsesprocessen, i
overensstemmelse med retningslinjerne i bilag VI, punkt 2.
For projekter, som passerer grænsen mellem to eller flere medlemsstater, skal de kompetente
myndigheder i de berørte medlemsstater udarbejde en fælles tidsplan, hvori de bestræber sig
på at sammenpasse deres tidsplaner.
c) Ved modtagelse af sagsakterne til ansøgningsudkastet fremsætter den kompetente
myndighed om nødvendigt på egne vegne eller på vegne af andre berørte myndigheder
anmodning til projektiværksætteren om at indsende manglende oplysninger vedrørende de
anmodede elementer, der er omhandlet i litra a). Inden tre måneder efter fremsendelsen af de
manglende oplysninger skal den kompetente myndighed skriftligt acceptere behandlingen af
ansøgningen. Anmodninger om yderligere oplysninger kan kun fremsættes, hvis de er
begrundede i nye omstændigheder.
6. Projektiværksætteren sørger for ansøgningens fuldstændighed og fyldestgørende kvalitet og
indhenter den kompetente myndigheds udtalelse om dette så tidligt som muligt i perioden inden
indgivelse af ansøgningen. Projektiværksætteren samarbejder fuldt ud med den kompetente myndighed
med sigte på at overholde frister og den fælles tidsplan, jf. stk. 5, litra b).
7. De kompetente myndigheder sikrer, at eventuelle gennemførte lovændringer er uden betydning for
varigheden af tilladelsesprocesser, der er påbegyndt forud for disse ændringers ikrafttræden.
8. De i denne artikel fastsatte frister berører ikke de forpligtelser, der følger af international ret og EU-
retten, og heller ikke de administrative appelprocedurer og retslige afhjælpningsmuligheder ved
domstole.
KAPITEL IV
PLANLÆGNING AF INFRASTRUKTUR PÅ TVÆRS AF SEKTORER
Artikel 11
Cost-benefit-analyser for energisystemet som helhed
DA 45 DA
1. Senest den [16. november 2022] offentliggør og forelægger ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en
for gasmedlemsstaterne, Kommissionen og Agenturet deres respektive metoder, herunder vedrørende
net- og markedsmodeller, for en harmoniseret cost-benefit-analyse af energisystemet som helhed på
EU-plan af projekter af fælles interesse, der er omfattet af kategorierne i bilag II, punkt 1, litra a), b), c)
og e), og punkt 3.
Disse metoder anvendes til udarbejdelsen af hver efterfølgende tiårige netudviklingsplan, der
udarbejdes af ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas i henhold til artikel 8 i henholdsvis
forordning (EF) nr. 715/2009 og artikel 30 i forordning (EU) 2019/943. Metoderne udarbejdes i
overensstemmelse med principperne i bilag V og skal stemme overens med de regler og indikatorer,
der er opstillet i bilag IV.
Inden de fremsender deres respektive metoder, skal ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas
gennemføre en omfattende høringsproces, der som minimum inddrager de organisationer, som
repræsenterer alle relevante interesseparter, herunder, enheden for distributionssystemoperatører i
Unionen ("EU DSO-enhed"), alle relevante interesseparter inden for brint og, hvis det skønnes
hensigtsmæssigt, nationale regulerende myndigheder og andre nationale myndigheder.
2. Inden tre måneder efter datoen for modtagelse af metoderne sammen med de indkomne bidrag i
forbindelse med høringen og en rapport over, hvordan der er taget hensyn hertil, forelægger Agenturet
ENTSO'en for elektricitet, ENTSO'en for gas, medlemsstaterne og Kommissionen en udtalelse om
metoderne og offentliggør den på Agenturets websted.
3. ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas ajourfører metoderne under behørig hensyntagen til
Agenturets udtalelse, jf. stk. 2, og forelægger dem for Kommissionen med henblik på dennes udtalelse.
4. Inden tre måneder efter datoen for modtagelse af de ajourførte metoder forelægger Kommissionen
sin udtalelse for ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas.
5. Senest tre måneder efter datoen for modtagelsen af Kommissionens udtalelse, jf. stk. 4, tilpasser
ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas deres metoder under behørig hensyntagen til
Kommissionens udtalelse, og forelægger dem for Kommissionen til godkendelse.
6. Hvis ændringerne af metoderne anses for at være af progressiv karakter, som ikke berører
definitionen af fordele, omkostninger og andre relevante cost-benefit-parametre, jf. de seneste metoder
til cost-benefit-analyser for energisystemet som helhed, der er godkendt af Kommissionen, tilpasser
ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas deres metoder under behørig hensyntagen til
Agenturets udtalelse som anført i stk. 2 og forelægger dem Agenturet til godkendelse.
7. Sideløbende forelægger ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas Kommissionen et dokument
med begrundelserne for de foreslåede opdateringer, og hvorfor disse opdateringer anses for at være af
progressiv karakter. Anser Kommissionen ikke disse opdateringer for at være af progressiv karakter,
anmoder Kommissionen skriftligt ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas om at forelægge
metoderne for Kommissionen. I så tilfælde finder proceduren i stk. 2-5 anvendelse.
8. Inden to uger efter Agenturets eller Kommissionens godkendelse offentliggør ENTSO'en for
elektricitet og ENTSO'en for gas deres respektive metoder på deres websteder, jf. stk. 5 og 6. De
offentliggør de tilhørende inputdatasæt og andre relevante net-, laststrøms- og markedsdata i en
tilstrækkelig nøjagtig form i henhold til national ret og relevante aftaler om fortrolighed.
9. Metoderne ajourføres og forbedres jævnligt i overensstemmelse med proceduren i stk. 1-6. Agenturet
kan på eget initiativ eller på behørigt begrundet anmodning fra nationale regulerende myndigheder eller
interesseparter anmode om sådanne ajourføringer og forbedringer med behørig begrundelse og rimelig
frist, efter formelt at have hørt de organisationer, der repræsenterer alle relevante interesseparter, og
Kommissionen. Agenturet offentliggør de anmodninger fra nationale regulerende myndigheder eller
DA 46 DA
interesseparter og alle de relevante ikke-kommercielle, følsomme dokumenter, der foranlediger en
anmodning fra Agenturet om en opdatering eller forbedring.
10. Agenturet opstiller og offentliggør hvert tredje år et sæt indikatorer og tilhørende referenceværdier
til sammenligning af investeringsomkostninger pr. enhed for sammenlignelige projekter under de
infrastrukturkategorier, der indgår i bilag II, punkt 1 og 2. Disse referenceværdier kan anvendes af
ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas til de cost-benefit-analyser, der foretages for de
efterfølgende tiårige netudviklingsplaner, som dækker hele Unionen. De første sådanne indikatorer
offentliggøres seneste den [1. november 2022].
11. Seneste den [31. december 2023] forelægger ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas i
fællesskab Kommissionen og Agenturet en sammenhængende og tværgående netmodel for el- og
gasmarkeder, som både omfatter el- og gastransmissionsinfrastruktur såvel som oplagring og LNG-
anlæg, og som dækker de udpegede prioriterede energiinfrastrukturkorridorer og -områder og er
udarbejdet i overensstemmelse med principperne i bilag V.
12. Den sammenhængende og tværgående model i stk. 11 dækker som minimum de respektive
sektorers sammenkoblinger på alle trin i infrastrukturplanlægningen, særlig scenarier, identifikation af
infrastrukturhuller med hensyn til grænseoverskridende kapacitet, og projektevaluering.
13. Efter Kommissionens godkendelse af den sammenhængende og tværgående model i stk. 11 i
henhold til proceduren i stk. 1 til 6, inkluderes modellen i metoderne, som omhandlet i stk. 1.
Artikel 12
Scenarier for de tiårige netudviklingsplaner
1. Senest den [31. juli 2022] offentliggør Agenturet, efter at have gennemført en omfattende
høringsproces, der inddrager Kommissionen og som minimum de organisationer, som repræsenterer
alle relevante interessenter, herunder ENTSO'en for elektricitet, ENTSO'en for gas, EU DSO-enheden,
og relevante interessenter i brintsektoren, overordnede retningslinjer for de fælles scenarier, der skal
udvikles af ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas. Disse retningslinjer ajourføres
regelmæssigt efter behov.
Retningslinjerne omfatter princippet om energieffektivitet først og sikrer, at de tilgrundliggende
scenarier for ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas er fuldt ud i tråd med de seneste mål på
mellemlang og lang sigt for omstilling til kulstoffattige energiformer i Unionen og Kommissionens
seneste foreliggende scenarier.
2. ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas følger Agenturets overordnede retningslinjer i
forbindelse med udarbejdelse af fælles scenarier, der skal anvendes til de tiårige netudviklingsplaner,
som dækker hele Unionen.
3. ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas inviterer de organisationer, som repræsenterer alle
relevante interessenter, herunder EU DSO-enheden samt alle relevante interessenter inden for brint, til
at deltage i udarbejdelsen af scenarier.
4. ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas offentliggør og forelægger Agenturet og
Kommissionen udkastet til rapporten om fælles scenarier for deres udtalelse.
5. Inden tre måneder efter datoen for modtagelse af udkastet til rapporten om fælles scenarier sammen
med de indkomne bidrag i forbindelse med høringen og en rapport over, hvordan der er taget hensyn
hertil, forelægger Agenturet ENTSO'en for elektricitet, ENTSO'en for gas og Kommissionen sin
udtalelse.
DA 47 DA
6. Kommissionen forelægger ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas sin udtalelse under
behørigt hensyn til Agenturets udtalelse, jf. stk. 5.
7. ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas tilpasser deres rapport om fælles scenarier, under
behørig hensyntagen til Agenturets udtalelse, i overensstemmelse med Kommissionens udtalelse og
sender den ajourførte rapport til Kommissionen til godkendelse.
8. Inden to uger efter Kommissionens godkendelse af rapporten om fælles scenarier, jf. stk. 7,
offentliggør ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas deres rapport om fælles scenarier på deres
websteder. De offentliggør de tilhørende input- og outputdata i en tilstrækkelig nøjagtig form under
behørig hensyntagen til national ret og relevante aftaler om fortrolighed.
Artikel 13
Konstatering af infrastrukturhuller
1. Hvert andet år offentliggør og forelægger ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas
Kommissionen og Agenturet rapporter vedrørende infrastrukturhuller inden for rammerne af de tiårige
netudviklingsplaner, som dækker hele Unionen.
Ved vurdering af infrastrukturhullerne gennemfører ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas
princippet om energieffektivitet først og tager hensyn til alle relevante ikke-infrastrukturrelaterede
løsninger til at imødegå de konstaterede huller.
Forud for indgivelsen af deres respektive rapporter gennemfører ENTSO'en for elektricitet og
ENTSO'en for gas en omfattende høringsproces, der inddrager alle relevante interessenter, herunder
EU DSO-enheden, alle relevante interessenter inden for brint samt alle repræsentanter fra de
medlemsstater, der er en del af de prioriterede korridorer, jf. bilag I.
2. ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas forelægger Agenturet og Kommissionen deres
respektive udkast til rapporten om infrastrukturhuller for deres udtalelse.
3. Inden tre måneder efter modtagelse af rapporten om infrastrukturhuller sammen med de indkomne
bidrag i forbindelse med høringen og en rapport over, hvordan der er taget hensyn hertil, forelægger
Agenturet ENTSO'en for elektricitet eller ENTSO'en for gas og Kommissionen sin udtalelse.
4. Under hensyntagen til Agenturets udtalelse, jf. stk. 3, udarbejder og forelægger Kommissionen
ENTSO'en for elektricitet eller ENTSO'en for gas sin udtalelse.
5. ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas tilpasser deres rapporter om infrastrukturhuller,
under behørig hensyntagen til Agenturets udtalelse og i overensstemmelse med Kommissionens
udtalelse inden offentliggørelsen af de endelige rapporter om infrastrukturhuller.
KAPITEL V
OFFSHORENET FOR INTEGRATION AF ENERGI FRA VEDVARENDE
KILDER
Artikel 14
Planlægning af offshorenet
1. Senest den [31. juli 2022] fastlægger og aftaler medlemsstaterne i fællesskab, med støtte fra
Kommissionen, inden for deres prioriterede offshorenetkorridor, jf. bilag I, punkt 2, under hensyntagen
DA 48 DA
til særtræk og udviklingen i hver region, at samarbejde om omfanget af offshoreproduktion af
vedvarende energi, der skal anlægges inden for hvert havområde senest i 2050, med mellemliggende
skridt i 2030 og 2040, på baggrund af deres nationale energi- og klimaplaner, potentiale inden for
vedvarende energi produceret offshore i hvert havområde, miljøbeskyttelse, klimatilpasning og andre
anvendelser af havet samt Unionens mål for omstilling til kulstoffattige energiformer. Denne aftale
indgås skriftligt for hvert havområde, der er forbundet med Unionens område.
2. Senest den [31. juli 2023] udarbejder og offentliggør ENTSO'en for elektricitet, med inddragelse af
de relevante transmissionssystemoperatører, de nationale regulerende myndigheder og Kommissionen,
og i overensstemmelse med aftalen, jf. stk. 1, integrerede offshorenetudviklingsplaner med
udgangspunkt i målsætningerne for 2050, med mellemliggende skridt for 2030 og 2040, for hvert
havområde, i overensstemmelse med de prioriterede offshorenetkorridorer, som omhandlet i bilag I,
under hensyntagen til miljøbeskyttelse og andre anvendelser af havet. Disse integrerede
offshorenetudviklingsplaner ajourføres efterfølgende hvert tredje år.
3. De integrerede offshorenetudviklingsplaner skal være forenelige med de seneste tiårige
netudviklingsplaner, som dækker hele Unionen for at sikre en sammenhængende udvikling inden for
planlægning af onshore- og offshorenet.
4. ENTSO'en for elektricitet forelægger Kommissionen udkastet til de integrerede
offshorenetudviklingsplaner til godkendelse.
5. ENTSO'en for elektricitet tilpasser de integrerede offshorenetudviklingsplaner under behørig
hensyntagen til Kommissionens udtalelse inden offentliggørelsen af de endelige rapporter og
forelægger dem for de relevante prioriterede offshorenetkorridorer, jf. bilag I.
6. Med henblik på at sikre rettidig udvikling af offshorenettene til produktion af vedvarende energi
udarbejder Kommissionen, hvis ENTSO'en for elektricitet ikke rettidigt udarbejder de integrerede
offshorenetudviklingsplaner, jf. stk. 2, på baggrund af ekspertrådgivning en integreret
offshorenetudviklingsplan pr. havområde for hver prioriteret offshorenetkorridor, der fremgår af bilag
I.
Artikel 15
Grænseoverskridende omkostningsdeling for offshorenet for vedvarende energi
1. Kommissionen udarbejder ved hjælp af gennemførelsesretsakter principper for en specifik cost-
benefit- og omkostningsdelingsmetode for etablering af den integrerede offshorenetudviklingsplan, jf.
artikel 14, stk. 2, i overensstemmelse med aftalen som omhandlet i artikel 14, stk. 1, som en del af
retningslinjerne, jf. artikel 16, stk. 10. Disse gennemførelsesretsakter vedtages efter
rådgivningsproceduren, jf. artikel 21, stk. 2.
2. Senest 12 måneder efter offentliggørelse, jf. stk. 1, forelægger ENTSO'en for elektricitet, med
inddragelse af de relevante transmissionssystemoperatører, de nationale regulerende myndigheder og
Kommissionen resultaterne af de anvendte cost-benefit- og omkostningsdelingsmetoder på de
prioriterede offshorenetkorridorer.
3. Senest seks måneder efter forelæggelsen af resultaterne, jf. stk. 2, ajourfører de relevante
medlemsstater deres skriftlige aftale, som omtalt i artikel 14, stk. 1, med den opdaterede fælles
definition af omfanget af offshoreproduktionen af vedvarende energi, der skal anlægges inden for hvert
DA 49 DA
havområde inden 2050, med mellemliggende skridt i 2030 og 2040, og den relevante aftale om at
samarbejde for at nå sådanne omfang.
4. Senest seks måneder efter ajourføring af de skriftlige aftaler, jf. stk. 3, for hvert havområde
ajourfører ENTSO'en for elektricitet de integrerede offshorenetudviklingsplaner ved at følge
procedurerne i artikel 14, stk. 2 til 5. Proceduren beskrevet i artikel 14, stk. 6, anvendes.
KAPITEL VI
REGULERINGSMÆSSIG RAMME
Artikel 16
Fremme af investeringer med grænseoverskridende virkninger
1. De effektivt afholdte investeringsomkostninger, der ekskluderer vedligeholdelsesomkostninger, i
forbindelse med et projekt af fælles interesse, som er omfattet af kategorierne i bilag II, punkt 1, litra
a), b), c) og e), og projekter af fælles interesse, der er omfattet af kategorien i bilag II, punkt 3, hvis de
er omfattet af de nationale regulerende myndigheders kompetence, afholdes af de relevante TSO'er
eller af transmissionsinfrastrukturens projektiværksættere i de medlemsstater, som projektet giver en
positiv nettovirkning og betales af netbrugerne gennem tarifferne for netadgang i disse medlemsstater,
for så vidt de ikke er dækket af overbelastningsafgifter eller øvrige afgifter.
2. For et projekt af fælles interesse, der er omfattet af kategorierne i bilag II, punkt 1, litra a), b), c) og
e), finder bestemmelserne i denne artikel anvendelse, hvis mindst én projektiværksætter anmoder de
relevante nationale myndigheder om at anvende disse på projektets omkostninger. De finder kun
anvendelse på et projekt af fælles interesse, der er omfattet af kategorien i bilag II, punkt 3, som er
relevant, hvis der allerede er foretaget en vurdering af markedsefterspørgslen, som viser, at effektivt
afholdte investeringsomkostninger ikke kan forventes dækket gennem tarifferne.
Projekter, der er omfattet af kategorien i bilag II, punkt 1, litra e), og punkt 2 kan benytte sig af
bestemmelserne i denne artikel, hvis mindst én projektiværksætter anmoder de relevante nationale
myndigheder om at anvende denne.
Har projektet flere projektiværksættere, anmoder den relevante nationale regulerende myndighed straks
alle projektiværksættere om at indsende den fælles investeringsanmodning i henhold til stk. 3.
3. For et projekt af fælles interesse, som stk. 1 finder anvendelse på, holder projektiværksætterne alle
berørte nationale regulerende myndigheder regelmæssigt underrettet, mindst én gang om året og indtil
projektet er taget i brug, om projektets forløb og fastlæggelsen af de dermed forbundne omkostninger
og virkninger.
