Wetsvoorstel SESSION EXTRAORDINAIRE 2007 modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité (déposée par Mme Muriel Gerkens et consorts)

0065 DE BELGIQUE PROPOSITION DE LOI modifi ant la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité (déposée par Mme Muriel Gerkens et consorts) SOMMAIRE 1. Résumé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 2 . Développements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 3. Proposition de loi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 4. Annexe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 17 juillet 2007 SESSION EXTRAORDINAIRE 2007

Les producteurs d’électricité renouvelable sont soumis à des pénalités lorsque le niveau de production d’électricité qu’ils se sont engagés à fournir au réseau de distribution n’est pas suffi samment atteint ou est trop largement dépassé. Le législateur a pris une mesure de soutien très positive du secteur face aux exigences des distributeurs en limitant les pénalités lorsque les objectifs de production d’électricité éolienne en mer ne sont pas atteints. Les auteurs proposent que cet avantage soit également octroyé aux autres sources de production d’énergie renouvelable

RÉSUMÉ

DEVELOPPEMENTS

MESDAMES, MESSIEURS

La présente proposition de loi reprend le texte de la proposition de loi n° DOC 51 2110/001. Elle vise à accorder à l’ensemble des modes de production d’électricité renouvelable les avantages offerts à la production des éoliennes situées en mer tels que prévus par l’article 7 , § 3, de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité (Moniteur belge, 11 mai 1999). largement dépassé. C’est ce que les professionnels appellent le « balancing». Les prévisions météorologiques permettent aux producteurs d’électricité renouvelable d’estimer leur production quotidienne avec une marge d’erreur variable suivant les situations météorologiques et le taux de confi ance des prévisions. Des écarts de production, tant vers le haut que vers le bas, sont donc tout à fait normaux dans ces secteurs de production. La loi actuelle fi xe une plage de tolérance sans pénalité pour les éoliennes off-shore de 30% par rapport aux quantités d’électricité garanties par les producteurs pour alimenter le réseau, alors que pour les éoliennes sur terre, et pour les autres modes de production renouvelables la plage de tolérance est de 10%. Il s’agit d’une discrimination, qui n’est nulle part justifi ée dans la loi du 20 juillet 2005 modifi ant la loi du 19 avril 1999. Notre proposition de loi permet de lever cette discrimination et de généraliser cet avantage à l’ensemble des modes renouvelables de production d’électricité. Par équité mais aussi par souci de sécurité juridique car la loi actuelle est susceptible de recours devant la Cour d’arbitrage de la part des producteurs d’électricité via des énergies renouvelables autres que l’éolien offshore. En effet, le seul argument qui doit justifi er des plages de tolérance plus importantes et plus souples est celui de l’imprévisibilité des quantités de production d’électricité

et ceci concerne l’ensemble des éoliennes ainsi que les panneaux solaires photovoltaïques et, quoique dans une moindre mesure, les microcentrales hydroélectriques. Durant les débats concernant la loi du 20 juillet 2005 portant des dispositions diverses, le ministre de l’Économie a avancé différents arguments pour justifi er cette discrimination: – le fédéral ne peut prendre des dispositions que pour les éoliennes de la mer du Nord parce qu’il n’a de tutelle que sur celles-ci.

Les autres éoliennes bénéfi cient de quotas, de certifi cats verts dépendant des régions; – il s’agit de technologies nouvelles, beaucoup plus performantes mais moins prévisibles aujourd’hui que les éoliennes terrestres; – la rentabilité offshore est plus incertaine, il est donc plus diffi cile d’en prévoir production. Tout nouveau producteur qui aura accès au marché bénéfi ciera, au début des travaux, d’une plage de tolérance qui lui sera accordée pour n’importe quelle installation, donc aussi pour les installations renouvelables.

En matière de certifi cats verts, nous avons retenu une période de vingt ans alors qu’on avait parlé initialement de dix ans. Il faut mettre cela en rapport avec l’installation et l’entretien de cette installation en mer, qui est beaucoup plus coûteuse que sur terre. Or ces arguments sont erronés et ont été démontés à l’occasion des discussions : 1. La loi évoquée n’est pas dans le registre des certifi cats verts qui sont attribués par les régions et par le fédéral pour l’éolien offshore, mais dans le registre des tarifi cations et celles-ci intègrent le coût du balancing.