Så snart et projekt af fælles interesse har nået en tilstrækkelig modenhedsgrad og forventes at være klar
til påbegyndelse af konstruktionsfasen inden for de næste 36 måneder, indsender projektiværksætterne
efter at have hørt TSO'erne fra de medlemsstater, som projektet giver en betydelig positiv
nettovirkning, en investeringsanmodning. Denne investeringsanmodning omfatter en anmodning om en
grænseoverskridende omkostningsfordeling og skal forelægges alle berørte nationale regulerende
myndigheder, ledsaget af følgende:
DA 50 DA
a) en ajourført n projektspecifik cost-benefit-analyse, der er i overensstemmelse med de
metoder, der er udarbejdet i henhold til artikel 11, og som tager fordele uden for
medlemsstaten med i betragtning i det område, hvor projektet gennemføres ved at anvende det
samme scenarie som i udvælgelsesprocessen til udarbejdelse af EU-listen, hvor projektet af
fælles interesse er opført
b) en forretningsplan, som evaluerer projektets finansielle bæredygtighed, herunder den valgte
finansieringsløsning, og, for et projekt af fælles interesse omfattet af kategorien i bilag II,
punkt 3, resultaterne af en markedsanalyse
c) hvis projektiværksætterne er enige, et begrundet forslag til en grænseoverskridende
omkostningsfordeling.
Er der flere projektiværksættere, som fremmer et projekt, indgives deres investeringsanmodning i
fællesskab.
De nationale regulerende myndigheder fremsender straks efter modtagelsen en kopi af hver
investeringsanmodning til Agenturet til orientering.
De nationale regulerende myndigheder og Agenturet behandler kommercielt følsomme oplysninger
fortroligt.
4. Inden seks måneder efter den dato, på hvilken den sidste investeringsanmodning blev modtaget af de
berørte regulerende myndigheder, træffer de nationale regulerende myndigheder efter høring af
projektiværksætterne en koordineret afgørelse om fordelingen af de investeringsomkostninger, der skal
afholdes af hver systemoperatør for projektet, og om indregningen heraf i tarifferne. De nationale
regulerende myndigheder indregner alle effektivt afholdte investeringsomkostninger i tarifferne i
overensstemmelse med fordelingen af de investeringsomkostninger, der skal afholdes af hver
systemoperatør for projektet. De nationale regulerende myndigheder vurderer derefter, efter behov,
hvorvidt der kan opstå økonomisk overkommelighed som følge af indregningen af
investeringsomkostningerne i tarifferne.
Når de nationale regulerende myndigheder fordeler omkostninger, tager de hensyn til følgende faktiske
eller skønnede:
– a) overbelastningsafgifter eller øvrige afgifter
– b) indtægter, der stammer fra den kompensationsordning mellem TSO'erne, der er fastsat i
artikel 49 i forordning (EU) 2019/943.
Ved afgørelsen om grænseoverskridende omkostningsfordeling tages der hensyn til de økonomiske,
sociale og miljømæssige omkostninger og fordele ved projekterne i de berørte medlemsstater og
eventuelle behov for finansiel støtte.
Ved afgørelsen om grænseoverskridende omkostningsfordeling søger de relevante nationale
regulerende myndigheder i samråd med de berørte TSO'er at opnå en fælles overenskomst, der er
baseret på, men ikke begrænset til de i stk. 3, litra a) og b) specificerede oplysninger. Vurderingen af
disse baseres på det samme scenarie, som er anvendt i udvælgelsesprocessen som i
udvælgelsesprocessen til udarbejdelse af EU-listen, hvor projektet af fælles interesse er opført.
Begrænser et projekt af fælles interesse negative eksternaliteter såsom "loop flows", og dette projekt af
fælles interesse gennemføres i den medlemsstat, hvor den negative eksternalitet har sin oprindelse,
betragtes en sådan begrænsning ikke som en grænseoverskridende fordel og danner derfor ikke
grundlag for at fordele omkostninger til TSO'en i de medlemsstater, der er berørt af disse negative
eksternaliteter.
DA 51 DA
5. De nationale regulerende myndigheder skal, på basis af den i stk. 4 i denne artikel omtalte
grænseoverskridende omkostningsfordeling tage hensyn til de faktiske omkostninger, som en TSO eller
andre projektiværksættere påføres som følge af investeringerne, når den fastsætter eller godkender
tariffer i overensstemmelse med artikel 59, stk. 1, litra a), i direktiv (EU) 2019/944 og artikel 41, stk. 1,
litra a), i direktiv 2009/73/EF, i det omfang disse omkostninger svarer til omkostningerne hos en
effektiv og strukturelt sammenlignelig operatør.
De nationale regulerende myndigheder meddeler straks Agenturet afgørelsen om omkostningsfordeling
sammen med alle relevante oplysninger vedrørende afgørelsen. Oplysningerne skal navnlig omfatte en
detaljeret redegørelse for, på hvilket grundlag omkostningerne blev fordelt mellem medlemsstaterne,
herunder f.eks.:
a) en evaluering af de identificerede virkninger, herunder vedrørende nettariffer, for hver af de
berørte medlemsstater
b) en evaluering af den forretningsplan, der er omhandlet i stk. 3, litra b)
c) regionale eller EU-dækkende positive eksternaliteter, såsom forsyningssikkerhed,
systemfleksibilitet, solidaritet eller innovation, som projektet vil medføre
d) resultatet af høringen af de berørte projektiværksættere.
Omkostningsfordelingsafgørelsen offentliggøres.
6. De berørte nationale regulerende myndigheder underretter straks Agenturet, hvis de ikke er nået til
enighed om investeringsanmodningen inden seks måneder efter den dato, hvor anmodningen blev
modtaget af den sidste af de berørte nationale regulerende myndigheder.
I dette tilfælde eller efter fælles anmodning fra de pågældende nationale regulerende myndigheder er
det Agenturet, som inden tre måneder regnet fra datoen for forelæggelsen for Agenturet, træffer
afgørelsen om investeringsanmodningen, herunder også den grænseoverskridende
omkostningsfordeling, der er omhandlet i stk. 3, samt den måde, hvorpå investeringsomkostningerne
skal afspejles i tarifferne.
Agenturet skal, inden det træffer en sådan afgørelse, rådføre sig med de berørte nationale regulerende
myndigheder og projektiværksætterne. Den i andet afsnit omhandlede periode på tre måneder kan
forlænges med yderligere to måneder, hvis Agenturet ønsker at indhente supplerende oplysninger.
Denne efterfølgende periode løber fra dagen efter modtagelsen af de fuldstændige oplysninger.
Agenturets vurdering baseres på det samme scenarie, som er anvendt i udvælgelsesprocessen som i
udvælgelsesprocessen til udarbejdelse af EU-listen, hvor projektet af fælles interesse er opført.
Agenturet overlader måden, hvorpå investeringsomkostningerne indregnes i tarifferne i
overensstemmelse med den foreskrevne grænseoverskridende omkostningsfordeling, til de relevante
nationale myndigheder på tidspunktet for gennemførelse af afgørelsen i henhold til national ret.
Afgørelsen om investeringsanmodningen, herunder den grænseoverskridende omkostningsfordeling
offentliggøres. Artikel 25, stk. 3, artikel 28 og 29 i forordning (EU) 2019/942 anvendes.
7. Agenturet fremsender straks en kopi af alle omkostningsfordelingsafgørelser sammen med alle
relevante oplysninger vedrørende hver enkelt afgørelse til Kommissionen. Oplysningerne kan
fremsendes i sammenfattet form. Kommissionen behandler forretningsmæssigt følsomme oplysninger
fortroligt.
8. Denne omkostningsfordelingsafgørelse berører ikke TSO'ers ret til at anvende og nationale
regulerende myndigheders ret til at godkende afgifter for netadgang i overensstemmelse med artikel 6 i
DA 52 DA
direktiv (EU) 2019/944, artikel 32 i direktiv 2009/73/EF, artikel 18, stk. 1, og artikel 18, stk. 3 til 6, i
forordning (EU) 2019/943, og artikel 13 i forordning (EF) nr. 715/2009
9. Denne artikel finder ikke anvendelse på projekter af fælles interesse, der har fået:
a) en undtagelse fra artikel 32, 33 og 34 og artikel 41, stk. 6, 8 og 10, i direktiv 2009/73/EF i
henhold til artikel 36 i direktiv 2009/73/EF
b) en undtagelse fra artikel 19, stk. 2 og 3, i forordning (EU) 2019/943 eller en undtagelse fra
artikel 6, artikel 59, stk. 7, og artikel 60, stk. 1, i direktiv (EU) 2019/944 i henhold til artikel
63 i forordning (EU) 2019/943
c) en undtagelse fra adskillelse eller fra regler for tredjepartsadgang i henhold til artikel 64 i
forordning (EU) 2019/943 og artikel 66 i direktiv (EU) 2019/944 eller
d) en undtagelse i henhold til artikel 17 i forordning (EF) nr. 714/2009.
10. Senest den [31. december 2022] vedtager Kommissionen gennemførelsesretsakter indeholdende
bindende retningslinjer for at sikre ensartede forhold for gennemførelsen af denne artikel og
grænseoverskridende omkostningsdeling for offshorenet for vedvarende energi, jf. artikel 15, stk. 1.
Retningslinjerne omfatter også den særlige situation for projekter af fælles interesse vedrørende
offshorenet for vedvarende energi ved at medtage principperne for, hvordan grænseoverskridende
omkostningsdeling koordineres i forhold til finansierings-, markedsmæssige og politiske ordninger for
offshoreproduktionssteder, der er forbundet til disse. Ved vedtagelse eller ændring af retningslinjerne
rådfører Kommissionen sig med ACER, ENTSO'en for elektricitet, ENTSO'en for gas, og, hvis det er
relevant, andre interessenter. Disse gennemførelsesretsakter vedtages efter rådgivningsproceduren, jf.
artikel 21, stk. 2.
Artikel 17
Incitamenter
1. Pådrager en projektiværksætter sig større risici i forbindelse med udvikling, konstruktion, drift eller
vedligeholdelse af et projekt af fælles interesse, der er omfattet af de nationale regulerende
myndigheders kompetence, i forhold til de risici, som normalt forekommer i forbindelse med et
sammenligneligt infrastrukturprojekt, sikrer medlemsstaterne og de nationale regulerende
myndigheder, at der gives passende incitamenter i forbindelse med projektet i overensstemmelse med
artikel 58, litra f), i direktiv (EU) 2019/944, artikel 41, stk. 8, i direktiv 2009/73/EF, artikel 18, stk. 1 og
stk. 3 til 6, i forordning (EU) 2019/943 og artikel 13 i forordning (EF) nr. 715/2009.
Første afsnit finder ikke anvendelse, hvis projektet af fælles interesse har fået:
a) en undtagelse fra artikel 32, 33 og 34 og artikel 41, stk. 6, 8 og 10, i direktiv 2009/73/EF i
henhold til artikel 36 i direktiv 2009/73/EF
b) en undtagelse fra artikel 19, stk. 2 og 3, i forordning (EU) 2019/943 eller en undtagelse fra
artikel 6, artikel 59, stk. 7, og artikel 60, stk. 1, i direktiv (EU) 2019/944 i henhold til artikel
63 i forordning (EU) 2019/943
c) en undtagelse i henhold til artikel 36 i direktiv 2009/73/EF
d) en undtagelse i henhold til artikel 17 i forordning (EF) nr. 714/2009.
2. Ved den nationale regulerende myndigheds afgørelse om at yde de i stk. 1 omhandlede incitamenter
tages der hensyn til resultaterne af cost-benefit-analysen på grundlag af de metoder, der er udarbejdet i
henhold til artikel 11, og navnlig projektets positive eksternaliteter på regionalt niveau eller EU-niveau.
De nationale regulerende myndigheder skal desuden analysere de særlige risici, som
DA 53 DA
projektiværksætterne pådrager sig, de iværksatte risikobegrænsende foranstaltninger og begrundelsen
for denne risikoprofil i lyset af projektets positive nettovirkning, når det sammenlignes med mindre
risikofyldte alternativer. Støtteberettigede risici omfatter navnlig risici knyttet til nye
transmissionsteknologier, både på land og offshore, risici vedrørende underdækning af omkostninger
og udviklingsrisici.
3. Det incitament, der tildeles ved afgørelsen, tager hensyn til risikoens specifikke karakter og kan bl.a.
omfatte:
a) reglerne for foregribende investeringer
b) reglerne for anerkendelse af effektivt afholdte omkostninger, der påløber før projektets
ibrugtagning
c) reglerne om at give yderligere forrentning af den investerede kapital til projektet
d) enhver anden foranstaltning, der anses for nødvendig og hensigtsmæssig.
4. Senest den [31. juli 2022] forelægger hver national regulerende myndighed, hvor de er tilgængelige,
Agenturet sine metoder og de kriterier, der er anvendt ved evalueringen af investeringer i
energiinfrastrukturprojekter og de større risici i forbindelse med dem, som er ajourført i forhold til den
seneste lovgivningsmæssige, politiske, teknologiske og markedsudvikling. Disse metoder og kriterier
imødegår også udtrykkeligt de specifikke risici i forbindelse med offshorenet til vedvarende energi,
som omhandlet i bilag II, punkt 1, litra e), og i forbindelse med projekter, hvor væsentlige
driftsomkostninger er afholdt, selv om kapitaludgifterne er lave.
5. Senest den [31. december 2022] bistår Agenturet under behørig hensyntagen til de oplysninger, der
er modtaget i henhold til stk. 4 i nærværende artikel, med at udveksle god praksis og fremsætter
henstillinger i overensstemmelse med artikel 6 i forordning (EU) 2019/942 vedrørende:
a) de i stk. 1 omhandlede incitamenter på grundlag af en benchmarking af de nationale
regulerende myndigheders bedste praksis
b) fælles metoder til at vurdere de større risici i forbindelse med investeringer i
energiinfrastrukturprojekter.
6. Senest den [31. marts 2023] offentliggør hver national regulerende myndighed sine metoder og de
kriterier, der er anvendt ved evalueringen af investeringer i energiinfrastrukturprojekter og de større
risici i forbindelse med dem.
7. Såfremt de i stk. 5 og 6 nævnte foranstaltninger ikke er tilstrækkelige til at sikre rettidig
gennemførelse af projekter af fælles interesse, kan Kommissionen udstede retningslinjer vedrørende de
i denne artikel omtalte incitamenter.
KAPITEL VII
FINANSIERING
Artikel 18
Projekter, som er berettiget til finansiel støtte fra Unionen i henhold til forordning (EU)… [om en
Connecting Europe-facilitet som foreslået i COM(2018) 438]
1. Projekter af fælles interesse, der er omfattet af kategorierne i bilag II, kan komme i betragtning til
finansiel støtte fra Unionen i form af tilskud til undersøgelser og finansielle instrumenter.
DA 54 DA
2. Projekter af fælles interesse, der er omfattet af kategorierne i bilag II, punkt 1, litra a), b), c) og e), og
punkt 3, undtagen el-oplagringsprojekter i form af pumpekraft (vand), kan også komme i betragtning til
finansiel støtte fra Unionen i form af tilskud til anlægsarbejder, hvis de opfylder samtlige følgende
kriterier:
a) den projektspecifikke cost-benefit-analyse i henhold til artikel 16, stk. 3, litra a),
dokumenterer tilstedeværelsen af betydelige positive eksternaliteter såsom
forsyningssikkerhed, systemfleksibilitet, solidaritet eller innovation
b) projektet har modtaget en afgørelse om grænseoverskridende omkostningsfordeling i
henhold til artikel 16, eller for projekter af fælles interessen, der er omfattet af kategorien i
bilag II, punkt 3, hvis de ikke falder ind under de nationale regulerende myndigheders
kompetence, og som derfor ikke modtager en afgørelse om grænseoverskridende
omkostningsfordeling, skal projektet have til formål at tilvejebringe tjenester på tværs af
grænserne, teknologisk innovation og sikkerhed i netdriften på tværs af grænserne
c) projektet ikke er kommercielt levedygtigt ifølge forretningsplanen og andre vurderinger,
som navnlig er foretaget af mulige investorer eller kreditorer eller af den nationale regulerende
myndighed. Der tages hensyn til afgørelsen om incitamenter og dens begrundelse, jf. artikel
17, stk. 2, ved vurderingen af projektets kommercielle bæredygtighed.
3. Projekter af fælles interesse, der gennemføres i overensstemmelse med procedurerne i artikel 5, stk.
7, litra d), er også berettiget til finansiel støtte fra Unionen i form af tilskud til anlægsarbejder, hvis de
opfylder kriterierne i denne artikels stk. 2.
4. Projekter af fælles interesse, der er omfattet af kategorierne i bilag II, punkt 1, litra d), punkt 2 og
punkt 5, er også berettiget til finansiel støtte fra Unionen i form af tilskud til anlægsarbejder, hvis de
berørte projektiværksættere klart kan påvise projekternes positive eksternaliteter, såsom
forsyningssikkerhed, systemfleksibilitet, solidaritet eller innovation, og deres manglende kommercielle
bæredygtighed i henhold til cost-benefit-analysen, forretningsplanen og andre vurderinger, som navnlig
er foretaget af mulige investorer eller kreditorer eller i givet fald af den nationale regulerende
myndighed.
5. Projekter af gensidig interesse ligestilles med projekter af fælles interesse og er berettiget til finansiel
støtte fra Unionen. Kun investeringerne på Unionens område, som er en del af projektet af gensidig
interesse, er berettiget til finansiel støtte fra Unionen i form af tilskud til anlægsarbejder, hvis de
opfylder kriterierne i stk. 2, og hvis afgørelsen om grænseoverskridende omkostningsfordeling, jf. stk.
2, litra b), vedrører grænseoverskridende omkostningsfordeling til mindst to medlemsstater af en
betydelig del i hver medlemsstat.
Artikel 19
Vejledning vedrørende kriterier for tildeling af finansiel støtte fra Unionen
De i artikel 4, stk. 3, anførte specifikke kriterier og de i artikel 4, stk. 5, anførte parametre finder også
anvendelse på fastsættelsen af kriterier for tildeling af finansiel støtte fra Unionen i forordning (EU)...[
om en Connecting Europe-facilitet som foreslået i COM(2018) 438].
DA 55 DA
KAPITEL VIII
AFSLUTTENDE BESTEMMELSER
Artikel 20
Udøvelse af delegationen
1. Beføjelsen til at vedtage delegerede retsakter tillægges Kommissionen på de i denne artikel fastlagte
betingelser.
2. Beføjelsen til at vedtage delegerede retsakter, jf. artikel 3, tillægges Kommissionen for en periode på
syv år fra den [1. januar 2022]. Kommissionen udarbejder en rapport vedrørende delegationen af
beføjelser senest ni måneder inden udløbet af syvårsperioden. Delegationen af beføjelser forlænges
stiltiende for perioder af samme varighed, medmindre Europa-Parlamentet eller Rådet modsætter sig en
sådan forlængelse senest tre måneder inden udløbet af hver periode.
3. Den i artikel 3 omhandlede delegation af beføjelser kan til enhver tid tilbagekaldes af Europa-
Parlamentet eller Rådet. En afgørelse om tilbagekaldelse bringer delegationen af de beføjelser, der er
angivet i den pågældende afgørelse, til ophør. Den får virkning dagen efter offentliggørelsen af
afgørelsen i Den Europæiske Unions Tidende eller på et senere tidspunkt, der angives i afgørelsen.
Den berører ikke gyldigheden af delegerede retsakter, der allerede er i kraft.
4. Så snart Kommissionen vedtager en delegeret retsakt, giver den samtidig Europa-Parlamentet og
Rådet meddelelse herom.
5. En delegeret retsakt vedtaget i henhold til artikel 3 træder kun i kraft, hvis hverken Europa-
Parlamentet eller Rådet har gjort indsigelse inden for en frist på to måneder fra meddelelsen af den
pågældende retsakt til Europa-Parlamentet og Rådet, eller hvis Europa-Parlamentet og Rådet inden
udløbet af denne frist begge har underrettet Kommissionen om, at de ikke agter at gøre indsigelse.
Fristen forlænges med to måneder på Europa-Parlamentets eller Rådets initiativ.
Artikel 21
Udvalgsprocedure
1. Kommissionen bistås af et udvalg. Dette udvalg er et udvalg som omhandlet i forordning (EU) nr.
182/2011.
2. Når der henvises til dette stykke, finder artikel 4 i forordning (EU) nr. 182/2011 anvendelse.
Artikel 22
Rapportering og evaluering
Senest den 31. december 2027 offentliggør Kommissionen en rapport om gennemførelsen af projekter
af fælles interesse og forelægger den for Europa-Parlamentet og Rådet. Denne rapport skal indeholde
en evaluering af:
DA 56 DA
a) de fremskridt, der er gjort med planlægning, udvikling, konstruktion og ibrugtagning af
projekter af fælles interesse, som er udvalgt i henhold til artikel 3, og, hvis det er relevant,
forsinkelser i gennemførelsen og andre opståede vanskeligheder
b) forpligtede og udbetalte EU-midler til projekter af fælles interesse sammenlignet med den
samlede værdi af de støttede projekter af fælles interesse
c) de fremskridt, der er gjort med hensyn til integration af vedvarende energikilder og
reducerede drivhusgasemissioner gennem planlægning, udvikling, konstruktion og
ibrugtagning af projekter af fælles interesse, som er udvalgt i henhold til artikel 3
d) de fremskridt, der er gjort i forbindelse med planlægning, udvikling, konstruktion og
ibrugtagning af offshorenet til vedvarende energi og mulighed for anvendelse af vedvarende
offshoreenergi
e) for så vidt angår el- og brintsektoren: udviklingen af niveauet for sammenkobling mellem
medlemsstaterne, den tilhørende udvikling i energipriserne og antallet af netsystemsvigt, deres
årsager og de dermed forbundne økonomiske omkostninger
f) tilladelsesprocessen og offentlighedens deltagelse, navnlig:
i) den gennemsnitlige og maksimale samlede varighed af tilladelsesprocesser for
projekter af fælles interesse, herunder varigheden af hver fase af proceduren før
indgivelsen af tilladelsen, sammenlignet med fristerne ifølge de første større milepæle,
jf. artikel 10, stk. 5
ii) niveauet af modstand mod projekter af fælles interesse, navnlig antal skriftlige
indsigelser under den offentlige høring og antal retssager
iii) en oversigt over bedste og innovativ praksis med hensyn til involvering af
interessenter samt begrænsning af miljøpåvirkningen under tilladelsesprocesser,
herunder klimatilpasning
iv) effektiviteten af de i artikel 8, stk. 3, omtalte ordninger med hensyn til overholdelse
af tidsfristerne i artikel 10.
g) regulering, navnlig:
i) antal projekter af fælles interesse, som har fået en afgørelse om grænseoverskridende
omkostningsfordeling i henhold til artikel 16
ii) antal og type projekter af fælles interesse, der har modtaget særlige incitamenter i
henhold til artikel 17.
h) denne forordnings effektivitet med hensyn til at bidrage til klima- og energimålene for
2030, og på længere sigt til omstillingen til klimaneutralitet senest i 2050.
Artikel 23
Information og offentlighed
Kommissionen opretter og forvalter en gennemsigtighedsplatform, som er let tilgængelige for
offentligheden via internettet. Platformen ajourføres regelmæssigt med oplysninger fra rapporterne i
artikel 5, stk. 1, og webstedet som omhandlet i artikel 9, stk. 7. Platformen skal indeholde følgende
oplysninger:
a) generelle, ajourførte oplysninger, herunder geografiske oplysninger for hvert projekt af
fælles interesse
DA 57 DA
b) den i artikel 5, stk. 1, omtalte gennemførelsesplan for hvert projekt af fælles interesse, der
er præsenteret på en måde, som gør det muligt at vurdere de fremskridt, der er gjort i
forbindelse med gennemførelse, til enhver tid
c) de vigtigste forventede fordele og omkostningerne for projekterne, undtagen kommercielt
følsomme oplysninger
d) EU-listen
e) de midler, som er tildelt og udbetalt af Unionen til hvert enkelt projekt af fælles interesse.
Artikel 24
Overgangsbestemmelser
Denne forordning berører ikke udstedelse, opretholdelse eller ændring af den finansielle støtte, der ydes
af Kommissionen i henhold til Europa-Parlamentets og rådets forordning (EU) nr. 1316/201347
.
Artikel 25
Ændring til forordning (EF) nr. 715/2009
I forordning (EF) nr. 715/2009 affattes artikel 8, stk. 10, første afsnit, således:
"ENTSO'en for gas vedtager og offentliggør en netudviklingsplan, som dækker hele
Unionen, jf. stk. 3, litra b), hvert andet år. Netudviklingsplanen, som dækker hele Unionen,
omfatter modellering af det integrerede net, herunder brintnet, udvikling af scenarier, en
europæisk prognose om forsyningens tilstrækkelighed og en vurdering af systemets
elasticitet.".
Artikel 26
Ændring til direktiv 2009/73/EF
I artikel 41, stk. 1, i direktiv 2009/73/EF tilføjes som punkt v):
"v) opfylde forpligtelserne i artikel 3, artikel 5, stk. 7, artikel 14, 15, 16 og 17 i [TEN-E-
forordningen som foreslået i COM(2020) 824]".
Artikel 27
Ændring til direktiv (EU) 2019/944
I artikel 59, stk. 1, i direktiv (EU) 2019/ 944 tilføjes som punkt zz):
"zz) opfylde forpligtelserne i artikel 3, artikel 5, stk. 7, artikel 14, 15, 16 og 17 i [TEN-E-
forordningen som foreslået i COM(2020) 824]".
47
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 1316/2013 af 11. december 2013 om oprettelse af Connecting
Europe-faciliteten, om ændring af forordning (EU) nr. 913/2010 og om ophævelse af forordning (EF) nr. 680/2007
og (EF) nr. 67/2010 (EUT L 348 af 20.12.2013, s. 129).
DA 58 DA
Artikel 28
Ændring til forordning (EU) 2019/943
I forordning (EF) 2019/ 943 affattes artikel 48, første afsnit, således:
"Netudviklingsplanen, som dækker hele Unionen, jf. artikel 30, stk. 1, litra b), omfatter
modellering af det integrerede net, herunder udvikling af scenarier og en vurdering af systemets
elasticitet. Den er i fuld overensstemmelse med den europæiske
ressourcetilstrækkelighedsvurdering, som er udarbejdet i henhold til artikel 23.".
Artikel 29
Ændring til forordning (EU) 2019/942
I forordning (EU) 2019/ 942 affattes artikel 11, litra c) og d), således:
"c) opfylde forpligtelserne i artikel 5, artikel 11, stk. 2, artikel 11, stk. 8, artikel 11, stk. 9, artikel
11, stk. 10, artikel 12, 13 og 17, stk. 5, og i bilag III til [TEN-E-forordningen som foreslået i
COM(2020) 824], punkt 12
d) træffe beslutninger om godkendelse af trinvise ændringer i cost-benefit-analysemetoder i
henhold til artikel 11, stk. 6, og om investeringsanmodninger inklusiv grænseoverskridende
omkostningsfordeling i henhold til artikel 16, stk. 6, i [TEN-E-forordningen som foreslået i
COM(2020) 824].".
Artikel 30
Ophævelse
Forordning (EU) nr. 347/2013 ophæves med virkning fra den [1. januar 2022]. Nærværende forordning
medfører ingen rettigheder for de projekter, der er opført i bilagene til forordning (EU) 347/2013.
Artikel 31
Ikrafttræden
Denne forordning træder i kraft på tyvendedagen efter offentliggørelsen i Den Europæiske Unions
Tidende.
Den anvendes fra den [1. januar 2022].
Denne forordning er bindende i alle enkeltheder og gælder umiddelbart i hver medlemsstat.
Udfærdiget i Bruxelles, den […].
På Europa-Parlamentets vegne På Rådets vegne
Formand Formand
[...] [...]
DA 59 DA
DA 60 DA
FINANSIERINGSOVERSIGT — "AGENTURER"
1. FORSLAGETS/INITIATIVETS RAMME
1.1. Forslagets/initiativets betegnelse
Europa-Parlamentets og Rådets forordningsforslag om retningslinjer for den transeuropæiske
energiinfrastruktur og om ophævelse af forordning (EU) nr. 347/2013
1.2. Berørt(e) politikområde(r)
Politikområde: I. Det indre marked, innovation og det digitale område
Aktivitet: 02. Europæiske strategiske investeringer
1.3. Forslaget vedrører
 en ny foranstaltning
 en ny foranstaltning som opfølgning på et pilotprojekt/en forberedende
foranstaltning48
 en forlængelse af en eksisterende foranstaltning
 en sammenlægning af en eller flere foranstaltninger til en anden/en ny foranstaltning
1.4. Mål
1.4.1. Generelle mål
Initiativets generelle mål er at lette den rettidige udvikling af tilstrækkelig energiinfrastruktur i
Unionen og dens tilstødende stater for at gøre det muligt at opfylde Unionens energi- og
klimamål i overensstemmelse med den europæiske grønne pagt, navnlig i forbindelse med
målene for 2030/2050, herunder vedrørende klimaneutralitet, samt markedsintegration,
konkurrenceevne og forsyningssikkerheder med de laveste omkostninger for forbrugere og
virksomheder.
1.4.2. Specifikke mål
Specifikke mål
1) Gøre det muligt at identificere grænseoverskridende projekter og investeringer i hele
Unionen og med dens tilstødende lande, som er nødvendige for opfyldelse af
energiomstillings- og klimamålene
2) Forbedre infrastrukturplanlægning for integration af energisystemet og offshorenet
3) Forkorte tidsfrister for udstedelse af tilladelser til projekter af fælles interesse for at undgå
forsinkelser i projekter, der letter energiomstillingen
4) Sikre passende brug af omkostningsdelingsværktøjer og lovgivningsmæssige incitamenter.
48
Jf. finansforordningens artikel 58, stk. 2, litra a) hhv. b).
DA 61 DA
1.4.3. Forventede resultater og virkninger
Angiv, hvilke virkninger forslaget/initiativet forventes at få for modtagerne/målgruppen.
Specifikt mål nr. 1:
Gennemførelse af projekter af fælles interesse, der støtter opfyldelsen af
klimaneutralitetsmålet ved at give mulighed for RES-integration.
Specifikt mål nr. 2:
Opnå en markant stigning i anvendelsen af vedvarende offshoreenergi.
Specifikt mål nr. 3:
Europæisk tilgang til infrastrukturplanlægning vedrørende brintnet.
Specifikt mål nr. 4:
Reducere forsinkelser i gennemførelse af projekter af fælles interesse.
1.4.4. Resultatindikatorer
Angiv indikatorerne til overvågning af fremskridt og resultater.
Specifikt mål nr. 1:
Antallet og typer af projekter af fælles interesse under de definerede prioriterede
korridorer/temaområder: reduktion af afkortningen af vedvarende energi fordobling af antallet
af intelligente elektricitetsprojekter i forhold til de nuværende niveauer senest i 2026.
Specifikt mål nr. 2:
Antal projekter af fælles interesse: mindst ti projekter af fælles interesse til at støtte
anvendelsen vedvarende offshoreenergi inden 2026.
Specifikt mål nr. 3:
Antal projekter af fælles interesse: mindst fem brintprojekter af fælles interesse senest i 2026.
Specifikt mål nr. 4:
Den gennemsnitlige og maksimale samlede varighed af tilladelsesprocedurer for projekter af
fælles interesse: reducere andelen af projekter af fælles interesse, som er forsinket et givent år
i forhold til den oprindeligt planlagte idriftsættelsesdato.
1.5. Forslagets/initiativets begrundelse
1.5.1. Krav, der skal opfyldes på kort eller lang sigt, herunder en detaljeret tidsplan for
gennemførelse af initiativet
Forordningen om transeuropæiske energinet (TEN-E), som blev vedtaget i 2013, fastsætter
regler for den rettidige udvikling og interoperabilitet af de transeuropæiske energinet med
sigte på at nå de energipolitiske mål i traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde,
nemlig at sikre et velfungerende marked for energi og sikre forsyningssikkerheden i Unionen,
fremme energieffektivitet og energibesparelser, udvikle nye energikilder og energi fra
vedvarende energikilder og fremme sammenkoblingen af energinet. TEN-E-forordningen
indfører en ramme for medlemsstaterne og relevante interessenter med henblik på at
samarbejde i en regional konstellation omkring udvikling af bedre sammenkoblede energinet
med henblik på at forbinde regioner, som i øjeblikket er isoleret fra de europæiske
DA 62 DA
energimarkeder, styrke eksisterende grænseoverskridende sammenkoblinger og hjælpe med at
integrere energi fra vedvarende energikilder.
Som sådan er TEN-E et centralt instrument i forbindelse med udviklingen af et indre
energimarked og nødvendig for at nå den europæiske grønne pagts målsætninger. For at opnå
klimaneutralitet senest i 2050 og større reduktioner af drivhusgasemissionerne senest i 2030
skal Europa have et mere integreret energisystem, der beror på en højere grad af elektrificering
baseret på vedvarende energikilder og dekarbonisering af gassektoren. TEN-E kan sikre, at
Unionens energiinfrastrukturudvikling understøtter den nødvendige energiomstilling.
Selv om målene i den nuværende forordning i vid udstrækning stadig er gyldige, skal deres
fokus på målene for 2020/30 ajourføres efter de nye politiske forhold og
klimaneutralitetsmålet for 2050 i overensstemmelse med den europæiske grønne pagt. Ud
over de nye politiske forhold og mål er den teknologiske udvikling gået stærkt i det seneste
årti. Disse fremskridt bør tages i betragtning i de infrastrukturkategorier, som forordningen
omfatter, udvælgelseskriterierne for projekter af fælles interesse samt de prioriterede
korridorer og temaområderne.
Ud over de opgaver, som allerede er omfattet af dens regi i henhold til ACER-forordningen,
medfører det nuværende initiativ, at ACER får mandat til at varetage yderligere opgaver,
navnlig:
– at udarbejde overordnede retningslinjer med henblik på at definere og styre ENTSO'en for
elektricitet og ENTSO'en for gas i forbindelse med udarbejdelse af deres scenarier
– at godkende trinvise forbedringer af cost-benefit-metoderne, som er udarbejdet af ENTSO'en
for elektricitet og ENTSO'en for gas.
1.5.2. Merværdi ved en indsats fra EU's side (f.eks. koordineringsfordele, retssikkerhed, større
effektivitet eller komplementaritet). For så vidt angår dette punkt skal der ved "merværdien
ved en indsats fra EU's side" forstås merværdien af EU's intervention i forhold til den værdi,
der ellers ville være opnået med medlemsstaternes foranstaltninger på egen hånd.
Begrundelse for en indsats på EU-plan (forudgående)
Energitransmissionsinfrastruktur (herunder et sammenkoblet offshorenet og intelligent
netinfrastruktur) har en europæisk merværdi som følge af dens grænseoverskridende virkning
og er vigtig for at opnå et klimaneutralt energisystem. En ramme for regionalt samarbejde på
tværs af medlemsstater er nødvendig for udvikling af grænseoverskridende energiinfrastruktur.
De enkelte medlemsstaters regler og foranstaltninger er utilstrækkelige til at levere disse
infrastrukturprojekter som helhed.
Forventet merværdi skabt på EU-plan (efterfølgende)
Det indre energimarked er baseret på grænseoverskridende sammenkoblingslinjer, hvis
udvikling kræver samarbejde med to eller flere medlemsstater; gennem samarbejde vil
initiativet støtte en mere omkostningsbesparende og effektiv tilgang til udvikling af en
tilstrækkelig grænseoverskridende infrastruktur og opfyldelse af Unionens klima- og
energimål med de laveste omkostninger for forbrugere og virksomheder.
1.5.3. Erfaringer fra lignende foranstaltninger
Evalueringen af den gældende TEN-E-forordning har vist, at den effektivt har forbedret
integrationen af medlemsstaternes net, stimuleret handel med energi og dermed bidraget til
Unionens konkurrenceevne, som det fremgår af dokumentationen for sammenkoblingsmålene
DA 63 DA
og energipriserne og deres konvergens i hele Unionen. Projekter af fælles interesse inden for
elektricitet og navnlig inden for gas har bidraget betydeligt til forsyningssikkerheden som en
af de vigtigste drivkræfter til udformningen af TEN-E-forordningen. For gas hænger
infrastrukturen nu godt sammen og forsyningssoliditeten er forbedret væsentligt siden 2013.