En la matière le fédéral est compétent pour toutes les productions d’électricité….TOUTES. La marge de tolérance autorisée avant pénalité dans le cas où le producteur ne respecte pas la quantité d’électricité qu’il avait prévue pour alimenter le réseau n’est pas une disposition régionale; elle est fédérale car elle intervient dans la structure tarifaire de l’électricité. Il n’y a donc pas de raison pour que cette marge de tolérance octroyée à l’électricité produite par l’éolien offshore ne soit pas applicable aux autres modes de production d’électricité tout autant imprévisibles.

S’il subsiste un doute quant au caractère fédéral de la compétence, rappelons que dans le dispositif fédéral existant, l’article 5 de l’arrêté royal du 11 octobre 2002 relatif aux obligations de service public dans le cadre du marché de l’électricité ainsi que l’article 317 de l’arrêté royal du 19 décembre 2002 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l’électricité et l’accès à celui-ci prévoient une plage de tolérance relative à l’équilibre, au bénéfi ce des énergies renouvelables et des unités de cogénération.

Dans le même ordre d’idées, l’article 5, § 7, de l’arrêté royal du 4 avril 2001 établissant la structure tarifaire du gestionnaire de réseau national de transport d’électricité dispose qu’ «en ce qui concerne les unités de production d’électricité utilisant des énergies renouvelables de prédictibilité limitée» les tarifs des services auxiliaires «contiennent un coeffi cient de réduction permettant de refl éter les caractéristiques du parc total de ces unités regroupées par type d’énergie».

Tous ces éléments indiquent que la loi actuelle introduit une discrimination par rapport à la législation belge et européenne. 2. La rentabilité est directement dépendante de la production, laquelle dépend des facteurs suivants:

- dimensionnement des machines; - vitesse et qualité du vent. Seuls les courants éoliens s’écoulant de façon laminaire peuvent être convertis en énergie utile par une éolienne. Par conséquent toute «surface de rugosité» freinant le vent ou provoquant des turbulences, en diminue la qualité. C’est pourquoi il est intéressant de placer des éoliennes en mer, le vent y étant plus régulier et de qualité plus constante.

Ceci penche donc, au contraire, vers une plus grande stabilité et prévisibilité de la production offshore. Le grand éloignement des éoliennes par rapport aux côtes en complique par contre la maintenance, réduisant la disponibilité des éoliennes. Ceci a pour conséquence d’en diminuer le rendement, sans pour autant que le caractère (im)prévisible de la production ne soit affecté. 3. La prévisibilité ne dépend pas fondamentalement du type de turbine ou de son emplacement mais de la performance des outils de prédiction du vent.

Or, les

outils de prédiction existants, utilisés pour l’offshore et l’onshore, sont exactement les mêmes. 4. Les principales différences technologiques entre éoliennes offshore et onshore concernent les éléments suivants: – les fondations et matériaux utilisés pour résister aux courants marins et à la corrosion due au sel; – la ventilation et le refroidissement dans la nacelle; – la nécessité de prévoir à l’intérieur de l’éolienne des équipements pour en faciliter la maintenance ainsi que pour permettre aux ouvriers de rester dans l’éolienne un certain temps s’ils sont «coincés» en cas de tempête en mer survenue au cours d’une opération de maintenance ou de réparation.

Au niveau du principe de fonctionnement, aucune différence n’existe entre éolienne offshore et onshore. Rien ne peut donc techniquement justifi er une différence de traitement. 5. La différence de coûts pour la construction et l’entretien des éoliennes offshore peut justifi er des différences dans les montants des certifi cats verts, dans les durées d’amortissement, dans le tarif de l’électricité produite mais en aucun cas, il ne s’agit d’un facteur qui intervient dans le degré de prévisibilité de la production.

Or les plages de tolérance accordées ne concernent que ce dernier aspect.

6. Les panneaux solaires photovoltaïques et, quoique dans une moindre mesure, les microcentrales hydroélectriques, souffrent de cette imprévisibilité caractéristique des technologies basées sur des sources d’énergie primaire fl uctuantes et diffi cilement prévisibles plus de 24 heures à l’avance. Ces modes de production sont aussi discriminés par les dispositions introduites par la loi du 20 juillet 2005.

7. Accorder des plages de tolérance plus grandes pour l’ensemble des nouveaux producteurs peut être une mesure intéressante pour favoriser l’émergence de nouveaux producteurs mais fondamentalement, cela ne se justifi e pas pour des modes de production stables dès les premiers Kw produits et la durée limitée dans le temps de cette tolérance pour les productions à partir d’énergie renouvelable ne se justifi e pas puisque la plus grande imprévisibilité est liée aux facteurs naturels de production qui persistent durant toute la durée de la production.