Regionalt samarbejde i regionale grupper og gennem grænseoverskridende
omkostningsfordeling er en vigtig forudsætning for projektgennemførelse. Men i mange
tilfælde førte den grænseoverskridende omkostningsfordeling ikke til at mindske projektets
finansieringskløft, som tiltænkt. Selv om tidsfrister for udstedelse af tilladelser er forkortet,
er fristerne i nogle tilfælde fortsat lange. Selv om de bagvedliggende årsager hovedsagelig er
relateret til gennemførelse på nationalt plan og ligger uden for TEN-E-forordningens
rækkevidde, er der elementer, som kan forbedres. Finansiel støtte gennem Connecting Europe-
faciliteten var en vigtig faktor, tilskud til undersøgelser hjalp projekter med at mindske risici i
de indledende faser, mens tilskud til anlægsarbejder understøttede projekter for at afhjælpe
centrale flaskehalse, som markedsfinansiering ikke kunne løse i tilstrækkelig grad.
1.5.4. Sammenhæng med den flerårige finansielle ramme og eventuelle synergivirkninger med andre
relevante instrumenter
Initiativet vil bidrage til at opnå klimaneutralitet inden 2050, startende med en reduktion på 55
% af drivhusgasemissioner senest i 2030, hvilket er den vigtigste klimamålsætning i den
europæiske grønne pagt, som er fremlagt af von der Leyen-Kommissionen i december 2019.
Under forudsætning af kriterierne for berettigelse til finansiel støtte via Connecting Europe-
faciliteten til projekter af fælles interesse er opfyldt, bidrager initiativet til nå målene i FFR
2021-2027, herunder med hensyn til klimamainstreaming.
1.5.5. Vurdering af de forskellige tilgængelige finansieringsmuligheder, herunder muligheden for
omfordeling
Den overvejende del af de budgetmæssige virkninger af dette forslag er anført i
finansieringsoversigten til forslaget om en forordning om oprettelsen af Connecting Europe-
faciliteten. Den specifikke budgetmæssige virkning af dette initiativ er begrænset til
ressourcer, der er nødvendige for, at ACER kan opfylde sit supplerende mandat. I
konsekvensanalysen er forskellige modeller blevet vurderet med hensyn til at opfylde målet
om en forbedret infrastrukturplanlægning for energisystemintegration. Den foretrukne løsning
er den mest omkostningsbesparende tilgang.
DA 64 DA
1.6. Forslagets/initiativets varighed og finansielle virkninger
 begrænset varighed
–  Forslaget/initiativet gældende fra [DD/MM]ÅÅÅÅ til [DD/MM]ÅÅÅÅ
–  Finansielle virkninger fra ÅÅÅÅ til ÅÅÅÅ
 ubegrænset varighed
– Iværksættelse med en indkøringsperiode fra ÅÅÅÅ til ÅÅÅÅ
– derefter gennemførelse i fuldt omfang.
1.7. Påtænkt(e) forvaltningsmetode(r)49
 Direkte forvaltning ved Kommissionen via
–  gennemførelsesorganer
 Delt forvaltning i samarbejde med medlemsstaterne
 Indirekte forvaltning ved at overlade budgetgennemførelsesopgaver til:
 internationale organisationer og deres organer (angives nærmere)
 Den Europæiske Investeringsbank og Den Europæiske Investeringsfond
 de organer, der er omhandlet i artikel 70 og 71
 offentligretlige organer
 privatretlige organer, der har fået overdraget offentlige samfundsopgaver, forudsat at de
stiller tilstrækkelige finansielle garantier
 privatretlige organer, undergivet lovgivningen i en medlemsstat, som har fået overdraget
gennemførelsen af et offentlig-privat partnerskab, og som stiller tilstrækkelige finansielle
garantier
 personer, der har fået overdraget gennemførelsen af specifikke aktioner i den fælles
udenrigs- og sikkerhedspolitik i henhold til afsnit V i traktaten om Den Europæiske Union, og
som er udpeget i den relevante basisretsakt.
Input
ikke relevant
49
Forklaringer vedrørende forvaltningsmetoder og henvisninger til finansforordningen findes på webstedet
BudgWeb: https://myintracomm.ec.europa.eu/budgweb/EN/man/budgmanag/Pages/budgmanag.aspx.
DA 65 DA
2. FORVALTNINGSFORANSTALTNINGER
2.1. Bestemmelser om kontrol og rapportering
Angiv hyppighed og betingelser.
De regelmæssige overvågnings- og rapporteringsprocedurer inden for de nugældende rammer
i TEN-E-forordningen er bibeholdt, såsom rapporten fra ACER til de regionale grupper.
Derudover offentliggør ACER alle resultaterne af deres opgaver på deres websted.
Den overvejende del af de budgetmæssige virkninger af dette forslag er anført i
finansieringsoversigten til forslaget om en forordning om oprettelsen af Connecting Europe-
faciliteten. Under den foreslåede forordning om Connecting Europe-faciliteten vil der blive
indført en revideret resultatramme med henblik på at undersøge, om programmets mål er nået,
og om det bidrager til at virkeliggøre Unionens politikmål. Inden for energi vil indikatorer til
overvågning af fremskridtene i gennemførelsen af programmet navnlig omhandle bidrag til
markedernes sammenkobling og integration, energiforsyningssikkerhed og bæredygtig
udvikling gennem fremme af dekarbonisering ved at opnå større markedsgennemtrængning for
vedvarende energikilder i energisystemerne samt bidrag til grænseoverskridende samarbejde
inden for vedvarende energi.
De yderligere opgaver, der skal løses af ACER vil bidrage til at sikre, at målene for initiativet
bliver opfyldt, navnlig forbedret infrastrukturplanlægning for energisystemintegration og
identificeringen af grænseoverskridende projekter og investeringer i hele Unionen og med
dens tilstødende lande, som er nødvendige for opfyldelse af energiomstillings- og
klimamålene.
Ud over at de specifikke overvågnings- og rapporteringsprocedurer i TEN-E-forordningen er
bibeholdt, arbejder alle EU-organer inden for rammerne af et strengt overvågningssystem med
deltagelse af en intern revisionsfunktion, Kommissionens interne revisionstjeneste, ACER's
bestyrelse, Revisionsretten og budgetmyndigheden. Dette system blev indført med
forordningen om oprettelse af ACER i 2009 og vil fortsat finde anvendelse.
2.2. Forvaltnings- og kontrolsystem(er)
2.2.1. Begrundelse for forvaltningsmetode(r), gennemførelsesmekanisme(r) for finansieringen,
betalingsmetoder samt foreslået kontrolstrategi
Den overvejende del af de budgetmæssige virkninger af dette forslag er anført i
finansieringsoversigten til forslaget om en forordning om oprettelsen af Connecting Europe-
faciliteten. Tildelingen af yderligere opgaver til ACER kræver imidlertid ekstra ressourcer,
svarende til 1 fuldtidsækvivalent. Dette er begrundet i det arbejde, der kræves for at udarbejde
overordnede retningslinjer med henblik på at definere og styre ENTSO'en for elektricitet og
ENTSO'en for gas i forbindelse med udarbejdelse af deres scenarier og vurdering af trinvise
forbedringer af de cost-benefit-metoder, der er udarbejdet af ENTSO'en for elektricitet og
ENTSO'en for gas. Disse opgaver kræver specifik ekspertise, der skal opbygges og
vedligeholdes i ACER.
2.2.2. Oplysninger om de udpegede risici og det/de interne kontrolsystem(er), der etableres for at
afbøde dem
De risici, der er identificeret for de foretagne udgifter via Connecting Europe-faciliteten, og de
dertilhørende risikobegrænsende kontrolforanstaltninger er anført i finansieringsoversigten til
Europa-Parlaments og Rådets forslag om oprettelsen af Connecting Europe-faciliteten og om
DA 66 DA
ophævelse af forordning (EU) nr. 1316/2013 og nr. 283/2014.
Der blev ikke identificeret nogen specifik risiko med hensyn til de supplerende opgaver,
ACER har fået tildelt. De supplerende ressourcer, ACER har fået stillet til rådighed vil være
omfattet af ACER's interne kontrolsystem, som er tilpasset til de relevante internationale
standarder og omfatter specifikke kontroller for at forhindre interessekonflikter og sikre
beskyttelse af whistleblowere.
2.2.3. Vurdering af og begrundelse for kontrolforanstaltningernes omkostningseffektivitet (forholdet
mellem kontrolomkostningerne og værdien af de forvaltede midler) samt vurdering af den
forventede risiko for fejl (ved betaling og ved afslutning)
Undersøgelsen af kontroludgifterne og risikoen for fejl i forbindelse med de foretagne udgifter
via Connecting Europe-faciliteten er anført i finansieringsoversigten til forslaget om en
forordning om oprettelsen af Connecting Europe-faciliteten.
GD ENER fører fortsat tæt tilsyn med ACER's aktiviteter. Kontrolomkostningerne til de
supplerende opgaver, ACER har fået tildelt, vil blive vurderet i forhold til Agenturets
risikoprofil og behovet for overvågning af og tilsyn med Agenturets aktiviteter. Det
begrænsede omfang af disse supplerende aktiviteter bør dog ikke i væsentlig grad påvirke
omkostningerne til kontrol med Agenturet. I løbet af de sidste fem år (2015-2019) har
omkostningerne til kontrol med ACER i forhold til det beløb, som Unionens bidrag udgør,
ligget på et forholdsvis stabilt niveau, i størrelsesordenen 1,2 % til 2 %.
Eftersom den budgetmæssige virkning er begrænset til tilvejebringelse af supplerende
ressourcer, forventes risikoen for fejl fortsat at ligge under grænseværdien på 2 % af de
samlede udgifter i programmets samlede levetid.
DA 67 DA
2.3. Foranstaltninger til forebyggelse af svig og uregelmæssigheder
Angiv eksisterende eller påtænkte forebyggelses- og beskyttelsesforanstaltninger., f.eks. fra strategien til
bekæmpelse af svig.
Kommissionen vil sikre, at der iværksættes passende foranstaltninger for at sikre, at når
aktionerne gennemføres, beskyttes EU's finansielle interesser ved brug af foranstaltninger, der
forebygger svig, korruption og andre ulovlige aktiviteter.
GD ENER opretholder en specifik strategi til bekæmpelse af svig for GD ENER, som vil blive
opdateret ved udgangen af 2020, som følger revisionen af Kommissionens strategi for
bekæmpelse af svig fra april 2019 (COM(2019) 196).
De foranstaltninger, der er truffet for at forhindre svig og uregelmæssigheder i forbindelse
med projekter finansieret af Connecting Europe-faciliteten er anført i finansieringsoversigten
til forslaget om en forordning om oprettelsen af Connecting Europe-faciliteten.
ACER reviderede sin strategi til bekæmpelse af svig på baggrund af en vurdering af de risici
for svig, Agenturet kunne blive udsat for i forbindelse med opfyldelse af dets mandat. ACER
samarbejder med Kommissionens tjenestegrene omkring forebyggelse og bekæmpelse af svig
og uregelmæssigheder. Kommissionen vil sikre, at dette samarbejde fortsætter og styrkes.
Derudover vedtog ACER i 2018 retningslinjer for håndtering af interessekonflikter.
Bestemmelser vedrørende beskyttelse af EU's finansielle interesser er omfattet af artikel 26 i
forslaget om en forordning om oprettelsen af Connecting Europe-faciliteten.
3. FORSLAGETS/INITIATIVETS ANSLÅEDE FINANSIELLE VIRKNINGER
3.1. Berørt(e) udgiftspost(er) på budgettet og udgiftsområde(r) i den flerårige finansielle
ramme
 Eksisterende udgiftsposter på budgettet
I samme rækkefølge som udgiftsområderne i den flerårige finansielle ramme og
budgetposterne.
Udgiftsomr
åde i den
flerårige
finansielle
ramme
Budgetpost
Type of
Udgiftens
art
Bidrag
Nummer
OB/IOB50
fra
EFTA-
lande51
fra
kandidatlan
de52
fra
tredjeland
e
iht.
finansforordningens
artikel 21, stk. 2,
litra b)
I. Det indre
marked,
innovation
og det
digitale
område
02 10 06 ACER
OB JA NEJ NEJ NEJ
 Nye budgetposter, som der er søgt om.
50
OB = opdelte bevillinger/IOB = ikke-opdelte bevillinger.
51
EFTA: Den Europæiske Frihandelssammenslutning.
52
Kandidatlande og, efter omstændighederne, potentielle kandidatlande på Vestbalkan.
DA 68 DA
I samme rækkefølge som udgiftsområderne i den flerårige finansielle ramme og
budgetposterne.
Udgiftsomr
åde i den
flerårige
finansielle
ramme
Budgetpost
Type of
Udgiftens
art
Bidrag
Nummer
OB/IOB
fra
EFTA-
lande
fra
kandidatlan
de
fra
tredjeland
e
iht.
finansforordningens
artikel 21, stk. 2,
litra b)
[XX.YY.YY.YY]
JA/NEJ JA/NEJ JA/NEJ JA/NEJ
DA 69 D
3.2. Anslåede virkninger for udgifterne
3.2.1. Resumé af de anslåede virkninger for udgifterne
i mio. EUR (tre decimaler)
Udgiftsområde i den flerårige finansielle
ramme
Nummer Udgiftsområde 1A
ACER (kun nye opgaver) 2022 2023 2024 2025 2026 2027 I ALT
Budgetafsnit 1
Forpligtelser (1) 0,077 0,156 0,159 0,162 0,166 0,169 0,889
Betalinger (2) 0,077 0,156 0,159 0,162 0,166 0,169 0,889
Budgetafsnit 2
Forpligtelser (1a)
Betalinger (2a)
Budgetafsnit 3 Forpligtelser (3a)
Betalinger (3b)
Bevillinger I ALT
for ACER
Forpligtelser
=1+1a
+3a 0,077 0,156 0,159 0,162 0,166 0,169 0,889
Betalinger
=2+2a
+3b
0,077 0,156 0,159 0,162 0,166 0,169 0,889
DA 70 D
Udgiftsområde i den flerårige finansielle
ramme
5. "Administration"
i mio. EUR (tre decimaler)
2022 2023 2024 2025 2026 2027 I ALT
GD: ENER kun tilsyn med nye opgaver
 Menneskelige ressourcer 0 0 0 0 0 0 0
 Andre administrationsudgifter 0 0 0 0 0 0 0
I ALT GD ENER Bevillinger 0 0 0 0 0 0 0
Bevillinger I ALT
Under UDGIFTSOMRÅDE 5
i den flerårige finansielle ramme
(Forpligtelser i alt =
betalinger i alt)
0 0 0 0 0 0 0
i mio. EUR (tre decimaler)
2022 2023 2024 2025 2026 2027 I ALT
Bevillinger I ALT
Under UDGIFTSOMRÅDE 1 til 5
i den flerårige finansielle ramme
Forpligtelser 0,077 0,156 0,159 0,162 0,166 0,169 0,889
Betalinger 0,077 0,156 0,159 0,162 0,166 0,169 0,889
DA 71 DA
3.2.2. Anslåede virkninger for [organet]s bevillinger
–  Forslaget/initiativet medfører ikke anvendelse af aktionsbevillinger
–  Forslaget/initiativet medfører anvendelse af aktionsbevillinger som anført herunder:
Forpligtelsesbevillinger i mio. EUR (tre decimaler)
Der angives
mål og
resultater

Year
N
Year
N+1
Year
N+2
Year
N+3
Der indsættes flere år, hvis virkningerne varer
længere (jf. punkt 1.6)
I ALT
RESULTATER
Type53
Result
aterne
s
gnsntl
.
omkos
tninge
r
Antal
Omko
stning
er
Antal
Omko
stning
er
Antal
Omko
stning
er
Antal
Omko
stning
er
Antal
Omk
ostni
nger
Antal
Omko
stning
er
Antal
Omko
stning
er
Antal
resulta
ter i
alt
Omkostn
inger i
alt
SPECIFIKT MÅL NR. 154
...
– Resultat
– Resultat
– Resultat
Subtotal for specifikt mål nr. 1
SPECIFIKT MÅL NR. 2
– Resultat
Subtotal for specifikt mål nr. 2
OMKOSTNINGER I ALT
53
Resultater er de produkter og tjenesteydelser, der skal leveres (f.eks. antal finansierede studenterudvekslinger, antal km bygget vej osv.).
54
Som beskrevet i punkt 1.4.2. Specifikke mål
DA 72 DA
3.2.3. Anslåede virkninger for ACER's menneskelige ressourcer
3.2.3.1. Resumé
–  Forslaget/initiativet medfører ikke anvendelse af administrationsbevillinger
–  Forslaget/initiativet medfører anvendelse af administrationsbevillinger som
anført herunder:
mio. EUR (tre decimaler)
2022 2023 2024 2025 2026 2027. I ALT
Midlertidigt ansatte
(AD)*
0,077 0,156 0,159 0,162 0,166 0,169 0,889
Midlertidigt ansatte
(AST)
Kontraktansatte
Udstationerede
nationale eksperter
I ALT 0,077 0,156 0,159 0,162 0,166 0,169 0,889
* baseret på gnsntl. omkostninger på 150 000 EUR til midlertidigt ansatte (AD) og en årlig
inflation på 2 %
Personalebehov (i årsværk):
2022 2023 2024 2025 2026 2027 I ALT
Midlertidigt ansatte
(AD)
1 1 1 1 1 1
Midlertidigt ansatte
(AST)
Kontraktansatte
Udstationerede
nationale eksperter
I ALT 1 1 1 1 1 1
Rekrutteringen er planlagt i anden halvdel af 2022, med henblik på at forberede
gennemførelsen af forordningen. Vedtagelsen vil om muligt ske medio 2022. Derfor opføres
kun 50 % af de gennemsnitlige udgifter for 2022.
DA 73 DA
Modregningen af det ansøgte budget til dækning af stigningen i HR-ressourcer i ACER vil
blive foretaget ved at foretage en reduktion med samme beløb i budgettet for
energiprogrammet for Connecting Europe-faciliteten inden for samme udgiftsområde.
DA 74 DA
3.2.3.2. Anslået behov for menneskelige ressourcer i det overordnede generaldirektorat
–  Forslaget/initiativet medfører ikke anvendelse af menneskelige ressourcer.
–  Forslaget/initiativet medfører anvendelse af menneskelige ressourcer som
anført herunder:
Overslag angives i hele enheder (eller højst med en decimal)
År
N
År
N+1
År
N+2
År N+3
Der indsættes flere år, hvis
virkningerne varer længere
(jf. punkt 1.6)
Stillinger i stillingsfortegnelsen
(tjenestemænd og midlertidigt ansatte)
XX 01 01 01 (i hovedsædet og i
Kommissionens
repræsentationskontorer)
XX 01 01 02 (delegationer)
XX 01 05 01 (indirekte forskning)
10 01 05 01 (direkte forskning)
 Eksternt personale (i årsværk: FTÆ)55
XX 01 02 01 (KA, UNE, V under
den samlede bevillingsramme)
XX 01 02 02 (KA, LA, UNE, V og
JMD i delegationerne)
XX 01 04
åå56
– i
hovedsædet57
– i delegationer
XX 01 05 02 (KA, UNE, V –
indirekte forskning)
10 01 05 02 (KA, UNE, V – direkte
forskning)
Andre budgetposter (skal angives)
I ALT
XX angiver det berørte politikområde eller budgetafsnit.
Forslaget kræver ikke yderligere menneskelige ressourcer i GD. Gennemførelsen og
overvågningen af forslaget forestås af personale, som allerede er afsat til TEN-E-politikken i
GD ENER.
55
KA = kontraktansatte, LA = lokalt ansatte UNE = udstationerede nationale eksperter V = vikarer JMD
= juniormedarbejdere i delegationerne.
56
Delloft for eksternt personale under aktionsbevillingerne (tidligere BA-poster).
57
Angår især strukturfondene, Den Europæiske Landbrugsfond for Udvikling af Landdistrikterne
(ELFUL) og Den Europæiske Fiskerifond (EFF).
DA 75 DA
Personalebehovet vil blive dækket ved hjælp af det personale, som generaldirektoratet
allerede har afsat til aktionen, og/eller interne rokader i generaldirektoratet, eventuelt
suppleret med yderligere bevillinger, som tildeles det ansvarlige generaldirektorat i
forbindelse med den årlige tildelingsprocedure under hensyntagen til de budgetmæssige
begrænsninger.
Opgavebeskrivelse:
Tjenestemænd og midlertidigt ansatte
Eksternt personale
Beskrivelse af omkostningsberegning for fuldtidsækvivalenter bør indgå i bilag V, afsnit 3.
DA 76 DA
3.2.4. Forenelighed med indeværende flerårige finansielle ramme
–  Forslaget/initiativet er foreneligt med indeværende flerårige finansielle ramme
–  Forslaget/initiativet kræver omlægning af det relevante udgiftsområde i den
flerårige finansielle ramme.
Der redegøres for omlægningen med angivelse af de berørte budgetposter og beløbenes størrelse.
ikke relevant
–  Forslaget/initiativet kræver, at fleksibilitetsinstrumentet anvendes, eller at den
flerårige finansielle ramme revideres58
.
Der redegøres for behovet med angivelse af de berørte udgiftsområder og beløbenes størrelse.
ikke relevant
3.2.5. Tredjemands bidrag til finansieringen
– Forslaget/initiativet indeholder ikke bestemmelser om samfinansiering med
tredjemand.
– Forslaget/initiativet indeholder bestemmelser om samfinansiering, jf. følgende
overslag:
mio. EUR (tre decimaler)
Year
N
Year
N+1
Year
N+2
Year
N+3
Der indsættes flere år, hvis
virkningerne varer længere (jf.
punkt 1.6)
I alt
Organ, som deltager i
samfinansieringen
(angives)
Samfinansierede
bevillinger I ALT
58
Jf. artikel 11 og 17 i Rådets forordning (Unionen, Euratom) nr. 1311/2013 om fastlæggelse af den
flerårige finansielle ramme for årene 2014- 2020.
DA 77 DA
3.3. Anslåede virkninger for indtægterne
–  Forslaget/initiativet har ingen finansielle virkninger for indtægterne.
–  Forslaget/initiativet har følgende finansielle virkninger:
 for egne indtægter
 for andre indtægter
 Angiv, om indtægterne er formålsbestemte
mio. EUR (tre decimaler)
Indtægtspost på budgettet:
Bevillinger til
rådighed i
indeværende
regnskabsår
Forslagets/initiativets virkninger59
Year
N
Year
N+1
Year
N+2
Year
N+3
Der indsættes flere år, hvis virkningerne
varer længere (jf. punkt 1.6)
Artikel ………….
For diverse indtægter, der er formålsbestemte, angives det, hvilke af budgettets udgiftsposter der
påvirkes.
Det oplyses, hvilken metode der er benyttet til at beregne virkningerne for indtægterne.
59
Med hensyn til EU's traditionelle egne indtægter (told og sukkerafgifter) opgives beløbene netto, dvs.
bruttobeløb, hvorfra der er trukket opkrævningsomkostninger på 20 %.


DA DA
EUROPA-
KOMMISSIONEN
Bruxelles, den 15.12.2020
COM(2020) 824 final
ANNEXES 1 to 6
BILAG
til
Forslag til
EUROPA-PARLAMENTETS OG RÅDETS FORORDNING
om retningslinjer for den transeuropæiske energiinfrastruktur og om ophævelse af
forordning (EU) nr. 347/2013
{SEC(2020) 431 final} - {SWD(2020) 346 final} - {SWD(2020) 347 final}
Europaudvalget 2020
KOM (2020) 0824
Offentligt
DA 1 DA
BILAG I
PRIORITEREDE ENERGIINFRASTRUKTURKORRIDORER OG -OMRÅDER
1. PRIORITEREDE ELKORRIDORER
1) Nord-syd elsammenkoblinger i Vesteuropa ("NSI vest elektricitet"): sammenkoblinger
mellem medlemsstaterne i regionen og med Middelhavsområdet, herunder Den Iberiske
Halvø, navnlig for at integrere elektricitet fra vedvarende energikilder og styrke de interne
netinfrastrukturer for at fremme markedsintegration i regionen.
Berørte medlemsstater: Belgien, Frankrig, Irland, Italien, Luxembourg, Nederlandene, Malta,
Portugal, Spanien, Tyskland og Østrig.
2) Nord-syd elsammenkoblinger i det centrale Øst- og Sydøsteuropa ("NSI øst elektricitet"):
sammenkoblinger og interne linjer i nord-sydgående og øst-vestgående retning for at fuldføre
det indre marked og integrere elproduktion fra vedvarende energikilder.
Berørte medlemsstater: Bulgarien, Cypern, Grækenland, Italien, Kroatien, Polen, Rumænien,
Slovakiet, Slovenien, Den Tjekkiske Republik, Tyskland, Ungarn og Østrig.
3) Sammenkoblingsplan for elektricitet på det baltiske energimarked ("BEMIP elektricitet"):
sammenkoblinger mellem medlemsstaterne og interne linjer i Østersøområdet for at fremme
markedsintegration og samtidig integrere voksende andele af vedvarende energi i regionen.
Berørte medlemsstater: Danmark, Estland, Finland, Letland, Litauen, Polen, Sverige og
Tyskland.
2. PRIORITEREDE KORRIDORER FOR OFFSHOREELNETTET
4) Offshoreelnettet i de nordlige have ("NSOG"): udvikling af et integreret offshoreelnet og
de dermed forbundne sammenkoblinger i Nordsøen, Det Irske Hav, Den Engelske Kanal og
de omkringliggende farvande for at transportere elektricitet fra vedvarende
offshoreenergikilder til forbrugscentre og lagre og øge udveksling af el på tværs af
landegrænser.
Berørte medlemsstater: Belgien, Danmark, Frankrig, Irland, Luxemburg, Nederlandene,
Sverige og Tyskland.
5) Sammenkoblingsplan for offshoreelnettet på det baltiske energimarked ("BEMIP
offshore"): udvikling af et integreret offshoreelnet og de dermed forbundne sammenkoblinger
i Østersøen og de omkringliggende farvande for at transportere elektricitet fra vedvarende
offshore-energikilder til forbrugscentre og lagre og øge udveksling af el på tværs af
landegrænser.
Berørte medlemsstater: Danmark, Estland, Finland, Letland, Litauen, Polen, Sverige og
Tyskland.
6) Offshoreelnettet i syd og øst: udvikling af et integreret offshoreelnet og de dermed
forbundne sammenkoblinger i Middelhavet, Sortehavet og de omkringliggende farvande for at
transportere elektricitet fra vedvarende offshore-energikilder til forbrugscentre og lagre og
øge udveksling af el på tværs af landegrænser.
Berørte medlemsstater: Bulgarien, Cypern, Frankrig, Grækenland, Italien, Kroatien, Malta,
Rumænien, Slovenien og Spanien.
7) Offshoreelnettet i Sydvesteuropa: udvikling af et integreret offshoreelnet og de dermed
forbundne sammenkoblinger i Det Nordlige Atlanterhav for at transportere elektricitet fra
DA 2 DA
vedvarende offshore-energikilder til forbrugscentre og lagre og øge udveksling af el på tværs
af landegrænser.
Berørte medlemsstater: Frankrig, Irland, Portugal og Spanien.
3. PRIORITEREDE KORRIDORER FOR BRINT OG ELEKTROLYSATORER
8) Brintsammenkoblinger i Vesteuropa ("HI vest"): brintinfrastruktur, der skaber de
nødvendige forudsætninger for etableringen af en integreret brintrygrad, som forbinder
landene i regionen og imødekommer deres specifikke infrastrukturbehov for brint for at
understøtte etableringen af et EU-dækkende brintransportnet.
Elektrolysatorer: støtte til gennemførelse af el-til-gas-applikationer, der sigter mod at
nedbringe drivhusgasser og bidrager til sikker, effektiv og pålidelig systemdrift og intelligent
integration af energisystemet. Berørte medlemsstater: Belgien, Danmark, Frankrig, Irland,
Italien, Luxembourg, Malta, Nederlandene, Portugal, Spanien, Tyskland og Østrig.
9) Brintsammenkoblinger i det centrale Øst- og Sydøsteuropa ("HI øst"): brintinfrastruktur,
der skaber de nødvendige forudsætninger for etableringen af en integreret brintrygrad, som
forbinder landene i regionen og imødekommer deres specifikke infrastrukturbehov for brint
for at understøtte etableringen af et EU-dækkende brintransportnet.
Elektrolysatorer: støtte til gennemførelse af el-til-gas-applikationer, der sigter mod at
nedbringe drivhusgasser og bidrager til sikker, effektiv og pålidelig systemdrift og intelligent
integration af energisystemet. Berørte medlemsstater: Bulgarien, Cypern, Grækenland,
Kroatien, Italien, Polen, Rumænien, Slovakiet, Slovenien, Den Tjekkiske Republik, Tyskland,
Ungarn og Østrig.
10) Sammenkoblingsplan for brint på det baltiske energimarked ("BEMIP elektricitet"):
brintinfrastruktur, der skaber de nødvendige forudsætninger for etableringen af en integreret
brintrygrad, som forbinder landene i regionen og imødekommer deres specifikke
infrastrukturbehov for brint for at understøtte etableringen af et EU-dækkende
brintransportnet.
Elektrolysatorer: støtte til gennemførelse af el-til-gas-applikationer, der sigter mod at
nedbringe drivhusgasser og bidrager til sikker, effektiv og pålidelig systemdrift og intelligent
integration af energisystemet. Berørte medlemsstater: Danmark, Estland, Finland, Letland,
Litauen, Polen, Sverige og Tyskland.
4. PRIORITEREDE TEMATISKE OMRÅDER
11) Etablering af intelligente elnet: indførelse af intelligente forsyningsnetteknologier i
Unionen med sigte på en effektiv integration af alle elnetbrugeres adfærd og handlinger,
herunder også produktionen af store mængder elektricitet fra vedvarende energikilder eller
distribuerede energiressourcer og brugernes efterspørgselsreaktion.
Berørte medlemsstater: alle.
12) Grænseoverskridende kuldioxidnet: udvikling af kuldioxidtransportinfrastruktur mellem
medlemsstaterne og med tilgrænsende tredjelande med henblik på indførelse af CO2-
opsamling og -lagring.
Berørte medlemsstater: alle.
13) Intelligente gasnet: indførelse af intelligente gasnetteknologier i hele Unionen med sigte
på en effektiv integration af forskellige vedvarende og kulstoffattige gaskilder i gasnettet,
støtte til anvendelsen af innovative løsninger til netforvaltning og fremme af integration af
intelligente energisektorer og fleksibelt elforbrug.
DA 3 DA
Berørte medlemsstater: alle.
DA 4 DA
BILAG II
ENERGIINFRASTRUKTURKATEGORIER
Følgende energiinfrastrukturkategorier skal udvikles med henblik på at gennemføre de
prioriterede energiinfrastrukturer, der er anført i bilag I:
1) Elektricitet:
a) luftledninger til højspændingstransmission, såfremt de er konstrueret til en
spænding på mindst 220 kV, og nedgravede og undersøiske
transmissionsledninger, såfremt de er konstrueret til en spænding på mindst
150 kV
b) faciliteter til oplagring af elektricitet, der anvendes til permanent eller
midlertidig oplagring i infrastruktur over eller under jorden eller i geologiske
formationer, forudsat at der er en direkte forbindelse til
højspændingstransmissionslinjer konstrueret til en spænding på mindst 110 kV
c) alt udstyr eller anlæg, der er væsentlige for systemer, der er angivet i litra a)
og b), med henblik på sikkerhed, sikring og effektiv drift, herunder
beskyttelses-, overvågnings- og kontrolsystemer på alle spændingsniveauer og
transformerstationer
d) systemer og komponenter, der integrerer IKT gennem operationelle digitale
platforme, kontrolsystemer og sensorteknologier både på transmissions- og
distributionsniveau (mellemspænding), der sigter mod et mere effektivt og
intelligent elnet til transmission og distribution, øget kapacitet til at integrere
nye former for produktion, lagring og forbrug og fremme af nye
forretningsmodeller og markedsstrukturer
e) udstyr eller alle anlæg med dobbelt funktion, der falder ind under kategorien
som omhandlet i litra a): sammenkobling og transmission af vedvarende
offshoreelektricitet fra offshore produktionsanlæg til to eller flere lande samt
alt udstyr eller anlæg tæt på kysten, der er nødvendige for sikkerhed, sikring og
effektiv drift, herunder beskyttelses-, overvågnings- og kontrolsystemer og
nødvendige transformerstationer, hvis de også sikrer interoperabilitet mellem
teknologier, bl.a. grænsefladekompatibilitet mellem forskellige teknologier
(''offshorenet til vedvarende energi'').
2) Intelligente gasnet:
a) følgende udstyr eller anlæg, der har til formål at skabe de nødvendige
forudsætninger for og fremmer integrationen af vedvarende og kulstoffattige
gasser (herunder biometan eller brint) i nettet: digitale systemer og
komponenter, der integrerer IKT, kontrolsystemer og sensorteknologier for at
skabe de nødvendige forudsætninger for interaktiv og intelligent overvågning,
måling, kvalitetskontrol og forvaltning af produktion, transmission,
distribution og forbrug af gas inden for et gasnet. Desuden kan sådanne
projekter også omfatte udstyr, der gør det muligt at vende strømmene fra
distributions- til transmissionsniveau og foretage relaterede nødvendige
opgraderinger af det eksisterende net.
DA 5 DA
3) Brint:
a) transmissionsrørledninger til transport af brint, der giver adgang til flere
netbrugere på et gennemsigtigt og ikke-diskriminerende grundlag, som
hovedsageligt består af højtryksrørledninger til brint, dog ikke rørledninger til
lokal distribution af brint
b) underjordiske oplagringsfaciliteter, som er forbundet med de
højtryksrørledninger, der er omhandlet i litra a)
c) modtagelses-, oplagrings-, forgasnings- eller trykfaldsfaciliteter for flydende
brint eller brint bundet til andre kemiske stoffer med det formål at tilføre brint
til nettet
d) alt udstyr eller alle anlæg, der er afgørende for brintsystemets sikkerhed,
sikring og effektive drift, eller som skaber de nødvendige forudsætninger for
tovejskapacitet, herunder kompressorstationer.
Alle de aktiver, der er anført i litra a), b), c) og d), kan være nyopførte aktiver
eller aktiver konverteret fra naturgas dedikeret til brint eller en kombination af
de to.
4) Elektrolysatorfaciliteter:
a) elektrolysatorer: i) der mindst har en kapacitet på 100 MW, ii) hvis
produktion overholder kravene til besparelser på drivhusgasemissioner i
livscyklus på 70 % i forhold til en værdi for fossile brændstoffer på 94 g
CO2e/MJ som anført i artikel 25, stk. 2, og bilag V i Europa-Parlamentets og
Rådets direktiv (EU) 2018/20011
. Besparelser på drivhusgasemissioner i
livscyklus beregnes ved hjælp af den metode, der er omhandlet i artikel 28, stk.
5, i direktiv (EU) 2018/2001 eller alternativt ved hjælp af ISO 14067 eller ISO
14064-1. Kvantificerede besparelser på drivhusgasemissioner i livscyklus
verificeres i overensstemmelse med artikel 30 i direktiv (EU) 2018/2001, hvor
det er relevant, eller af en uafhængig tredjepart, og iii) der også har en
netrelateret funktion
b) tilhørende udstyr.
5) Kuldioxid:
a) dedikerede rørledninger, dog ikke opstrømsrørledningsnet, der anvendes til
transport af kuldioxid fra mere end én kilde, dvs. industrianlæg (herunder
kraftværker), der producerer kuldioxidgas fra forbrænding eller andre kemiske
reaktioner med fossile og ikke-fossile kulstofholdige forbindelser, med henblik
på permanent geologisk lagring af kuldioxid i overensstemmelse med Europa-
Parlamentets og Rådets direktiv 2009/31/EF2
b) anlæg til kompression og bufferlagring af kuldioxid med henblik på videre
transport. Dette omfatter ikke infrastruktur i en geologisk formation, der
1
EUT L 328 af 21.12.2018, s. 82.
2
EUT L 140 af 5.6.2009, s. 114.
DA 6 DA
anvendes til geologisk lagring af kuldioxid i henhold til direktiv 2009/31/EF,
samt tilhørende anlæg på jordoverfladen og injektionsanlæg
c) alt udstyr eller anlæg, der er væsentlige for, at det pågældende system kan
fungere tilfredsstillende, sikkert og effektivt, herunder beskyttelses-,
overvågnings- og kontrolsystemer.
DA 7 DA
BILAG III
REGIONALE LISTER OVER PROJEKTER AF FÆLLES INTERESSE
1. REGLER FOR GRUPPER
1) Med hensyn til energiinfrastruktur, der falder ind under de nationale tilsynsmyndigheders
kompetence, skal hver gruppe sammensættes af repræsentanter for medlemsstaterne, de
nationale tilsynsmyndigheder, transmissionssystemoperatører samt Kommissionen, agenturet
og ENTSO'en for elektricitet eller ENTSO'en for gas, alt efter hvad der er relevant.