8. Enfi n, le problème des plages de tolérance n’est pas nouveau. Une réponse adéquate et juste doit être apportée d’urgence. En effet, le 19 novembre 2004, le secteur de l’énergie renouvelable – EDORA pour les producteurs wallons et bruxellois, ODE Vlaanderen pour les producteurs fl amands – a transmis aux ministres du gouvernement fédéral une note leur demandant d’appliquer ce mécanisme de tolérance à tout le secteur, en raison de la diffi culté de prédire correctement la quantité d’électricité qui sera fournie.

En décembre 2004, cette note était présentée à M. Vertessen, conseiller du ministre de l’Energie, par Marc Verwilghen, qui a reconnu l’existence du problème, sans apporter de réponse, à l’époque. Dans un avis du 27 avril 2004, le Conseil général de la CREG reconnaissait également ce problème et son impact négatif sur le fonctionnement du marché de l’électricité. Il demandait donc que des mesures soient prises.

La loi du 20 juillet 2005 n’a apporté de réponse qu’aux producteurs exploitant les éoliennes en Mer du Nord. Muriel GERKENS (Ecolo - Groen!) Tine VAN DER STRAETEN (Ecolo - Groen!) Philippe HENRY (Ecolo - Groen!) Meryem ALMACI (Ecolo - Groen!) Thérèse SNOY (Ecolo - Groen!) Wouter DE VRIENDT (Ecolo - Groen!) Zoé GENOT (Ecolo - Groen!) Juliette BOULET (Ecolo - Groen!) Jean-Marc NOLLET(Ecolo - Groen!)

Article 1er La présente loi règle une matière visée à l’article 78 de la Constitution.

Art. 2

Dans l’article 7, § 3, de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité, inséré par la loi du 20 juillet 2005, les mots «et toutes les autres installations de production qui utilisent des sources d’énergie renouvelables » sont insérés entre les mots «§ 2» et les mots «, l’écart». 28 juin 2007

TEXTE DE BASE ADAPTÉ À LA PROPOSITION

Loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité CHAPITRE II Production

Art. 7

§ 1er. Par arrêté délibéré en Conseil des ministres, après avis de la commission et concertation avec les gouvernements de région, le Roi peut:

1° prendre des mesures d’organisation du marché[, dont la mise en place d’un système d’octroi de certifi cats verts pour l’électricité produite conformément à l’article 6 ainsi que l’obligation de rachat à un prix minimal et de revente par le gestionnaire du réseau de certifi cats verts octroyés par les autorités fédérale ou régionales,] en vue d’assurer l’écoulement sur le marché, à un prix minimal, d’un volume minimal d’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables;

2° établir un mécanisme pour fi nancer tout ou partie des charges nettes qui découlent des mesures visées au 1°. Le mécanisme visé au premier alinéa, 2°, est, le cas échéant, géré par la commission et peut être alimenté en tout ou partie par une surcharge appliquée sur les tarifs visés à l’article 12 ou par un prélèvement sur l’ensemble, ou des catégories objectivement défi nies, de consommateurs d’énergie ou d’opérateurs sur le marché, selon les modalités fi xées par le Roi en application du premier alinéa, 2°.

Tout arrêté établissant une surcharge ou un prélèvement visés au deuxième alinéa est censé ne jamais avoir produit d’effets s’il n’a pas été confi rmé par la loi dans les [douze] mois de sa date d’entrée en vigueur. § 2. Pour les nouvelles installations de production d’électricité à partir des vents dans les espaces marins sur lesquels la Belgique peut exercer sa juridiction conformément au droit maritime international, faisant l’objet d’une concession domaniale visée à l’article 6, le gestionnaire du réseau fi nance à hauteur d’un tiers le coût du câble sous-marin, et ce pour un montant maximum de 25 millions d’euros pour un projet de 216 MW ou supérieur.

Ce fi nancement de 25 millions d’euros est réduit proportionnellement lorsque le projet est de

moins de 216 MW. Dans ce montant est compris l’achat, la livraison et la pose du câble sous-marin, ainsi que les installations de raccordement, les équipements et les jonctions de raccordement des installations de production mentionnées. Ce fi nancement est étalé sur cinq ans, à raison d’un cinquième par an prenant cours à la date de commencement des travaux. La commission contrôle le coût total à prendre en considération pour la contribution, sur base de l’offre, ou des offres, que le titulaire de la concession domaniale visée à l’article 6, § 1er, prend en compte en application de la loi du 24 décembre 1993 relative aux marchés publics et à certains marchés de travaux, fournitures et de services.