For de andre energiinfrastrukturkategorier skal hver gruppe bestå af repræsentanter for
medlemsstaterne, projektiværksættere, som de relevante prioriteter angivet i bilag I vedrører,
og Kommissionen.
2) Afhængigt af antallet af projektforslag til EU-listen, mangler i den regionale infrastruktur
og markedsudviklinger kan grupperne og beslutningstagende organer i gruppen efter behov
opdele sig, fusionere eller mødes i forskellige sammensætninger for at drøfte sager, der er
fælles for alle grupper eller kun vedrører bestemte regioner. Sådanne forhold kan omfatte
emner relevante for tværregional sammenhæng eller antallet af foreslåede projekter, der er
medtaget i udkastet til regionale lister, som risikerer at blive umulige at håndtere.
3) Hver gruppe tilrettelægger sit arbejde i overensstemmelse med regionalt samarbejde i
henhold til artikel 61 i direktiv (EU) 2019/944, artikel 7 i direktiv 2009/73/EF, artikel 34 i
forordning (EU) 2019/943 og artikel 12 i forordning (EF) nr. 715/2009 og andre eksisterende
regionale samarbejdsstrukturer.
4) Alt efter hvad der er relevant med henblik på gennemførelse af den i bilag I angivne
relevante prioritet, skal hver gruppe invitere iværksættere af projekter, der potentielt kan
komme i betragtning som projekter af fælles interesse, samt repræsentanter for nationale
administrationer, regulerende myndigheder og transmissionssystemoperatører fra tredjelande.
Afgørelsen om at invitere repræsentanter fra tredjelande skal baseres på konsensus.
5) Når det er relevant, skal hver gruppe invitere de organisationer, der repræsenterer relevante
interessenter — og, hvor det skønnes passende, interessenterne direkte — herunder
producenter, distributionssystemoperatører, leverandører, forbrugere og organisationer til
miljøbeskyttelse. Gruppen kan iværksætte høringer eller konsultationer, hvor det er relevant
for udførelsen af dens opgaver.
6) På en platform, der er tilgængelig for interessenter, skal Kommissionen i forbindelse med
gruppemøderne offentliggøre de interne regler, en ajourført liste over medlemsorganisationer,
regelmæssigt ajourførte oplysninger om arbejdets fremskridt, dagsordener samt
mødereferater, hvor de er tilgængelige. Drøftelserne fra gruppernes beslutningstagende
organer og rangordningen af projekter er fortrolige i henhold til artikel 4, stk. 5.
7) Kommissionen, agenturet og grupperne stræber efter sammenhæng mellem de forskellige
grupper. Til dette formål, og når det er relevant, sikrer Kommissionen og agenturet
udveksling af oplysninger om alt arbejde, der repræsenterer en interregional interesse mellem
de respektive grupper.
8) Deltagelse af nationale regulerende myndigheder og agenturet i grupperne skal ikke udgøre
en risiko for opfyldelsen af deres mål og forpligtelser i henhold til denne forordning eller i
henhold til artikel 58, 59 og 60 i direktiv (EU) 2019/944 og artikel 40 og 41 i direktiv
2009/73/EF eller i henhold til forordning (EU) 2019/942.
DA 8 DA
2. PROCES FOR OPSTILLING AF REGIONALE LISTER
1) Iværksættere af projekter, der potentielt kan komme i betragtning som projekter af fælles
interesse, som ønsker, at deres projekter skal opnå status som projekter af fælles interesse,
indgiver en ansøgning om at få udvalgt et projekt som et projekt af fælles interesse til gruppen
sammen med:
(a) en vurdering af projekterne for så vidt angår bidraget til gennemførelse af
prioriteringerne i bilag I
(b) en analyse af, hvorvidt kriterierne i artikel 4 er opfyldt
(c) for projekter, der har nået tilstrækkelig modenhed, en projektspecifik cost-
benefit-analyse baseret på de metoder, der er udviklet af ENTSO'en for
elektricitet eller ENTSO'en for gas i henhold til artikel 11
(d) alle andre relevante oplysninger, der er nødvendige for evalueringen af
projektet.
2) Alle modtagere skal beskytte fortroligheden af kommercielt følsomme oplysninger.
3) De foreslåede projekter af fælles interesse vedrørende eltransmission og -oplagring, der
falder ind under kategorierne i bilag II, punkt 1, litra a), b), c) og e), er projekter, der er en del
af EU's seneste tilgængelige tiårige netudviklingsplan for elektricitet, udviklet af ENTSO'en
for elektricitet i henhold til artikel 30 i forordning (EU) 2019/943. De foreslåede projekter af
fælles interesse vedrørende eltransmission og -oplagring, der falder ind under kategorierne i
bilag II, punkt 1, litra e), er projekter, der stammer fra og er i overensstemmelse med den
integrerede udviklingsplan for offshorenet, som er omhandlet i artikel 14, stk. 2.
4) Fra den 1. januar 2024 er de foreslåede brintprojekter af fælles interesse, der falder ind
under kategorierne i bilag II, punkt 3, en del af EU's senest tilgængelige tiårige
netudviklingsplan for gas, der er udviklet af ENTSO'en for gas i henhold til artikel 8 i
forordning (EF) nr. 715/2009.
5) Senest den 30. juni 2022 og derefter for hver tiårige netudviklingsplan i EU skal ENTSO'en
for elektricitet og ENTSO'en for gas udstede ajourførte retningslinjer for integration af
projekter i deres respektive tiårige netudviklingplaner i EU, i henhold til punkt 3 og 4, for at
sikre ligebehandling og gennemsigtighed i processen. For alle de projekter, der er medtaget på
EU-listen over projekter af fælles interesse, som var gældende på tidspunktet, angiver
retningslinjerne en forenklet proces til integration i EU's tiårige netudviklingsplaner ved
automatisk integration under hensyntagen til dokumentation og data allerede indsendt under
de tidligere processer for EU's tiårige netudviklingsplaner, så længe oplysningerne deri
forbliver gyldige.
ENTSO'en for elektricitet og ENTSO'en for gas rådfører sig med Kommissionen og agenturet
om deres respektive udkast til retningslinjer for integration af projekter i EU's tiårige
netudviklingsplaner og tager behørigt hensyn til Kommissionens og agenturets anbefalinger
inden offentliggørelsen af de endelige retningslinjer.
6) Foreslåede projekter vedrørende kuldioxidtransport, der falder ind under kategorien i bilag
II, punkt 5, skal forelægges som en del af en plan udviklet af mindst to medlemsstater til
udvikling af grænseoverskridende infrastruktur til transport og lagring af kuldioxid, der skal
forelægges til Kommissionen af de respektive medlemsstater eller enheder, som er udpeget af
disse medlemsstater.
7) For foreslåede projekter, der falder ind under de nationale tilsynsmyndigheders
kompetence, skal de nationale tilsynsmyndigheder og om nødvendigt agenturet, hvor det er
DA 9 DA
muligt i forbindelse med regionalt samarbejde i henhold til artikel 61 i direktiv (EU) 2019/944
og artikel 7 i direktiv 2009/73/EF, kontrollere den konsekvente anvendelse af kriterierne og
cost-benefit-analysemetoden og evaluere deres grænseoverskridende relevans. De forelægger
deres vurdering for gruppen.
8) For alle andre foreslåede projekter skal Kommissionen vurdere anvendelsen af kriterierne i
artikel 4. Kommissionen tager også højde for potentialet for fremtidig udvidelse til også at
omfatte yderligere medlemsstater. Kommissionen forelægger sin vurdering for gruppen.
9) De respektive medlemsstater, som et foreslået projekt ikke vedrører, men hvor det
foreslåede projektet medfører en positiv nettovirkning eller en potentiel væsentlig virkning,
f.eks. for miljøet eller driften afenergiinfrastrukturen, kan i en udtalelse til gruppen give
udtryk for deres betænkeligheder.
10) Efter anmodning fra en af gruppens medlemsstater undersøger gruppens
beslutningstagende organ de underbyggede grunde, som en stat har fremlagt i henhold til
artikel 3, stk. 3, for ikke at godkende et projekt af fælles interesse eller et projekt af gensidig
interesse relateret til dens område.
11) Gruppen mødes for at undersøge og opstille projektforslagene i rangorden, idet den tager
hensyn til de regulerende myndigheders vurdering eller til Kommissionens vurdering af
projekter, der ikke falder inden for de nationale tilsynsmyndigheders kompetence.
12) Det udkast til regionale lister over foreslåede projekter, der er omfattet af de nationale
tilsynsmyndigheders kompetence, som udarbejdes af grupperne, forelægges agenturet
sammen med eventuelle udtalelser, jf. punkt 9, seks måneder før datoen for vedtagelse af EU-
listen. Udkastet til regionale lister og de ledsagende udtalelser vurderes af agenturet senest tre
måneder fra datoen for modtagelse. Agenturet afgiver en udtalelse om udkastet til regionale
lister, navnlig om den konsekvente anvendelse af kriterierne og cost-benefit-analysen på tværs
af regionerne. Agenturets udtalelse vedtages efter proceduren i artikel 22, stk. 5, i forordning
(EU) 2019/942.
13) Senest én måned fra datoen for modtagelse af agenturets udtalelse skal hver gruppes
beslutningstagende organ vedtage sin endelige regionale liste i overensstemmelse med
bestemmelserne i artikel 3, stk. 3, baseret på gruppernes forslag og under hensyntagen til
agenturets udtalelse og vurderingen afde nationale tilsynsmyndigheder, der er afgivet i
overensstemmelse med punkt 7, eller Kommissionens vurdering af projekter, der ikke er
omfattet af de nationale tilsynsmyndigheders kompetence, foreslået i overensstemmelse med
punkt 8. Grupperne forelægger de endelige regionale lister for Kommissionen sammen med
eventuelle udtalelser som angivet i punkt 9.
14) Hvor det samlede antal foreslåede projekter af fælles interesse på EU-listen, på baggrund
af de modtagne regionale lister og efter at have taget hensyn til agenturets udtalelse,
overstiger et håndterbart antal, skal Kommissionen overveje, efter at have rådført sig med
hver berørt gruppe, at ekskludere projekter på EU-listen, der blev placeret nederst af den
berørte gruppe i overensstemmelse med den rangordning, der blev oprettet i henhold til artikel
4, stk. 5.
DA 10 DA
BILAG IV
REGLER OG INDIKATORER VEDRØRENDE KRITERIER FOR PROJEKTER AF
FÆLLES INTERESSE OG FOR PROJEKTER AF GENSIDIG INTERESSE
1) Et projekt med betydelige grænseoverskridende virkninger er et projekt på en medlemsstats
område, der opfylder følgende betingelser:
a) eltransmission: projektet øger nettets overførselskapacitet eller den kapacitet, der er
til rådighed for kommercielle strømme, ved den pågældende medlemsstats grænse til
en eller flere andre medlemsstater, hvorved nettets grænseoverskridende
overførselskapacitet ved den pågældende medlemsstats grænse til en eller flere andre
medlemsstater forøges med mindst 500 MW i forhold til en situation uden
ibrugtagning af projektet
b) eloplagring: projektet tilvejebringer en installeret kapacitet på mindst 225 MW og
har en lagerkapacitet, der muliggør en årlig nettoelproduktionskapacitet på mindst 250
GWh/år
c) intelligente elnet: projektet er udformet til udstyr og anlæg på højspændings- og
mellemspændingsniveau. Det involverer transmissionssystemoperatører,
transmissions- og distributionssystemoperatører eller distributionssystemoperatører fra
mindst to medlemsstater. Distributionssystemoperatører kan kun involveres med støtte
fra transmissionssystemoperatører fra mindst to medlemsstater, der er tæt knyttet til
projektet og sikrer interoperabilitet. Et projekt dækker mindst 50 000 brugere, der
producerer eller forbruger el eller begge dele i et forbrugsområde på mindst 300
GWh/år, hvoraf mindst 20 % stammer fra variable vedvarende ressourcer
d) brinttransmission: projektet giver mulighed for transmission af brint over de
pågældende medlemsstaters grænser eller øger den eksisterende grænseoverskridende
kapacitet for transport af brint ved en grænse mellem to medlemsstater med mindst
10 % i forhold til situationen før ibrugtagning af projektet, og projektet påviser i
tilstrækkelig grad, at det er en væsentlig del af et planlagt grænseoverskridende
brintnet og giver tilstrækkeligt bevis for eksisterende planer og samarbejde med
nabolande og netoperatører
e) brintoplagring eller brintmodtagelsesfaciliteter i henhold til bilag II, punkt 3:
projektet sigter mod direkte eller indirekte at levere til mindst to medlemsstater
f) elektrolysatorer: projektet tilvejebringer mindst 100 MW installeret kapacitet og
skaber direkte eller indirekte fordele for mindst to medlemsstater
g) gasnet: projektet inddrager transmissionssystemoperatører, transmissions- og
distributionssystemoperatører eller distributionssystemoperatører fra mindst to
medlemsstater. Distributionssystemoperatører kan kun inddrages med støtte fra
transmissionssystemoperatører fra mindst to medlemsstater, der er tæt knyttet til
projektet og sikrer interoperabilitet.
2) Et projekt af fælles interesse med betydelige grænseoverskridende virkninger er et projekt,
der opfylder følgende betingelser:
h) projekter af gensidig interesse i den kategori, der er angivet i bilag II, punkt 1, litra
a) og e): projektet øger nettets overførselskapacitet eller den kapacitet, der er til
DA 11 DA
rådighed for kommercielle strømme, ved den pågældende medlemsstats grænse til en
eller flere tredjelande, og fører til betydelige fordele for mindst to medlemsstater under
de specifikke kriterier, der er anført i artikel 4, stk. 3. Beregningen af fordelene for
medlemsstaterne skal udføres og offentliggøres af ENTSO'en for elektricitet inden for
rammerne af EU's tiårige netudviklingsplan
i) projekter af gensidig interesse i den kategori, der er anført i bilag II, punkt 3:
brintprojektet giver mulighed for transmission af brint ved en medlemsstats grænse til
en eller flere tredjelande og viser sig at medføre betydelige fordele for mindst to
medlemsstater under de specifikke kriterier, der er anført i artikel 4, stk. 3.
Beregningen af fordelene for medlemsstaterne skal udføres og offentliggøres af
ENTSO'en for gas inden for rammerne af EU's tiårige netudviklingsplan
j) projekter af fælles interesse i den kategori, der er anført i bilag II, punkt 5: projektet
kan af mindst to medlemsstater og et tredjeland anvendes til at transportere
menneskeskabt kuldioxid.
3) For projekter, som er omfattet af de kategorier, der er anført i bilag II, punkt 1, litra a), b),
c) og e), evalueres kriterierne i artikel 4 som følger:
a) markedsintegration, konkurrence og systemfleksibilitet måles i overensstemmelse
med analysen foretaget i EU's senest tilgængelige tiårige netudviklingsplan for
elektricitet, navnlig:
i) ved for grænseoverskridende projekter at beregne virkningerne på nettets
overførselskapacitet i begge retninger målt på mængden af elektricitet (MW)
og deres bidrag til at nå målet om sammenkoblinger på mindst 15 % eller ved
for projekter med betydelig grænseoverskridende virkning at beregne
virkningerne på nettets overførselskapacitet ved grænserne mellem relevante
medlemsstater, mellem relevante medlemsstater og tredjelande eller inden for
relevante medlemsstater og på balancen mellem udbud og efterspørgsel og
netdrift i relevante medlemsstater
ii) ved at evaluere virkningerne af et projekt på det analyseområde, der er
anført i bilag V, med hensyn til produktions- og transmissionsomkostninger for
energisystemet som helhed og udvikling og konvergens i markedspriserne ved
forskellige planlægningsscenarier for projekter, hvor der navnlig tages højde
for forskelle i rangfølgeordningen
b) transmission af elektricitet fra vedvarende kilder til store forbrugscentre og
oplagringssteder måles i overensstemmelse med analysen, der er udført som en del af
EU's sidste tilgængelige tiårige netudviklingsplan for elektricitet, navnlig:
i) ved for transmission af elektricitet at anslå produktionskapaciteten fra
vedvarende energikilder (pr. teknologi, i MW), der som følge af projektet
sammenkobles og overføres, sammenlignet med den samlede planlagte
produktionskapacitet fra disse vedvarende energikilder i den pågældende
medlemsstat i 2030 i henhold de nationale energi- og klimaplaner, der er
forelagt af medlemsstaterne i overensstemmelse med Europa-Parlamentets og
Rådets forordning (EU) 2018/19993
3
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2018/1999 af 11. december 2018 om forvaltning af
energiunionen og klimaindsatsen, om ændring af Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr.
DA 12 DA
ii) eller for oplagring af elektricitet ved at sammenligne ny kapacitet, som følge
af projektet med den samlede bestående kapacitet for samme
oplagringsteknologi på det analyseområde, der er anført i bilag V
c) forsyningssikkerhed, interoperabilitet og sikker systemdrift måles i
overensstemmelse med den analyse, der blev foretaget i EU's seneste tilgængelige
tiårige netudviklingsplan for elektricitet, navnlig ved at vurdere projektets virkning
på loss-of-load-sandsynligheden på det analyseområde, der er anført i bilag V med
hensyn til produktionens og transmissionens tilstrækkelighed for en række
karakteristiske belastningsperioder, under hensyntagen til sandsynlige ændringer i
klimarelaterede ekstreme vejrhændelser og deres indvirkning på infrastrukturens
modstandsdygtighed. Hvor det er relevant, måles projektets indvirkning på
uafhængig og pålidelig kontrol af systemets drift og tjenester.
4) For projekter, som er omfattet af de kategorier, der er anført i bilag II, punkt 1, litra d),
evalueres kriterierne i artikel 4 som følger:
a) graden af
bæredygtighed
: Dette kriterium måles ved at vurdere omfanget af
nettets evne til at sammenkoble og transportere
variabel vedvarende energi.
b) forsyningssikkerhed : Dette kriterium måles ved at vurdere tabene i
distributions- og/eller transmissionsnettene, den
procentvise udnyttelse (dvs. gennemsnitlige belastning)
af elnetkomponenter, tilgængeligheden af
netkomponenter (relateret til planlagt og ikke-planlagt
vedligeholdelse) og dettes indvirkning på nettets
præstationer, varigheden og hyppigheden af
afbrydelser, herunder klimarelaterede forstyrrelser.
c) markedsintegration : Dette kriterium måles ved at vurdere innovationen
inden for netdrift og sammenkobling samt
integrationen med andre sektorer og fremme af nye
forretningsmodeller og markedsstrukturer.
d) netsikkerhed,
fleksibilitet og
forsyningskvalitet
: Dette kriterium måles ved at vurdere den innovative
tilgang til systemfleksibilitet, cybersikkerhed, effektiv
interoperabilitet mellem transmissionssystemoperatører
og distributionssystemoperatører, kapaciteten til at
medtage efterspørgselsrespons, oplagring,
energieffektivitetsforanstaltninger,
omkostningseffektiv anvendelse af digitale værktøjer
og IKT til overvågning og kontrolformål, elsystemets
stabilitet og ydeevnen for spændingskvalitet.
663/2009 og (EF) nr. 715/2009, Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 94/22/EF, 98/70/EF,
2009/31/EF, 2009/73/EF, 2010/31/EU, 2012/27/EU og 2013/30/EU, Rådets direktiv 2009/119/EF og
(EU) 2015/652 og om ophævelse af Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 525/2013
(EUT L 328 af 21.12.2018, s. 1).
DA 13 DA
5) For brint, som er omfattet af den kategori, der er anført i bilag II, punkt 3, vurderes
kriterierne i artikel 4 som følger:
a) bæredygtighed målt som et projekts bidrag til: reduktion af drivhusgasemissioner i
forskellige slutanvendelsesapplikationer såsom industri eller transport; fleksibilitet og
sæsonmæssige oplagringsmuligheder til vedvarende elproduktion; eller integration af
vedvarende brint
b) markedsintegration og interoperabilitet måles ved at beregne projektets merværdi
for integrationen af markedsområder og priskonvergens og for fleksibiliteten i
systemet som helhed
c) forsyningssikkerhed og fleksibilitet måles ved beregning af projektets merværdi for
brintforsyningens modstandsdygtighed, mangfoldighed og fleksibilitet.
d) konkurrence måles ved projektets bidrag til diversificering af forsyningen, herunder
lettere adgang til nationale forsyningskilder til brint.
6) for projekter vedrørende intelligente gasnet, som er omfattet af den kategori, der er anført i
bilag II, punkt 2, vurderes kriterierne i artikel 4 som følger:
a) graden af bæredygtighed måles ved at vurdere andelen af vedvarende og
kulstoffattige gasser integreret i gasnettet, de relaterede besparelser på
drivhusgasemissioner mod en komplet dekarbonisering af systemet og tilstrækkelig
detektion af lækage
b) forsyningssikkerheden og kvaliteten måles ved at vurdere forholdet mellem
pålidelig tilgængelig gasforsyning og spidsbelastningsefterspørgsel, andelen afimport
erstattet af lokale vedvarende og kulstoffattige gasser, systemdriftens stabilitet,
varigheden og hyppigheden af afbrydelser pr. kunde
c) lettere integration af intelligente energisektorer måles ved at vurdere de
omkostningsbesparelser, som gøres mulige af sammenkoblede energisektorer og -
systemer, såsom varme- og elsystemet, transport og industri.
7) for elektrolysatorprojekter, som er omfattet af den kategori, der er anført i bilag II, punkt 4,
vurderes kriterierne i artikel 4 som følger:
a) bæredygtighed måles ved at vurdere andelen af vedvarende brint eller brint
integreret i nettet, der opfylder kriterierne anført i bilag II, punkt 4, litra a), nr. ii), og
de relaterede besparelser på drivhusgasemissioner
b) forsyningssikkerhed måles ved at vurdere dens bidrag til sikker, stabil og effektiv
netdrift, herunder gennem vurderingen af undgået afkortning af vedvarende
elproduktion
c) lettere integration af intelligente energisektorer måles ved at vurdere de
omkostningsbesparelser, der gøres mulige i sammenkoblede energisektorer og -
systemer, såsom gas-, brint-, el- og varmenettet, transport- og industrisektoren og den
mængde efterspørgsel, som det har medført.
DA 14 DA
BILAG V
COST-BENEFIT-ANALYSER FOR ENERGISYSTEMET SOM HELHED
Metoderne til en harmoniseret cost-benefit-analyse af energisystemet som helhed for projekter
af fælles interesse skal opfylde følgende principper.
1) Analyseområdet for et individuelt projekt skal omfatte alle de medlemsstater og
tredjelande, hvor projektet finder sted, alle direkte tilstødende medlemsstater og alle andre
medlemsstater, som væsentligt påvirkes af projektet. Til dette formål skal ENTSO'en for
elektricitet og ENTSO'en for gas samarbejde med alle de relevante systemoperatører i de
relevante tredjelande.
2) Hver cost-benefit-analyse skal omfatte følsomhedsanalyser for inputdatasættet,
ibrugtagningsdatoen for forskellige projekter i samme analyseområde og andre relevante
parametre.
3) Den skal angive den analyse, der skal udføres, baseret på de relevante multisektorielle
inputdatasæt ved at fastslå virkningerne med og uden hvert projekt.
4) Den skal give vejledning til udvikling og anvendelse af net- og markedsmodeller, der er
nødvendige for cost-benefit-analysen. Modellerne skal give mulighed for en komplet
vurdering af økonomiske, herunder markedsintegration, forsyningssikkerhed og konkurrence,
sociale og miljø- og klimamæssige virkninger, herunder tværsektorielle virkninger. Metoden
skal indeholde detaljer om, hvorfor, hvad og hvordan hver af fordelene og omkostningerne
beregnes.
5) Den skal omfatte og forklare, hvordan princippet om "energieffektivitet først" gennemføres
på alle trin i de tiårige netudviklingsplaner.
6) Den skal sikre, at der udpeges medlemsstater, for hvilke projektet har positiv nettovirkning
(modtagere), og medlemsstater, for hvilke projektet har negativ nettovirkning
(omkostningsbærere).
7) Den skal som minimum tage hensyn til kapitaludgifter, drifts- og vedligeholdelsesudgifter i
løbet af projektets vurderingslevecyklus og eventuelle nedluknings- og
affaldsbehandlingsomkostninger. Metoden skal give vejledning om diskonteringssatser,
levetidsvurderinger og restværdi, der skal anvendes til cost-benefit-beregningerne.
8) Den skal sikre, at de klimatilpasningsforanstaltninger, der træffes for hvert projekt,
vurderes og afspejler omkostningerne ved drivhusgasemissioner på en ensartet måde i forhold
til andre EU-politikker.
DA 15 DA
BILAG VI
RETNINGSLINJER FOR GENNEMSIGTIGHED OG OFFENTLIG DELTAGELSE
1) Den i artikel 9, stk. 1, omhandlede proceduremanual skal mindst indeholde:
a) specifikationer for de forskellige dele af lovgivningen, herunder miljølovgivning,
som beslutninger og udtalelser er baseret på, for de forskellige typer relevante
projekter af fælles interesse
b) listen over relevante beslutninger og udtalelser, der skal indhentes
c) navnene og kontaktoplysningerne på den kompetente myndighed, andre
myndigheder og vigtige berørte interesseparter
d) arbejdsgangen med en beskrivelse af hvert trin i processen, herunder en
vejledende tidsramme og en kortfattet oversigt over beslutningsprocessen for de
forskellige typer projekter af fælles interesse
e) oplysninger om omfanget, strukturen og detaljeringsgraden af dokumenter, der
skal indgives sammen med en ansøgning om en afgørelse, herunder en tjekliste
f) i hvilken fase og med hvilke midler den brede offentlighed kan deltage i processen
g) de metoder, hvormed den kompetente myndighed, andre berørte myndigheder og
projektiværksættere skal påvise, at de under den offentlige høring udtrykte
synspunkter blev taget i betragtning, f.eks. ved at vise, hvilke ændringer der blev
foretaget vedrørende placering og udformning af projektet eller ved at begrunde,
hvorfor sådanne udtalelser ikke er taget i betragtning
h) så vidt muligt oversættelser af dens indhold på alle de tilgrænsende
medlemsstaters sprog, som skal gennemføres i samarbejde med de respektive
nabomedlemsstater.
2) Den detaljerede tidsplan fastsat i artikel 10, stk. 5, litra b), skal som minimum angive
følgende:
a) de afgørelser, der skal træffes, og udtalelser, der skal indhentes
b) de myndigheder, interesseparter og den del af offentligheden, som forventes at
blive berørt
c) de forskellige trin af proceduren og deres varighed
d) større milepæle, der skal nås, og deres frister i forhold til den samlede afgørelse,
der skal træffes
e) de ressourcer, som myndighederne har planlagt, og eventuelle yderligere
ressourcebehov.
3) Uden at det berører kravene til offentlige høringer i henhold til miljølovgivningen anvendes
følgende principper med sigte på at øge offentlighedens deltagelse i tilladelsesprocessen og
sikre forudgående information og dialog med offentligheden:
a) de interesseparter, der berøres af et projekt af fælles interesse, herunder relevante
nationale, regionale og lokale myndigheder, jordbesiddere og borgere, der bor i
nærheden af projektet, den brede offentlighed og disses foreninger, organisationer
eller grupper, informeres udførligt og høres i en tidlig fase, hvor potentielle
betænkeligheder hos offentligheden stadig kan tages i betragtning på en åben og
DA 16 DA
gennemsigtig måde. Den kompetente myndighed støtter i givet fald aktivt de
aktiviteter, der gennemføres af projektiværksætteren
b) de kompetente myndigheder sikrer, at offentlige høringer for projekter af fælles
interesse så vidt muligt afholdes samlet, herunder offentlige høringer, der allerede
kræves i henhold til national lovgivning. Hver offentlig høring skal behandle alle
emner, der er relevante for den pågældende fase af proceduren, og et emne, der er
relevant for denne specifikke fase af proceduren, behandles ikke i mere end én
offentlig høring; én offentlig høring kan imidlertid finde sted på flere forskellige
geografiske steder. De emner, der behandles i en offentlig høring, skal være tydeligt
angivet i meddelelsen om den offentlige høring
c) bemærkninger og indsigelser modtages kun fra begyndelsen af den offentlige
høring og indtil udløbet af fristen.
4) Konceptet for offentlighedens deltagelse skal mindst indeholde oplysninger om:
a) de berørte interesseparter, som høres
b) de påtænkte foranstaltninger, herunder foreslåede steder og datoer for særlige
møder
c) tidsplanen
d) de menneskelige ressourcer, der er allokeret til de respektive opgaver.
5) I forbindelse med den offentlige høring, der skal gennemføres før indsendelse af
ansøgningen, skal de relevante parter som minimum:
a) offentliggøre en informationsfolder på højst 15 sider inden starten på høringen,
som klart og koncist giver en oversigt over formålet med projektet og en foreløbig
tidsplan for projektets udviklingsstadier, nettets nationale udviklingsplan, alternative
linjeføringer, som overvejes, typer og karakteristika ved de potentielle virkninger,
herunder grænseoverskridende virkninger, og mulige afbødningsforanstaltninger;
informationsfolderen skal desuden indeholde en liste over webadresserne til
webstedet for projektet af fælles interesse som nævnt i artikel 9, stk. 7,
gennemsigtighedsplatformen, der er nævnt i artikel 23, og proceduremanualen der
henvises til i punkt 1
b) offentliggøre oplysningerne om høringen på webstedet for projektet af fælles
interesse i artikel 9, stk. 7, på opslagstavlerne for de lokale myndigheders kontorer
og via mindst to lokale mediekanaler
c) skriftligt invitere relevante berørte interesseparter, foreninger, organisationer og
grupper til særlige møder med henblik på drøftelse af problemstillinger.
6) projekters websted, som nævnt i artikel 9, stk. 7, skal som minimum offentliggøre følgende
oplysninger:
a) datoen for den seneste opdatering af projekts websted
b) oversættelser af dets indhold på alle sprog i de medlemsstater, der er berørt af
projektet, eller hvor projektet har en væsentlig grænseoverskridende indvirkning i
overensstemmelse med bilag IV, punkt 1
c) informationsfolderen, der er nævnt i punkt 5, ajourført med de nyeste oplysninger
om projektet
DA 17 DA
d) et ikke-teknisk og regelmæssigt ajourført resumé, der afspejler den aktuelle status
for projektet, herunder geografiske oplysninger, og som i tilfælde af ajourføringer
tydeligt angiver ændringer i tidligere versioner
e) gennemførelsesplanen som beskrevet i artikel 5, stk. 1, ajourført med de nyeste
oplysninger om projektet
f) de midler, som Unionen tildeler og udbetaler til projektet
g) planlægning af projektet og den offentlige høring, der tydelig angiver datoer og
placeringer for offentlige høringer og de påtænkte emner, der er relevante for disse
høringer
h) kontaktoplysninger med henblik på at få yderligere oplysninger eller dokumenter
i) kontaktoplysninger med henblik på at fremsætte kommentarer og indvendinger
under offentlige konsultationer.


DA DA
EUROPA-
KOMMISSIONEN
Bruxelles, den 15.12.2020
COM(2020) 824 final
ANNEX 7
BILAG
til
Forslag til
EUROPA-PARLAMENTETS OG RÅDETS FORORDNING
om retningslinjer for den transeuropæiske energiinfrastruktur og om ophævelse af
forordning (EU) nr. 347/2013
{SEC(2020) 431 final} - {SWD(2020) 346 final} - {SWD(2020) 347 final}
Europaudvalget 2020
KOM (2020) 0824
Offentligt
1
Skema for nærhedsprincippet
1. Kan EU handle? Hvad er retsgrundlaget og kompetencen for EU's planlagte indsats?
1.1 Hvilken eller hvilke artikler i traktaten bruges til at støtte lovgivningsforslaget eller det politiske
initiativ?
Ifølge artikel 170 i traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde skal EU bidrage til at
etablere og udvikle transeuropæiske net, herunder inden for energiinfrastruktur. EU skal fremme
sammenkoblingen af nationale net. TEN-E-forordningen er baseret på artikel 172 i traktaten om Den
Europæiske Unions funktionsmåde, som fastlægger retsgrundlaget for vedtagelse af retningslinjer,
der omfatter mål, prioriteter og hovedlinjerne i de foranstaltninger, der påtænkes gennemført inden
for transeuropæiske net, jf. artikel 171.
1.2 Er der for så vidt angår EU's beføjelser som omhandlet ved denne traktatartikel tale om
enekompetence, delt kompetence eller understøttende kompetence?
For transeuropæiske net deles EU's kompetence. I henhold til artikel 172 skal retningslinjer og
projekter af fælles interesse, der vedrører en medlemsstats område, godkendes af den pågældende
medlemsstat.
Nærhedsprincippet gælder ikke på områder, hvor EU har enekompetence, som defineret i artikel 3 i
TEUF1
. Det er det specifikke retsgrundlag der afgør, om forslaget falder ind under mekanismen til
kontrol med nærhedsprincippet. Artikel 4 i TEUF2
skitserer de områder, hvor kompetencen er delt
mellem EU og medlemsstaterne. Artikel 6 i TEUF3
skitserer de områder, hvor Unionen kun har
kompetence til at støtte medlemsstaternes handlinger.
2. Nærhedsprincippet: Hvorfor bør EU handle?
2.1 Opfylder forslaget de proceduremæssige krav i protokol nr. 24
:
- Har der været en bred høring, før handlingen foreslås?
- Er der en detaljeret erklæring med kvalitative og, om muligt, kvantitative indikatorer, der gør
det muligt at vurdere, om handlingen bedst kan nås på EU-plan?
- I overensstemmelse med retningslinjerne for bedre regulering gennemførte Kommissionen
en omfattende høring baseret på en høringsstrategi, der omfattede en række
høringsmetoder og -værktøjer. Strategien blev udformet i overensstemmelse med
interventionslogikken og fokuserede på TEN-E-forordningens relevans, virkningsfuldhed,
effektivitet, sammenhæng og merværdi i EU. Høringsstrategien havde til formål at sikre, at al
relevant dokumentation blev taget i betragtning, herunder oplysninger om omkostninger,
samfundsmæssige virkninger og de potentielle fordele ved initiativet.
- En offentlig onlinehøring mellem den 18. maj og 13. juli 2020 gav alle interesserede i
evalueringen og revisionen af TEN-E-forordningen mulighed for at deltage. EU Survey blev
anvendt til at styre den offentlige onlinehøring. Spørgeskemaet var tilgængeligt på 23 af de
officielle EU-sprog. Det var hovedsageligt rettet mod borgere og organisationer (f.eks.
NGO'er, lokale myndigheder, lokalsamfund, virksomheder og brancheforeninger), der ikke
har nogen specialviden om TEN-E-forordningen. Dette var afspejlet i antallet, strukturen og
1
https://eur-lex.europa.eu/legal-content/da/TXT/HTML/?uri=CELEX:12008E003&from=da.
2
https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DA/TXT/HTML/?uri=CELEX:12008E004&from=DA.
3
https://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=CELEX:12008E006:DA:HTML.
4
https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DA/TXT/HTML/?uri=CELEX:12016E/PRO/02&from=DA.
2
formuleringen af spørgsmålene i spørgeskemaet. Spørgsmålene i den åbne offentlige høring
havde til formål at vurdere relevansen af TEN-E-forordningen med hensyn til dens mål,
infrastrukturkategorier og de egenskaber for projekter af fælles interesse, som den brede
offentlighed anså for at være de vigtigste. Bidragsydere med specialviden om TEN-E-
forordningen (f.eks. ansvarlige for en national kompetent/regulerende myndighed,
transmissionssystemoperatører, distributionssystemoperatører, projektiværksættere for en
virksomhed, energiproducenter, NGO'er med særlig viden om emnet) blev bedt om at
udfylde en målrettet undersøgelse. Offentlige onlinehøringer var tilgængelige på
Kommissionens websted "Have your say" med links til baggrundsdokumenter og relevante
websider, såsom dem, der er dedikeret til TEN-E-politikken og den europæiske grønne pagt.
- Fire webinarer for interessenter fandt sted for at sikre yderligere kontakt til interessenter og
skabe muligheder for struktureret feedback.
- Begrundelsen og konsekvensanalysen indeholder et afsnit om nærhedsprincippet. Flere
oplysninger findes i svaret til spørgsmål 2.2 nedenfor.
2.2 Indeholder begrundelsen (og enhver konsekvensanalyse), der ledsager Kommissionens forslag,
en tilstrækkelig begrundelse for overensstemmelse med nærhedsprincippet?
Overensstemmelse med nærhedsprincippet er tilstrækkeligt demonstreret i den begrundelse og
konsekvensanalyse, der ledsager Kommissionens forslag.