La commission exerce ce contrôle dans une période d’un mois après la présentation de la dite offre, ou des dites offres, par le titulaire de la concession domaniale visée à l’article 6, § 1er. La contribution est versée en cinq tranches égales à partir du mois suivant le commencement des premiers travaux, et à la même date les années suivantes. Dans le cas où les 216 MW projetés ne sont pas atteints, dans les cinq ans du début des travaux, un montant au pro rata des 25 millions d’euros est réclamé à l’initiative du ministre, après avis de la commission.

Le paiement de chaque tranche est effectué après demande du titulaire de la concession domaniale visée à l’article 6, § 1er. Cette demande comprend:

1° la preuve de la réalisation du programme d’investissement autorisé que la commission peut contrôler soit sur base des pièces transmises par le titulaire soit sur place;

2° la production de la preuve du respect des législations et des réglementations fi scales et sociales pendant l’exercice comptable clôturé précédant la demande de paiement. A défaut du respect des conditions visées à l’alinéa 3, sur proposition de la commission, le ministre suspend le versement de la tranche annuelle. En cas de nonrespect de ces conditions dû à un cas de force majeure et si l’activité économique de l’entreprise se poursuit, le versement de la tranche annuelle peut être maintenu par le ministre.

En cas de retrait de la décision d’octroi de paiement, la récupération des versements contestés s’effectue à l’initiative du ministre par toutes voies de droit. Les modalités de ce fi nancement seront déterminées par contrat entre le gestionnaire du réseau et le

titulaire de la concession domaniale. Le coût de cette contribution fi nancée par le gestionnaire du réseau est un coût imputable aux tâches visées à l’article 8. § 3. Pour les installations visées au § 2 et toutes les autres installations de production qui utilisent des sources d’énergie renouvelables1, l’écart de production est déterminé pour chaque unité de temps (en kW). Le Roi fi xe les modalités de calcul de l’écart de production sur proposition du gestionnaire du réseau et sur l’avis de la commission, en ce compris la manière dont le surcoût est intégré dans les tarifs du gestionnaire du réseau, compte tenu des dispositions suivantes:

1° la quantité d’énergie correspondant à un pourcentage d’écart de production positif inférieur ou égal à 30% est achetée par le gestionnaire du réseau au prix de référence du marché, diminué de 10 %;

2° la quantité d’énergie correspondant à un pourcentage d’écart de production négatif dont la valeur absolue est inférieure ou égale à 30% est fournie par le gestionnaire de réseau au concessionnaire au prix de référence du marché, augmenté de 10%;

3° la quantité d’énergie correspondant à un pourcentage d’écart de production dont la valeur absolue dépasse 30 % est calculée sur la base du tarif du gestionnaire du réseau pour la compensation des déséquilibres ou, le cas échéant, conformément aux conditions du marché pour l’énergie de déséquilibre. § 4. Pour les projets d’installations visées au § 2, introduits jusqu’au 31 décembre 2007, et en cas de retrait de la concession domaniale mentionnée à l’article 6, § 1er, ou de tout autre permis ou autorisation octroyé par le gouvernement fédéral et nécessaire à la réalisation complète du projet, ou en cas d’arrêt au cours de la période d’édifi cation du projet, par suite d’un arrêté non fondé sur une réglementation, pris ou non sur avis de l’instance compétente, sans qu’il puisse être reproché au titulaire de la concession domaniale, une négligence démontrable ou manquement, une mesure, telle que décrite à l’alinéa 4, est prévue afi n de garantir la sécurité d’investissement du projet, compte tenu de l’aspect novateur du projet.

Au moment de l’entrée en vigueur du retrait ou arrêt tel que décrit à l’alinéa 1er, une évaluation est faite par la commission. Cette évaluation prend en compte:

1° le coût total annuel couvrant les investissements, frais d’exploitation et charges fi nancières;

2° les différents revenus découlant du cadre réglementaire en vigueur et des possibilités de rachats de l’énergie. La commission propose, sur base de l’évaluation de l’alinéa 2, les adaptations nécessaires au prix des certifi cats verts, applicables à ce projet, afi n d’assurer une rentabilité équivalente à celle d’un investissement à long terme présentant des risques similaires, conformément aux meilleures pratiques des marchés fi nanciers internationaux.

Dans un délai de soixante jours après réception de la proposition de la commission, le Roi fi xe, sur base de la proposition de la commission, par arrêté délibéré en Conseil des ministres, les adaptations nécessaires au prix des certifi cats verts applicables à ce projet.

La commission veille à ce que sa proposition soit compatible avec la réglementation en vigueur.] entrale – Cette publication est imprimée exclusivement sur du papier entièrement recyclé