Energitransmissionsinfrastruktur (herunder et sammenkoblet offshorenet og intelligent
netinfrastruktur) har en europæisk merværdi på grund af dens grænseoverskridende virkninger og er
afgørende for at opnå et klimaneutralt energisystem. TEN-E-forordningen har skabt værdi og
bidraget til at opnå resultater med hensyn til Unionens energimarkedsintegration, konkurrence og
forsyningssikkerhed. En ramme for regionalt samarbejde mellem medlemsstaterne er nødvendig for
at udvikle grænseoverskridende energiinfrastruktur. De enkelte medlemsstaters regler og indsatser
er utilstrækkelige til at realisere disse infrastrukturprojekter som helhed.
Det indre energimarked kræver grænseoverskridende infrastruktur, og udviklingen af denne kræver
samarbejde mellem to eller flere medlemsstater, der alle har deres egne lovgivningsmæssige
rammer.
TEN-E-forordningen har tilføjet merværdi sammenlignet med, hvad der alene kunne være opnået på
nationalt eller regionalt niveau. Gennemførelsen af over 40 centrale energiinfrastrukturprojekter
siden den trådte i kraft har hjulpet de fleste medlemsstater med at nå målet om sammenkoblinger
på 10 % inden 2020 og opbygge et velsammenkoblet og modstandsdygtigt gasnet. Unionens
energimarked er mere integreret og konkurrencedygtigt, end det var i 2013, og Unionens
energisikkerhed er forbedret. Adgang til målrettet finansiering under Connecting Europe-faciliteten
gjorde det muligt at gennemføre95 projekter af fælles interesse, som ellers har haft vanskeligheder
med at få adgang til finansiering i henhold til markedsreglerne.
Ovennævnte fremskridt kunne ikke være opnået alene med medlemsstaternes indsats. Forskellige
interessenter bekræftede merværdien af TEN-E-forordningen og påpegede vigtigheden af regionalt
samarbejde i gennemførelsen af grænseoverskridende projekter, gennemsigtighed, retssikkerhed og
adgang til finansiering.
2.3 På baggrund af svarene på nedenstående spørgsmål kan målene for den foreslåede indsats
opnås tilstrækkeligt af medlemsstaterne alene (nødvendigheden af EU-handlinger)?
3
Individuelle medlemsstaters regler og indsatser er utilstrækkelige til at levere de prioriterede
energiinfrastrukturprojekter, der er nødvendige for at nå målene for det foreslåede initiativ. Uden
handling på EU-plan vil traktatens mål om at fremme sammenkoblinger og interoperabilitet mellem
nationale net ikke kunne opnås.
(a) Er der større/væsentlige multinationale/grænseoverskridende aspekter vedrørende de
problemer, der behandles? Er disse blevet kvantificeret?
Retsgrundlaget for transeuropæiske net (se punkt 1.1 ovenfor) bestemmer, at emnet er af
grænseoverskridende karakter. Dette afspejles også i initiativets mål om at fremme udviklingen af
tilstrækkelige energiinfrastrukturer i hele EU og nabolandene for at nå EU's energi- og klimamål,
navnlig 2030/2050-målene, samt at skabe de nødvendige forudsætninger for markedsintegration,
konkurrenceevne og forsyningssikkerhed. Konkret vil den foreslåede indsats gøre det muligt at
fastsætte grænseoverskridende projekter og investeringer i hele EU og med nabolandene, der er
nødvendige for energiomstillingen og for at opnå klimamålene. Derudover sigter den mod at
forbedre planlægningen af grænseoverskridende infrastruktur for integration af energisystemer og
offshorenet.
(b) Ville nationale handlinger eller fraværet af EU-handling være i konflikt med traktatens
centrale mål5
eller skade de øvrige medlemsstaters interesser betydeligt?
Uden handling på EU-plan vil målene i artikel 170 om etablering og udvikling af transeuropæiske net
inden for transport, telekommunikation og energiinfrastruktur ikke kunne opnås. Dette er for at
fremme sammenkoblinger og interoperabilitet mellem nationale net såvel som adgang til sådanne
net. I denne sammenhæng skal der tages hensyn til behovet for at skabe forbindelse mellem
øområder, indlandsområder og randområder med Unionens centrale områder.
(c) I hvilket omfang har medlemsstaterne evne til eller mulighed for at træffe passende
foranstaltninger?
Gennem den nationale indsats kan der træffes passende foranstaltninger, der supplerer handling på
EU-plan og gør det muligt at opnå målene på dette politikområde. Foranstaltninger kan bl.a. vedrøre
nationale net forbundet med de grænseoverskridende net og den nationale gennemførelse af
foranstaltninger, herunder tilladelse til infrastrukturprojekter. Uden handling på EU-plan til fordel for
en koordineret tilgang til de transeuropæiske energinet vil de sammenkoblinger, der er nødvendige
til dekarbonisering af energisystemet, bedre markedsintegration, konkurrence og
forsyningssikkerhed, hverken kunne fastlægges eller gennemføres.
(d) Hvordan varierer problemet og dets årsager (f.eks. negative eksternaliteter, afsmittende
virkninger) på tværs af de nationale, regionale og lokale niveauer i EU?
De to centrale problemer, der er behandlet i den foreslåede indsats, vedrører det nationale,
regionale og lokale niveau: For det første er typen og omfanget af udvikling af grænseoverskridende
infrastruktur ikke fuldt ud tilpasset EU's energipolitiske mål, navnlig hvad angår den europæiske
grønne pagt og målet om klimaneutralitet. For det andet påvirkes alle niveauer i EU af forsinkelser i
gennemførelsen af vigtige infrastrukturprojekter, hvilket fører til lavere niveauer af
markedsintegration, konkurrence og forsyningssikkerhed.
(e) Er problemet udbredt i hele EU eller begrænset til nogle få medlemsstater?
Problemerne i de foregående underafsnit vedrører alle medlemsstater og er udbredte i hele EU. Alle
5
https://europa.eu/european-union/about-eu/eu-in-brief_da.
4
medlemsstater skal fortsætte med at dekarbonisere deres energisystemer og bidrage til at opnå
klimaneutralitet inden 2050, og de vil også drage fordel af en højere grad af markedsintegration,
konkurrence og forsyningssikkerhed.
(f) Er medlemsstaterne overbebyrdet med hensyn til opfyldelsen af målene for den påtænkte
foranstaltning?
Medlemsstaternes foranstaltninger alene ville ikke være i stand til at nå det foreslåede initiativs mål.
En koordineret tilgang i EU til grænseoverskridende infrastrukturplanlægning og fastsættelse af
prioriterede infrastrukturprojekter baseret på regionalt samarbejde vil bidrage til at øge
effektiviteten.
(g) Hvordan er de forskellige nationale, regionale og lokale myndigheders
synspunkter/foretrukne handlinger forskellige i hele EU?
Der har været støtte til handling på EU-plan under høringen af interessenter fra nationale, regionale
og lokale myndigheder.
2.4 På baggrund af svarene på nedenstående spørgsmål, kan målene for den foreslåede indsats
bedre opnås på EU-plan på grund af omfanget eller virkningerne af denne aktion (EU-
merværdi)?
Handling på EU-plan giver betydelig merværdi i forhold til de nationale politikker, som det fremgår i
den eksisterende TEN-E-forordning og de hidtidige fordele. Effektiv sammenkobling af
medlemsstaternes net og fjernelse af flaskehalse har forbedret markedsintegrationen mellem
medlemsstaterne og konkurrenceevnen, hvilket afspejles i fremskridt hen imod målene for
sammenkobling og konvergensen af energipriser i hele EU.
(a) Er der klare fordele ved en indsats på EU-plan?
TEN-forordningen har fastsat en ny tilgang til planlægning af grænseoverskridende
energiinfrastruktur. Den samler interessenter i regionale grupper for at fastsætte og hjælpe med at
gennemføre projekter af fælles interesse, der bidrager til udviklingen af prioriterede korridorer og
tematiske områder for energiinfrastruktur.
Ud over en effektiv og omkostningseffektiv tilgang til infrastrukturplanlægning har forordningen
forbedret tilladelsesprocedurerne. Den stiller krav til medlemsstaterne om at strømline
tilladelsesprocessen for projekter af fælles interesse inden for en tidsramme på 3½ år for en
afgørelse om tilladelse. De skal tildeles den højeste nationale prioritetsstatus og medtages i nationale
netudviklingsplaner. Forordningen indeholder også bestemmelser om forskriftsmæssig bistand,
regler og vejledning til grænseoverskridende fordeling af omkostninger og risikorelaterede
incitamenter og giver adgang til finansieringsmuligheder fra Connecting Europe-faciliteten.
Siden vedtagelsen i 2013 har TEN-E gjort det muligt at gennemføre over 40 centrale
energiinfrastrukturprojekter, og der forventes gennemførelse af yderligere 75 projekter inden 2022.
Den samlede finansieringsstøtte fra Connecting Europe-faciliteten på i alt 4,7 mia. EUR gjorde det
muligt at gennemføre 95 projekter af fælles interesse. Siden 2014 har Connecting Europe-faciliteten
ydet finansiering til 149 foranstaltninger, heraf 114 (519 mio. EUR) til undersøgelser og 35 (4,2 mia.
EUR) til anlægsarbejde. Af det samlede budget på 4,7 mia. EUR blev 1,5 mia. EUR afsat til
gasprojekter og 2,8 mia. EUR til elprojekter. Indtil videre har omkring en femtedel af alle projekter af
fælles interesse modtaget økonomisk støtte fra Connecting Europe-faciliteten til undersøgelser
og/eller anlægsarbejde.
5
Der er bred enighed blandt interessenterne om forordningens EU's merværdi, som er opnået
gennem regionalt samarbejde, adgang til finansiering, forbedret information og gennemsigtighed og
forbedret planlægning og tilladelsesprocesser.
(b) Er der stordriftsfordele? Kan målene opfyldes mere effektivt på EU-plan (større fordele pr.
enhedsomkostning)? Vil det indre markeds funktion blive forbedret?
Evalueringen af den nuværende TEN-E-forordning viser, at den effektivt har bidraget til at
sammenkoble medlemsstaternes net og fjerne flaskehalse. Markedsintegrationen mellem
medlemsstaterne og konkurrenceevnen er forbedret, hvilket afspejles i fremskridtene hen imod
målene om sammenkobling og konvergensen af energipriser i hele EU. Gennemførelsen af
elektricitetsprojekter af fælles interesse vil hjælpe de fleste medlemsstater med at nå målet om
sammenkobling på 10 % for 2020. Som følge af dette er EU's energimarked mere integreret og
konkurrencedygtigt, end det var i 2013. Projekterne gør det også muligt at integrere vedvarende
elektricitet og udveksle strøm på tværs af grænser, hvilket reducerer behovet for begrænsning.
Forsyningssikkerhed, som en af de vigtigste drivkræfter bag den nuværende TEN-E-forordning, er
blevet betydeligt forbedret gennem projekter af fælles interesse. I begyndelsen af 2020'erne, når de
gasprojekter af fælles interesse, der i øjeblikket gennemføres, er i drift, bør Europa have et
velsammenkoblet og modstandsdygtigt gasnet, og alle medlemsstater vil have adgang til mindst tre
gaskilder eller til det globale marked for flydende naturgas (LNG), der er et centralt element til at
forbedre Unionens energisikkerhed gennem diversificering af gaskilder.
(c) Hvad er fordelene ved at erstatte forskellige nationale politikker og regler med en mere
homogen politisk tilgang?
Med udgangspunkt i den nuværende TEN-E-forordning sigter de foreslåede foranstaltninger mod en
mere koordineret tilgang til grænseoverskridende infrastrukturplanlægning, hurtigere
projektgennemførelse og en mere sammenhængende lovgivningsmæssig behandling af projekter af
fælles interesse. Dette vil give mulighed for en mere effektiv tilgang til udviklingen af
grænseoverskridende infrastrukturprojekter og mere rettidig gennemførelse af disse projekter.
(d) Opvejer fordelene ved en EU-indsats medlemsstaternes og de lokale og regionale
myndigheders tab af kompetence (ud over omkostninger og fordele ved at handle på
nationalt, lokalt og regionalt plan)?
At fremskynde gennemførelsen af energiinfrastrukturprojekter, der gør det muligt at opfylde den
europæiske grønne pagts mål om klimaneutralitet såvel som markedsintegration, konkurrenceevne
og forsyningssikkerhed til de lavest mulige omkostninger for forbrugere og virksomheder, er en høj
prioritet for alle medlemsstater. Derfor vil handling på EU-plan gøre det muligt at støtte alle
medlemsstater i deres bidrag til at opnå centrale energi- og klimapolitiske mål.
(e) Vil der være bedre juridisk klarhed for dem, der skal gennemføre lovgivningen?
Den foreslåede revision af den eksisterende TEN-E-ramme vil give juridisk klarhed for
projektiværksættere og nationale myndigheder. F.eks. vil bestemmelser om lovgivningsmæssig
behandling af projekter af fælles interesse blive præciseret.
3. Proportionalitetsprincippet: Hvordan EU bør agere
3.1 Indeholder begrundelsen (og enhver konsekvensanalyse), der ledsager Kommissionens forslag,
en passende begrundelse for forslagets proportionalitet og en erklæring, der gør det muligt at
vurdere, om forslaget er i overensstemmelse med proportionalitetsprincippet?
6
Både begrundelsen og konsekvensanalysen, der ledsager Kommissionens forslag, indeholder en
sådan begrundelse.
Initiativet overholder proportionalitetsprincippet. Det falder inden for handlingsmulighederne på
området for de transeuropæiske energinet som fastlagt i artikel 170 i traktaten om Den Europæiske
Unions funktionsmåde. Den politiske intervention er proportional med dimensionen og karakteren af
de udpegede problemer og opnåelsen af de fastsatte mål.
Forslaget går ikke ud over, hvad der er nødvendigt for at nå det overordnede mål om at fremme
rettidig udvikling af tilstrækkelige energiinfrastrukturer i hele Unionen og nabolandene for at kunne
opfylde Unionens energi- og klimamål i overensstemmelse med den europæiske grønne pagt, navnlig
med hensyn til 2030/2050-målene, herunder målet om klimaneutralitet, såvel som
markedsintegration, konkurrenceevne og forsyningssikkerhed.
Med udgangspunkt i resultaterne af evalueringen vurderede Kommissionen adskillige politiske
muligheder knyttet til fire områder, der påvirkes af den nuværende TEN-E-ramme, såsom
anvendelsesområde, forvaltning/infrastrukturplanlægning, tilladelse og offentlig deltagelse og
lovgivningsmæssig behandling.
Af vurderingen og sammenligningen af mulighederne (se især afsnit 7 og 8 i den ledsagende
konsekvensanalyse) fremgår det, at ingen enkelt mulighed er tilstrækkelig til at opfylde de fastsatte
mål. Fastsættelsen af en pakke med politiske muligheder, der er bedst egnet til at nå de specifikke
mål, er baseret på en vurdering, der omfatter proportionalitetsprincippet.
3.2 Baseret på svarene på nedenstående spørgsmål og oplysninger tilgængelige fra enhver
konsekvensanalyse, begrundelsen eller andre kilder, er den foreslåede handling en passende
måde at nå de tilsigtede mål på?
Den foreslåede handling omfatter foranstaltninger, der er passende for at nå initiativets tilsigtede
mål. Foranstaltningerne er forholdsmæssige og går ikke ud over, hvad der er nødvendigt. Uden EU-
handling ville medlemsstaterne ikke være i stand til at nå målene på en tilfredsstillende måde. Ekstra
omkostninger er meget begrænsede, og det omfatter foranstaltninger til at reducere direkte
omkostninger.
(a) Er initiativet begrænset til de aspekter, som medlemsstaterne ikke selv kan klare på
tilfredsstillende vis, og hvor Unionen kan gøre det bedre?
Uden handling på EU-plan vil medlemsstaterne ikke være i stand til at fastsætte passende
grænseoverskridende infrastrukturprojekter, der er nødvendige for at nå klima- og energipolitiske
mål baseret på integreret grænseoverskridende infrastrukturplanlægning. De foreslåede
foranstaltninger er begrænset til de aspekter, som medlemsstaterne ikke kan opnå tilfredsstillende
på egen hånd.
(b) Er formen af Unionens handling (instrumentvalg) berettiget, så simpelt som muligt og i
overensstemmelse med tilfredsstillende opnåelse og sikring af opfyldelsen af de forfulgte
målsætninger (f.eks. valg mellem regulering, (ramme)direktiv, henstilling eller alternative
regulerende metoder såsom samregulering mv.)?
Initiativet foreslår en revision af den eksisterende TEN-E-forordning og dermed for at opretholde det
valg af instrument, der har vist sig at fungere godt for at nå de mål, der forfølges i overensstemmelse
med den lovgivningsmæssige metode (samregulering) som foreskrevet i artikel 172 i TEUF.
7
(c) Giver Unionens indsats så megen plads til en national beslutning som muligt, samtidig med at
de opnåede mål opfyldes på tilfredsstillende vis? (Er det f.eks. muligt at begrænse europæisk
indsats til mindstekrav eller anvende et mindre stringent politisk instrument eller en mindre
stringent politisk tilgang?).
I henhold til artikel 171 i TEUF skal Unionen opstille et sæt retningslinjer, som omfatter mål og
prioriteter samt hovedlinjerne i de foranstaltninger, der påtænkes gennemført inden for
transeuropæiske net, og at der i disse retningslinjer udpeges projekter af fælles interesse. De
foreslåede aktioner tager udgangspunkt i disse bestemmelser for at skabe en EU-ramme, der er
nødvendig for at nå målene i TEUF.
(d) Udvikler initiativet økonomiske eller administrative omkostninger for Unionen, de nationale
regeringer, regionale eller lokale myndigheder, økonomiske aktører eller borgere? Står disse
omkostninger i forhold til det mål, der skal nås?
De foreslåede foranstaltninger er hovedsageligt forbedringer af den nuværende TEN-E-ramme.
Evalueringen har vist, at den nuværende forordning har fungeret godt. Under interessenthøringen
var de fleste berørte interessenter enige om, at forordningen er omkostningseffektiv og giver højere
fordele end omkostninger. Initiativet skaber begrænset yderligere økonomiske og administrative
byrder for projektiværksættere og Kommissionen samt ACER. De foreslåede
forenklingsforanstaltninger vil medføre direkte fordele, da tilbagevendende direkte omkostninger i
forbindelse med den administrative byrde vil falde som følge af de mindre strenge overvågnings- og
rapporteringskrav.
(e) Er der, under overholdelse af EU-lovgivningen, taget hensyn til særlige omstændigheder i de
enkelte medlemsstater?
Der er ikke påvist nogen særlig omstændighed i de enkelte medlemsstater.